Raport al investigației privind...Definiţii 7 DEFINIŢII 1. acces la conductele de alimentare din amonte - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau al unui

Consiliul Concurenţei

2018

Raport al investigației privind

sectorul gazelor naturale din

România

2

Cuprins

ABREVIERI ......................................................................................................................................................6

DEFINIŢII ........................................................................................................................................................7

INTRODUCERE ............................................................................................................................................ 15

CAPITOLUL I – REGLEMENTAREA SECTORULUI GAZELOR NATURALE ........................................................ 16

1.1 Cadrul de reglementare la nivelul Uniunii Europene .................................................................. 16

1.1.1 Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor

naturale 19

1.1.2 Regulamentul nr. 713/2009 de instituire a Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de

Reglementare din Domeniul Energiei ................................................................................................ 23

1.1.3 Regulamentul (CE) nr. 715/2009 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul

gazelor naturale .................................................................................................................................. 24

1.1.4 Regulamentul (CE) nr. 984/2013 de stabilire a unui cod al reţelei privind mecanismele de

alocare a capacităţii în sistemele de transport al gazelor şi de completare a Regulamentului (CE) nr.

715/2009 25

1.1.5 Directiva 2008/92/CE privind o procedura comunitară de ameliorare a transparenţei

preţurilor la gaz şi energie electrică aplicate utilizatorilor finali din industrie ................................... 27

1.1.6 Directiva 2013/30/CE privind siguranţa operaţiunilor petroliere si gaziere offshore ........ 28

1.1.7 Regulamentul (CE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării

cu gaze naturale ................................................................................................................................. 29

1.1.8 Regulamentul (CE) nr. 1227/2011 privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de

energie (REMIT) .................................................................................................................................. 31

1.1.9 Regulamentul (UE) nr. 347/2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile

energetice transeuropene .................................................................................................................. 32

1.1.10 Regulamentul (CE) nr. 1348/2014 privind raportarea de date pentru punerea în aplicare a

art. 8 (2) şi (6) din Regulamentul nr. 1227/2011 ................................................................................ 34

1.2 Cadrul de reglementare la nivel naţional ................................................................................... 35

1.2.1 Legislaţia primară ............................................................................................................... 35

1.2.2 Reglementarea activităţilor din sectorul gazelor naturale ................................................. 39

CAPITOLUL II - PIEȚELE DE ENERGIE DIN PERSPECTIVA TEORIEI MICROECONOMICE ............................... 57

2.1 Introducere ................................................................................................................................. 57

2.2 Modelul pieței cu concurență perfectă ...................................................................................... 57

2.2.1 Extensii ale modelului de bază al pieței .................................................................................... 59

A. Existența resurselor limitate ...................................................................................................... 59

B. Specificitatea investițiilor ........................................................................................................... 60

C. Indivizibilitatea capitalului .......................................................................................................... 61

D. Intensitatea capitalului ............................................................................................................... 62

2.3 Modelul pieței de monopol ........................................................................................................ 63

3

2.4 Monopolul natural ...................................................................................................................... 64

2.4.1 Economiile de scală ca sursă a monopolului natural ......................................................... 64

2.4.2 Soluții la ineficiențele generate de monopolul natural ...................................................... 65

2.4.3 Un exemplu privind limitele concurenței în cazul monopolului natural ............................ 66

2.5 Concluzii ...................................................................................................................................... 67

CAPITOLUL III - EVOLUŢIA SECTORULUI GAZELOR NATURALE DIN ROMÂNIA ........................................... 69

3.1 Consumul şi sursele de acoperire ............................................................................................... 69

3.1.1 Producţia de gaze naturale ................................................................................................. 70

3.1.2 Importul de gaze naturale .................................................................................................. 71

3.2 Restructurarea sectorului ........................................................................................................... 71

3.3 Caracteristici structurale determinante pentru funcţionarea pieţei gazelor naturale ............... 72

3.4 Liberalizarea pieţei gazelor naturale ........................................................................................... 73

3.5 Structura sectorului de gaze naturale ......................................................................................... 75

3.5.1 Activităţile de explorare, dezvoltare şi producţie .............................................................. 78

3.5.2 Activitatea de furnizare a gazelor naturale ........................................................................ 78

3.5.3 Piaţa centralizată de tranzacţionare .................................................................................. 79

3.5.4 Transportul gazelor naturale .............................................................................................. 79

3.5.5 Înmagazinarea gazelor naturale ......................................................................................... 79

3.5.6 Distribuţia gazelor naturale ................................................................................................ 80

CAPITOLUL IV - SURSELE DE APROVIZIONARE ŞI EXPORTURILE ................................................................. 81

4.1 Producţia gazelor naturale din România .................................................................................... 81

4.1.1 Aspecte generale privind activităţile din segmentul upstream de gaze naturale .............. 81

4.1.2 Situaţia zăcămintelor de gaze naturale exploatate în România ......................................... 85

4.1.3 Prezentarea principalilor titulari de acorduri petroliere .................................................... 86

4.1.4 Situaţia producţiei de gaze naturale în perioada 2012 - 2016 ........................................... 92

4.1.5 Perspective în activitatea de producţie .............................................................................. 97

4.2 Importul gazelor naturale ........................................................................................................... 98

4.3 Evaluarea segmentului producției de gaze naturale din România prin intermediul Indicelui

Agregat de Presiune Concurențială ...................................................................................................... 100

4.4 Exporturile de gaze naturale ..................................................................................................... 106

4.5 Evoluţia prețurilor gazelor naturale .......................................................................................... 109

CAPITOLUL V - ACTIVITATEA DE FURNIZARE A GAZELOR NATURALE ...................................................... 116

5.1 Furnizarea în regim reglementat .............................................................................................. 120

5.2 Furnizarea în regim concurenţial .............................................................................................. 125

5.3 Piaţa furnizării angro de gaze naturale ..................................................................................... 127

5.3.1 Piaţa furnizării angro în regim concurenţial ..................................................................... 127

4

5.4 Piaţa de furnizare cu amănuntul a gazelor naturale ................................................................. 152

CAPITOLUL VI - IMPACTUL REGLEMENTĂRILOR ASUPRA PIEŢEI CONCURENŢIALE ................................. 190

6.1 „Obligaţia de bandă” ................................................................................................................. 190

6.2 Obligaţia de stoc minim ............................................................................................................ 197

6.3 Regimul de taxare a producţiei de hidrocarburi în România .................................................... 205

6.4 Obligaţia tranzacţionării pe pieţele centralizate ...................................................................... 208

6.4.1 Experienţa europeană ...................................................................................................... 209

6.4.2 Operatorii pieţelor centralizate din România .................................................................. 210

6.4.3 Evoluţia cadrului legislativ şi efecte pe piaţă ................................................................... 213

6.4.4 Opinii ale furnizorilor şi problematici semnalate ............................................................. 223

6.4.5 Aspecte legate de reglementare: ..................................................................................... 224

6.4.6 Aspecte privind capacitatea financiară a operatorilor ..................................................... 226

6.4.7 Aspecte privind organizarea şi funcţionarea platformelor centralizate, respectiv

problematica infrastructurii existente ............................................................................................. 226

6.4.8 Adoptarea modelui pieţei energie electrică ..................................................................... 231

6.4.9 Paliere cantitative şi durată .............................................................................................. 233

6.5 Concluzii .................................................................................................................................... 234

CAPITOLUL VII – TRANSPORTUL GAZELOR NATURALE ............................................................................. 236

7.1 Descrierea activităţii de transport al gazelor naturale în România .......................................... 236

7.2 Piaţa transportului de gaze naturale din România ................................................................... 241

7.3 Rezervarea de capacitate .......................................................................................................... 245

7.4 Echilibrarea ............................................................................................................................... 246

CAPITOLUL VIII - DISTRIBUŢIA GAZELOR NATURALE ................................................................................ 255

8.1 Concesionarea serviciului public de distribuţie a gazelor naturale .......................................... 255

8.2 Drepturile şi obligaţiile operatorului de distribuţie a gazelor naturale .................................... 256

8.3 Accesul şi racordarea la reţeaua de distribuţie a gazelor naturale .......................................... 260

8.4 Principiile sistemului de preţuri şi tarife reglementate ............................................................ 264

8.5 Situaţia sistemelor de distribuţie din România ......................................................................... 264

CAPITOLUL IX – ÎNMAGAZINAREA ............................................................................................................ 272

9.1 Cadrul legal ............................................................................................................................... 272

9.2 Rolul activităţii de înmagazinare ............................................................................................... 273

9.3 Concurenţi ................................................................................................................................. 274

9.4 Evoluţia tarifelor de înmagazinare ............................................................................................ 274

9.5 Opiniile furnizorilor cu privire la activitatea de înmagazinare.................................................. 276

CAPITOLUL X - Concluzii privind funcţionarea pieţelor din sectorul gazelor naturale în perioada 2012-

2016 .......................................................................................................................................................... 281

5

CAPITOLUL XI - RECOMANDĂRI ................................................................................................................ 307

Abrevieri

6

ABREVIERI

ACER Agenţia pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei

ANRE Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei

ANRM Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale

BRM Bursa Română de Mărfuri SA

CE Comisia Europeană

CET centrală electrică de termoficare

CTE centrală termoelectrică

CPET clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze

naturale utilizată la producerea energiei termice în centrale de cogenerare şi în centrale termice,

destinată consumului populaţiei

DOPGN Direcţia Operator Piaţă Gaze Naturale, organizată în cadrul Societăţii Naţionale de

Transport Gaze Naturale „Transgaz” – S.A. Mediaş

ENTSO-G reţea europeană a operatorilor de transport și de sistem de gaze naturale

EUROSTAT Biroul Statistic al Comunităților Europene

GNC gaz natural comprimat

GNCV gaz natural comprimat pentru vehicule

GNL gaz natural lichefiat

GPL gaze petroliere lichefiate

IAPC indicele agregat de presiune concurenţială

IU instalaţie de utilizare

mc metru cub

MWh megawatt oră

OÎ operator înmagazinare

OPCOM operatorul pieţei de energie electrică şi gaze naturale din România

OSD operator al sistemului de distribuţie

OTS operator de transport și de sistem

REMIT Regulamentul (CE) nr. 1227/2011 privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de

energie

SD sistem de distribuţie

SNT Sistemul naţional de transport al gazelor naturale

TFUE Tratatul privind Funcţionarea Uniunii Europene

UE Uniunea Europeană

UR utilizator de reţea

Definiţii

7

DEFINIŢII

1. acces la conductele de alimentare din amonte - dreptul unui operator economic din

sectorul gazelor naturale sau al unui client eligibil de a utiliza conductele de alimentare din

amonte, mai puţin partea utilizată în procesele de producţie a gazelor naturale, respectiv în

punctul în care gazele naturale îndeplinesc condiţiile tehnice de calitate pentru a putea fi

comercializate;

2. acces la sistemul de distribuţie - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor

naturale sau al unui client de a utiliza sistemul de distribuţie;

3. acces la sistemul de înmagazinare - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor

naturale sau al unui client de a utiliza sistemul de înmagazinare subterană;

4. acces la sistemul de transport - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor

naturale sau al unui client de a utiliza sistemul de transport;

5. acces la terminalul GNL - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau

al unui client de a utiliza terminalul GNL;

6. activităţi conexe - activităţi complementare celor de producţie, transport, distribuţie,

înmagazinare a gazelor naturale, ce sunt desfăşurate de către operatorul licenţiat, conform

condiţiilor de valabilitate ale licenţelor de operare a sistemelor respective;

7. aparat de utilizare - parte componentă a instalaţiei de utilizare a gazelor naturale, destinată

să consume gaze naturale în calitate de combustibil sau de materie primă, cu îndeplinirea

condiţiilor legale pentru funcţionare;

8. autorizaţie/licenţă - actul administrativ individual emis de ANRE, acordat unei persoane

fizice sau juridice, pentru exercitarea unui drept şi executarea unor obligaţii;

9. autoritate competentă - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei -

ANRE, care este organizată şi funcţionează în conformitate cu prevederile legii;

10. aviz tehnic - documentul emis în urma analizei unei documentaţii tehnice, care atestă

respectarea condiţiilor impuse de legislaţia în vigoare;

11. biogaz - amestec de gaze de origine biogenă produs prin procese de fermentaţie, gazeificare

sau piroliză a unor substanţe organice;

12. biometan - biogaz adus la parametrii de calitate pentru a putea fi utilizat în reţelele de

transport şi distribuţie în amestec cu gazele naturale;

13. bunuri proprietate a terţilor - elemente componente ale sistemelor de transport sau ale

sistemelor de distribuţie, utilizate de către operatorii licenţiaţi pentru realizarea serviciilor de

transport sau de distribuţie, bunuri neincluse în patrimoniul acestora;

14. capacitate - fluxul maxim, exprimat în unitate de volum pe unitate de timp sau în unitate de

energie pe unitate de timp, la care are dreptul utilizatorul reţelei în conformitate cu

prevederile contractuale;

15. capacitate contractată - capacitatea pe care operatorul sistemului a alocat-o unui utilizator

printr-un contract;

Definiţii

8

16. capacitate disponibilă - partea din capacitatea tehnică care nu este alocată şi este încă

disponibilă pentru sistem în momentul respectiv;

17. capacitate fermă - capacitatea garantată contractual ca fiind neîntreruptibilă de către

operatorul sistemului;

18. capacitate întreruptibilă - capacitatea care poate fi întreruptă de operatorul sistemului, în

conformitate cu condiţiile prevăzute în contractul cu utilizatorul reţelei;

19. capacitate neutilizată - capacitatea fermă pe care a achiziţionat-o un utilizator al reţelei, în

baza unui contract, dar pe care utilizatorul nu a nominalizat-o până la termenul - limită

specificat în contract;

20. capacitate tehnică - capacitatea fermă maximă pe care o poate oferi operatorul sistemului

unui utilizator, luând în considerare integritatea sistemului respectiv şi cerinţele de

exploatare ale acestuia;

21. client - clientul angro, clientul final de gaze naturale sau un operator economic din sectorul

gazelor naturale care cumpără gaze naturale;

22. client angro - persoană fizică sau juridică, alta decât un operator de transport şi de sistem

sau un operator de distribuţie, care cumpără gaze naturale în scopul revânzării în interiorul

sau în afara sistemului în care este stabilită;

23. client casnic - clientul care cumpără gaze naturale pentru consumul casnic propriu;

24. client eligibil - clientul care este liber să cumpere gaze naturale de la un furnizor ales de

acesta;

25. client final - clientul care cumpără gaze naturale pentru uz propriu;

26. client industrial - clientul final noncasnic care utilizează gaze naturale în procese

industriale prin intermediul unor instalaţii definite conform reglementării nediscriminatorii

aprobate de ANRE;

27. client industrial nou - clientul industrial care se racordează pentru prima oară la un sistem;

nu se consideră clienţi industriali noi acei clienţi care sunt succesorii în drepturi - universali,

cu titlu universal şi/sau cu titlu particular-ai unor clienţi finali care au sau care au avut o

instalaţie de racordare la un sistem de distribuţie ori de transport al gazelor naturale sau la o

conductă de alimentare din amonte;

28. client noncasnic - clientul care cumpără gaze naturale ce nu sunt destinate consumului

casnic propriu;

29. client vulnerabil - clientul final aparţinând unei categorii de clienţi casnici care, din motive

de vârstă, sănătate sau venituri reduse, se află în risc de marginalizare socială şi care, pentru

prevenirea acestui risc, beneficiază de măsuri de protecţie socială, inclusiv de natură

financiară. Măsurile de protecţie socială, precum şi criteriile de eligibilitate pentru acestea se

stabilesc prin acte normative;

30. client întreruptibil de siguranţă - client final care prin reducerea consumului său până la

oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie de

urgenţă. Reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă,

precum şi orice alte măsuri de realizare a implementării Regulamentul UE nr. 994/2010 al

Definiţii

9

Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de

garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE

a Consiliului se realizează prin hotărâre a Guvernului elaborată la propunerea ministerului

de resort în calitate de autoritate competentă;

31. cod - colecţie de reglementări cu caracter tehnic şi/sau comercial, elaborate sau aprobate de

către ANRE, prin care se stabilesc reguli şi proceduri pentru operatorii economici din

sectorul gazelor naturale;

32. conductă de alimentare din amonte - orice conductă ori reţea de conducte exploatată

şi/sau construită ca parte a unui proiect de producere de gaze naturale ori ţiţei sau utilizată

pentru transportul gazelor naturale de la perimetrul/perimetrele în care se desfăşoară

proiectele de producere a gazelor naturale şi ţiţeiului către un sistem, o instalaţie, un

terminal de prelucrare sau către un terminal de descărcare de coastă;

33. conductă de transport - ansamblul format din conducte, inclusiv instalaţiile, echipamentele

şi dotările aferente, care funcţionează în principal în regim de înaltă presiune, prin care se

asigură transportul gazelor naturale între punctele de preluare din conductele de alimentare

din amonte, din conductele de interconectare, punctele de preluare din import sau din

terminalele GNL, până la punctele de predare la operatorii de distribuţie, la clienţii finali sau

în conductele de interconectare;

34. conductă de interconectare - conductă de transport care traversează sau trece peste o

frontieră dintre două state membre ale Uniunii Europene pentru unicul scop al conectării

sistemelor de transport ale acestor state; conductele de interconectare cu statele ce nu sunt

membre ale Uniunii Europene sunt supuse prevederilor acordurilor cu aceste state;

35. consum tehnologic - cantitatea de gaze naturale, certificată pe baza metodologiei elaborate

de Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale, necesară a fi consumată de către un operator

economic pentru asigurarea parametrilor tehnologici necesari desfăşurării activităţii de

producţie şi înmagazinare, respectiv cantitatea de gaze naturale certificată pe baza

metodologiilor elaborate de ANRE, necesară a fi consumată de către un operator economic

pentru asigurarea parametrilor tehnologici necesari desfăşurării activităţii de distribuţie,

respectiv de transport al gazelor naturale;

36. contract de furnizare a gazelor naturale - un contract de vânzare-cumpărare a gazelor

naturale, care exclude un instrument de finanţare din domeniul gazelor naturale;

37. contorizare inteligentă - sistem avansat de contorizare care furnizează informaţii

consumatorului final şi operatorului privind consumul real de energie electrică sau de gaze

naturale, precum şi despre momentul efectiv al consumului şi care oferă opţiuni

consumatorului în vederea utilizării eficiente a energiei;

38. contract de tip take or pay - contract de vânzare - cumpărare care obligă cumpărătorul să

plătească o anumită cantitate negociată, chiar în absenţa preluării acesteia;

39. depozit de înmagazinare subterană - spaţiul din scoarţa terestră având calităţi naturale sau

dobândite ca urmare a unor operaţiuni petroliere sau activităţi miniere anterioare, proprii

pentru injectarea, depozitarea şi extragerea unor volume de gaze naturale, aflat în

proprietatea publică a statului;

Definiţii

10

40. deţinerea controlului - orice drepturi, contracte sau orice alte elemente care, fiecare în parte

ori luate împreună şi ţinând seama de circumstanţele de fapt sau de drept, conferă

posibilitatea de a exercita o influenţă determinantă asupra unei întreprinderi, în special prin:

- drepturi de proprietate sau de folosinţă asupra totalităţii ori a unei părţi din

activele unei întreprinderi;

- drepturi sau contracte care conferă o influenţă determinantă asupra structurii

întreprinderii, votului sau deciziilor organelor de conducere ale unei întreprinderi;

41. dispecerizare - activitatea specifică de echilibrare permanentă şi operativă, la nivelul

sistemelor, a cantităţilor de gaze naturale intrate şi, respectiv, ieşite, la parametrii rezultaţi

din obligaţiile de livrare, precum şi luarea măsurilor de limitare a efectelor situaţiilor

excepţionale, cum ar fi: temperaturi foarte scăzute, calamităţi naturale, avarii majore şi altele

asemenea, prin folosirea de mijloace specifice;

42. distribuţia gazelor naturale - activitatea de vehiculare a gazelor naturale printr-un sistem

de conducte de distribuţie pentru a fi furnizate clienţilor, dar neincluzând furnizarea;

43. durata de funcţionare - intervalul de timp în care un obiectiv din sectorul gazelor naturale

realizează scopul pentru care a fost construit în condiţii de siguranţă şi de eficienţă

economică, conform reglementărilor în vigoare;

44. furnizarea gazelor naturale - activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale, inclusiv

GNL, către clienţi;

45. furnizor - persoană fizică sau juridică ce realizează activitatea de furnizare a gazelor

naturale;

46. furnizor de ultimă instanţă - furnizorul desemnat de autoritatea competentă pentru a presta

serviciul de furnizare în condiţii specifice reglementate;

47. gaz natural comprimat (GNC) - gazul natural comprimat ta presiuni cuprinse între 200-

280 bari, stocat şi comercializat în recipiente speciale în vederea utilizării drept combustibil;

48. gaz natural comprimat pentru vehicule (GNCV) - gazul natural stocat în recipiente sub

presiune, prin comprimare, în scopul utilizării drept combustibil pentru vehicule cu motoare

termice;

49. gaz natural lichefiat (GNL) - gazul natural care, în urma unor procese specifice, este adus

în stare lichidă şi stocat în recipiente speciale;

50. gaze naturale - gazele libere din zăcămintele de gaz metan, gazele dizolvate în ţiţei, cele din

câmpul de gaze asociat zăcămintelor de ţiţei, precum şi gazele rezultate din extracţia sau

separarea hidrocarburilor lichide;

51. gaze petroliere lichefiate (GPL) - fracţii de hidrocarburi uşoare derivate din procesele de

rafinare, din instalaţiile de stabilizare a ţiţeiului şi din procesarea gazelor naturale, care sunt

în mod normal lichefiate, prin creşterea presiunii sau scăderea temperaturii, pentru a fi

transportate ori depozitate, având o presiune de vapori care nu o depăşeşte pe cea admisă

pentru propanul comercial, compuse predominant din următoarele hidrocarburi, singure sau

în amestec: propan, propenă (propilenă), butan (n-butan şi/sau izo-butan) şi butene

(butilene), inclusiv butadiene;

Definiţii

11

52. informaţie sensibilă comercial - informaţie a cărei divulgare ar putea restrânge, împiedica

ori denatura concurenţa pe piaţa de gaze naturale şi/sau ar conduce la producerea de

prejudicii participanţilor la piaţă;

53. infrastructură nouă - infrastructură care nu a fost finalizată până la data de 4 august 2003;

54. instalaţie tehnologică de suprafaţă aferentă producţiei de gaze naturale - ansamblul

format din aparatele, accesoriile şi conductele, inclusiv cele din amonte, utilizate pentru

producţia şi vehicularea gazelor naturale;

55. instalaţie de înmagazinare - instalaţia utilizată pentru înmagazinarea gazelor naturale şi

care este deţinută şi/sau exploatată de un operator de înmagazinare, inclusiv instalaţiile GNL

utilizate pentru stocare, dar excluzând partea utilizată pentru activităţile de producţie,

precum şi instalaţiile rezervate exclusiv pentru operatorii de transport şi de sistem, în

vederea îndeplinirii atribuţiilor lor;

56. instalaţie de utilizare - ansamblul de conducte, aparate şi accesorii, inclusiv focarul şi coşul

de evacuare a gazelor arse, situat după staţia/postul de reglare a presiunii şi măsurare a

debitului, după caz, cu excepţia aparatului de măsurare a debitului, care face parte din

sistemul de distribuţie;

57. instrument financiar derivat pe gaze naturale - instrument financiar derivat pe mărfuri,

astfel cum sunt aceste tipuri de instrumente financiare explicitate în reglementările în

vigoare privind pieţele de instrumente financiare;

58. înmagazinarea gazelor naturale - ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de

operatorul de înmagazinare pentru sau în legătură cu rezervarea capacităţii de înmagazinare

în depozitele subterane şi pentru injecţia, depozitarea şi extracţia din aceste capacităţi a unor

cantităţi determinate de gaze naturale;

59. magistrală directă - conducta de transport de gaze naturale complementară sistemului

interconectat;

60. monopol natural în domeniul gazelor naturale - situaţie în care serviciile de transport, de

înmagazinare/stocare sau de distribuţie a gazelor naturale se asigură de către un singur

operator pentru o zonă determinată;

61. Autoritate concedentă pentru serviciul public de distribuţie gaze - Ministerul Energiei,

minister de resort;

62. obiectiv din sectorul gazelor naturale - conductă de alimentare din amonte aferentă

producţiei de gaze naturale, un sistem de transport, distribuţie sau înmagazinare a gazelor

naturale ori o parte componentă a uneia dintre acestea;

63. operator al terminatului GNL - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de

lichefiere a gazelor naturale ori importul, descărcarea şi regazeificarea GNL şi răspunde de

exploatarea unei instalaţii GNL;

64. operator al pieţei de gaze naturale - persoana juridică ce asigură organizarea şi

administrarea pieţelor centralizate, cu excepţia pieţei de echilibrare, în vederea

tranzacţionării de gaze naturale pe termen scurt, mediu şi lung;

Definiţii

12

65. operator conducte de alimentare din amonte - persoana fizică sau juridică ce realizează

activitatea de producţie a gazelor naturale şi răspunde de exploatarea, întreţinerea şi, dacă

este necesar, dezvoltarea conductelor de alimentare din amonte într-o anumită zonă;

66. operator de distribuţie - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de distribuţie

a gazelor naturale îh una sau mai multe zone delimitate şi răspunde de exploatarea,

întreţinerea şi dezvoltarea sistemului în respectiva zonă şi, după caz, a interconectărilor sale

cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului, în vederea

satisfacerii la un nivel rezonabil a cererii pentru distribuţia gazelor naturale;

67. operator de înmagazinare - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de

înmagazinare şi răspunde de exploatarea instalaţiei de înmagazinare a gazelor naturale;

68. operator de transport şi de sistem - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de

transport al gazelor naturale şi răspunde de exploatarea, întreţinerea şi, dacă este necesar,

dezvoltarea sistemului de transport într-o anumită zonă şi, după caz, a interconectărilor sale

cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului, în vederea

satisfacerii cererii pentru transportul gazelor naturale;

69. operator economic afiliat - orice alt operator economic care, direct sau indirect,

controlează operatorul economic specificat, este controlat de acesta ori este sub control

comun împreună cu acest operator economic;

70. operator economic din sectorul gazelor naturale - persoana fizică sau juridică, cu

excepţia clienţilor finali, care desfăşoară cel puţin una dintre următoarele activităţi:

producţie, transport, distribuţie, furnizare, administrare de piaţă centralizată, cumpărare sau

înmagazinare de gaze naturale, inclusiv GNL, şi care are atribuţii comerciale, tehnice şi/sau

de mentenanţă legate de respectivele activităţi;

71. operator economic integrat din sectorul gazelor naturale - operator economic din

sectorul gazelor naturale integrat vertical sau orizontal;

72. operator economic integrat pe orizontală - operator economic din sectorul gazelor

naturale care desfăşoară cel puţin una dintre activităţile de producţie, transport, distribuţie,

furnizare sau înmagazinare a gazelor naturale, precum şi o activitate din afara sectorului

gazelor naturale;

73. operator economic integrat pe verticală - operator economic sau un grup de operatori din

sectorul gazelor naturale în care aceeaşi persoană ori aceleaşi persoane este (sunt)

îndreptăţită (îndreptăţite), în mod direct sau indirect, să exercite controlul asupra acestuia şi

care desfăşoară cel puţin una dintre activităţile de transport, distribuţie, înmagazinare a

gazelor naturale, inclusiv pentru GNL, şi cel puţin una dintre activităţile de producţie sau de

furnizare de gaze naturale;

74. piaţa de gaze naturale - cadrul de organizare în care se tranzacţionează gaze naturale şi

serviciile asociate;

75. piaţa centralizată de gaze naturale - cadrul organizat de desfăşurare a tranzacţiilor cu gaze

naturale între diverşi operatori economici, intermediate de un operator al pieţei de gaze

naturale, pe baza unor reguli specifice aprobate de autoritatea competentă;

Definiţii

13

76. piaţa de echilibrare a gazelor naturale - cadrul organizat de desfăşurare a tranzacţiilor cu

gaze naturale între diverşi operatori economici, intermediate de operatorul sistemului de

transport, pe baza unor reguli specifice aprobate de ANRE;

77. planificare pe termen lung - planificarea pe termen lung a capacităţii de alimentare şi

transport a operatorilor economici din sectorul gazelor naturale, în scopul satisfacerii cererii

de gaze naturale a sistemului, al diversificării surselor şi al asigurării alimentării clienţilor;

78. preţ reglementat - preţul la care este realizată furnizarea gazelor naturale în baza unui

contract-cadru, a unor standarde de calitate a serviciului şi/sau a unor condiţii specifice

stabilite de autoritatea competentă;

79. racord - conducta de legătură între o ramură principală (conductă de alimentare din amonte,

conductă de transport, conductă de distribuţie a gazelor naturale) şi o staţie de măsurare sau

o staţie de reglare, măsurare, predare a gazelor naturale, care alimentează un sistem de

distribuţie, unul ori mai mulţi clienţi finali;

80. reţea de transport şi/sau de distribuţie - ansamblul de conducte conectate între ele,

inclusiv instalaţiile şi echipamentele aferente pentru vehicularea gazelor naturale, conform

reglementărilor tehnice specifice;

81. rezervare de capacitate - menţinerea unei părţi din capacitatea disponibilă de

transport/distribuţie/înmagazinare la dispoziţia utilizatorilor în vederea transportului/

distribuţiei/înmagazinării unei cantităţi de gaze naturale determinate;

82. sectorul gazelor naturale - ansamblul activităţilor desfăşurate de operatorii economici

pentru producţia, transportul, înmagazinarea, distribuţia şi furnizarea de gaze naturale,

biogaz, biometan, GPL, GNL şi GNC/GNCV, precum şi instalaţiile şi echipamentele

folosite pentru realizarea acestor activităţi;

83. serviciu de sistem - orice serviciu necesar pentru accesul şi exploatarea reţelelor de

transport, reţelelor de distribuţie, instalaţiilor GNL şi/sau de înmagazinare, inclusiv

dispozitive de echilibrare a sarcinilor, de amestecare şi de injectare a gazelor inerte, dar

excluzând instalaţiile rezervate exclusiv pentru operatorii de transport şi de sistem, de

distribuţie sau de înmagazinare în vederea îndeplinirii atribuţiilor acestora;

84. serviciu public - activitatea de interes general în domeniul gazelor naturale, autorizată, şi

monitorizată de o autoritate publică.

85. siguranţă - siguranţa aprovizionării cu gaze naturale şi securitatea tehnică a obiectivelor;

86. sistem - orice reţea de transport, distribuţie, terminal GNL şi/sau instalaţie de înmagazinare

exploatată de un operator economic din sectorul gazelor naturale, inclusiv instalaţiile

aferente acestora prin care se asigură servicii de sistem, inclusiv stocarea în conducte,

precum şi instalaţiile operatorilor economici afiliaţi, necesare pentru asigurarea accesului la

sistemul de transport, de distribuţie, la depozitul de înmagazinare sau terminalul GNL;

87. sistem de transport - ansamblul de conducte conectate între ele, inclusiv instalaţiile şi

echipamentele aferente pentru vehicularea gazelor naturale, conform reglementărilor tehnice

specifice, prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de

exploatare sau a celor provenite din import şi livrarea către distribuitori, clienţi direcţi, la

înmagazinare, şi către beneficiarii din diverse ţări;

Definiţii

14

88. sistemul naţional de transport (SNT) - sistemul de transport situat pe teritoriul României şi

care se află în proprietatea publică a statului;

89. sistem interconectat - un număr de sisteme legate între ele;

90. stocare în conductă - stocarea gazelor prin compresie în sistemele de transport şi distribuţie

a gazelor naturale, dar excluzând cantităţile de gaze naturale rezervate de operatorii

sistemului de transport sau distribuţie în vederea îndeplinirii atribuţiilor acestora;

91. terminal de coastă - ansamblul de instalaţii amplasat pe ţărmul Mării Negre unde se asigură

preluarea gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine, respectiv

punctul în care gazele naturale îndeplinesc condiţiile tehnice de calitate pentru a putea fi

comercializate;

92. terminal GNL - totalitatea instalaţiilor necesare pentru lichefierea gazelor naturale sau

pentru importul, descărcarea şi regazeificarea GNL şi care include serviciile auxiliare şi

instalaţiile de înmagazinare temporară necesare pentru procesul de regazeificare şi livrarea

ulterioară către sistemul de transport, dar care nu include nicio parte a terminalelor GNL

utilizate pentru stocare;

93. transportul gazelor naturale - vehicularea gazelor naturale printr-o reţea care constă în

principal din conducte de înaltă presiune, alta decât o reţea de conducte de alimentare din

amonte şi decât acea parte din conductele de înaltă presiune care este folosită în principal

pentru distribuţia de gaze naturale la nivel local, în scopul de a le livra clienţilor, dar fără a

include furnizarea;

94. utilizator de sistem - persoana fizică sau juridică ce alimentează sistemul sau este deservită

de sistem;

95. zonă de protecţie - zona adiacentă obiectivelor din sectorul gazelor naturale, extinsă în

spaţiu, în care se instituie interdicţii privind accesul persoanelor, regimul activităţilor şi al

construcţiilor, stabilite prin norme tehnice;

96. zonă de siguranţă - zona adiacentă obiectivelor din sectorul gazelor naturale, extinsă în

spaţiu, în care se instituie restricţii şi interdicţii, în scopul asigurării funcţionării normale şi

pentru evitarea punerii în pericol a persoanelor, bunurilor şi mediului, stabilite prin norme

tehnice; zona de siguranţă cuprinde şi zona de protecţie.

Introducere

15

INTRODUCERE

Sectorul gazelor naturale, parte a sectorulului energetic, reprezintă o componentă strategică a

economiei naționale și un suport pentru dezvoltarea celorlalte sectoare ale economiei românești.

România ocupă locul 3 în rândul statelor membre ale Uniunii Europene ca nivel al rezervelor de

gaze naturale şi are o tradiţie îndelungată în industria energetică, capitalizând o resursă umană cu

o vastă experienţă în industria de petrol şi gaze.

Procesul de tranziţie spre o piaţă concurenţială în sectorul gazelor naturale reprezintă o parte

integrantă a politicii energetice, orientată spre atingerea a trei obiective europene strâns legate:

un sector energetic concurenţial şi eficient, securitatea aprovizionării şi o dezvoltare durabilă.

Dată fiind importanţa acestui sector, prin Ordinul nr. 145/2012 al preşedintelui Consiliului

Concurenţei a fost declanşată o investigaţie privind sectorul gazelor naturale din România, în

baza art. 26 lit. 1) din Legea concurenţei nr. 21/1996, republicată, cu modificările şi completările

ulterioare1.

Obiectivul central al investigaţiei este reprezentat de realizarea unei analize aprofundate a

modului de funcţionare a întregului sector şi de identificarea potenţialelor disfuncţionalităţi ale

acestuia, care acţionează în detrimentul bunăstării consumatorului. Avȃnd ȋn vedere scopul

general al investigaţiei sectoriale, principalele obiective urmărite sunt: gradul de concentrare,

integrare, transparenţă şi liberalizare a pieţelor din sector, impactul reglementărilor asupra

segmentului concurenţial şi analiza mecanismelor concurenţiale din sector în contextul

procesului de tranziţie din zona reglementată în zona concurenţială.

1 În vigoare la data declanşării investigaţiei.

Capitolul I – Reglementarea sectorului gazelor naturale

16

CAPITOLUL I – REGLEMENTAREA SECTORULUI GAZELOR

NATURALE

1.1 Cadrul de reglementare la nivelul Uniunii Europene

Politica Uniunii Europene în domeniul energiei pentru perioada până în 2020 se bazează pe trei

obiective fundamentale, pentru care UE a propus pachete separate de reformă legislativă şi de

reglementare:

Durabilitate – subliniază preocuparea UE pentru schimbările climatice, prin reducerea

emisiilor sale de gaze cu efect de seră (GES) cu cel puțin 20% față de nivelurile din 1990,

atingerea gradului de 20% din energie din surse regenerabile şi creșterea cu 20% a

eficienței energetice. În acest sens, în decembrie 2008, a fost aprobat Pachetul „Energie –

Schimbări Climatice”.

Competitivitate – vizează asigurarea implementării efective a pieţei interne de energie. În

acest sens, în septembrie 2008, a fost adoptat cel de-al treilea pachet legislativ pentru

piaţa internă de energie.

Siguranţa în alimentarea cu energie – vizează reducerea vulnerabilităţii UE în privinţa

importurilor de energie, a întreruperilor în alimentare, a posibilelor crize energetice şi a

nesiguranţei privind alimentarea cu energie în viitor. În acest sens, în anul 2014 a fost

lansată Strategia privind securitatea energetică a Uniunii Europene2.

Relevant din perspectivă concurenţială este cel de-al doilea aspect, legat de implementarea

efectivă a pieţei interne de gaze naturale. Având în vedere importanţa gazelor naturale, care

reprezintă un sfert din energia primară folosită în Uniunea Europeană, în perioada anilor 1990,

când cele mai multe pieţe din sectorul gazelor naturale aveau structură de monopol, Uniunea

Europeană şi statele membre au decis deschiderea graduală a acestor pieţe către concurenţă, prin:

- diferențierea între segmentele concurenţiale ale industriei (furnizarea către clienţi) şi

segmentele neconcurenţiale (operarea reţelelor);

- obligarea operatorilor de segmente neconcurenţiale ale industriei (reţele şi alte

infrastructuri) de a permite accesul terţilor la infrastructură;

- liberalizarea segmentului de furnizare (eliminarea barierelor care împiedică furnizorii

alternativi să importe sau să producă energie);

- eliminarea graduală a restricţiilor care îi împiedică pe clienţi să îşi schimbe furnizorul;

- înființarea organismelor independente de reglementare, care să monitorizeze sectorul.

Piaţa internă a gazelor naturale, care a fost implementată treptat în întreaga Comunitate

Europeană începând cu anul 1999, are drept obiectiv să ofere tuturor consumatorilor din Uniune,

indiferent dacă sunt persoane fizice sau juridice, posibilităţi reale de alegere, precum și noi

oportunităţi de afaceri și un comerţ transfrontalier mai intens, pentru a asigura obţinerea de

2 http://ec.europa.eu/energy/en/topics/imports-and-secure-supplies.


17

progrese în materie de eficienţă, preţuri competitive și îmbunătăţirea calităţii serviciilor, precum

și pentru a contribui la siguranţa alimentării și la dezvoltarea durabilă3.

Libertăţile pe care tratatul le garantează cetăţenilor Uniunii – printre altele, libera circulaţie a

mărfurilor, libertatea de stabilire și libertatea de a presta servicii – pot fi efective numai în cadrul

unei pieţe deschise în totalitate, care permite tuturor consumatorilor să își aleagă liber furnizorii

și tuturor furnizorilor să își livreze liber produsele clienţilor.

Având în vedere dezvoltarea continuă a sectorului energetic din statele membre ale Uniunii

Europene sub aspectul restructurării şi modernizării, cu scopul de a crea condiţii de piaţă în acest

sector caracterizat de un nivel înalt de monopol natural, Comisia Europeană a iniţiat un proces

vast de elaborare a cadrului legal pentru crearea condiţiilor de dezvoltare a pieţei în sectorul

energetic, în special în sectorul de energie electrică şi cel de gaze naturale.

Eforturile forului comunitar în această direcţie s-au concretizat în adoptarea mai multor acte

legislative care să îmbunătăţească funcţionarea sectorului energetic, în special în ceea ce priveşte

relaţiile dintre consumatori şi furnizori şi concurenţa dintre diferiţi producători de energie.

Prima directivă privind liberalizarea sectorului gazelor naturale a fost adoptată în anul 1998 şi

trebuia transpusă în legislaţia statelor membre până în anul 2000.A doua directivă privind

liberalizarea sectorului gazelor naturale a fost adoptată în anul 2003 şi trebuia transpusă în

legislaţia statelor membre până în anul 2004.

Cu toate acestea, Comisia a constatat, după câţiva ani de aplicare a Directivei 2003/55/CE, că

încă există obstacole în calea vânzării de gaze naturale în condiţii de egalitate, fără discriminare

sau vreun dezavantaj în cadrul Comunităţii şi că nu există un acces nediscriminatoriu la reţea și

nici un nivel comparabil în ceea ce privește supravegherea normativă din fiecare stat membru.

Deşi au fost făcute progrese semnificative, concurenţa s-a dezvoltat cu paşi mărunţi, majoritatea

pieţelor au rămas naţionale şi cu un nivel crescut de concentrare. Companiile care încercau să

intre pe piaţă, liderii de piaţă, grupurile de decizie şi grupurile de consumatori erau preocupate de

dezvoltarea slabă a pieţelor de energie, cu preţuri mari şi posibilităţi limitate de alegere pentru

consumatori. Problemele de concurenţă percepute au determinat Comisia Europeană să deschidă

o investigaţie sectorială pentru a identifica barierele care împiedicau dezvoltarea unei pieţe unice

funcţionale, deschisă şi competitivă, care ar fi putut asigura preţuri corecte pentru consumatorii

finali, o alocare eficientă a resurselor, deschidere mai mare către energia regenerabilă şi o bază

sustenabilă economic pentru securitatea aprovizionării. Rezultatele analizei s-au concretizat într-

un raport final publicat în anul 2007, care a concluzionat că există distorsiuni serioase ale

concurenţei, în special în următoarele direcții:

- pieţele angro menţin un nivel înalt de concentrare, comparabil cu cel de dinaintea liberalizării;

- lipsa lichidităţilor şi accesul limitat la infrastructură împiedică intrarea unor noi furnizori care

să îşi ofere serviciile consumatorilor;

- vânzările transfrontaliere nu exercită o presiune concurenţială semnificativă;

- lipsesc informaţiile actuale şi de încredere;

3 Directiva 2009/73/CE A Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru

piaţa internă în sectorul gazelor naturale și de abrogare a Directivei 2003/55/CE.


18

- mecanismele de formare a preţurilor trebuie să fie mai eficiente şi mai transparente pentru a

transfera către consumatori toate avantajele unei pieţe deschise.

Având în vedere disfuncţionalităţile constatate în cadrul investigaţiei sectoriale, după

implementarea aşa-numitului „pachet II legislativ energetic”, în scopul atingerii obiectivului

principal al Uniunii Europene, de finalizare a pieţei interne a energiei electrice și a gazelor

naturale, Comisia Europeană a propus al treilea pachet de liberalizare a pieţelor de energie,

cunoscut ca „pachetul III legislativ energetic”. Acest pachet este format din:

Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor

naturale, care modifică şi completează Directiva 2003/55/CE;

Regulamentul (CE) nr. 713/2009 de instituire a Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor

de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER);

Regulamentul (CE) nr. 715/2009 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul

gazelor naturale, care modifică şi completează Regulamentul (CE) nr. 1775/2005.

În plus faţă de pachetul III, au fost adoptate o serie de reglementări care vizează probleme

specifice sectorului energetic, respectiv:

Directiva 2008/92/CE privind procedura comunitară de ameliorare a transparenţei

preţurilor la gaz şi energie electrică aplicate utilizatorilor finali din industrie;

Directiva 2013/30/CE privind siguranţa operaţiunilor petroliere și gaziere offshore şi de

modificare a Directivei 2004/35/CE;

Regulamentul (CE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării

cu gaze naturale;

Regulamentul (CE) nr. 1227/2011 privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de

energie (REMIT);

Regulamentul (CE) nr. 1348/2014 privind raportarea de date pentru punerea în aplicare a

art. 8 (2) şi (6) din Regulamentul (CE) nr. 1227/2011.

La fiecare etapă de legiferare, Comisia Europeană a introdus noi reguli privind activităţile

desfăşurate în sectorul energetic, cu scopul atingerii unor obiective specifice, respectiv

securitatea furnizării energiei şi gazelor naturale, atragerea investiţiilor în reţelele de transport,

asigurarea drepturilor consumatorilor pentru alegerea furnizorului de energie sau gaze naturale,

promovarea eficienţei energetice, atât din perspectiva producţiei/furnizării, cât şi din perspectiva

consumului.

Pachetul III legislativ energetic

După aprobarea legislaţiei care permitea consumatorilor europeni să beneficieze de drepturile

oferite de pieţele de energie, în special de dreptul de a alege furnizorul de energie, s-a dovedit că

aceasta nu a fost implementată cu succes în toate statele membre ale Uniunii Europene. Din acest

considerent, s-a recurs la elaborarea regulilor noi, care ar putea rezolva deficienţele structurale

existente pe ambele pieţe, de energie electrică şi de gaze naturale. Regulile prevăzute de pachetul

II privind separarea activităţilor din sectorul de distribuţie şi transport de cele de furnizare şi

producere a energiei nu au asigurat o funcţionare adecvată a pieţelor, în special din cauza

existenţei unui număr mare de operatori de reţea care aveau posibilitatea de a crea în continuare

condiţii discriminatorii pentru noii furnizori sau producători, în favoarea celor care deja stabiliţi

pe piaţă. S-a constatat că noile companii care doreau sa intre pe piaţa de gaze naturale, fără altă


19

opţiune decât aceea de a utiliza reţelele existente, întâmpinau dificultăţi din considerentul

favorizării de către operatorii de reţele a altor companii.

Pentru a îmbunătăţi condiţiile de piaţă, în special cele de acces a noilor companii care se ocupă

de producerea şi furnizarea gazelor naturale, Comisia Europeană, în baza experienţei

implementării pachetului II, a venit cu propuneri de separare a activităţilor de transport de cele

de producere şi furnizare, asigurând astfel acces la serviciile de transport pentru orice companie

care intenţionează să intre pe piaţa internă de gaze naturale cu activităţi de producere sau

furnizare. Reglementarea accesului la reţelele existente a fost condiţionată şi de considerente

economice, întrucât construcţia unei reţele de transport paralele cu cea existentă este o investiţie

prea costisitoare pentru un furnizor, iar reţeaua de transport este considerată drept monopol

natural.

1.1.1 Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul

gazelor naturale

Normele privind separarea juridică și funcţională, prevăzute în Directiva 2003/55/CE, nu au

condus la separarea efectivă a operatorilor de transport și de sistem, care poate fi asigurată doar

prin eliminarea stimulării întreprinderilor integrate vertical de a exercita o discriminare asupra

concurenţilor în ceea ce privește accesul la reţea și investiţiile. Separarea proprietăţii, care

implică desemnarea proprietarului reţelei ca operator de sistem și independenţa sa faţă de orice

interese legate de furnizare și producere, reprezintă cu certitudine o modalitate eficace și sigură

de soluţionare a conflictului inerent de interese și de a garanta siguranţa alimentării.

Fără o separare efectivă a reţelelor de activităţile de producere și de furnizare, există riscul

discriminării, nu doar în ceea ce privește exploatarea reţelei, ci și în privinţa stimulării

întreprinderilor integrate vertical de a investi în mod corespunzător în propriile reţele.

Principalele direcţii trasate statelor membre prin acest act normativ urmăresc obiectivele

Comisiei Europene de îmbunătăţire a condiţiilor pe pieţele de energie, respectiv:

A. Statele membre trebuie să garanteze că aceeași persoană sau aceleași persoane nu are/nu au

dreptul de a exercita controlul asupra unei întreprinderi de producţie sau de furnizare și, în

același timp, de a exercita controlul sau vreun drept asupra unui operator de transport și de

sistem sau asupra vreunui sistem de transport. În mod reciproc, controlul asupra unui sistem de

transport sau asupra unui operator de transport și de sistem ar trebui să excludă posibilitatea

exercitării controlului sau a unui drept asupra unei întreprinderi de producţie sau de furnizare.

Separarea ar trebui să reușească să elimine orice conflict de interese între producători, furnizori

și operatorii de transport și de sistem, pentru a crea stimulente pentru investiţiile necesare și

pentru a garanta accesul noilor operatori pe piaţă, pe baza unui regim de reglementare

transparent și eficient, și nu ar trebui să creeze un regim de reglementare excesiv de oneros sau

de anevoios pentru autorităţile de reglementare naţionale.

Eficacitatea deplină a soluţiilor privind înfiinţarea de operatori de sistem sau de transport

independenţi ar trebui să fie asigurată prin intermediul unor norme suplimentare specifice.

Normele privind operatorii de transport independenţi propun un cadru de reglementare adecvat

pentru a garanta concurenţa loială, investiţii suficiente, accesul pentru noii operatori de pe piaţă

și integrarea pieţelor gazelor.


20

B. Statele membre trebuie să garanteze posibilitatea clienţilor mari noncasnici să-și aleagă

furnizorii, precum și să încheie contracte cu mai mulţi furnizori pentru a-și asigura satisfacerea

nevoilor de gaze naturale, cu scopul de a dezvolta concurenţa pe piaţa internă a gazelor naturale.

Această categorie de clienţi ar trebui să fie protejată împotriva clauzelor de exclusivitate din

contracte, care au ca efect excluderea ofertelor concurente și/sau complementare.

C. Având în vedere că directiva permite multe tipuri de organizare a pieţelor naţionale în cadrul

pieţei interne, măsurile pe care statele membre le pot adopta pentru a asigura condiţii de

concurenţă echitabile ar trebui să se bazeze pe cerinţe prioritare de interes general, cu consultarea

Comisiei Europene cu privire la compatibilitatea măsurilor cu dispoziţiile tratatului și cu

legislaţia comunitară.

Punerea în aplicare a separării efective ar trebui să respecte principiul nediscriminării dintre

sectorul public și cel privat. În acest scop, aceeași persoană nu ar trebui să aibă posibilitatea de a

exercita controlul sau orice drept, încălcând normele de separare a proprietăţii sau opţiunea

operatorului de sistem independent, în mod exclusiv sau în comun, asupra alcătuirii, votului sau

deciziei, atât ale organelor de conducere ale operatorilor de transport și de sistem sau ale

sistemelor de transport, cât și ale organelor de conducere ale întreprinderilor de furnizare sau de

producţie.

D. Statele membre trebuie să ia măsuri suplimentare în vederea asigurării unor tarife

transparente și nediscriminatorii pentru accesul la transport. Aceste tarife ar trebui să fie

aplicabile tuturor utilizatorilor, fără nicio discriminare.

E. Statele membre trebuie să asigure independenţa operatorilor de înmagazinare, pentru a se

îmbunătăţi accesul terţilor la instalaţiile de înmagazinare, atunci când este necesar din punct de

vedere tehnic și/sau economic pentru asigurarea unui acces eficient la sistem în vederea

alimentării clienţilor.

În consecinţă, este oportun ca instalaţiile de înmagazinare să fie exploatate prin entităţi separate

din punct de vedere juridic, care dispun de drepturi efective de luare a deciziilor în ceea ce

privește activele necesare pentru întreţinerea, exploatarea și dezvoltarea acestora.

Atunci când instalaţia de înmagazinare, înmagazinarea în conductă sau serviciile de sistem

operează pe o piaţă suficient de concurenţială, ar putea fi autorizat accesul pe baza unor

mecanisme de piaţă transparente și nediscriminatorii.

Este, de asemenea, necesară creșterea transparenţei privind capacitatea de înmagazinare acordată

terţilor, impunând statelor membre obligaţia de a defini și de a publica un cadru clar și

nediscriminatoriu, care să stabilească regimul de reglementare corespunzător aplicabil

instalaţiilor de înmagazinare. Această obligaţie nu ar trebui să presupună o nouă decizie privind

regimurile de acces, ci ar trebui să îmbunătăţească transparenţa referitoare la regimul de acces la

înmagazinare.

Cerinţele de confidenţialitate pentru informaţiile sensibile din punct de vedere comercial sunt

deosebit de importante în ceea ce privește datele de natură strategică și în cazul în care există un

singur utilizator pentru o instalaţie de înmagazinare.

F. Statele membre trebuie să garanteze accesul nediscriminatoriu la reţelele de distribuţie, care

determină accesul la clienţi la nivelul pieţei cu amănuntul.


21

Aspectele care pot implica discriminare în ceea ce privește accesul terţilor și investiţiile sunt, cu

toate acestea, mai puţin semnificative la nivelul distribuţiei decât la nivelul transportului, întrucât

congestia la nivelul transportului și influenţa intereselor legate de producere sunt, în general, mai

semnificative decât la nivelul distribuţiei.

În plus, separarea juridică și funcţională a operatorilor de distribuţie a devenit, în temeiul

Directivei 2003/55/CE, obligatorie doar cu începere de la 1 iulie 2007, iar efectele sale asupra

pieţei interne a gazelor naturale trebuiau încă evaluate, întrucât normele privind separarea

juridică și funcţională pot duce la o separare efectivă dacă sunt definite clar, puse în aplicare în

mod corespunzător și monitorizate îndeaproape.

Pentru asigurarea unor condiţii de concurenţă echitabile la nivelul pieţei cu amănuntul,

activităţile operatorilor de distribuţie ar trebui, prin urmare, monitorizate, în scopul de a

împiedica acești operatori să profite de integrarea lor verticală în ceea ce privește poziţia lor

concurenţială pe piaţă, în special în raport cu clienţii casnici și cu clienţi mici noncasnici.

G. Statele membre trebuie să adopte măsuri concrete pentru a sprijini utilizarea pe scară mai

largă a biogazului și a gazului obţinut din biomasă, iar producătorilor acestor tipuri de gaze ar

trebui să li se acorde accesul nediscriminatoriu la sistemul de gaze, cu condiţia ca acest acces să

fie în permanenţă compatibil cu normele tehnice și de siguranţă relevante.

H. Statele membre trebuie să aibă posibilitatea de a excepta micii operatori de distribuţie de la

cerinţele juridice privind separarea distribuţiei, pentru a evita impunerea unei sarcini financiare și

administrative disproporţionate asupra acestor întreprinderi.

În cazul în care este utilizat un sistem de distribuţie închis pentru a asigura eficienţa optimă a

furnizării integrate de energie, care necesită standarde specifice de exploatare, sau în cazul în

care un sistem de distribuţie închis este menţinut, în principal, pentru a fi utilizat de către

proprietarul sistemului, ar fi posibil ca operatorul de distribuţie să fie scutit de obligaţiile care ar

reprezenta o povară administrativă inutilă din cauza naturii speciale a relaţiei dintre operatorul de

distribuţie și utilizatorii sistemului. Platformele industriale, comerciale sau de servicii comune,

precum clădirile aparţinând gărilor, aeroporturile, spitalele, campingurile mari cu facilităţi

integrate sau platformele industriale chimice pot cuprinde distribuţie închisă, datorită

caracterului specializat al operaţiunilor acestora.

I. Statele membre trebuie să garanteze accesul efectiv la piaţă tuturor actorilor, inclusiv noilor

intraţi, prin crearea unor mecanisme de echilibrare nediscriminatorii și care să reflecte costurile.

Acest lucru ar trebui să fie realizat prin crearea unor mecanisme de piaţă transparente pentru

furnizarea și cumpărarea de gaze naturale, necesare în vederea echilibrării. Autorităţile de

reglementare naţionale ar trebui să joace un rol activ pentru a garanta faptul că tarifele de

echilibrare sunt nediscriminatorii și reflectă costurile. În același timp, ar trebui oferite stimulente

adecvate pentru a echilibra intrările și ieșirile de gaze naturale și pentru a nu periclita sistemul.

J. Statele membre trebuie să adopte măsuri în vederea creşterii lichidităţii şi a transparenţei

pieţelor de gaze naturale.

Piaţa internă a gazelor naturale suferă din pricina lipsei de lichiditate și de transparenţă, ceea ce

împiedică alocarea eficientă a resurselor, operaţiunile de asigurare în vederea limitării riscurilor

și pătrunderea de noi concurenţi pe piaţă. Încrederea în piaţă, lichiditatea acesteia, precum și


22

numărul de participanţi pe piaţă trebuie să crească, fiind necesară în acest scop creșterea

supravegherii exercitate de autorităţile de reglementare asupra întreprinderilor active în sectorul

alimentării cu gaze naturale.

K. Statele membre trebuie să monitorizeze permanent echilibrul dintre cerere şi ofertă şi

transparenţa în ceea ce priveşte formarea preţurilor, având în vedere că gazele naturale sunt

importate în cantităţi tot mai mari în Comunitate, în special din ţări terţe.

Legislaţia comunitară ţine seama de caracteristicile gazelor naturale, de anumite rigidităţi

structurale provocate de concentrarea furnizorilor, contractele pe termen lung sau lipsa de

lichidităţi în aval. În interesul siguranţei alimentării, este necesar să se monitorizeze echilibrul

dintre cerere și ofertă în fiecare stat membru și să se întocmească un raport privind situaţia la

nivel comunitar, luându-se în considerare capacitatea de interconexiune între zone.

Această monitorizare ar trebui să fie realizată în timp util, pentru a permite luarea unor măsuri

corespunzătoare, în cazul în care siguranţa alimentării este compromisă. Construirea și

întreţinerea infrastructurii de reţea necesare, inclusiv a capacităţii de interconexiune, ar trebui să

contribuie la asigurarea unei aprovizionări stabile cu gaze naturale.

L. Statele membre trebuie să monitorizeze contractele pe termen lung, pentru a se asigura că

acestea nu aduc atingere obiectivului directivei și sunt compatibile cu tratatul, inclusiv cu

normele de concurenţă, întrucât acestea rămân un element important al alimentării cu gaze

naturale a statelor membre și este necesar ca acestea să rămână o posibilitate oferită

întreprinderilor care furnizează gaze naturale.

În consecinţă, este necesar să se ţină cont de contractele pe termen lung în planificarea capacităţii

de alimentare și transport a întreprinderilor din sectorul gazelor naturale.

M. Statele membre trebuie să evalueze dacă este posibilă introducerea unor sisteme de

contorizare inteligente.

Evaluarea economică trebuie sa demonstreze dacă introducerea unor astfel de sisteme de

contorizare este rezonabilă din punct de vedere economic și eficientă din punct de vedere al

costurilor.

N. Statele membre trebuie să se asigure că autorităţile de reglementare în domeniul energiei pot

lua decizii privind ansamblul aspectelor relevante legate de reglementare, pentru a asigura

funcţionarea corespunzătoare a pieţei interne a gazelor naturale, și sunt pe deplin independente

faţă de orice alte interese publice sau private.

Directiva 2003/55/CE a introdus obligativitatea statelor membre de a institui autorităţi de

reglementare cu competenţe specifice. Cu toate acestea, experienţa a arătat că eficacitatea

reglementării este adesea afectată de lipsa de independenţă a autorităţilor de reglementare faţă de

autorităţile publice centrale, precum și de insuficienţa competenţelor de care dispun și de puterea

limitată de decizie.

Autorităţile de reglementare naţionale trebuie să aibă posibilitatea de a stabili sau de a aproba

tarifele sau metodele de calcul al tarifelor, pe baza propunerii operatorului de transport și de

sistem sau a operatorului (operatorilor) de distribuţie sau a operatorului de sistem de gaze

naturale lichefiate (GNL) sau pe baza unei propuneri agreate de acest (acești) operator(i) și de

utilizatorii reţelei.


23

În realizarea acestor sarcini, autorităţile de reglementare naţionale ar trebui să asigure faptul că

tarifele de transport și de distribuţie sunt nediscriminatorii și reflectă costurile și ar trebui să ţină

cont de costurile de reţea marginale evitate pe termen lung, ca urmare a măsurilor de gestionare a

cererii.

Autorităţile de reglementare în domeniul energiei trebuie să aibă posibilitatea de a emite decizii

obligatorii în ceea ce privește activitatea întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi de a

impune sancţiuni efective, proporţionale și cu efect de descurajare împotriva întreprinderilor din

sectorul gazelor naturale care nu își respectă obligaţiile.

Autorităţile de reglementare din domeniul energiei ar trebui să aibă, de asemenea, puterea de a

decide, independent de aplicarea normelor în materie de concurenţă, cu privire la măsurile

corespunzătoare care să garanteze beneficii clienţilor prin intermediul promovării unei

concurenţe efective, necesare unei funcţionări corespunzătoare a pieţei interne a gazelor naturale.

Introducerea unor programe de cesiune de contracte de furnizare a gazelor naturale reprezintă

una dintre măsurile care poate fi utilizată pentru a promova concurenţa reală și pentru a asigura

buna funcţionare a pieţei.

Autorităţile de reglementare în domeniul energiei ar trebui să aibă, de asemenea, competenţa să

contribuie la asigurarea de standarde ridicate ale serviciului public, în conformitate cu principiile

legate de deschiderea pieţei, la protecţia consumatorilor vulnerabili și la asigurarea unei eficienţe

depline a măsurilor de protecţie a consumatorilor.

În concluzie, promovarea concurenţei loiale și a accesului facil al diferiţilor furnizori de gaze

naturale ar trebui să aibă o importanţă crucială pentru statele membre în scopul de a permite

consumatorilor să profite pe deplin de oportunităţile unei pieţe interne liberalizate în sectorul

gazelor naturale.

1.1.2 Regulamentul nr. 713/2009 de instituire a Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor

de Reglementare din Domeniul Energiei

În scopul implementării eficiente a celui de-al treilea pachet legislativ privind liberalizarea

piețelor energetice, la nivel european s-a decis înfiinţarea Agenţiei pentru Cooperarea

Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER).

Potrivit regulamentului de instituire, ACER are un rol cheie în funcționarea piețelor electricității

și gazelor naturale din Uniunea Europeană, date fiind următoarele competenţe:

completarea și coordonarea activităţii autorităților naționale de reglementare;

participarea la elaborarea normelor privind rețelele europene;

în anumite condiții, luarea unor decizii individuale cu caracter obligatoriu privind

termenii și condițiile de acces la infrastructura transfrontalieră și siguranța operațională a

acesteia;

consilierea instituțiilor europene privind diverse probleme legate de energie;

va monitoriza evoluțiile piețelor energetice, prezentând rapoarte în acest sens.

În conformitate cu Regulamentul nr. 713/2009, ACER trebuie să-și îndeplinească sarcinile

începând cu data de 3 martie 2011. La aceeași dată, celelalte acte legislative care alcătuiesc cel


24

de-al treilea pachet privind liberalizarea sectorului energetic trebuie să fie transpuse sau să

devină aplicabile în legislațiile statelor membre.

1.1.3 Regulamentul (CE) nr. 715/2009 privind condiţiile de acces la reţelele pentru

transportul gazelor naturale

Monitorizarea pieţei realizată în ultimii ani de autorităţile de reglementare naţionale și de

Comisie a demonstrat că cerinţele de transparenţă și normele privind accesul la infrastructură

sunt insuficiente pentru a asigura existenţa unei pieţe interne a gazelor cu adevărat funcţională,

deschisă și eficientă.

La momentul elaborării regulamentului, s-a constatat că încă există obstacole în calea vânzării de

gaze naturale în condiţii de egalitate, fără discriminare sau vreun dezavantaj în cadrul

Comunităţii, că nu există încă în fiecare stat membru un acces nediscriminatoriu la reţea și nici

niveluri de supraveghere exercitată de autorităţile de reglementare, similare din punct de vedere

al eficacităţii, iar pieţe izolate există în continuare. De aceea, este necesar un set comun minim

de servicii referitoare la accesul terţilor pentru a oferi un standard comun minim care să

reglementeze condiţiile practice de acces în întreaga Comunitate, pentru a garanta că serviciile

referitoare la accesul terţilor sunt suficient de compatibile și pentru a permite valorificarea

avantajelor pe care le oferă o bună funcţionare a pieţei interne a gazelor naturale.

Practica a demonstrat, de asemenea, că, în pofida aplicării anumitor principii de gestionare a

congestiei, cum ar fi oferirea de capacități întreruptibile, astfel cum sunt prevăzute în

Regulamentul (CE) nr. 1775/2005 al Parlamentului European și al Consiliului din 28 septembrie

2005 privind condițiile de acces la rețelele pentru transportul gazelor naturale și în Regulamentul

(CE) nr. 715/2009, congestia contractuală din cadrul rețelelor de transport al gazelor din Uniune

rămâne un obstacol în calea dezvoltării unei piețe interne a gazelor naturale care să funcționeze

fără probleme.

Pentru finalizarea pieţei interne a gazelor naturale, ar trebui să se atingă un nivel suficient al

capacităţii de interconectare transfrontalieră în ceea ce privește gazele, iar integrarea pieţei ar

trebui promovată. Este necesară, în special, o mai bună cooperare și coordonare între operatorii

de transport și de sistem, pentru a crea coduri de reţea, în vederea asigurării și gestionării unui

acces eficient și transparent la reţelele de transport transfrontaliere, precum și pentru a garanta o

planificare coordonată și suficient orientată spre viitor și o evoluţie tehnică satisfăcătoare a

sistemului de transport în cadrul Comunităţii, inclusiv crearea de capacităţi de interconectare,

acordând atenţia cuvenită protecţiei mediului.

În scopul asigurării unei gestionări optime a reţelelor de transport de gaze din Comunitate, ar

trebui instituită o reţea europeană a operatorilor de transport și de sistem de gaze naturale

(ENTSO de gaze). Atribuţiile acesteia trebuie clar definite şi îndeplinite în conformitate cu

normele comunitare în domeniul concurenţei, iar metoda sa de lucru ar trebui să asigure

eficienţa, transparenţa și natura reprezentativă a ENTSO de gaze.

În scopul consolidării concurenţei prin crearea de pieţe angro lichide ale gazelor naturale, este

vital ca acestea să poată fi comercializate independent de localizarea în sistem. Unica modalitate

de a realiza acest lucru este de a oferi utilizatorilor reţelei libertatea de a rezerva, în mod

independent, capacitate de intrare și de ieșire, ceea ce ar avea ca rezultat organizarea

transportului de gaze naturale pe zone, și nu sub formă de fluxuri contractuale. Tarifele nu ar


25

trebui să depindă de ruta de transport. Prin urmare, tariful stabilit pentru unul sau mai multe

puncte de intrare nu ar trebui să depindă de tariful stabilit pentru unul sau mai multe puncte de

ieșire și/sau viceversa.

Prin urmare, regulamentul are drept obiective:

- stabilirea de norme nediscriminatorii pentru condiţiile de acces la sistemele pentru

transportul gazelor naturale, luând în considerare caracteristicile specifice ale pieţelor

naţionale și regionale, în vederea asigurării unei funcţionări corespunzătoare a pieţei

interne a gazelor;

- stabilirea de norme nediscriminatorii pentru condiţiile de acces la instalaţiile GNL și de

înmagazinare, luând în considerare caracteristicile specifice ale pieţelor naţionale și

regionale;

- facilitarea realizării unei pieţe angro funcţionale și transparente, cu un nivel ridicat al

siguranţei alimentării cu gaze, și asigurarea mecanismelor de armonizare a normelor de

acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de gaz.

Obiectivele menţionate cuprind definirea unor principii armonizate de fixare a tarifelor sau a

unor metodologii de calcul al acestor tarife, definirea unor principii armonizate pentru accesul la

reţea, dar nu și la instalaţiile de înmagazinare, stabilirea de servicii pentru accesul terţilor și de

principii armonizate pentru alocarea capacităţii și gestionarea congestiei, stabilirea de cerinţe de

transparenţă, norme de echilibrare și tarife de dezechilibru și facilitarea comercializării de

capacitate.

Statele membre pot înfiinţa o entitate sau un organism, în conformitate cu Directiva

2009/73/CE, în scopul îndeplinirii uneia sau mai multor funcţii atribuite în mod obișnuit

operatorului de transport și de sistem.

1.1.4 Regulamentul (CE) nr. 984/2013 de stabilire a unui cod al reţelei privind

mecanismele de alocare a capacităţii în sistemele de transport al gazelor şi de

completare a Regulamentului (CE) nr. 715/2009

Acest regulament a fost adoptat în temeiul Regulamentului (CE) nr. 715/2009, din care face

parte integrantă şi pe care îl completează. Întrucât Regulamentul (CE) nr. 715/2009 stabileşte

norme nediscriminatorii privind condiţiile de acces la sistemele de transport al gazelor naturale,

pentru a se asigura funcţionarea corespunzătoare a pieţei interne a gazelor naturale, era necesară

stabilirea unui cod al reţelei privind mecanismele de alocare a capacităţii în sistemele de

transport al gazelor.

În acest sens, Regulamentul (CE) nr. 984/2013 are drept obiectiv stabilirea gradului de

armonizare necesar în întreaga Europă şi completează principiile care stau la baza mecanismelor

de alocare a capacităţii şi a procedurilor de gestionare a congestiei în ceea ce priveşte operatorii

sistemelor de transport.

Punerea în aplicare efectivă a acestui regulament se bazează, de asemenea, pe introducerea unor

sisteme tarifare compatibile cu mecanismele de alocare a capacităţii propuse în regulament,

pentru a se asigura punerea în aplicare a acestuia fără efecte negative asupra veniturilor şi a

poziţiei lichidităţii operatorilor sistemelor de transport.

http://lege5.ro/Gratuit/gi4dcmbzhe/regulamentul-nr-715-2009-privind-conditiile-de-acces-la-retelele-pentru-transportul-gazelor-naturale-si-de-abrogare-a-regulamentului-ce-nr-1775-2005-text-cu-relevanta-pentru-see?pid=&d=2016-09-21

http://lege5.ro/Gratuit/gi4dcmbzhe/regulamentul-nr-715-2009-privind-conditiile-de-acces-la-retelele-pentru-transportul-gazelor-naturale-si-de-abrogare-a-regulamentului-ce-nr-1775-2005-text-cu-relevanta-pentru-see?pid=&d=2016-09-21


26

Duplicarea sistemelor de transport al gazelor este, în cele mai multe cazuri, neeconomică şi

ineficientă. Prin urmare, pentru a exista concurenţă pe pieţele gazelor naturale, toţi utilizatorii

reţelei trebuie să beneficieze de un acces transparent şi nediscriminatoriu la infrastructura

gazieră. Cu toate acestea, în numeroase regiuni ale Uniunii Europene, lipsa unui acces egal şi

transparent la capacitatea de transport rămâne un obstacol major în calea apariţiei unei

concurenţe reale pe piaţa angro. În plus, diferenţele dintre normele naţionale ale statelor membre

împiedică crearea unei pieţe interne funcţionale a gazelor.

Utilizarea ineficientă a conductelor de gaz de înaltă presiune ale Uniunii Europene şi accesul

limitat la acestea determină condiţii de piaţă sub standardul optim. Trebuie să fie implementat un

sistem mai transparent, mai eficient şi nediscriminatoriu de alocare a capacităţilor limitate de

transport în reţelele de gaz de înaltă presiune ale Uniunii, astfel încât să se poată dezvolta în

continuare concurenţa transfrontalieră şi să se înregistreze progrese în ceea ce priveşte integrarea

pieţei.

Pentru a exista o concurenţă reală între furnizorii din interiorul şi din afara Uniunii este nevoie ca

aceştia să poată utiliza în mod flexibil sistemele de transport existente, pentru a-şi transporta

gazele ţinând cont de semnalele de preţ. Numai un sistem performant de reţele de transport

interconectate, care oferă aceleaşi condiţii de acces tuturor, permite un flux fără obstacole al

gazelor pe teritoriul Uniunii. Acest lucru atrage la rândul său mai mulţi furnizori, ceea ce

contribuie la creşterea lichidităţii în centrele de comercializare şi la eficienţa mecanismelor de

stabilire a preţurilor, generând, prin urmare, preţuri corecte pentru gazele naturale, bazate pe

principiul cererii şi ofertei.

Pentru atingerea acestor obiective, regulamentul stabilește un cod al rețelei care instituie

mecanisme standardizate de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor.

Mecanismul standardizat de alocare a capacității include o procedură de licitație pentru punctele

de interconectare relevante din cadrul Uniunii și produsele de capacitate transfrontaliere standard

care urmează să fie oferite și alocate. De asemenea, regulamentul stabilește modul în care vor

coopera operatorii sistemelor de transport adiacente pentru a facilita vânzările de capacitate,

ținând seama de normele comerciale și tehnice generale privind mecanismele de alocare a

capacității.

Regulamentul se aplică punctelor de interconectare. De asemenea, se poate aplica și punctelor de

intrare și ieșire dinspre și către țări terțe, sub rezerva deciziei autorității de reglementare

naționale relevante. Regulamentul nu se aplică în cazul punctelor de ieșire către consumatorii

finali și rețelele de distribuție, al punctelor de intrare dinspre terminalele și instalațiile de

producție GNL (gaze naturale lichefiate) și al punctelor de intrare-ieșire dinspre sau către

instalațiile de înmagazinare.

Pentru a preveni blocarea accesului pe piețele de aprovizionare din aval, autoritățile naționale

competente pot decide, după consultarea utilizatorilor rețelei, să ia măsuri proporționate în

vederea limitării de la bun început a posibilității ca un singur utilizator al rețelei să depună o

ofertă pentru capacitate la punctele de interconectare din cadrul unui stat membru.


27

Alte reglementări relevante pentru sectorul gazelor naturale

1.1.5 Directiva 2008/92/CE privind o procedura comunitară de ameliorare a

transparenţei preţurilor la gaz şi energie electrică aplicate utilizatorilor finali din

industrie

Transparența prețurilor energiei, în măsura în care întărește condițiile care previn denaturarea

concurenței pe piața comună, este esențială pentru realizarea și buna funcționare a pieței interne

a energiei.Transparența poate ajuta la eliminarea discriminărilor față de utilizatori, prin creșterea

gradului de libertate a acestora în ceea ce privește alegerea între diferite surse de energie și

diferiți furnizori.

La momentul elaborării directivei, s-a constatat că gradul de transparență variază între diversele

surse de energie, precum și de la un stat membru sau de la o regiune comunitară la alta, punând

astfel sub semnul întrebării realizarea unei piețe interne a energiei.

Cu toate acestea, prețul plătit de sectorul industrial din Comunitate pentru energia utilizată este

unul dintre factorii care îi influențează competitivitatea și ar trebui, prin urmare, să rămână

confidențial.

Sistemul consumatorilor standard folosit de Biroul Statistic al Comunităților Europene (Eurostat)

în publicațiile sale despre prețuri și sistemul de prețuri pus în aplicare pentru marii utilizatori de

energie electrică din industrie garantează că transparența nu devine un obstacol în calea păstrării

confidențialității.

Întreprinderile care furnizează gaze naturale, precum și consumatorii industriali de gaz se supun

în continuare, independent de aplicarea acestei directive, regulilor în materie de concurență

prevăzute în tratat și, prin urmare, Comisia poate impune comunicarea prețurilor și a condițiilor

de vânzare.

Cunoașterea sistemelor de prețuri în vigoare reprezintă o parte a transparenței prețurilor.

Cunoașterea defalcării consumatorilor pe categorii și segmentele lor de piață respective

reprezintă, de asemenea, o parte a transparenței prețurilor.

Comunicarea la Eurostat a prețurilor și a condițiilor de vânzare către consumatori și a sistemelor

de prețuri în vigoare, precum și a defalcării consumatorilor pe categorii de consum, ar trebui să

constituie informații suficiente pentru Comisie în vederea luării unei decizii, după caz, cu privire

la acțiuni sau propuneri adecvate, având în vedere situația pieței interne a energiei.

Realizarea transparenței presupune publicarea și circulația prețurilor și a sistemelor de prețuri

între consumatori, pe o scară cât mai largă posibil.

Pentru punerea în aplicare a transparenței prețurilor la energie, sistemul trebuie să se bazeze pe

metode și tehnici demonstrate, care au fost dezvoltate și aplicate de Eurostat cu privire la

prelucrarea, verificarea și publicarea informațiilor.

În vederea realizării pieței interne a energiei, sistemul transparenței prețurilor trebuie să devină

operațional cât mai repede posibil.

În temeiul directivei, statele membre trebuie să ia măsurile necesare pentru a garanta că

întreprinderile care furnizează gaze naturale utilizatorilor finali din industrie comunică către

Eurostat următoarele:


28

- prețurile și condițiile de vânzare a gazelor naturale către utilizatori finali din

industrie;

- sistemele de prețuri utilizate;

- defalcarea consumatorilor și cantitățile de energie respective pe categorii de

consum, asigurându-se reprezentativitatea acestor categorii la nivel național.

Pe baza informațiilor menționate, Eurostat publică în fiecare lună mai și noiembrie, într-o formă

adecvată, prețurile la gaze naturale pentru utilizatorii industriali din statele membre, precum și

sistemele de stabilire a prețurilor folosite în acest scop.

Eurostat nu dezvăluie acele date care ar putea face obiectul secretului comercial. Astfel de date

statistice confidențiale transmise Eurostat sunt accesibile doar funcționarilor din cadrul Eurostat

și pot fi folosite exclusiv în scopuri statistice.

Cu toate acestea, primul alineat nu împiedică publicarea unor astfel de informații în formă

agregată, care nu permite identificarea tranzacțiilor comerciale individuale.

1.1.6 Directiva 2013/30/CE privind siguranţa operaţiunilor petroliere si gaziere offshore

Articolul 191 din Tratatul privind funcţionarea Uniunii Europene stabileşte obiectivele privind

conservarea, protecţia şi îmbunătăţirea calităţii mediului şi utilizarea prudentă şi raţională a

resurselor naturale. Acesta instituie obligaţia ca toate acţiunile Uniunii să urmărească un nivel

ridicat de protecţie bazat pe principiul precauţiei şi acţiunii preventive, pe principiul remedierii,

cu prioritate la sursă, a daunelor provocate mediului şi pe principiul "poluatorul plăteşte".

Cadrul existent de reglementare, divergent şi fragmentat, care se aplică siguranţei operaţiunilor

petroliere şi gaziere offshore din Uniune şi practicile actuale în materie de siguranţă ale

industriei de profil nu oferă garanţia absolut adecvată că riscurile de accidente offshore sunt

reduse la minimum în întreaga Uniune şi că, în cazul unui accident care are loc în apele offshore

ale statelor membre, cel mai eficient mod de intervenţie ar fi pus în aplicare în mod rapid. În

conformitate cu regimurile de răspundere existente, este posibil ca partea responsabilă să nu fie

întotdeauna identificată în mod clar şi să nu poată plăti sau să nu aibă responsabilitatea de a plăti

toate costurile pentru repararea daunelor pe care le-a cauzat. Partea responsabilă ar trebui să fie

întotdeauna identificabilă în mod clar înainte de începerea operaţiunilor offshore petroliere şi

gaziere.

Riscurile de producere a unui accident major în cadrul operaţiunilor petroliere sau gaziere

offshore sunt semnificative. Accidentele majore legate de operaţiunile petroliere şi gaziere

offshore pot avea consecinţe devastatoare şi ireversibile asupra mediului marin şi de coastă,

precum şi efecte negative semnificative asupra activităţilor economice de coastă.

Prin reducerea riscului de poluare a apelor offshore, directiva ar trebui să contribuie, prin urmare,

la asigurarea protecţiei mediului marin şi, în special, la atingerea sau menţinerea unei stări

ecologice bune până în 2020, obiectiv prevăzut în Directiva 2008/56/CE de instituire a unui

cadru de acţiune comunitară în domeniul politicii privind mediul marin.

Astfel, directiva stabileşte cerinţele minime pentru prevenirea accidentelor majore din cadrul

operaţiunilor petroliere şi gaziere offshore şi limitarea consecinţelor acestor accidente.

Obiectivul directivei constă în reducerea, în măsura posibilului, a apariţiei accidentelor majore

legate de operaţiunile petroliere şi gaziere offshore şi limitarea consecinţelor acestora, sporind


29

astfel nivelul de protecţie a mediului marin şi a activităţilor economice de coastă împotriva

poluării, stabilind condiţii minime pentru desfăşurarea în siguranţă a activităţilor de explorare şi

exploatare offshore a petrolului şi gazelor, limitând posibilele perturbări cu privire la producţia

indigenă de energie a Uniunii şi îmbunătăţind mecanismele de intervenţie în cazul unui accident.

Potrivit directivei, principiile generale de gestionare a riscurilor privind operaţiunile petroliere şi

gaziere offshore sunt următoarele:

- Statele membre solicită operatorilor să se asigure că sunt luate toate măsurile adecvate

pentru prevenirea accidentelor majore din cadrul operaţiunilor petroliere şi gaziere

offshore.

- Statele membre se asigură că operatorii nu sunt degrevaţi de atribuţiile lor în conformitate

cu prezenta directivă în virtutea faptului că acţiunile sau omisiunile care conduc sau

contribuie la accidente majore au fost desfăşurate de contractanţi.

- În cazul în care totuşi se produce un accident major, statele membre se asigură că

operatorii iau toate măsurile adecvate pentru a limita consecinţele acestuia asupra sănătăţii

umane şi asupra mediului.

- Statele membre solicită operatorilor să se asigure că operaţiunile petroliere şi gaziere

offshore sunt efectuate în baza unei gestionări sistematice a riscurilor, astfel încât să fie

acceptabile riscurile reziduale de accidente majore în cazul persoanelor, mediului şi

instalaţiilor offshore.

1.1.7 Regulamentul (CE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii

aprovizionării cu gaze naturale

Directiva 2004/67/CE privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale

a stabilit pentru prima oară un cadru juridic la nivelul Uniunii Europene în vederea asigurării

securităţii aprovizionării cu gaze. Criza ruso-ucraineană a gazului din ianuarie 2009 a demonstrat

că prevederile directivei şi punerea în aplicare inegală a acestora de către statele membre nu sunt

suficiente în vederea pregătirii pentru o întrerupere a aprovizionării şi pentru reacţia la o astfel de

situaţie. În plus, există un risc evident ca măsurile elaborate în mod unilateral de către statele

membre să compromită buna funcţionare a pieţei interne.

Având în vedere faptul că gazele naturale reprezintă un element esenţial al aprovizionării cu

energie a Uniunii Europene, precum şi creşterea consumului de gaze în ultimii zece ani, scăderea

producţiei interne şi creşterea dependenţei de importuri de gaze, la nivelul Europei a apărut

necesitatea reexaminării chestiunilor legate de securitatea aprovizionării.

Regulamentul (CE) nr. 994/2010 vizează garantarea securităţii aprovizionării prin asigurarea

prevenţiei şi a unei acţiuni coordonate în caz de întrerupere a aprovizionării şi prin garantarea

funcţionării corecte şi continue a pieţei interne a gazelor naturale.

Regulamentul stabileşte un cadru comun în care securitatea aprovizionării este o responsabilitate

care le revine întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, statelor membre ale Uniunii

Europene şi Comisiei Europene. Regulamentul prevede, de asemenea, un mecanism transparent,

în spiritul solidarităţii, pentru coordonarea reacţiilor în situaţiile de urgenţă la nivel naţional,

regional şi european.

Regulamentul stabileşte un concept comun privind consumatorii a căror aprovizionare cu gaze

trebuie să fie protejată. Toţi consumatorii casnici sunt consumatori protejaţi. Statele membre pot


30

să includă, de asemenea, în categoria consumatorilor protejaţi, întreprinderile mici şi mijlocii şi

serviciile sociale esenţiale (cu condiţia ca aceşti consumatori suplimentari să nu reprezinte mai

mult de 20 % din consumul total de gaze) şi/sau instalaţiile de termoficare.

Regulamentul stabileşte standarde comune la nivelul Uniunii Europene privind infrastructura şi

aprovizionarea:

standarde privind infrastructura: cel târziu până la data de 3 decembrie 2014, statele

membre trebuie să aibă capacitatea de a furniza cantitatea totală de gaze necesară pentru

o zi de cerere de gaze excepţional de mare, în cazul afectării infrastructurii unice

principale de gaze. Regulamentul prevede, de asemenea, introducerea fluxurilor inversate

în toate interconectările transfrontaliere dintre statele membre până la data de

3 decembrie 2013;

standarde de aprovizionare pentru consumatorii protejaţi: întreprinderile din sectorul

gazelor naturale au obligaţia de a garanta aprovizionarea consumatorilor protejaţi în

condiţii dificile, în principal în cazul unor temperaturi extreme înregistrate pe o perioadă

de şapte zile şi timp de cel puţin 30 de zile în care cererea este mare, precum şi în cazul

afectării infrastructurii unice principale în condiţii de iarnă normale.

Regulamentul defineşte trei niveluri de criză principale: nivelul de alertă timpurie, nivelul de

alertă şi nivelul de urgenţă. Comisia poate să declare o urgenţă la nivel european sau regional la

cererea unei autorităţi competente care a declarat o urgenţă. În cazul în care cererea provine de la

cel puţin două autorităţi competente, Comisia declară o urgenţă la nivelul Uniunii Europene sau

la nivel regional.

În caz de urgenţă la nivel european sau regional, Comisia are dreptul să solicite autorităţii

competente să îi furnizeze fără întârziere cel puţin informaţiile privind măsurile prevăzute şi cele

deja puse în aplicare pentru atenuarea situaţiei de urgenţă.

În februarie 2016 Comisia Europeană a propus un nou regulament privind măsurile de garantare

a securității aprovizionării cu gaze naturale și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010,

care a fost adoptat de Parlamentul European în septembrie 2017. Noile reguli asigură o abordare

coordonată la nivel regional privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale în statele

membre. Aceasta va sprijini Uniunea Europeană în gestionarea deficienţelor de gaze naturale ce

ar putea apărea în cazul unor crize majore. Astfel, noul regulament indică un progres important

în direcţia îmbunătăţirii securităţii energetice, unul dintre principalele obiective ale Uniunii

Energetice.

Principalele modificări aduse de noul regulament:

- introducerea principiului solidarităţii: în eventualitatea unei crize severe, statele membre

vecine vor fi nevoite să asigure aprovizionarea cu gaze naturale a gospodăriilor şi

serviciilor sociale esenţiale ce ar putea fi afectate de criză;

- cooperare regională mai strânsă: grupurile regionale de state vor asigura evaluarea

comună a riscurilor şi dezvoltarea unor măsuri comune preventive şi de urgenţă;

- transparenţă mai mare: companiile de gaze naturale vor notifica contractele pe termen

lung considerate relevante pentru securitatea aprovizionării, respectiv 28% din consumul

anual de gaz din statul membru.


31

1.1.8 Regulamentul (CE) nr. 1227/2011 privind integritatea şi transparenţa pieţei angro

de energie (REMIT)

Regulamentul are ca obiectiv sporirea integrității și transparenței piețelor angro de energie, în

scopul promovării unei concurențe deschise și echitabile pe piețele angro de energie, în

beneficiul consumatorilor finali de energie. Este important să fie asigurat consumatorilor și altor

participanți la piață faptul că pot avea încredere în integritatea piețelor energiei electrice și

gazelor, că prețurile fixate pe piețele angro de energie reflectă interacțiunea echilibrată și

competitivă dintre cerere și ofertă și că nu se pot realiza profituri prin abuz de piață.

În conformitate cu prevederile REMIT cu aplicabilitate imediată, participanţii la piaţa angro

trebuie să îndeplinească obligația de publicare, respectiv publicarea de informaţii privilegiate.

Pentru a avea caracter privilegiat, o informaţie va trebui:

- să aibă un caracter precis;

- să nu fi fost făcută publică;

- să se refere în mod direct sau indirect la unul sau mai multe produse energetice angro

(contracte de furnizare pe piaţa angro, contracte de transport, instrumente derivative);

- în cazul în care ar fi făcută publică, să poată influenţa probabil în mod semnificativ preţul

produselor energetice angro respective.

Obligaţia de publicare face referire în special la:

- cerinţele de transparenţă aferente Regulamentului (CE) nr. 715/2009, liniilor directoare,

codurilor de reţea şi ghidurilor de bună practică emise de ACER;

- informaţii solicitate a fi publicate de prevederi legislative europene şi naţionale, reguli de

piaţă, contracte sau practici de pe piaţa angro şi care au un efect semnificativ asupra

produselor energetice tranzacţionate la nivel angro;

- informaţii care se referă la capacitatea şi utilizarea instalaţiilor de producere,

înmagazinare, consum sau transport de gaze naturale sau la capacitatea şi utilizarea

instalaţiilor de GNL, inclusiv indisponibilitatea planificată sau neplanificată a acestor

instalaţii.

Interdicțiile introduse de REMIT:

i. interdicţia efectuării de tranzacţii bazate pe informaţii privilegiate

Informaţiile privilegiate nu pot fi folosite pentru a dobândi, a ceda sau pentru a încerca să

dobândească sau să cedeze, pentru sine sau pentru o terţă parte, direct sau indirect, produse

energetice angro la care se referă informaţiile în cauză.

ii. interdicţia de a manipula piaţa

Participanţii la piaţa angro de energie trebuie să evite să ofere indicaţii false sau înşelătoare în

ceea ce priveşte oferta, cererea sau preţul produselor energetice angro.

Interdicția face referire și la cel care stabileşte sau încearcă să stabilească preţul unuia sau mai

multor produse energetice angro la un nivel artificial, exceptând cazul în care persoana care a

efectuat tranzacţia sau care a emis ordinul consideră că motivele care au determinat-o să


32

procedeze astfel sunt legitime şi că respectiva tranzacţie sau respectivul ordin este conform cu

practicile de piaţă admise pe respectiva piaţă angro de energie.

Interdicţia se referă, de asemenea, la cei ce utilizează sau încearcă să utilizeze un instrument

fictiv sau orice altă formă de înşelătorie ori artificiu, care transmite sau este de natură să

transmită mesaje false sau înşelătoare cu privire la oferta, cererea sau preţul produselor

energetice angro. Nu este permisă nici difuzarea, prin intermediul mijloacelor de comunicare în

masă sau a internetului, de informaţii care oferă sau sunt susceptibile de a oferi mesaje false sau

înşelătoare cu privire la oferta, cererea sau preţul produselor energetice angro.

În cadrul calendarului de implementare a REMIT propus de ACER, prioritatea pe termen scurt

este înregistrarea participanţilor la piaţă care efectuează tranzacţii ce trebuie raportate ACER.

Pe termen mediu şi lung, trebuie definit rolul ACER şi impactul activităţii acesteia asupra

autorităţilor de reglementare în ceea ce privește monitorizarea pieței, precum și aspectele de

cooperare cu reglementatorii pieţelor financiare privind modul de raportare a tranzacţiilor şi

investigare şi trebuie clarificate aspectele ce ţin de publicarea de informaţii (registrul European al

participanţilor la piaţa angro de energie şi gaze naturale, informaţii privind tranzacţii cu energie

şi gaze), accesul la datele deţinute de ACER, securitatea informaţiilor, tehnologia informaţiei,

monitorizarea implementării prevederilor REMIT în statele membre.

Potrivit prevederilor REMIT, au fost extinse competențele autorităților naţionale de

reglementare, care trebuie să investigheze şi să se asigure că sunt executate sancţiunile pentru

nerespectarea interdicţiilor stabilite prin regulament.

De asemenea, statele membre trebuie să stabilească norme cu privire la sancţiunile aplicabile în

cazul încălcării prevederilor REMIT şi să ia toate măsurile necesare pentru a asigura punerea în

aplicare a acestora. Sancţiunile prevăzute trebuie să fie eficiente, disuasive şi proporţionale şi să

reflecte natura, durata şi gravitatea încălcărilor, daunele produse consumatorilor şi beneficiile

potenţiale obţinute de pe urma tranzacţiilor bazate pe informaţii privilegiate şi a manipulării

pieţei.

1.1.9 Regulamentul (UE) nr. 347/2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile

energetice transeuropene

La 26 martie 2010, Consiliul European a aprobat propunerea Comisiei de lansare a unei noi

strategii „Europa 2020”. Una dintre prioritățile Strategiei Europa 2020 o reprezintă creșterea

sustenabilă prin promovarea unei economii cu o utilizare mai eficientă a resurselor, mai

sustenabilă și mai competitivă. Strategia plasa infrastructurile energetice pe primul loc în cadrul

inițiativei emblematice „O Europă eficientă din punctul de vedere al utilizării resurselor”,

subliniind necesitatea actualizării rapide a rețelelor Europei și a interconectării acestora la nivel

continental, în special pentru a integra sursele regenerabile de energie.

În comunicarea sa intitulată „Priorități în domeniul infrastructurii energetice ante și post 2020 –

Plan de realizare a unei rețele energetice europene integrate”, urmată de concluziile Consiliului

din 28 februarie 2011 și de rezoluția Parlamentului European, Comisia a solicitat o nouă politică

privind infrastructura energetică în vederea optimizării dezvoltării rețelelor la nivel european în

perioada ante și post 2020, pentru a permite Uniunii să își atingă obiectivele esențiale de politică

energetică în materie de competitivitate, sustenabilitate și siguranță în aprovizionare.


33

Consiliul European din 4 februarie 2011 a subliniat nevoia de a moderniza și extinde

infrastructura energetică a Europei și de a interconecta rețelele dincolo de frontiere, pentru a

asigura funcționarea solidarității dintre statele membre, realizarea rutelor alternative de

aprovizionare sau de transport și a surselor de energie alternative și dezvoltarea energiei din

surse regenerabile pentru a intra în concurență cu sursele tradiționale.

Deşi Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piața internă în sectorul gazelor

naturale prevede o piață internă a energiei, piața rămâne fragmentată din cauza interconexiunilor

insuficiente între rețelele energetice naționale și a utilizării sub nivelul optim a infrastructurii

energetice existente.

Accelerarea renovării infrastructurilor energetice existente și construcția unora noi este esențială

pentru realizarea obiectivelor Uniunii în ceea ce privește politica în domeniul energiei și climei,

respectiv finalizarea pieței interne a energiei, garantarea siguranței în aprovizionare, în special cu

gaze și petrol, reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% (30% în anumite condiții),

majorarea cotei deținute de energia din surse regenerabile în consumul final de energie până la

20% și atingerea unei creșteri de 20% a eficienței energetice până în 2020, creșterea eficienței

energetice putând contribui la reducerea necesității de a construi noi infrastructuri.

Importanța rețelelor inteligente pentru realizarea obiectivelor de politică energetică ale Uniunii a

fost recunoscută în Comunicarea Comisiei din 12 aprilie 2011 intitulată „Rețele inteligente: de la

inovare la implementare”. Instalațiile de stocare a energiei și instalațiile de recepție, de stocare și

de regazeificare sau decomprimare pentru gaz natural lichefiat (GNL) sau gaz natural comprimat

(GNC) au un rol din ce în ce mai important în crearea unei infrastructuri energetice europene.

Uniunea ar trebui să faciliteze proiectele de infrastructură care leagă rețelele energetice ale

Uniunii cu rețelele țărilor terțe, în special cu cele ale țărilor învecinate și cu cele ale țărilor cu

care Uniunea a stabilit forme de cooperare specifice în domeniul energiei.

Necesarul de investiții în infrastructurile de transport al energiei electrice și al gazelor de

importanță europeană a fost estimat la aproximativ 200 miliarde EUR până în 2020. Creșterea

semnificativă a volumului investițiilor, comparativ cu tendințele din trecut, și necesitatea

stringentă de a pune în aplicare prioritățile privind infrastructura energetică impun o nouă

abordare a modului în care infrastructurile energetice, în special cele de natură transfrontalieră,

sunt reglementate și finanțate.

Documentul de lucru al Comisiei adresat Consiliului din 10 iunie 2011 intitulat „Necesitățile de

investiții în infrastructura energetică și cerințele legate de finanțare” a subliniat faptul că

aproximativ jumătate din totalul investițiilor necesare în deceniul care se va încheia în 2020 riscă

să nu se materializeze în timp util sau deloc, din cauza obstacolelor legate de autorizare, aspecte

legate de reglementare și finanțare.

Astfel, regulamentul (UE) 347/2013 stabilește normele referitoare la dezvoltarea și realizarea

prompte a interoperabilității rețelelor energetice transeuropene, în scopul îndeplinirii obiectivelor

de politică energetică din TFUE, al asigurării funcționării pieței interne a energiei și a siguranței

în aprovizionare în Uniune, al promovării eficienței energetice și economisirii energiei, al

dezvoltării de forme noi de energie din surse regenerabile, precum și al promovării

interconectării rețelelor energetice. Prin urmărirea acestor obiective, regulamentul contribuie la o

creștere inteligentă, sustenabilă și favorabilă incluziunii și aduce beneficii întregii Uniuni din

punct de vedere al competitivității și coeziunii economice, sociale și teritoriale.


34

1.1.10 Regulamentul (CE) nr. 1348/2014 privind raportarea de date pentru punerea în

aplicare a art. 8 (2) şi (6) din Regulamentul nr. 1227/2011

Regulamentul stabilește normele pentru furnizarea de date către ACER, pentru punerea în

aplicare a articolului 8 alineatele (2) și (6) din Regulamentul (UE) nr. 1227/2011. Acesta

definește detaliile legate de produsele energetice angro și de datele fundamentale de raportat, de

canalele corespunzătoare pentru raportarea de date, de definirea calendarelor și de frecvența

raportării datelor.

Regulamentul nr. 1227/2011 solicită ACER să monitorizeze piețele angro de energie din Uniune.

Pentru ca agenția să fie în măsură să-și îndeplinească sarcina, este necesar să îi fie furnizate, în

timp util, seturi complete de informații relevante. Supravegherea eficientă a piețelor angro de

energie necesită monitorizarea regulată a detaliilor contractelor, inclusiv ale ordinelor de

tranzacționare, precum și a datelor privind capacitatea și utilizarea instalațiilor de producție,

înmagazinare, consum sau transport de energie electrică și de gaze naturale.

Participanții la piață trebuie să raporteze în mod regulat ACER detaliile contractelor angro de

energie, atât în ceea ce privește furnizarea energiei electrice/gazelor naturale, cât și transportul

respectivelor produse. Contractele privind serviciile de echilibrare, contractele dintre diferiți

membri ai aceluiași grup de companii și contractele pentru vânzarea energiei produse în instalații

de producție mici vor fi raportate numai la cererea ACER.

În general, ambele părți contractante trebuie să raporteze detaliile solicitate referitoare la

contractul încheiat. Pentru a facilita raportarea, părțile trebuie să aibă capacitatea de a raporta una

în numele celeilalte sau de a utiliza serviciile unor terțe părți în acest scop. Fără a aduce atingere

acestei dispoziții și pentru a facilita colectarea de date, detaliile contractelor de transport

încheiate în urma alocării primare a capacităților de interconexiune la nivelul unui operator de

transport și de sistem („OTS”) vor fi raportate exclusiv de respectivul OTS. Datele raportate

trebuie să includă, de asemenea, cereri acoperite și neacoperite privind capacitatea.

Pentru a evita dubla raportare, ACER trebuie să colecteze detalii privind instrumentele derivate

referitoare la contractele de furnizare sau transport a energiei electrice sau gazelor naturale, care

au fost raportate în conformitate cu Regulamentul financiar aplicabil către registrele centrale de

tranzacții sau autoritățile de reglementare din domeniul financiar, din respectivele surse. Fără a

aduce atingere acestei dispoziții, piețele organizate, sistemele de corelare a ordinelor sau

sistemele de raportare a tranzacțiilor care au raportat detalii ale unor astfel de instrumente

derivate în baza normelor financiare, în temeiul acordului încheiat între acestea, trebuie să aibă

capacitatea de a raporta aceleași informații și către agenție.

Pentru a identifica în mod eficient abuzurile de piață, este important ca, pe lângă detaliile

contractelor, ACER să poată monitoriza și ordinele de tranzacționare plasate pe piețele

organizate. Deoarece este de așteptat ca participanții la piață să nu poată înregistra cu ușurință

astfel de date, ordinele corelate și necorelate trebuie să fie raportate prin intermediul pieței

organizate unde au fost plasate sau prin intermediul unor terțe părți care au capacitatea de a

furniza astfel de informații.

O raportare eficientă și o monitorizare specifică necesită realizarea unei distincții între

contractele standard și cele nestandardizate. Deoarece prețurile contractelor standard servesc, de

asemenea, ca prețuri de referință pentru contractele nestandardizate, ACER trebuie să primească

zilnic informații privind contractele standard.


35

Participanții la piață trebuie, de asemenea, să raporteze, în mod regulat, atât ACER cât și

autorităților naționale de reglementare, la cererea acestora, datele referitoare la disponibilitatea și

utilizarea infrastructurii de producere și de transport al energiei, inclusiv gazul natural lichefiat și

instalațiile de înmagazinare.

Cerințele în materie de raportare trebuie să respecte obligația agenției de a nu pune la dispoziția

publicului informațiile sensibile din punct de vedere comercial și de a publica sau de a pune la

dispoziția publicului doar informațiile care nu sunt de natură să creeze nicio denaturare a

concurenței pe piețele angro de energie trebuie să fie raportate în termen de maximum o lună de

la încheierea respectivelor contracte.

1.2 Cadrul de reglementare la nivel naţional

1.2.1 Legislaţia primară

Pachetul legislativ care guvernează funcţionarea sectorului gazelor naturale din România este

compus, la nivel primar, din următoarele acte normative:

- Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012;

- Legea petrolului nr. 238/2004;

- Legea nr. 213/1998 privind proprietatea publică şi regimul juridic al acesteia;

- Legea nr. 346/2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze

naturale;

- Ordonanţa Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor

suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor

naturale;

- Legea nr. 185/2016 privind unele măsuri necesare pentru implementarea proiectelor de

importanţă naţională în domeniul gazelor naturale;

- Hotărârea Guvernului nr. 638/2007 privind deschiderea integrală a pieţei de energie

electrică şi gaze naturale.

Legislaţia naţională în domeniul gazelor naturale a urmărit, încă de la emiterea Ordonanţei nr.

60/2000 privind reglementarea activităţilor din sectorul gazelor naturale, stabilirea cadrului legal

necesar pentru desfăşurarea activităţilor specifice sectorului gazelor naturale, în condiţii de

competitivitate şi transparenţă.

Potrivit prevederilor OG nr. 60/2000, politica energetică a statului trebuie să asigure creşterea

eficienţei energetice şi constituirea unui cadru instituţional corespunzător, prin stabilirea

organismelor şi autorităţilor competente pentru realizarea acestei politici.

Politica statului în domeniul gazelor naturale constă în stabilirea obiectivelor sectorului gazelor

naturale, a modalităţilor optime de realizare a acestora, în condiţiile asigurării unei dezvoltări

durabile a economiei naţionale. Politica în domeniul gazelor naturale este elaborată pe baza

programului de guvernare aprobat de Parlament, de ministerul de resort, cu consultarea

organismelor guvernamentale cu atribuţii în domeniu şi a societăţii civile, pentru un interval

mediu, şi cu luarea în considerare a evoluţiilor probabile pe termen lung.

OG nr. 60/2000 a fost înlocuită de Legea gazelor nr. 351/2004, care menţine aceleaşi principii de

realizare a politicii statului în domeniul gazelor naturale, cu următoarele obiective principale:


36

i. constituirea cadrului instituţional corespunzător, prin stabilirea organismelor şi a

autorităţii competente pentru realizarea acestei politici;

ii. asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale;

iii. prognozarea importurilor şi a exporturilor de gaze naturale;

iv. elaborarea programelor de dezvoltare în sectorul gazelor naturale;

v. asigurarea protecţiei mediului;

vi. asigurarea transparenţei preţurilor şi a tarifelor reglementate la gazele naturale;

vii. creşterea eficienţei în producţia, înmagazinarea, transportul, distribuţia şi utilizarea

gazelor naturale;

viii. dezvoltarea şi asigurarea capacităţilor de depozitare a gazelor naturale;

Entităţile publice care iau măsuri pentru realizarea obiectivelor înscrise în program şi

examinează stadiul îndeplinirii acestuia sunt Guvernul, Ministerul Economiei şi Comerţului (în

prezent Ministerul Economiei, Comerţului şi Relaţiilor cu Mediul de Afaceri, în continuare

MECRMA) şi celelalte instituţii specializate ale administraţiei publice centrale.

După 2007, piaţa gazelor naturale din România a trecut prin transformări semnificative, cauzate

de reorganizarea şi restructurarea sectorului, dar şi de dezvoltarea cadrului de reglementare, ca

urmare a dinamicii sectorului şi necesităţii implementării legislaţiei comunitare în cadrul

legislativ naţional. Restructurarea sectorului gazelor naturale a fost consecinţa angajamentului

asumat de autorităţile publice de a se adapta la realităţile din sector, dar şi a colaborării cu

structurile europene.

Liberalizarea pieţei gazelor naturale, în concordanţă cu cerinţele directivelor şi regulamentelor

europene, are ca scop crearea unui mediu competitiv real care să asigure consumatorilor

posibilitatea de a alege furnizorul de gaze naturale şi să crească nivelul de investiţii în sector.

Legea gazelor nr. 351/2004 a fost abrogată prin Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr.

123/20124 (în continuare „Legea energiei”), care guvernează şi în prezent sectorul gazelor

naturale din România. În cazul transportului şi a activităţilor din amonte (upstream), prevederile

Legii energiei se completează cu cele ale Legii petrolului nr. 238/2004, cu modificările şi

completările ulterioare (în continuare „Legea petrolului).

Legea energiei (Titlul II) stabileşte cadrul de reglementare pentru desfăşurarea activităţilor

privind producţia, transportul, distribuţia, furnizarea şi înmagazinarea gazelor naturale,

modalităţile de organizare şi funcţionare a sectorului gazelor naturale, de acces pe piaţă, precum

şi criteriile şi procedurile aplicabile pentru acordarea de autorizaţii şi/sau licenţe în sectorul

gazelor naturale.

Prevederile titlului II din Legea energiei se aplică într-un mod nediscriminatoriu şi pentru

biogaz, gaz obţinut din biomasă sau alte tipuri de gaze, în măsura în care este posibil din punct

de vedere tehnic ca acestea să fie injectate ori transportate prin sistemele de transport/distribuţie

al/a gazelor naturale şi prin conductele de alimentare din amonte şi/sau să fie utilizate în instalaţii

de utilizare, în deplină siguranţă.

Potrivit Legii energiei, activităţile din sectorul gazelor naturale trebuie să se desfăşoare pentru

realizarea următoarelor obiective de bază:

a) asigurarea dezvoltării durabile a economiei naţionale;

4 Publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 485 din 16 iulie 2012.


37

b) asigurarea continuităţii şi a siguranţei în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor;

c) protejarea intereselor legitime ale clienţilor finali de gaze naturale;

d) promovarea, stimularea şi asigurarea concurenţei pe piaţa de gaze naturale;

e) armonizarea legislaţiei naţionale cu legislaţia Uniunii Europene în domeniu, cu

respectarea principiului subsidiarităţii;

f) transparenţa preţurilor şi a tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale;

g) dezvoltarea sectorului gazelor naturale în condiţii de eficienţă economică şi protecţie a

mediului;

h) promovarea producerii şi utilizării surselor noi şi regenerabile de gaze;

i) asigurarea accesului nediscriminatoriu la sursele de gaze naturale;

j) asigurarea măsurilor de securitate în vederea prevenirii şi combaterii actelor de terorism

şi sabotaj asupra infrastructurii sectorului gazelor naturale;

k) dezvoltarea interconectărilor sistemelor de transport al gazelor naturale cu sistemele

similare din ţările vecine şi cu alte infrastructuri de transport şi integrarea Sistemului

naţional de transport al gazelor naturale în Reţeaua europeană de transport şi sistem de

gaze naturale (în continuare, ENTSO-G);

l) asigurarea condiţiilor necesare pentru buna funcţionare a pieţei gazelor naturale şi pentru

integrarea pieţei naţionale în piaţa internă europeană a gazelor naturale;

m) asigurarea accesului nediscriminatoriu al terţilor la conductele de alimentare din amonte,

depozitele de înmagazinare, sistemele de transport, sistemele de distribuţie a gazelor

naturale, precum şi la instalaţiile GNL;

n) asigurarea funcţionării instalaţiilor tehnologice de suprafaţă din câmpurile de producţie, a

depozitelor de înmagazinare, a sistemelor de transport şi de distribuţie a gazelor naturale,

în condiţii de siguranţă şi eficienţă;

o) asigurarea capacităţii de înmagazinare a gazelor naturale pentru nevoile curente şi pentru

cele care contribuie la securitatea energetică a ţării.

La fel ca în legislaţia anterioară adoptării Legii energiei din 2012, Guvernul, MECRMA şi alte

instituţii specializate ale administraţiei publice centrale iau măsurile necesare pentru atingerea

obiectivelor incluse în strategiile sectoriale şi monitorizează nivelul de conformare.

MECRMA elaborează politica în domeniul gazelor naturale şi trebuie să se asigure de

implementarea acesteia.

În prezent, reglementatorul pieţei gazelor naturale este Autoritatea Naţională de Reglementare în

Domeniul Energiei (ANRE), care funcţionează ca o instituţie publică autonomă. Aceasta

elaborează, aplică şi monitorizează legislaţia aplicabilă la nivel naţional necesară pentru

funcţionarea sectorului gazelor naturale şi a pieţei de o manieră eficientă, sigură, competitivă,

transparentă şi nediscriminatorie, care să protejeze consumatorii şi mediul înconjurător.

Ca urmare a necesităţii de transpunere în legislaţia naţională a Pachetului III legislativ energetic

cu privire la domeniul gazelor naturale, prin Legea energiei s-a asigurat transpunerea în legislaţia

naţională a Directivei 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul

gazelor naturale.

Modificarea cu cel mai mare impact asupra Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale

a fost determinată de necesitatea transpunerii complete şi corecte a principiului separării

proprietăţii între producţia şi furnizarea gazelor naturale, pe de o parte, şi transportul de gaze

naturale, pe de altă parte.


38

Principiul separării introdus de directivele din pachetele energetice putea fi respectat prin

implementarea oricărui model din cele permise de directive, cu scopul asigurării independenţei

operatorului de transport faţă de celelalte întreprinderi din domeniu, care desfăşoară activităţi de

producţie sau furnizare.

În acest fel, se consideră că sunt eliminate premisele care conduc la poziţii favorizante pentru

companiile din domeniu integrate pe verticală şi, totodată, este creat un mediu de piaţă

concurenţial şi nediscriminatoriu.

Potrivit prevederilor art. 9 alin. (1), lit. a) din Directiva 2009/73/CE, ”Statele membre se asigură

că de la 3 martie 2012 toate întreprinderile care deţin în proprietate sisteme de transport

acţionează ca operatori de transport”. Cu alte cuvinte, operatorul de transport trebuie sa fie

proprietarul reţelei pe care o operează. De asemenea, art. 9 defineşte condiţiile prin care se

realizează concret separarea proprietăţii şi a activităţilor între operatorii de transport şi de sistem,

pe de o parte, şi producătorii, distribuitorii si furnizorii de gaze naturale, pe de altă parte.

Directiva prevede însă şi o excepţie, respectiv desemnarea unui operator de sistem independent

la propunerea proprietarului sistemului de transport, în cazul în care sistemul de transport

aparţine unei întreprinderi integrate vertical la data de 3 septembrie 2009.

Având în vedere configuraţia sistemului de transport, România a optat pentru modelul ISO

(„independent system operator”), în cadrul căruia întreprinderea desemnată să opereze sistemul

de transport nu are drept de proprietate asupra acestuia.

Alegerea modelului ISO în vederea operării sistemului de transport al gazelor naturale a avut la

bază faptul că la momentul elaborării Legii energiei s-a luat decizia ca regimul de proprietate al

Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale să nu fie schimbat, opţiunea având la bază

următoarele argumente de ordin legal:

- în România, conform prevederilor art. 3 alin. (2) din Legea nr. 213/1998 privind

proprietatea publică şi regimul juridic al acesteia, conductele de transport al gazelor

naturale sunt proprietate publică a statului şi nu pot fi înstrăinate.

- Legea petrolului prevede că Sistemul Naţional de Transport al petrolului este proprietate

publică a statului. În conformitate cu aceeaşi lege, „petrolul reprezintă substanţele

minerale combustibile constituite din amestecuri de hidrocarburi naturale, acumulate în

scoarţa terestră şi care, în condiţii de suprafaţă, se prezintă în stare gazoasă, sub formă de

gaze naturale, sau lichidă, sub formă de ţiţei şi condensat.”

Astfel, SNTGN Transgaz SA a fost desemnată şi certificată ca operator al sistemului naţional de

transport de gaze naturale, fără a fi proprietarul acesteia.

Considerând că măsurile comunicate de România nu transpun în integralitate Directiva

2009/73/CE, Comisia a luat decizia sesizării CJUE la data de 21.03.2013. În opinia Comisiei,

măsurile legislative comunicate de autorităţile române transpun parţial și incorect Directiva

Directiva 2009/73/CE, întrucât legislaţia naţională în vigoare nu a transpus şi obligaţia de a

asigura cadrul legal necesar pentru implementarea modelului OU („ownership unbundling”).

Astfel, indiferent dacă această ipoteză de fapt nu există în momentul de faţă în România, aşa cum

a subliniat Comisia, trebuie să fie creată posibilitatea legislativă ca, în viitor, să poată fi

certificaţi exclusiv operatori de transport şi de sistem în conformitate cu modelul OU.


39

În vederea transpunerii integrale a prevederilor art. 9 alin. (1), lit. a) din Directivă, pentru a fi

reglementată implementarea modelului OU în vederea operării altor posibile sisteme de transport

al gazelor naturale, care ar putea fi dezvoltate în România, paralel cu Sistemul Naţional de

Transport şi posibil interconectate cu acesta, au fost necesare atât modificări ale Legii energiei,

cât şi modificări ale Legii nr. 213/1998 privind proprietatea publică şi regimul juridic al acesteia,

în sensul că noile reţele de transport care vor fi realizate din sursele proprii are unui operator de

transport nu mai reprezintă proprietate publică a statului şi nu sunt incluse în domeniul public al

statului, ele constituind proprietate privată a operatorului care a realizat investiţia.

Astfel, Legea energiei va trata în mod distinct două situaţii: pe de o parte, regimul de proprietate

şi operarea Sistemului Naţional de Transport (după modelul ISO), iar pe de altă parte, regimul de

proprietate şi operarea altor posibile sisteme de transport al gazelor naturale, nou înfiinţate (după

modelul OU).

Prin crearea posibilităţii legale pentru apariţia unor operatori de transport al gazelor naturale care

să fie şi proprietari ai acelor sisteme, se poate discuta despre o potenţială diversificare a rutelor

de transport care pot contribui la îmbunătăţirea concurenţei în acest domeniu, având un impact

semnificativ asupra creşterii siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale în condiţii competitive

de preţ.

Totodată, prin legislaţia subsecventă, autorităţile române au avut misiunea de a asigura o

armonizare funcţională a posibilelor noi infrastructuri cu Sistemele Naţionale de Transport, astfel

încât să fie evitate dezechilibrele în activitatea de transport în interiorul sistemelor, dar şi în

relaţia dintre acestea.

1.2.2 Reglementarea activităţilor din sectorul gazelor naturale

Potrivit Legii energiei, activităţile din sectorul gazelor naturale se desfăşoară în baza unor licenţe

şi autorizaţii specifice emise de ANRE şi a unor concesiuni eliberate de autorităţile competente,

în cazul activităţilor ce implică folosirea bunurilor proprietate publică.

Înfiinţarea de noi conducte de alimentare din amonte aferente producţiei de gaze naturale,

precum şi de noi obiective de producţie de biogaz, biometan, GNL şi GNC/GNCV sau de noi

sisteme de transport, înmagazinare şi distribuţie a gazelor naturale de către persoane juridice

române sau străine se desfăşoară pe bază de autorizaţii de înfiinţare.

Desfăşurarea activităţilor de furnizare a gazelor naturale, a biogazului/biometanului, GNL,

GNC/GNCV, GPL, de operare a conductelor de alimentare din amonte aferente producţiei sau de

înmagazinare a gazelor naturale, a sistemelor de transport, de distribuţie, a terminalelor GNL,

precum şi administrarea pieţelor centralizate de gaze naturale se realizează pe bază de licenţă.

Procedura de acordare, modificare, suspendare şi retragere a autorizaţiilor şi licenţelor, termenele

şi condiţiile de acordare se stabilesc prin regulamente elaborate de ANRE, potrivit Ordinului nr.

34/2013 privind aprobarea Regulamentului pentru acordarea autorizaţiilor de înfiinţare şi a

licenţelor în sectorul gazelor naturale.

Pentru fiecare categorie de licenţă sau autorizaţie, aplicanţii trebuie să îndeplinească anumite

criterii şi să întocmească o anumită documentaţie. În principiu, cel care aplică pentru o

licenţă/autorizaţie trebuie să fie persoană juridică cu sediul principal sau secundar înregistrat în

România. Ca urmare a primirii documentaţiei, ANRE analizează conformitatea acesteia cu


40

dispoziţiile legale şi poate solicita completarea în termen de 30 de zile de la data înregistrării

cererii. Autoritatea decide acordarea/refuzarea licenţei sau a autorizaţiei în termen de 30 de zile

de la data la care documentația este completă. Decizia de refuzare a acordării licenţei sau

autorizaţiei trebuie să fie argumentată pe motive obiective şi nediscriminatorii şi să dea

posibilitatea aplicantului de a ataca actul administrativ în instanţă.

1.2.2.1 Explorarea şi producţia de gaze naturale

Explorarea şi producţia de gaze naturale sunt guvernate de Legea petrolului şi regulamentele

corespondente. Concesiunile trebuie acordate, în baza unei licitaţii organizate de autorităţile

relevante, fie pentru folosinţa activelor proprietate publică legate de transportul şi înmagazinarea

gazelor naturale (infrastructură şi sisteme), fie pentru prestarea serviciilor de transport,

înmagazinare şi distribuţie a gazelor naturale.

ANRE eliberează autorizaţii pentru noile conducte din amonte, auxiliare sistemelor de producţie,

transport, înmagazinare şi distribuţie a gazelor naturale.

1.2.2.2 Transportul gazelor naturale

Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes naţional.

Transportul gazelor naturale se realizează de către operatorul de transport şi de sistem, certificat

de autoritatea competentă în condiţiile legii.

Sistemul naţional de transport al gazelor naturale este proprietatea publică a statului. Lucrările de

dezvoltare, reabilitare, modernizare, exploatare şi întreţinere a obiectivelor/sistemelor de

transport al gazelor naturale sunt lucrări de utilitate publică.

Potrivit Legii energiei, activitatea de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale se

prestează pe bază de licenţă eliberată de ANRE. Serviciile legate de operarea acestor sisteme

sunt activităţi reglementate, prestate la tarife reglementate.

Suplimentar faţă de prevederile generale din Legea energiei, aspecte specifice ale activităţii de

transport al gazelor naturale sunt reglementate de o serie de acte secundare emise de autoritatea

de reglementare:

Ordinul nr. 54/2007-Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor

naturale, cu modificările şi completările ulterioare;

Contractul-cadru de transport al gazelor naturale, aprobat ca Anexa 1 la Ordinul nr.

54/2007;

Decizia nr. 1137/2010 - Procedura de evaluare a condiţiilor necesare încheierii

contractelor pentru prestarea serviciilor întreruptibile de transport al gazelor naturale prin

Sistemul naţional de transport;

Ordinul nr. 16/2013 – Codul reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport al gazelor

naturale, modificat succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr. 36/2017);

Ordinul nr. 32/2014 – Metodologia de stabilire a venitului reglementat, a venitului total şi

a tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale, modificată

succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr. 55/2017);

Ordinul nr. 72/2014 privind aprobarea certificării Societăţii Naţionale de Transport Gaze

Naturale „Transgaz” – S.A. ca operator de transport şi de sistem al Sistemului Naţional

de transport al gazelor naturale;


41

Ordinul nr. 85/2014 pentru aprobarea Regulamentului privind organizarea şi

funciţionarea comisiilor pentru soluţionarea disputelor/divergenţelor privind accesul la

reţelele/sistemele din domeniul energiei;

Ordinul nr. 162/2014 pentru aprobarea punctelor relevante ale Sistemului Naţional de

Transport al gazelor naturale, modificat prin Ordinul nr. 9/2017;

Ordinul nr. 150/2015 pentru aprobarea Regulamentului privind soluţionarea plângerilor

împotriva operatorilor de reţea/sistem din domeniul energiei;

Ordinul nr. 161/2015 privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciile de

transport şi de sistem al gazelor naturale;

Decizia nr. 2296/2015 de aprobare a Raportului SNTGN Transgaz SA Mediaş privind

punerea în aplicare a măsurilor provizorii conform prevederilor Regulamentului (UE) nr.

312/2014;

Ordinul nr. 34/2016 – Metodologia de rezervare a capacităţii de transport al gazelor

naturale prin conductele de transport Isaccea-Negru Vodă;

Ordinul nr. 39/2016 privind aprobarea venitului reglementat, a venitului total şi a tarifelor

de transport pentru activitatea de transport al gazelor naturale prin Sistemul Naţional de

Transport;

Coeficienţii de multiplicare utilizaţi de SNTGN Transgaz în anul V (1 octombrie 2016-30

septembrie 2017) al celei de-a treia perioade de reglementare, la stabilirea tarifelor de

rezervare de capacitate pentru serviciile ferme de transport de gaze naturale pe termen

scurt;

Ordinul nr. 40/2016 privind aprobarea venitului total şi a tarifelor de transport al gazelor

naturale pe conductele de transport al gazelor naturale Isaccea 1- Negru Vodă 1;

Coeficienţii de multiplicare utilizaţi de SNTGN Transgaz în anul gazier I (1 octombrie

2016-30 septembrie 2017) la stabilirea tarifelor de rezervare de capacitate pentru

serviciile de transport de gaze naturale pe termen scurt pentru conducta de transport al

gazelor naturale Isaccea 1- Negru Vodă 1.

În perioada 2015-2017, dezvoltarea cadrului de reglementare aferent accesului la serviciul de

transport al gazelor naturale și activității de echilibrare a sistemului național de transport al

gazelor naturale a vizat 3 direcţii principale:

- modificarea și completarea Codului rețelei pentru sistemul naţional de transport al

gazelor naturale;

- aprobarea Raportului Transgaz privind punerea în aplicare a măsurilor provizorii,

conform prevederilor Regulamentului (UE) nr. 312/2014 de stabilire a unui cod de rețea

privind echilibrarea rețelelor de transport de gaz;

- stabilirea calendarului de desfășurare a procesului de rezervare de capacitate de transport

în punctele de intrare/ieșire în/din sistemul naţional de transport al gazelor naturale.

Evoluțiile cadrului legislativ european, concretizate în adoptarea codurilor de rețea europene

referitoare la mecanismele de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor naturale, la

procedurile de management al congestiilor și la echilibrarea sistemelor de transport al gazelor

naturale au condus la necesitatea demarării unui proces de amplă revizuire a Codului rețelei


42

pentru sistemul naţional de transport al gazelor naturale5, în vederea implementării la nivel

național a cerințelor din cadrul acestor reglementări europene:

- nominalizare/renominalizare, alocare și calcul al contravalorii dezechilibrelor zilnice

finale înregistrate;

- reconsiderarea principiilor aplicabile în cazul transferului de capacitate între utilizatorii

rețelei atât în punctele de intrare în sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cât

și în punctele de ieșire din sistemul naţional de transport al gazelor naturale, având în

vedere reorganizarea sistemului de transport al gazelor naturale după modelul „entry-

exit”, model în cadrul căruia rezervarea de capacitate în punctele de intrare se face

independent de rezervarea de capacitate în punctele de ieșire;

- precizarea exactă a atribuțiilor fiecărei părți implicate în derularea procedurilor specifice

Codului rețelei, respectiv limitarea responsabilității operatorilor sistemelor adiacente

SNTGN strict la nivelul responsabilităților asumate de aceștia prin contractele încheiate

în mod nemijlocit cu utilizatorii de rețea și partenerii direcți ai acestora din punctele de

intrare/ieșire în/din sistemul naţional de transport al gazelor naturalemenționate în

nominalizările efectuate;

- includerea metodologiei de calcul al contravalorii dezechilibrelor zilnice înregistrate de

utilizatorul de reţea.

Potrivit prevederilor art. 45 alin. (1) și (3) din Regulamentul (UE) nr. 312/20146, în absența unui

nivel suficient de lichiditate al pieței angro a gazului pe termen scurt, operatorii de sisteme de

transport trebuie să pună în aplicare măsurile provizorii prevăzute la art. 47-50 din regulament

printr-un raport aprobat de autoritatea națională de reglementare în conformitate cu procedura

stabilită la art. 46 al regulamentului.

Piețele centralizate de gaze naturale din România încă nu oferă condițiile necesare pentru

tranzacționarea produselor standardizate zilnice și intra-zilnice, iar platforma de echilibrare care

să poată fi utilizată ca măsură provizorie în conformitate cu articolul 47 al regulamentului nu este

încă disponibilă. Astfel, aplicarea efectivă a alternativei la platforma de echilibrare, ca măsură

provizorie, respectiv efectuarea tranzacțiilor de vânzare/cumpărare de gaze naturale în scopul

echilibrării sistemului naţional de transport al gazelor naturale de către operatorul de transport și

de sistem nu se poate realiza efectiv în lipsa contractelor-tip de vânzare-cumpărare a gazelor

naturale de echilibrare, al căror rol este tocmai acela de a compensa inexistența contractelor

aferente produselor zilnice și intra-zilnice de tranzacționare.

Aceste aspecte au fost reglementate prin decizie a preşedintelui ANRE, care a aprobat raportul

înaintat de Transgaz, în calitate de operator al sistemului naţional de transport al gazelor

naturale, cu privire la punerea în aplicare a măsurilor provizorii.

Datele etapelor procesului de rezervare de capacitate prevăzute în Codul rețelei (transmiterea

solicitărilor de rezervare de capacitate, analiza acestora de către operatorul de transport și de

sistem, aprobarea sau respingerea lor, formularea de obiecții cu privire la respingerea solicitărilor

de rezervare de capacitate, formularea răspunsului operatorului de transport și de sistem față de

obiecțiile transmise de către solicitanții de capacitate de transport, transmiterea contractelor de

transport, de către operatorul de transport și de sistem, solicitanților ale căror cereri de rezervare 5Aprobat prin ordinul ANRE nr. 16/2013, cu modificările și completările ulterioare.

6Regulamentul (UE) nr. 312/2014 al Comisiei din 26 martie 2014 de stabilire a unui cod de rețea privind

echilibrarea rețelelor de transport de gaz.


43

de capacitate au fost aprobate, respectiv retransmiterea contractelor de transport semnate de către

solicitanții de capacitate de transport) au fost stabilite astfel încât să fie asigurat timpul necesar

parcurgerii și finalizării acestora până la data de 1 octombrie, data începerii noului an gazier.

De asemenea, prin noua reglementare cu privire la rezervarea de capacitate, a fost promovat atât

principiul de alocare secvențială a produselor de capacitate de transport al gazelor naturale, în

ordinea descrescătoare a duratei acestora, cât și principiul alocării simultane a produselor

trimestriale de capacitate de transport, principii prevăzute în legislația europeană în domeniu.

În septembrie 2017, autoritatea de reglementare a emis Ordinul nr. 82/2017 pentru aprobarea

Regulamentulului privind racordarea la sistemele de transport al gazelor naturale.

Regulamentul stabileşte etapele şi condiţiile privind racordarea la sistemele de transport al

gazelor naturale printr-un proces unitar, transparent şi nediscriminatoriu şi se aplică de către

operatorii sistemului de transport şi operatorii economici autorizaţi de ANRE.

Potrivit reprezentanţilor autorităţii, regulamentul permite creşterea gradului de protecţie a

solicitanţilor, informarea cât mai corectă şi completă a acestora prin impunerea unor obligaţii

operatorului sistemului de transport, crearea premiselor creşterii concurenţei pe piaţă, permiţând

solicitanţilor să aleagă operatorii economici autorizaţi de ANRE care să desfăşoare activităţile

legate de întocmirea documentaţiei tehnice pentru autorizarea executării lucrărilor de construcţii

aferente racordului, întocmirea proiectului tehnic pentru executarea lucrărilor de construcţii

aferente racordului, precum şi execuţia acestuia în cazurile menţionate în cadrul regulamentului.

De asemenea, vizează creşterea competitivităţii în ceea ce priveşte modul de realizare a

racordului de înaltă presiune prin reducerea timpului de realizare efectivă a acestuia, precum şi

reducerea costurilor de racordare prin introducerea competiţiei între operatorii economici.

Regulamentul privind racordarea la sistemele de transport al gazelor naturale va intra în vigoare

la data abrogării dispoziţiilor privind racordarea la sistemul de transport al gazelor naturale,

prevăzute în Hotărârea Guvernului nr. 1043/2004, cu modificările şi completările ulterioare.

1.2.2.3 Distribuţia gazelor naturale

Distribuţia gazelor naturale se realizează de către operatorul de distribuţie. Operatorul de

distribuţie prestează serviciul de distribuţie pentru toţi utilizatorii sistemului de distribuţie, în

condiţii nediscriminatorii, asigurând accesul la acesta oricărui solicitant care îndeplineşte

cerinţele prezentului titlu, cu respectarea normelor şi standardelor de performanţă prevăzute în

reglementările tehnice în vigoare.

Activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de

distribuţie închise, constituie serviciu public de interes general.

Potrivit Legii energiei, activitatea de operare a sistemelor de distribuţie a gazelor naturale se

prestează pe bază de licenţă eliberată de ANRE. Serviciile legate de operarea acestor sisteme

sunt activităţi reglementate, prestate la tarife reglementate. Actul normativ care guvernează

licenţierea activităţii de distribuţie a gazelor naturale este Ordinul nr. 84/2014 privind aprobarea

Condiţiilor –cadru de valabilitate a licenţei de operare a sistemului de distribuţie a gazelor

naturale.

Condiţiile generale şi specifice privind desfăşurarea activităţii de ditribuţie sunt stabilite prin

decizii ale autorităţii de reglementare:


44

Decizia nr. 309/2005 privind aprobarea Condiţiilor generale de contractare a serviciilor

de distribuţe a gazelor naturale, modificată succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr.

32/2010);

Decizia nr. 183/2005 privind aprobarea contractului-cadru de distribuţie a gazelor

naturale - clauze specifice, modificată succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr.

41/2010);

Pentru aprobarea şi modificarea tarifelor de distribuţie ANRE emite ordine pentru fiecare

operator de distribuţie. În perioada 2016-2017, autoritatea de reglementare a emis ordine pentru

stabilirea tarifelor reglementate pentru prestarea serviciului de distribuţie a gazelor naturale

realizate de Distrigaz Sud Reţele SA şi E.ON Distribuţie SA, precum şi un ordin comun pentru

aprobarea tarifelor de distribuţie şi a preţurilor pentru furnizarea reglementată a gazelor naturale

pentru o serie de furnizori care au şi calitatea de operator al unei reţele de distribuţie a gazelor

naturale.

În contextul evoluțiilor cadrului legislativ național, ANRE se află într-un proces de actualizare şi

revizuire a cadrului legal necesar desfășurării activităților în sectorul gazelor naturale şi este

necesară iniţierea demersurilor privind crearea noului cadru de reglementare privind racordarea

la sistemul de distribuţie a gazelor naturale.

Astfel, în concordanţă cu obiectivele prevăzute în programul de reglementări privind dezvoltarea

unui cadru de reglementare orientat către consumator, prin Ordinul nr. 32/2017, Comitetul de

reglementare al ANRE a aprobat în data de 25.04.2017, Regulamentul pentru racordarea la

sistemul de distribuție a gazelor naturale.

Regulamentul stabilește etapele şi condițiile de racordare a solicitanților la sistemul de distribuţie

a gazelor naturale, printr-un proces unitar, transparent și nediscriminatoriu și se aplică de către

operatorii sistemelor de distribuție a gazelor naturale, de operatorii economici autorizați de

ANRE în relația cu solicitanții care doresc racordarea la sistemul de distribuție a gazelor naturale

sau modificarea instalației de racordare, precum și de verificatorii de proiecte atestați ANRE care

doresc să verifice documentațiile tehnice/proiectele tehnice aferente racordării, extinderii și/sau a

redimensionării obiectivelor/conductelor de distribuție a gazelor naturale, după caz.

Prin emiterea acestui Regulament s-a urmărit:

- reducerea timpului de realizare și de punere în funcțiune a racordării la sistemul de

distribuție a gazelor naturale;

- reducerea costului racordării și de realizare a extinderii și/sau redimensionării

obiectivelor/conductelor de distribuție a gazelor naturale prin prisma introducerii

competiției între operatorii economici autorizați ANRE, aleși de solicitanți;

- posibilitatea depunerii și/sau transmiterii cererii de racordare și a documentelor atașate

prin e-mail, fax, poștă sau personal la sediul operatorului sistemului de distribuție a

gazelor naturale;

- monitorizarea de către ANRE a activității operatorilor de distribuție a gazelor naturale, a

operatorilor economici autorizați ANRE precum și a verificatorilor de proiecte atestați

ANRE care prestează în cadrul procesului de racordare la sistemul de distribuție a gazelor

naturale etc.

Regulamentul permite creșterea competitivității în ceea ce privește modul de realizare a

racordării, a extinderii și/sau redimensionării obiectivelor/conductelor de distribuție a gazelor


45

naturale prin reducerea timpilor de realizare. Acesta instituie posibilitatea realizării activităților

de proiectare și execuție a lucrărilor din sistemul de distribuție a gazelor naturale prin

intermediul operatorilor economici autorizați ANRE, precum și de verificare a documentațiilor

tehnice/proiectelor tehnice de verificatori de proiecte atestați ANRE, în regim concurențial, fără

o limitare a accesului pe piața a acestor tipuri de lucrări.

Dezvoltarea cadrului de reglementare aferent activităților conexe distribuției gazelor naturale s-a

realizat prin Metodologia7 de stabilire a tarifelor reglementate pentru activitățile conexe celei de

operare a sistemului de distribuție a gazelor naturale și pentru modificarea unor ordine ale

președintelui Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei.

Metodologia de tarifare stabilește categoriile de cheltuieli care vor fi luate în calcul la stabilirea

tarifelor aferente activităților conexe, un anumit nivel reglementat al profitului și totodată

impune o serie de criterii maximale de recunoaștere a cheltuielilor.

Toate acestea rezidă din necesitatea aplicării unei metodologii comune, în concordanță cu

prevederile Legii energiei, astfel încât să se asigure recuperarea costurilor operatorilor efectuate

într-o manieră prudentă, iar tarifele rezultate să fie nediscriminatorii, bazate pe criterii obiective

și determinate într-o manieră prudentă.

De asemenea, având în vedere că la nivelul pieței de gaze naturale a fost identificat un număr

mare de activități conexe desfășurate de titularii de licențe de operare a sistemelor din domeniul

gazelor naturale, precum și o varietate de tarife aplicate pentru prestarea acestora, impactul

acestei metodologii se va resimți la nivelul clienților finali, prin:

- claritate și concentrare, respectiv sintetizarea activităților conexe celei de operare a

sistemului de distribuție a gazelor naturale prestate de către operatorul de distribuție;

- transparență legislativă, având în vedere faptul că metodologia impune aplicarea unei

metode unitare și nediscriminatorii în determinarea tarifelor reglementate aplicabile de la

1 ianuarie 2016 de către toți operatorii de distribuție;

- protejarea drepturilor clienților finali fată de un posibil abuz al operatorilor de distribuție

prin stabilirea de către aceștia a unor tarife, fără a avea la bază criterii comune și

transparente, corelat cu poziția de monopol pe care o dețin.

Activitățile conexe celei de operare a sistemului de distribuție a gazelor naturale pentru care se

stabilesc tarife reglementate conform metodologiei sunt:

- emiterea avizelor referitoare la sistemul de distribuţie, conform prevederilor legale

privind autorizarea executării lucrărilor de construcții;

- punerea în funcțiune a instalaţiei de utilizare a gazelor naturale aparţinând unui client

final de gaze naturale, aparținând clienților finali din zonele delimitate pentru care deține

licența de operare;

- deplasarea unei echipe tehnice la locul de consum, cu excepția situațiilor legate de

funcționarea în condiții de siguranță a instalaţiei de utilizare sau a sistemului de

distribuţie, respectiv pentru asistență la lucrările edilitare din zona de siguranță și de

protecție a sistemului de distribuţie;

- întreruperea/limitarea parametrilor tehnici/reluarea alimentării cu gaze naturale la cererea

clientului final, a furnizorului de gaze naturale sau a operatorului conductelor de

7Aprobată prin Ordinul ANRE nr. 140/2015, cu modificările și completările aduse prin Ordinul ANRE nr.180/2015.


46

alimentare din amonte/operatorului de transport și de sistem/operatorului de distribuție,

după caz;

- eliberarea de copii după documentația tehnică privitoare la instalaţiei de utilizare a

clientului final, fișele de evidență a verificărilor/reviziilor tehnice periodice ale instalaţiei

de utilizare și/sau după avizul/avizul de principiu, deținute de către operatorul sistemului

de distribuţie;

- debranșarea clienților finali de gaze naturale prin scoaterea definitivă din funcțiune a

branșamentului și a postului de reglare;

- modificări ale obiectivelor sistemului de distribuţie prin deviere, la cererea clientului

final sau a unui terț.

1.2.2.4 Înmagazinarea gazelor naturale

Înmagazinarea gazelor naturale se realizează de către operatorul de înmagazinare. Potrivit Legii

energiei, activitatea de înmagazinare a gazelor naturale se prestează pe bază de licenţă eliberată

de ANRE. Serviciile legate de operarea acestor sisteme sunt activităţi reglementate, prestate la

tarife reglementate.


transport al gazelor naturale sunt reglementate de acte secundare emise de autoritatea de

reglementare, precum Decizia nr. 480/2004 - Contract-cadru de înmagazinare subterană a

gazelor naturale, modificată succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr. 41/2010).

1.2.2.5 Comercializarea şi furnizarea gazelor naturale

Furnizarea gazelor naturale este activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale, inclusiv

gaze naturale lichefiate, către clienţi. Furnizorul de gaze naturale poate fi o persoană fizică sau

juridică ce realizează activitatea de furnizare a gazelor naturale, în baza licenţei emise de ANRE.

Potrivit Legii energiei, activitatea de comercializare a gazelor naturale este formată din două

segmente: piaţa concurenţială şi piaţa reglementată.

Piaţa concurenţială se referă la comercializarea gazelor naturale între furnizori şi clienţi eligibili.

Pe această piaţă, preţurile se formează liber, pe baza cererii şi a ofertei şi a mecanismelor

concurenţiale. Pe piaţa concurenţială au fost stabilite pieţe centralizate pentru comercializarea

gazelor naturale cu scopul de a creşte lichiditatea şi concurenţa pe piaţa gazelor naturale.

Piaţa reglementată se referă la comercializarea gazelor naturale către clienţi casnici. Până la

liberalizarea completă a pieţei gazelor naturale din România şi convergenţa preţului gazelor

naturale din producţia internă cu cel al gazelor din import, în vederea asigurării accesului

nediscriminatoriu pentru toţi consumatorii la sursele interne de gaze naturale, furnizarea gazelor

naturale se făcea pe baza unui coş format din cantităţi de gaze naturale din producţia internă

curentă/din înmagazinare şi din import.

Structura coşului pentru consumatorii noncasnici era stabilită de un departament specializat al

operatorului de transport şi aprobată de ANRE. Pentru consumatorii casnici şi producătorii de

energie termică, structura coşului se stabilea lunar de către ANRE. Preţul gazelor din import era

determinat pe baza unei formule de indexare a preţurilor la ţiţei şi produse derivate listate la

bursele internaţionale de mărfuri.


47


furnizare a gazelor naturale sunt reglementate de acte secundare emise de autoritatea de

reglementare:

Ordinul nr. 37/2007 privind aprobarea Standardului de performanţă pentru activitatea de

furnizare a gazelor naturale;

Ordinul nr. 47/2007 - Metodologie privind schimbarea furnizorului de către consumatorii

casnici de gaze naturale;

Ordinul nr. 47/2008 - Metodologie privind schimbarea furnizorului de către consumatorii

noncasnici de gaze naturale;

Ordinul nr. 35/2013 pentru aprobarea procedurilor privind soluţionarea/medierea

neînţelegerilor apărute la încheierea contractelor în domeniul energiei;

Ordinul nr. 61/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind organizarea şi funcţionarea

comisiei pentru soluţionarea disputelor apărute între participanţii la piaţa de energie

electrică şi gaze naturale;

Ordinul nr. 62/2013 - Regulament de constatare, notificare şi sancţionare a abaterilor de

la reglementările emise în domeniul energiei;

Ordinul nr. 16/2015 pentru aprobarea procedurii – cadru privind obligaţia furnizorilor de

energie electrică şi gaze naturale de soluţionare a plângerilor clienţilor finali;

Ordinul nr. 96/2015 pentru aprobarea Regulamentului privind activitatea de informare a

clienţilor finali de energie electrică şi gaze naturale;

Pe lângă acestea, autoritatea de reglementare a emis o serie de acte normative care pun în

aplicare reglementări comerciale necesare bunei funcţionări a pieţei de furnizare a gazelor

naturale, atât în ceea ce priveşte furnizarea cu amănuntul, cât şi în ceea ce priveşte piaţa angro,

respectiv piaţa centralizată:

Ordinul nr. 15/2013 privind valorificarea cantităţilor de gaze naturale pe piaţa internă şi

modalitatea de stabilire/avizare a structurilor amestecului de gaze naturale;

Ordinul nr. 65/2013 privind aprobarea condiţiilor - cadru de valabilitate a licenţei de

administrare a pieţei centralizate a gazelor naturale;

Ordinul nr. 54/2014 privind unele măsuri pentru dezvoltarea pieţei gazelor naturale;

Ordinul nr. 66/2014 pentru modificarea regulilor generale privind piaţa centralizată de

gaze naturale;

Ordinul nr. 67/2014 pentru modificarea si completarea Regulamentului privind cadrul

organizat de tranzacţionare pe pieţele centralizate de gaze naturale administrate de

Societatea Bursa Română de Mărfuri (Romanian Comodities Exchange) – S.A.

Ordinul nr. 68/2014 pentru modificarea si completarea Regulamentului privind cadrul

organizat de tranzacţionare pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de

Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM – S.A.

Ordinul nr. 106/2014 privind modalităţile de informare a clienţilor finali de către

furnizorii de gaze naturale cu privire la condiţiile comerciale de furnizare a gazelor

naturale;

Ordinul nr. 107/2014 pentru stabilirea unor măsuri privind furnizarea gazelor naturale la

clienţii noncasnici în perspectiva eliminării preţurilor finale reglementate;


48

Ordinul nr. 118/2014 pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a obligaţiei

producătorilor şi furnizorilor de gaze naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele

centralizate de gaze naturale din România;

Ordinul nr. 160/2014 privind modalitatea de stabilire a structurii amestecului de gaze

naturale pentru clienţíi casnici şi clienţii noncasnici producători de energie termică,

numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în

centralele de cogenerare şi în centralele termice destinată consumului populaţiei.

Ca urmare a adoptării Legii nr. 174/2014 privind aprobarea Ordonanței de urgență a Guvernului

nr. 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012,

legislația primară referitoare la sectorul gazelor naturale a suferit o serie de modificări care au

condus la necesitatea adaptării/actualizării unora dintre reglementările emise de către ANRE. În

perioada 2015-2017, ANRE a continuat procesul de elaborare, completare și dezvoltare a

cadrului de reglementare necesar funcționării și dezvoltării pieței de gaze naturale.

Dezvoltarea cadrului de reglementare aferent piețelor centralizate de gaze naturale8 s-a realizat în

vederea asigurării conformității cu noile dispoziții legale, adoptate în anul 2014 la nivelul

legislației primare, respectiv cu dispozițiile Legii energiei şi ale Legii petrolului.

Astfel, având în vedere eliminarea activităţii de administrare a piețelor centralizate din sfera

activităților aferente pieței reglementate de gaze naturale, s-a impus necesitatea abrogării

dispozițiilor referitoare la aprobarea de către ANRE a tarifelor percepute de către operatorii

piețelor centralizate de gaze naturale din cadrul Regulilor generale privind piața centralizată de

gaze naturale.

În subsidiar, a fost necesară modificarea corespunzătoare a regulamentelor specifice activității

celor doi operatori ai piețelor centralizate din România (Bursa Română de Mărfuri SA – BRM şi

Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale SA – OPCOM), în vederea adaptării

prevederilor acestora la modificările referitoare la aprobarea de către ANRE a tarifelor percepute

de către operatorii piețelor centralizate de gaze naturale și dezvoltarea cerințelor privind

publicarea informațiilor aferente tranzacțiilor, la încheierea sesiunilor de tranzacționare.

Suplimentar, în Regulamentul aferent OPCOM s-a introdus o nouă procedură de tranzacționare,

respectiv Procedura privind tranzacționarea pe Piața centralizată a contractelor bilaterale de

gaze naturale – modalitatea de tranzacționare OTC, în baza căreia contractele bilaterale de gaze

naturale urmează a fi atribuite prin negociere dublă continuă.

Procesul de modificare și completare a regulamentelor specifice celor doi operatori ai piețelor

centralizate din România a fost susținut ulterior de derularea proceselor de avizare a procedurilor

specifice activității piețelor centralizate de gaze naturale, respectiv tranzacţionarea pe pieţe

centralizate şi platformele administrate de BRM şi OPCOM, convenţia de participare în ringul

contractelor bilaterale de gaze naturale, înregistrarea participanților la piața centralizată de gaze

naturale, tranzacționarea pe piața centralizată a contractelor bilaterale de gaze naturale –

modalitatea de tranzacționare “licitație-negociere” (PCGN-LN), tranzacționarea pe piața

centralizată a contractelor bilaterale de gaze naturale – modalitatea de tranzacționare „over the

counter” (OTC).

8Prin Ordinul ANRE nr. 6/2015 pentru modificarea Regulilor generale privind piața centralizată de gaze naturale,

aprobate prin Ordinul ANRE nr. 50/2013.


49

Astfel, în perioada 2015-2017, în materia pieţelor centralizate au fost emise următoarele ordine:

Ordinul nr. 1/2015 privind instituirea Registrului naţional al participanţilor la piaţa angro

de energie şi aprobarea procedurii de înregistrare a participanţilor la piaţa angro de

energie;

Ordinul nr. 6/2015 pentru modificarea Regulilor generale privind piaţa centralizată de

gaze naturale, aprobate prin Ordinul nr. 50/2013;

Ordinul nr. 18/2015 pentru modificarea şi completarea Regulamentului privind cadrul

organizat de tranzacţionare pe pieţele centralizate de gaze naturale administrate de

Societatea Bursa Română de Mărfuri (Romanian Commodities Exchange) – S.A.;

Ordinul nr. 86/2015 pentru modificarea şi completarea Regulamentului privind cadrul

organizat de tranzacţionare pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de

Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM – S.A.

Ordinul nr. 54/2017 pentru aprobarea Regulamentului privind cadrul organizat de

tranzacţionare pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de Operatorul Pieţei de

Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM–SA.

Ordinul nr. 101/20.10.2017 privind modificarea anexei la Ordinul președintelui

Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 51/2013 pentru

aprobarea Regulamentului privind cadrul organizat de tranzacționare pe piețele

centralizate de gaze naturale administrate de Societatea Bursa Română de Mărfuri.

Dezvoltarea cadrului de reglementare aferent activității de furnizare reglementată și de aprobare

a prețurilor finale reglementate în sectorul gazelor naturale s-a realizat prin elaborarea, de către

ANRE, a următoarelor metodologii:

- Metodologia9 pentru stabilirea veniturilor reglementate unitare și a veniturilor totale

unitare aferente activității de furnizare reglementată și de aprobare a prețurilor finale

reglementate în sectorul gazelor naturale, pentru anul 2015;

- Metodologia10

pentru stabilirea venitului unitar aferent activității de furnizare

reglementată, desfășurată într-un an de reglementare, și de aprobare a prețurilor

reglementate în sectorul gazelor naturale, începând cu anul 2016.

Ca urmare a schimbărilor multiple și complexe care au avut loc pe piața de gaze naturale, a

faptului că ieșirea din aria de reglementare a clienților noncasnici începând cu data de 1 ianuarie

2015 a avut un impact semnificativ pe piața gazelor naturale, a necesității revizuirii

„Calendarului de eliminare treptată a prețurilor reglementate pentru clienții finali” – datorate

modificărilor și completărilor aduse Legii energiei survenite în cursul anului 2014, anul de

reglementare 2015 a fost considerat an de trecere de la perioada a treia de reglementare la

perioada a patra de reglementare, pentru titularii de licență care la data publicării metodologiei

propuse desfășoară activitatea de furnizare reglementată a gazelor naturale.

Stabilirea venitului reglementat unitar aferent anului de reglementare 2015 a fost tranzitorie,

întrucât pentru cea de-a patra perioadă de reglementare, ANRE a elaborat o nouă metodologie

pentru stabilirea veniturilor reglementate unitare, a veniturilor totale unitare aferente activității

de furnizare reglementată și de aprobare a prețurilor finale reglementate în sectorul gazelor

naturale, în noile condiții de piață.

9 Aprobată prin Ordinul ANRE nr. 7/2015, care a intrat în vigoare începând cu data de 1 aprilie 2015.

10Aprobată prin Ordinul ANRE nr. 182/2015, care a intrat în vigoare începând cu data de 1 ianuarie 2016.


50

Noua metodologie de tipul „cost-plus” s-a realizat astfel încât să se asigure acoperirea costurilor

necesare desfășurării activității de furnizare reglementată în anul respectiv, estimate la nivelul

costurilor justificate și realizate, într-o manieră prudentă, în anul anterior de reglementare.

Pentru titularii nou-licențiați, costurile recunoscute și permise de ANRE sunt costurile estimate și

justificate de către titularul de licență pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a

gazelor naturale în primul an de reglementare, într-o manieră prudentă.

Până în anul 2016, activitatea de furnizarea a gazelor naturale s-a desfăşurat în baza Ordinului nr.

42/2012 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali.

Având în vedere eliminarea preţurilor reglementate începând cu data de 1 ianuarie 2015 pentru

clienţii noncasnici şi 1 iulie 2021 pentru clienţii casnici, s-a considerat necesară instituirea unui

set de măsuri de ordin legislativ care să asigure accesul clienţilor finali la informaţiile privind

condiţiile comerciale de furnizare a gazelor naturale, în etapa precontractuală şi în etapa

contractuală.

Faţă de acest aspect şi ţinând cont de modificările și completările aduse Legii energiei prin Legea

nr. 127/2014 și Legea nr. 174/2014 cu privire la drepturile și obligațiile furnizorilor și clienților

finali de gaze naturale, a fost adoptat un nou Regulament privind furnizarea gazelor naturale la

clienții finali, pus în aplicare prin Ordinul nr. 29/2016.

Prin acest nou regulament, ANRE a urmărit stabilirea principiilor de bază ale funcționării pieței

cu amănuntul de gaze naturale, creând astfel un cadru de reglementare unitar care să asigure

protecția clienților finali de gaze naturale, indiferent de regimul de furnizare al acestora,

respectiv pe piața reglementată sau pe piața concurențială de gaze naturale.

Principalele modificări introduse prin acest Regulament sunt următoarele:

• au fost prevăzute măsuri non-financiare de protecție specifice atât pentru clienții

vulnerabili din motive de vârstă/sănătate, cât și pentru cei din motive de venituri reduse.

• au fost detaliate documentele minime necesare pentru încheierea unui contract de

furnizare a gazelor naturale, pe care solicitantul trebuie să le prezinte furnizorului;

• a fost stabilit cadrul necesar pentru asigurarea accesului clienților finali și al furnizorilor

la datele de consum gestionate de operatori, în condiții de securitate și confidențialitate;

• a fost introdus un capitol distinct cu prevederi privind facturarea; Pentru a garanta tuturor

clienților finali, indiferent de regimul de furnizare, un nivel minim de calitate în ceea ce

privește factura de gaze naturale, s-a stabilit un set minim de informații pe care furnizorul

are obligația să le includă în aceasta și/sau în documentele anexate acesteia.

• pentru informarea clientului final, au fost precizate măsurile alternative pe care furnizorul

poate să le ia, la cerere, în situația în care clientul final se confruntă cu dificultăți la

efectuarea plății facturii prin modalitățile prevăzute în contractul de furnizare a gazelor

naturale, caz în care există posibilitatea oferirii unei alte modalități de efectuare a plății;

• au fost precizate măsurile alternative pe care furnizorul poate să le ia, la cerere, în situația

în care clientul final se confruntă cu dificultăți financiare la plata facturii, caz în care

există posibilitatea negocierii unui plan de eșalonare a sumelor datorate pe o perioadă

stabilită de furnizor în funcție de cuantumul obligațiilor de plată și de capacitatea

financiară de plată a clientului final;


51

• a fost introdus un capitol distinct referitor la întreruperea/limitarea/reluarea furnizării și

alimentării cu gaze naturale la locul de consum al clientului final, în care au fost detaliate

etapele care trebuie parcurse;

• în situația în care contractul cu operatorul conductei/sistemului din care este alimentat

locul de consum este încheiat de clientul final, având în vedere că în această situație nu

există o relație contractuală între furnizor și operator, a fost introdusă obligația încheierii

unei convenții multipartite între operatorul conductei/sistemului din care este alimentat

locul de consum, furnizorul/furnizorii care desfășoară activitatea de furnizare la

respectivul loc de consum și clientul final, asumată prin semnătură de toate părțile, care

constituie atât anexă la contractul de vânzare-cumpărare a gazelor naturale încheiat de

clientul final cu furnizorul, cât și la contractul încheiat de clientul final cu operatorul

conductei/sistemului din care este alimentat locul de consum.

• s-a instituit obligația operatorilor de a realiza, până la data de 30 iunie 2017, o codificare

alfanumerică unică la nivel național pentru locurile de consum alimentate din

conducta/sistemul din zona proprie de licență de operare, fiecărui loc de consum fiindu-i

atribuit un cod loc de consum (CLC);

• a fost stabilit, în vederea utilizării cu titlul opțional, formatul de prezentare a datelor

privind istoricul de consum al clientului final;

• au fost introduse prevederi specifice pentru clientul final care are instalat la locul de

consum un echipament de măsurare cu sistem de preplată;

• a fost detaliat modul de organizare și funcționare al punctului unic de contact care

coordonează punctele de informare regională/locală, fiind instituită, totodată, obligația

furnizorului de a pune la dispoziția clientului final, la încheierea contractului de furnizare

a gazelor naturale, datele de contact ale punctului unic de contact și ale punctului de

informare regională/locală cel mai apropiat de respectivul loc de consum.

Pentru clienții vulnerabili din motive de venituri reduse, facturarea lunară a consumului de gaze

naturale se va realiza de furnizor doar pe baza consumului efectiv de gaze naturale, determinat

prin citire de către operator/autocitire de către clientul vulnerabil a indexului echipamentului de

măsurare, în perioada în care instituțiile statului cu atribuții în domeniul protecției sociale acordă

acestor clienți ajutoare financiare pentru încălzirea locuinței cu gaze naturale. Pentru clienții

vulnerabili din motive de vârstă/sănătate s-a avut în vedere asigurarea accesului la serviciile

oferite de furnizor prin modalități adaptate necesităților acestor clienți.

Având în vedere definiţia clientului vulnerabil din Legea nr. 123/2012, prin noul Regulament

privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 29/2016, au

fost prevăzute condițiile pe care trebuie să le îndeplinească clienții casnici de gaze naturale

pentru a fi înregistrați în categoria de clienți vulnerabili. Astfel, potrivit prevederilor art. 8 din

regulament, „Clientul final aparţinând categoriei clienţilor casnici este înregistrat drept client

vulnerabil dacă îndeplineşte cel puţin una dintre următoarele condiţii:

1. are venituri reduse, situate până la un prag stabilit de instituţiile statului cu atribuţii în

domeniul protecţiei sociale;

2. la locul de consum locuieşte o persoană care din motive de sănătate/vârstă necesită

condiţii speciale referitoare la activitatea de furnizare a gazelor naturale.


52

Criteriile de încadrare în categoria clienţilor vulnerabili din motive de venituri reduse sau din

motive de sănătate/vârstă sunt stabilite de către instituţiile statului cu atribuţii în domeniul

protecţiei sociale.

De asemenea, au fost introduse măsuri non-financiare de protecţie specifice atât pentru clienții

vulnerabili din motive de vârstă/sănătate, cât și pentru cei din motive de venituri reduse.

Totodată, clienţii vulnerabili din motive de venituri reduse beneficiază de ajutoare financiare

pentru încălzirea locuinţei cu gaze naturale acordate de către instituţiile statului cu atribuţii în

domeniul protecţiei sociale, care stabilesc cuantumul, limita de venit pentru care se acordă aceste

ajutoare, precum şi modalităţile de acordare a acestora. Cuantumul ajutorului pentru încălzirea

locuinţei cu gaze naturale se scade lunar de către furnizorul de gaze naturale din contravaloarea

cantităţii de gaze naturale consumate de acest tip de client vulnerabil.

În prezent, pentru sezonul rece (1 noiembrie a anului curent şi 31 martie a anului următor),

modalitatea de acordare a ajutoarelor pentru încălzirea locuinţelor este reglementată de

Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 70/2011 privind măsurile de protecţie socială în perioada

sezonului rece, aprobată prin Legea nr. 92/2012, cu modificările şi completările ulterioare şi de

Normele Metodologice de aplicare a acesteia, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 920/2011.

La data de 1 aprilie 2018 va intra în vigoare Legea nr. 196/2016 privind venitul minim de

incluziune11

, care va abroga Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 70/2011 privind măsurile de

protecţie socială în perioada sezonului rece. În sensul acestei Legi, consumatorul vulnerabil este

definit “clientul casnic, persoana singură sau familia care nu îşi poate asigura din bugetul propriu

acoperirea integrală a cheltuielilor legate de încălzirea locuinţei şi ale cărei venituri sunt situate

în limitele prevăzute de prezenta lege”.

În conformitate cu prevederile art. 20 din această lege, se va acorda un supliment pentru locuire,

în cuantumuri diferenţiate, în funcţie de încadrarea venitului net lunar ajustat, în limitele de venit

stabilite prin prezenta lege, pentru un singur sistem utilizat pentru încălzirea locuinţei de

domiciliu sau reşedinţă, pe perioada sezonului rece, declarat de familie sau persoana singură în

cerere. După caz, suplimentul constă în următoarele categorii de ajutoare pentru încalzirea

locuinţei:

a) ajutor pentru energie termică în sistem centralizat;

b) ajutor pentru gaze naturale;

c) ajutor pentru energie electrică;

d) ajutor pentru combustibili solizi sau petrolieri.

Beneficiază de supliment pentru locuire, acordat din bugetul de stat, consumatorii vulnerabili cu

venituri medii nete lunare ajustate de până la 600 de lei inclusiv şi consumatorii vulnerabili cu

vârsta de cel puţin 60 de ani cu venituri nete lunare ajustate de până la 800 de lei inclusiv.

În ceea ce priveşte gazele naturale, cuantumurile suplimentului pentru locuire se calculează prin

compensarea procentuală a cheltuielilor pentru încălzire, aplicată la valoarea de referinţă a

ajutorului lunar pentru gaze naturale de 260 de lei. Cuantumul suplimentului pentru locuire se

scade lunar de către furnizorii de gaze naturale din factura ce atestă contravaloarea cantităţii de

gaze naturale consumate de consumatorul vulnerabil. Nivelul compensării procentuale este de

11

Publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 882 din 3 noiembrie 2016.


53

100% pentru familiile şi persoanele singure beneficiare de ajutor de incluziune stabilit conform

prevederilor legii sau cu venituri nete lunare ajustate de până la 260 de lei, inclusiv.

În cadrul procesului de elaborare, completare şi dezvoltare a cadrului de reglementare necesar

funcţionării şi dezvoltării pieţei de gaze naturale, autoritatea de reglementare a avut în vedere şi

următoarele domenii de activitate:

A. asigurarea siguranței în furnizarea gazelor naturale, în conformitate cu prevederile

Legii nr. 346/2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranței în aprovizionarea cu

gaze naturale

Modificarea cadrului de reglementare aferent obiectivului de asigurare a siguranței în furnizarea

gazelor naturale a vizat aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a nivelului stocului

minim de gaze naturale pentru titularii licențelor de furnizare de gaze naturale și pentru titularii

licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale12

.

Această modificare a fot determinată de noul cadru legal privind alocarea cu prioritate a

cantităților de gaze naturale din producția internă în vederea asigurării consumului, stabilit prin

Legea energiei, potrivit căreia noile categorii de clienți care urmau să beneficieze de această

alocare cu prioritate sunt clienți finali casnici și producătorii de energie termică, numai pentru

cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare

și în centralele termice destinate consumului populației, indiferent de segmentul de piață în care

aceștia se află – reglementat sau concurențial.

Prin urmare, s-a impus necesitatea defalcării stocului minim de gaze naturale pe următoarele trei

categorii distincte de clienți finali:

- clienți finali casnici;

- clienți finali din categoria producătorilor de energie termică, numai pentru cantitățile de

gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în

centralele termice destinate consumului populației;

- clienți finali noncasnici.

Alte elemente de noutate aduse de noua metodologie au vizat aspecte precum:

- stabilirea unui termen clar (data de 31 octombrie a fiecărui an) până la care urmează a fi

îndeplinite, de către titularii licențelor de furnizare de gaze naturale și de către titularii

licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale, obligațiile de

constituire a stocului minim ce revin acestora conform metodologiei;

- eliminarea pragului de 1.000 MWh/faza de extracție a ciclului de înmagazinare anterior,

respectiv a procentului de minim 20% din totalul cantităților livrate de furnizor în cadrul

aceleiași perioade, aferent consumului individual al clientului final care își exercită

dreptul de schimbare a furnizorului de gaze naturale, prag avut în vedere, în metodologia

anterioară, în procesul de recalculare a obligațiilor de constituire a stocului minim

aferente vechiului și noului furnizor de gaze naturale ai clientului respectiv, având în

vedere intensificarea acțiunilor de schimbare a furnizorului de gaze naturale de către

clienții finali noncasnici pe fondul liberalizării totale a pieței de gaze naturale pentru

clienții noncasnici de la 1 ianuarie 2015;

12

Aprobată prin Ordinul ANRE nr. 14/2015.


54

- structurarea procedurii de ajustare a obligațiilor de constituire a stocurilor minime de

către titularii licențelor de furnizare de gaze naturale ca urmare a modificărilor intervenite

în portofoliile de clienți noncasnici, în sensul derulării acesteia în cadrul a trei etape

secvențiale, clar definite, respectiv, în termen de 10 zile de la data publicării listei inițiale,

în luna iunie și în luna septembrie ale fiecărui an, concomitent cu simplificarea cerințelor

privind datele, informațiile și documentele ce trebuie transmise ANRE în vederea

ajustării obligațiilor de constituire a stocului minim;

- modificarea vechii metodologii de stabilire a nivelului stocului minim pentru titularii

licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale, având în vedere

disponibilitatea datelor și informațiilor referitoare la utilizarea sistemului de transport ce

stau la baza fundamentării stocului minim destinat asigurării echilibrului fizic al acestuia,

respective, intrările/ieșirile în/din sistem, deficitele/excedentele înregistrate zilnic la nivel

de sistem ș.a.

B. proiectele de interes comun

Dezvoltarea cadrului de reglementare aferent anumitor aspecte legate de proiectele de interes

comun a vizat aprobarea modalității de alocare transfrontalieră a costurilor aferente proiectelor

de interes comun inițiate de Transgaz România și Földgázszállító Zártkörűen Működő

Részvénytársaság (FGSZ) din Ungaria, la cererea înaintată de cei doi operatori, potrivit

prevederilor Regulamentului (UE) nr. 347/201313

.

Cererea vizează următoarele proiecte de interes comun incluse în Planul de dezvoltare pe zece

ani (TYNDP) 2013-2022 elaborat de către ENTSO-G și în prima listă a proiectelor de interes

comun (PCI) adoptată de către Comisia Europeană în anul 2013, respectiv:

- pentru România – proiectul 7.1.5 „Cluster-ul, respectiv coridorul de transport al gazelor

din regiunea caspică și UE, prin conducta de transport din Bulgaria către Austria, via

România și Ungaria”;

- pentru Ungaria – proiectele 6.13 „Cluster-ul, respectiv coridorul de transport România-

Ungaria-Austria” și 6.14 „Proiectul de interes comun pentru realizarea reverse-flow-ului

la Csanadpalota sau Algyo”.

Proiectele au ca scop dezvoltarea unei infrastructurii de transport între cele 4 state membre

implicate, respectiv Bulgaria-România-Ungaria-Austria, respectiv conectarea celor 4 piețe de

gaze, creându-se astfel un coridor de transport către Europa Centrală pentru transportul gazelor

naturale din regiunea Caspică și a potențialelor surse din Marea Neagră.

Tot în anul 2015 a fost aprobată şi Metodologia14

pentru evaluarea investițiilor în proiecte de

interes comun în infrastructura de gaze, inclusiv a riscurilor aferente acestora. Metodologia a fost

întocmită în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 347/2013 şi descrie pașii pe

care trebuie să-i parcurgă operatorul de transport și de sistem sau operatorul de înmagazinare în

vederea obținerii de stimulente, prin evaluarea investițiilor în proiecte de infrastructură pentru

transportul/înmagazinarea gazelor și a riscurilor specifice acestor proiecte.

13

Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile

directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de

modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) nr. 715/2009. 14

Prin Ordinul nr. 157/2015.


55

Metodologia prezintă criteriile utilizate de ANRE la analiza solicitărilor adresate acesteia de

către operatorul de transport şi de sistem/operatorul de înmagazinare pentru acordarea de

stimulente pentru riscuri specifice ale proiectelor de infrastructură pentru

transportul/înmagazinarea gazelor, prin comparare cu măsura în care riscurile specifice la care

este expus proiectul sunt deja acoperite prin tariful reglementat. Analiza are în vedere și

posibilitățile de evitare a riscurilor specifice prin măsuri adecvate, altele decât acordarea de

stimulente.

*

* *

Deşi Legea nr. 123/2012 şi legislaţia subsecventă au implementat Directiva 73/2009 privind

regulile generale pentru piaţa internă de gaze naturale, încă sunt aşteptate actualizări şi revizuiri

legislative, izvorâte din faptul că unele reglementări nu şi-au atins scopul.

Prima jumătate a anului 2016 s-a remarcat, conform unei analize realizate de ANRE pentru

fundamentarea deciziei Ministerului Energiei privind evoluţia calendarului de liberalizare de la 1

iulie 2016, prin depăşirea în premieră a preţurilor gazelor naturale din import de nivelul

preţurilor gazelor naturale din producţia internă.

În anul 2016 a apărut necesitatea unor noi modificări ale Legii energiei, care au prevăzut

obligaţiile de tranzacţionare pe platformele centralizate, atât pentru producători, cât şi pentru

furnizori, pentru intervalul 2016-2021, puse în aplicare prin Ordonanța de Urgenţă a Guvernului

nr. 64/2016 privind modificarea și completarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr.

123/2012.

Cu privire la stabilirea cotelor procentuale aferente obligațiilor producătorilor și furnizorilor

pentru vânzarea unor cantități minime de gaze naturale la bursă, Ministerul Energiei apreciază că

valorile fixate vor genera și menține un mediu concurențial și accesibil în mod transparent și

nediscriminatoriu la toate nivelurile de tranzacționare din piața gazelor, începând de la

tranzacționarea cantităților de gaze naturale introduse pe piață de producători și de importatori,

achiziționate de clienții angro în vederea revânzării către alți clienți angro de anvergură mai mică

și/sau către consumatori finali din portofoliul acestora.

Potrivit notei de fundamentare a actului normativ, prin stabilirea în sarcina furnizorilor a unui

procent de vânzare mai mare decât cel de cumpărare se va asigura inclusiv tranzacționarea pe

piețe centralizate a unor cantități de gaze naturale, care inițial au făcut obiectul unor contracte

bilaterale, astfel fiind asigurat un nivel sporit al lichidității pieței gaziere și stabilirea unui preț de

piață relevant pentru cererea și oferta existente la un moment dat.

Una dintre cele mai importante reglementări aprobate în 2016 a fost Regulamentul privind

furnizarea gazelor naturale la clienţii finali, la elaborarea căruia s-au avut în vedere schimbările

produse în ultimul timp în sectorul gazelor naturale, din care una dintre cele mai importante este

liberalizarea totală a pieţei interne de gaze naturale pentru clienţii noncasnici. Prin promovarea

acestui regulament, ANRE a urmărit crearea unui cadru de reglementare unitar care să asigure

protecţia clienţilor finali de gaze naturale, indiferent de regimul de furnizare al acestora,

respectiv pe piaţa reglementată sau pe piaţa concurenţială de gaze naturale.

În luna decembrie 2016, ANRE a început implementarea unei aplicații web interactive, integrată

în pagina de internet a ANRE, denumită “Comparator oferte-tip de furnizare a gazelor naturale”.


56

Aceasta va oferi tuturor utilizatorilor informații corecte, exacte, detaliate și actualizate privind

ofertele-tip ale furnizorilor de gaze naturale, respectiv va efectua analize comparative ale

ofertelor-tip existente pe piață, urmând să returneze un clasament al ofertelor care corespund

opțiunilor exprimate de utilizator. Informarea corectă și completă contribuie la creșterea puterii

clienților finali și a capacității acestora de a-și apăra mai bine interesele, stimulând în același

timp concurența între furnizori, care vor fi obligați să ofere prețuri tot mai competitive.

Cu rol hotărâtor în tranziția către un sistem energetic mai competitiv, mai sigur și flexibil,

interconectat cu piața europeană de energie, eficiența energetică este unul dintre pilonii de bază

ai dezvoltării durabile și în particular, ai dezvoltării sistemului energetic.

În contextul ţintelor naţionale Europa 2020 asumate de România în cadrul Programului Naţional

de Reformă (PNR) 2016, creşterea eficienţei energetice este una din cele trei priorităţi naţionale

în domeniul energiei.

În continuare, sunt necesare o serie de reglementări care să asigure capacitatea fizică de export al

gazelor naturale către alte state, precum şi continuarea proiectelor de interconexiuni

transfrontaliere care sunt în diferite etape de dezvoltare.

De asemenea, având în vedere dezvoltarea actuală a pieţelor, inclusiv a platformelor centralizate,

sunt necesare reglementări care să răspundă principiilor generale prevăzute de regulamentele

UE, în special în ceea de priveşte creşterea eficienţei pieţelor de energie şi integrarea acestora în

piaţa europeană, armonizarea legislaţiei secundare cu prevederile legislaţiei primare şi ale

codurilor europene, dezvoltarea platformelor de tranzacţionare, aplicarea prevederilor

regulamentelor europene privind integritatea şi transparenţa pieţelor, asigurarea integrării

surselor de energie regenerabile într-un mod sigur şi fiabil, încurajarea investiţiilor în reţele

inteligente, informarea şi protecţia consumatorilor.

Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice

57

CAPITOLUL II - PIEȚELE DE ENERGIE DIN PERSPECTIVA TEORIEI

MICROECONOMICE

2.1 Introducere

Sectoarele energetice permit manifestarea concurenței în mod diferit pe diversele lor paliere. De

exemplu, sectorul petrolului este deschis concurenței în majoritatea segmentelor ce formează

lanțul său valoric: explorare și extracție de țiței (nivelul upstream), comercializarea petrolului

(parte a nivelului midstream), dar și în rafinarea țițeiului și vânzarea produselor petroliere

(nivelul downstream). Concurența este limitată doar în ceea ce privește transportarea petrolului

prin conducte (segment din nivelul midstream al sectorului), datorită existenței unei rețele care

nu poate fi duplicată cu investiții rezonabile.

Spre deosebire de petrol și produse petroliere, în cazul gazelor naturale și energiei electrice doar

anumite paliere ale lanțului valoric au vocația de a fi concurențiale: segmentul explorării și

extracției de gaze naturale, respectiv producției de energie electrică, și segmentul furnizării de

gaze sau energie. Pe celelalte paliere ale acestor sectoare concurența este limitată masiv:

segmentele de transport și distribuție de gaze naturale și energie electrică presupun folosirea unor

rețele, în timp ce înmagazinarea de gaze naturale presupune existența unor facilități esențiale,

dedicate acestei activități.

Secțiunea de față prezintă anumite caracteristici ale piețelor de energie din perspectiva teoriei

microeconomice. Dată fiind intensitatea diferită cu care se poate manifesta concurența pe

diversele paliere ale sectoarelor energetice, de la concurență cvasi-perfectă până la monopol, în

cele ce urmează vom trece succint peste elemente de bază atât ale modelului pieței cu concurență

perfectă, cât și ale monopolului. După ilustrarea sumară a modelului pieței competitive sunt

trecute în revistă câteva extensii ale modelului de bază, caracteristice piețelor de energie, dar și

câteva eșecuri ale funcționării acestor piețe. În acest context, accentul este pus asupra situației de

monopol natural și asupra soluțiilor pentru atenuarea ineficiențelor pe care acesta le implică.

Expunerea din această secțiune se bazează în linii mari pe cea privind piețele de energie din

Subhes C. Bhattacharyya, „Energy Economics – Concepts, Issues, Markets and Governance”,

2011, Springer-Verlag (capitolul 12) și pe cea privind piața cu concurență perfectă și monopolul

natural din N. Gregory Mankiw, „Principles of Microeconomics”, ediția 3, 2004, Thomson

South-Western (capitolele 14 și 15).

2.2 Modelul pieței cu concurență perfectă

Cele mai multe discuții economice privind piețele încep prin a prezenta modelul teoretic al pieței

cu concurență perfectă. Chiar dacă acest model de piață este unul ideal, prezentarea sa ajută în

construirea ulterioară a argumentației – toate piețele reale sunt caracterizate de o concurență

inerent imperfectă pentru că nu respectă una sau mai multe dintre presupunerile pe care se

bazează modelul pieței competitive.

Mai exact, piața cu concurență perfectă presupune câteva caracteristici esențiale. În primul rând,

este vorba de prezența unui număr foarte ridicat de producători, care au costuri similare și care


58

oferă spre vânzare produse perfect omogene. Apoi, se presupune că intrarea și ieșirea de pe

această piață se face liber, fără niciun cost. Cererea vine din partea unei multitudini de

consumatori perfect informați (nu există asimetrii informaționale). Nu în ultimul rând, costurile

de tranzacționare (alte costuri decât cele de producție și transport) sunt nule pe piața cu

concurență perfectă.

Este demn de remarcat faptul că pe această piață acționează o multitudine de producători și

consumatori, fiecare de mici dimensiuni, ceea ce implică faptul că niciunul dintre aceștia nu

poate influența prețul pieței (toți agenții sunt acceptanți ai prețului, niciunul nu dispune de putere

de piață). Consumatorii încearcă să-și maximizeze utilitatea, date fiind constrângerile bugetare,

în timp ce producătorii încearcă să-și maximizeze profitul, date fiind posibilitățile de producție.

Firmele adoptă decizia privind nivelul producției pe baza relației cost marginal (CM)15

= venit

marginal (VM)16

. Întrucât firmele sunt doar acceptante ale prețului pieței (P), VM = P. Drept

consecință, nivelul producției este stabilit la nivelul la care CM = VM = P.

În general, curba cererii are o pantă negativă, arătând că o creștere a prețului conduce la o

reducere a cantității cerute pe piață, în timp ce curba ofertei are o pantă pozitivă, arătând că o

creștere a prețului conduce la o creștere a cantității ofertate pe piață. Intersecția celor două curbe

determină prețul pieței și cantitatea produsă, respectiv consumată.

Consumarea produsului achiziționat de pe piață aduce fiecărui consumator o anumită utilitate (îi

satisface o anumită nevoie/preferință). Întrucât utilitatea nu este direct observabilă, un alt

parametru este utilizat pentru a măsura satisfacția generată de consum: surplusul consumatorului,

calculat ca diferență dintre disponibilitatea de a plăti a consumatorului (suma maximă pe care

este capabil și dispus să o plătească pentru acel produs) și prețul efectiv plătit. Pe de altă parte,

fiecare producător suportă un anumit cost de producție și este dispus să vândă produsul doar la

un preț ce acoperă acest cost. Drept consecință, diferența dintre prețul pieței, primit pentru acel

produs, și costul de producție aferent reprezintă surplusul producătorului.

La un anumit nivel al prețului, consumatorii cu disponibilitatea de a plăti mai mare sau egală cu

acel preț vor decide să cumpere produsul, fapt pentru care vor beneficia de un anumit surplus, în

timp ce producătorii cu costuri de producție inferioare acelui preț vor decide să ofere produsul pe

piață, fapt pentru care vor înregistra un anumit surplus.

Figura de mai jos indică echilibrul pieței cu concurență perfectă, inclusiv surplusul generat

consumatorilor și producătorilor prezenți pe piață. Alocarea beneficiilor este optimă, niciun alt

echilibru nefiind în măsură a crește surplusul pentru o parte a pieței (producători sau

consumatori) fără a-l reduce pentru cealaltă parte. Prețul pieței este dat de costul marginal al

ultimului producător care oferă produsul

pe piață (și care obține surplus nul).

Figura arată situația pe termen scurt, atunci

când numărul participanților pe piață este

considerat fix. Pe termen lung însă,

intrarea și ieșirea liberă pe/de pe piață

conduc la un rezultat diferit. Mai exact, în

15

Costul de producere a unei unități suplimentare din produsul respectiv. 16

Venitul generat de vânzarea unei unități suplimentare din produsul respectiv.

Echilibrul pe termen scurt pe piața competitivă

Surplusul consumatorilor

Surplusul producătorilor

Cantitate

Preț

Echilibru

Cerere

Ofertă


59

condițiile în care firmele active pe piață înregistrează profit, noi firme vor decide să intre.

Creșterea numărului producătorilor va conduce la creșterea cantității ofertate pe piață, deci la un

nou echilibru, caracterizat de o cantitate mai mare și un preț mai scăzut. Profiturile firmelor

active pe piață vor fi erodate de intrarea noilor concurenți și vor converge spre zero (noi firme

vor intra pe piață atât timp cât profitul este încă pozitiv). În cazul în care firmele prezente pe

piață înregistrează pierderi, libera ieșire de pe piața competitivă conduce la același rezultat: au

loc ieșiri de pe piață, oferta se restrânge, prețul pieței crește, pe termen lung profitul firmelor

competitive este nul.

Chiar dacă acest rezultat poate părea contraintuitiv la o primă vedere, trebuie subliniat faptul că

este vorba de profit economic nul (profitul ce are în vedere toate costurile firmei, inclusiv costul

de oportunitate al timpului și capitalului investite în acea afacere), în timp ce profitul contabil

este pozitiv.

O implicație importantă a intrării și ieșirii

libere de pe piață, care conduce la profit

economic nul pentru firmele competitive,

este aceea că procesul de intrare/ieșire se

încheie atunci când prețul pieței este egal

cu costul mediu total și, la rândul său, egal

cu costul marginal. Aceasta are loc doar la

nivelul minim al costului mediu total (la

scara eficientă a firmei). Prin urmare,

unicul preț la care firmele (presupus

identice) înregistrează profit nul este cel

care este egal cu minimul costului mediu

total, ceea ce face ca, pe termen lung,

curba ofertei să fie orizontală și situată la

acest nivel de preț. Figura alăturată arată că, pe termen lung, singurii care beneficiază de surplus

pe piața cu concurență perfectă sunt consumatorii.

Așa cum am menționat anterior, piața cu concurență perfectă se bazează pe câteva presupuneri

esențiale, care însă nu pot fi îndeplinite concomitent de piețele din economia reală. Prin urmare,

pentru a-și păstra relevanța, modelul de bază trebuie extins prin încorporarea unor caracteristici

ale sectoarelor energetice.

2.2.1 Extensii ale modelului de bază al pieței

A. Existența resurselor limitate

Modelul teoretic al pieței cu concurență perfectă nu ia în calcul epuizarea resurselor economice.

Cu toate acestea, cărbunele, țițeiul, gazele naturale, dar și alte resurse energetice, sunt limitate.

Aceasta înseamnă că folosirea în prezent a unei unități dintr-o astfel de resursă implică

renunțarea la un consum viitor al aceleiași unități. Drept consecință, în domeniul energetic,

decizia de consum primește o dimensiune suplimentară, temporală.

Existența resurselor ne-regenerabile implică ajustarea principiului CM = P, aplicabil în cazul

modelului pieței cu concurență perfectă, prin adăugarea la costul marginal a unui nou element,

care să dea măsura rarității acelei resurse (acest nou element ar putea fi numit rentă de raritate).

Echilibrul pe termen lung pe piața competitivă

Surplusul consumatorilor

Cantitate

Preț

Echilibru

Cerere

Ofertă


60

Altfel spus, raritatea multor resurse energetice face ca acestea să aibă o valoare ce depășește

costul de producție cu valoarea rentei de raritate.

În cazul unor resurse disponibile în cantități uriașe, renta de raritate va fi foarte redusă (chiar

dacă, teoretic, ea există în continuare). Pe de altă parte, în cazul unei resurse foarte limitate, renta

de raritate este foarte însemnată, putând fi estimată prin diferența dintre prețul unei resurse

substituibile și costul de extracție al resursei în cauză. În toate cazurile intermediare, renta de

raritate poate avea valori semnificative, dar evaluarea acestei valori este mult mai complexă și

afectată de incertitudine.

B. Specificitatea investițiilor

Piața cu concurență perfectă presupune costuri de tranzacționare nule, ceea ce implică faptul că

singurele costuri sunt cele aferente producției și transportului produselor. De exemplu, în acest

mediu ideal nu există costuri de publicitate, producătorii și consumatorii dispunând de informație

completă cu privire la produse, și nici costuri aferente asistenței juridice, întrucât utilizarea

instrumentelor legale nu este necesară, producătorii și consumatorii respectându-și pe deplin

obligațiile asumate.

În realitate, sectoarele energetice implică investiții specifice, care sunt utile pentru buna

desfășurare a tranzacției, dar care dau naștere unor costuri de tranzacționare ce nu pot fi ignorate.

Investițiile sunt considerate specifice unei anumite tranzacții atunci când utilitatea lor în afara

acelei tranzacții este limitată. De exemplu, odată realizată investiția într-o unitate de producere a

energiei electrice pe bază de cărbune, amplasată în apropierea unei mine, această unitate are o

utilizare alternativă limitată: ea poate fi folosită doar pentru producerea de energie electrică,

eventual folosind cărbune de la o altă mină, ceea ce conduce la costuri suplimentare aferente

transportului cărbunelui. De asemenea, investițiile în dezvoltarea unui câmp gazifer pot fi cu

greu redistribuite și refolosite.

Oliver Williamson17

arată că specificitatea investiției poate fi generată, printre altele, de

localizarea acesteia (așa cum este cazul în exemplul anterior referitor la unitatea de producție a

energiei electrice pe bază de cărbune), de necesarul de investiții în resursa umană sau de gradul

de dedicare a investiției pentru acea tranzacție.

După realizarea unei investiții specifice, părțile pot recurge la un comportament oportunist, în

încercarea de a extrage cât mai mult surplus din acea tranzacție, dată fiind poziția dezavantajată

(din punct de vedere al puterii de negociere) a celui care a realizat investiția specifică.

Continuând exemplul anterior, ne putem gândi că, după realizarea investiției în capacitatea de

producție de energie de către partenerul său contractual, firma care deține mina de cărbune poate

cere în mod nejustificat renegocierea contractului de furnizare a cărbunelui către uzina electrică,

în ideea obținerii unui preț mai bun.

Anticipând un posibil comportament oportunist în cazul unei investiții specifice, firmele pot

decide să nu mai realizeze acele investiții (sau cel puțin nu la valoarea eficientă), ceea ce

conduce la anumite pierderi potențiale în tranzacționare. Alternativ, părțile într-o astfel de

tranzacție pot decide să-și protejeze investiția prin impunerea unor contracte complexe, care

prevăd situația de urmat în cele mai diverse scenarii. Redactarea și implementarea acestor

17

Oliver Williamson, „The economic institutions of capitalism: firms, markets, relational contracting”, 1985, The

Free Press, New York.


61

contracte generează costuri juridice ce nu pot fi neglijate (și presupun existența unor instanțe de

judecată capabile să intervină în cazul devierii de la obligațiile asumate de părți, presupunere ce

nu este realistă întotdeauna).

O altă soluție la problema comportamentului oportunist o reprezintă încheierea de către părți a

unor contracte de foarte lungă durată, astfel încât spectrul pierderii unor avantaje ulterioare să

acționeze ca un factor descurajant pentru comportamentul oportunist din prezent. La limită,

implementarea unor contracte foarte complexe și încheiate pe o perioadă foarte lungă de timp

poate fi văzută ca o formă de integrare verticală a părților la tranzacție. Integrarea verticală

efectivă, prin transferul controlului de la o parte către cealaltă, reprezintă în sine o soluție de

urmat, întrucât internalizează comportamentul oportunist al părților. De multe ori, această soluție

presupune însă un transfer important de capital, dar și implicarea autorității de concurență, cu

prerogative în materia concentrărilor economice.

Nu în ultimul rând, două alte soluții la problema comportamentului oportunist sunt reprezentate

de relațiile trilaterale, în care un terț la relația comercială acționează ca un arbitru, determinând

penalizările sau căile de urmat pe baza anumitor proceduri prestabilite, dar și de schimbul de

ostateci între părți, când ambii parteneri la o tranzacție realizează investiții specifice în relația

respectivă, care, chiar dacă nu sunt complet justificate din punct de vedere comercial, asigură

partenerul de afaceri de o implicare deplină și corectă.

Dată fiind specificitatea ridicată a investițiilor din toate sectoarele energetice (petrol, gaze

naturale, cărbune, electricitate), atunci când e posibilă, integrarea verticală este soluția cel mai

des adoptată. Când integrarea verticală nu reprezintă o opțiune, contractele pe termen lung,

eventual cu implicarea unui terț, sunt deseori considerate o soluție viabilă la problema

comportamentului oportunist.

C. Indivizibilitatea capitalului

Modelul teoretic al pieței cu concurență perfectă folosește o curbă a ofertei, liniară sau convexă,

dar în orice caz cu aspect continuu. Aceasta înseamnă că modificări reduse ale prețului pieței

conduc la modificări de mică magnitudine a cantității ofertate pe piață, ceea ce se traduce prin

posibilitatea de ajustare fină a capitalului.

În domeniul energetic lucrurile nu stau în acest fel: capitalul este indivizibil, în sensul că

investițiile și modificările capacităților de producție au loc în salturi. De exemplu, câmpurile

petroliere sau minele de cărbune sunt dezvoltate pentru o anumită capacitate, în timp ce

rafinăriile și grupurile generatoare de energie electrică au, din proiectare și construcție, anumite

dimensiuni. Odată realizate investițiile (în

câmpuri petroliere, mine, rafinării,

grupuri electrogene), creșterile de

producție sau capacitate sunt posibile

doar în salturi semnificative, prin

adăugarea unor noi unități, iar nu

incremental, în pași mici, așa cum

presupune modelul economic de bază.

Prin urmare, indivizibilitatea capitalului

schimbă forma curbei ofertei pe multe

Echilibrul pe o piață cu mărimi fixe ale capacităților

Cantitate

Preț

Echilibru 1

OfertăCerere 1

Cerere 2Cerere 3

Echilibru 2

Echilibru 3


62

piețe din sectoarele energetice, oferta evoluând în trepte pronunțate: se poate presupune un cost

marginal constant pe întreaga plajă de capacitate disponibilă după care, la atingerea capacității

maxime, costul marginal ia forma unui segment perpendicular de o anumită mărime, arătând că o

creștere suplimentară de producție este imposibilă în condițiile curente. În cazul în care cererea

pieței crește suficient de mult, depășind segmentul vertical al costului marginal, cererea poate

conduce la un preț suficient de ridicat, care generează profituri însemnate producătorilor. Doar în

astfel de condiții producătorii pot decide să acopere deficitul de ofertă prin deschiderea de noi

capacități de producție (alternativ, se poate considera că noile condiții ale pieței, mai favorabile

decât cele anterioare, stimulează intrarea unor noi capacități pe piață, capacități ce nu ar fi intrat

altfel, deoarece noile firme nu și-ar fi putut recupera investițiile). În figura alăturată sunte

prezentate o curbă a ofertei în trepte, ce corespunde unor mărimi fixe ale capacităților de

producție, și diversele puncte de echilibru, aferente unei cereri în creștere.

D. Intensitatea capitalului

Sectoarele energetice au tendința de a încorpora capitaluri ridicate. În multe cazuri, investițiile

importante din sector implică faptul că o parte însemnată a costurilor variabile e reprezentată de

costul capitalului și, în consecință, costul pe unitate scade odată cu creșterea producției,

conducând la economii de scală. O urmare a acestei situații este aceea că costul marginal tinde să

fie inferior costului mediu, ceea ce face ca decizia adoptată pe baza relației CM = P să conducă

la pierderi financiare.

Cu toate acestea, odată pornită activitatea, firma va continua să opereze pe piață dacă își acoperă

costul mediu variabil, în speranța că va putea recupera și costurile aferente capitalului la o dată

ulterioară. Considerând costurile fixe drept irecuperabile, firma va avea tendința de a produce la

capacitate maximă (pentru că în acest caz costurile medii sunt minime). Acest comportament

conduce la un exces de ofertă pe piață, iar industria energetică are o tendință documentată de a se

afla într-o astfel de situație.

Un anumit nivel de supraofertă este de dorit pe piețele energetice, pentru că astfel se poate

răspunde unor situații neprevăzute (calamități naturale, oprirea unor unități de producție etc.),

unor fluctuații ale cererii și pentru a asigura continuitatea furnizării. Dar supraoferta ridicată nu

este benefică niciunei industrii, întrucât descurajează investițiile, în timp ce perpetuarea

pierderilor financiare poate conduce la abandonarea anumitor facilități de producție.

Pentru a răspunde problemelor generate de indivizibilitatea și intensitatea capitalului, cum este

supraoferta pe piață, sectoarele energetice au răspuns în două moduri: în industria petrolului au

avut loc integrări orizontale (preluări de companii aflate la același nivel al lanțului valoric), în

timp ce în energie electrică și industriile care se bazează pe existența rețelelor, cum este şi

sectorul gazelor naturale, s-au aplicat reglementări (de obicei, stabilirea tarifului în funcție de

costuri).

Pe lângă concentrarea și consolidarea prin fuziunea unor mari companii, industria petrolului a

fost și martora unor importante comportamente coordonate (coluzive, de tip cartel), adoptate

pentru a răspunde problemelor pieței: cartelul început în 1928 de principalele șapte companii

petroliere, menit a menține situația din acel moment de pe piață, constituirea întreprinderilor în

comun din Golful Persic de către principalele companii, cu scopul de a facilita schimbul de

informații, pentru a putea controla piața, dar și crearea OPEC, format din mai multe state


63

producătoare de petrol și activ în controlul pieței, prin stabilirea unor cote de producție și a unor

ținte de preț.

Așa cum am indicat anterior, sectoarele energetice sunt caracterizate de o intensitate ridicată a

capitalului și de investiții semnificative, care conduc la importante economii de scală. Implicit,

aceasta conduce și la existența pe piață a unui număr redus de producători care domină piața,

deci încă o deviere de la o presupunere de bază a modelului pieței cu concurență perfectă. La

limită, economiile de scală pot conduce chiar la situații de monopol.

2.3 Modelul pieței de monopol

Piețele cu structură de monopol sunt acele piețe pe care acționează un unic vânzător, care deține

o putere absolută de piață și care vinde un bun (sau prestează un serviciu) ce nu poate fi

substituit cu un altul. În mod evident, monopolul reprezintă o situație excepțională de piață,

complet aparte și fundamental diferită de piața cu concurență perfectă. De fapt, cele două modele

de piață pot fi privite ca reprezentând extremele unui spectru, între monopol și piața cu

concurență perfectă aflându-se toate structurile intermediare de piață întâlnite în mod curent în

economie.

În general, se consideră că monopolul apare datorită unor bariere insurmontabile la intrarea pe

piață, bariere ce fac imposibil accesul pe piață pentru firme care să poată concura cu

monopolistul. La rândul lor, barierele la intrarea pe piață sunt generate, în principal, de trei

condiții:

- o resursă esențială este deținută de o singură firmă;

- autoritățile acordă unei singure firme dreptul exclusiv de a vinde un anumit produs (sau

de a furniza un anumit serviciu);

- condițiile pieței fac să fie mai eficient ca un anumit produs/serviciu să fie furnizat de un

singur producător, nu de un număr ridicat de producători.

În ceea ce privește prima sursă a barierelor la intrare, aceasta este mai degrabă de factură

teoretică, întrucât multe bunuri și servicii se comercializează la nivel internațional și este greu de

găsit un produs pentru care nu există substituenți. A doua sursă a barierelor la intrarea pe piață

este însă destul de răspândită în economie, sistemul de brevete și mărci reprezentând un exemplu

în acest sens: se consideră că instituirea unui monopol pentru o perioadă determinată de timp,

prin garantarea și protejarea drepturilor de proprietate intelectuală, are efecte benefice la nivelul

societății18

. A treia sursă a barierelor la intrarea pe piață este cea care dă naștere monopolurilor

naturale, subiect ce va fi tratat în secțiunea 4.

Un monopolist ce urmărește maximizarea profitului va stabili nivelul producției pe baza relației

CM = VM. Spre deosebire de firma competitivă, monopolistul nu este un simplu acceptant al

prețului, deciziile sale influențând piața în ansamblu. Se poate arăta că pentru monopolist curba

venitului marginal este descrescătoare și inferioară curbei cererii pieței19

.

18

De exemplu, în sectorul farmaceutic, companiilor le este asigurată poziția de monopolist pentru medicamentele pe

care le dezvoltă. Chiar dacă prețurile practicate sunt mai mari pentru o perioadă, se consideră că în acest fel este

stimulată cercetarea în domeniu. 19

Pentru a putea vinde o unitate suplimentară de produs, monopolistul trebuie să reducă puțin prețul de vânzare. În

condițiile în care monopolistul nu poate discrimina prin preț, reducerea prețului în vederea vânzării unei unități

suplimentare implică o pierdere de surplus pentru toate unitățile de produs pe care le vindea anterior. De aceea, chiar


64

Graficul alăturat arată unul dintre

motivele pentru care un monopol

(nediscriminant) nu este dezirabil din

punct de vedere economic. Dacă

monopolistul ar alege nivelul producției

pe baza relației CM = P, atunci situația ar

fi similară celei de pe piața cu concurență

perfectă (surplusul consumatorilor ar fi

maxim, monopolistul ar obține un profit

nul). Cu toate acestea, determinarea

nivelului producției pe baza relației CM =

VM, coroborată cu o curbă a venitului

marginal ce se află sub curba cererii

pieței, implică un nivel al producției

inferior celui optim. La acest nivel de producție, curba cererii implică un preț superior costului

marginal. Prin urmare, echilibrul de monopol este caracterizat de o cantitate mai redusă și un preț

mai ridicat decât cele competitive.

La nivelul de preț stabilit de monopolist pentru maximizarea profitului său (dreptunghiul indicat

în figură), doar consumatorii cu disponibilitatea de a plăti superioară acestui preț de monopol

ajung să consume produsul. Prin urmare, anumiți consumatori, cu disponibilitatea de a plăti

superioară costului marginal al produsului, dar inferioară prețului de monopol, nu ajung să

consume acel produs, ceea ce generează o pierdere socială de bunăstare (triunghiul indicat în

figură).

2.4 Monopolul natural

2.4.1 Economiile de scală ca sursă a monopolului natural

Monopolul natural apare atunci când o singură firmă poate furniza bunul (sau poate presta

serviciul) întregii piețe la un cost inferior celui la care pot furniza două sau mai multe firme. Un

monopol natural apare atunci când avem de-a face cu importante economii de scală, unica firmă

putând produce orice cantitate necesară din acel produs și la cel mai scăzut cost. Altfel spus,

pentru orice nivel al producției, existența a două sau mai multe firme implică o reducere a

producției per firmă și un cost mediu variabil mai ridicat.

Sistemele de transport ţi distribuţie de utilități, inclusiv gaze naturale, sunt frecvent date ca

exemplu de monopol natural. Pentru a furniza un astfel de serviciu este nevoie de existența unei

rețele de distribuție, ceea ce înseamnă că dacă două sau mai multe firme ar concura în prestarea

unui serviciu de utilități, atunci fiecare ar trebui să investească în dezvoltarea propriei rețele de

distribuție. Dat fiind costurile fixe ridicate pe care le presupune construirea unei rețele,

coroborate cu un cost marginal neglijabil pe care îl implică fiecare nou client, costul mediu total

pentru furnizarea utilității respective este mai redus în cazul în care o unică firmă prestează

serviciul pentru toți clienții de pe acea piață.

dacă primește un anumit preț pentru ultima unitate de produs vândută, aceasta îi generează și o anumită pierdere,

fapt pentru care venitul marginal este inferior prețului pieței la fiecare nivel al cantității.

Echilibrul de monopol și ineficiența acestuia

Cantitate

Preț

Echilibrul competitiv

Cerere

CM

VM

Echilibrul de monopol Pierdere socială

de bunăstare

Profitul monopolistului


65

În cazul unui monopol „uzual”, în lipsa primelor două bariere la intrare enunțate anterior,

respectiv deținerea unei resurse esențiale sau protecția oferită de autorități, monopolistul își va

vedea poziția pe piață erodată în timp: profiturile realizate de monopolist atrag alte firme pe acea

piață iar intrarea acestora crește gradul de concurență. În cazul unui monopol natural, intrarea

altor concurenți pe piață este însă neatractivă, întrucât cei care ar dori să intre știu că nu pot

ajunge la costuri la fel de reduse ca cele ale monopolistului (pentru că, după fiecare nouă intrare

pe piață, fiecare firmă ar deservi o parte mai redusă a acesteia). De altfel, firma aflată în poziție

de monopol natural poate amenința potențialii concurenți cu reducerea prețurilor la un nivel pe

care doar ea și-l poate permite și la care recuperarea costurilor fixe de intrare (și așa însemnate)

să fie imposibilă.

Așa cum am arătat anterior, spre deosebire de piețele competitive, piețele cu structură de

monopol conduc la o alocare ineficientă a resurselor. Mai exact, monopolistul decide să

furnizeze pe piață o cantitate mai mică decât cea optimă, fapt pentru care prețul pieței este

superior costului marginal. Această situație apare și în cazul monopolului natural, dilema de

politică publică fiind următoarea: caracteristicile monopolului natural implică faptul că o singură

firmă furnizează cel mai eficient produsul pe piață, dar societatea nu dorește să sufere de pe urma

unui preț ridicat de monopol. Guvernul are la dispoziție două opțiuni pentru a răspunde acestei

dileme, respectiv deținerea publică a monopolului sau reglementarea.

2.4.2 Soluții la ineficiențele generate de monopolul natural

Proprietatea publică asupra monopolurilor naturale este destul de răspândită în statele europene,

o serie de companii de utilități (telefonie, apă, electricitate) fiind deținute de stat. Cu toate

acestea, economiștii preferă în general deținerea privată a monopolurilor naturale, în detrimentul

proprietății publice, considerând că proprietarii privați sunt stimulați să reducă costurile, atât

timp când pot beneficia de o parte a acestei reduceri de cost sub forma unor profituri crescute.

Mai mult decât atât, în cazul în care managementul companiilor private aflate în poziție de

monopol natural nu reușesc să țină costurile la un nivel adecvat (sau chiar să le reducă),

proprietarii acestor companii vor interveni și vor face schimbări în cadrul echipelor de

management. În schimb, în cazul deținerii publice a monopolurilor naturale, se consideră că un

eventual eșec al managementului companiilor de stat ar putea fi penalizat mai greu, eventual prin

intermediul sistemului politic. Altfel spus, în cazul unor performanțe scăzute ale

managementului, este de așteptat ca reacția să fie mai rapidă și mai eficientă în situația deținerii

private decât în cea a deținerii publice a monopolistului natural.

Date fiind argumentele de mai sus, unele guverne abordează problematica monopolurilor

naturale prin reglementarea comportamentului firmelor aflate în poziție de monopol. De

exemplu, în cazul companiilor de utilități avem deseori de-a face cu controlul prețurilor și

tarifelor practicate de aceste companii, control exercitat de către agenții guvernamentale

(reglementatori). În acest context se ridică însă întrebarea ce preț sau tarif ar trebui să permită

guvernul firmei aflate în poziție de monopol natural.

O abordare în ceea ce privește prețul reglementat ar putea fi ca acesta să fie egal cu costul

marginal al monopolistului (deci aplicarea relației CM = P). În acest scenariu, cantitatea oferită

pe piață ar fi cea care maximizează bunăstarea socială, alocarea resurselor fiind eficientă (la fel

ca în cazul pieței cu concurență perfectă). Există însă trei probleme de natură practică în ceea ce

privește această abordare.


66

În primul rând, prin definiție, monopolurile naturale înregistrează un cost mediu variabil

descrescător și situat peste nivelul costului marginal. Prin urmare, dacă reglementatorul stabilește

un preț la nivelul costului marginal, acesta nu va acoperi costul mediu variabil, iar compania va

înregistra pierderi. Pentru a evita ieșirea de pe piață a companiei, guvernul poate decide

acordarea unei subvenții, dar aceasta înseamnă implementarea unei taxe într-un alt domeniu, cu

pierderea inerentă de bunăstare socială pe care o implică această taxă. O alternativă o reprezintă

stabilirea unui preț superior costului marginal al monopolistului, ideal la nivelul costului mediu

variabil al monopolistului (caz în care acesta realizează un profit economic nul).

În al doilea rând, stabilirea prețului reglementat la nivelul costului marginal al monopolistului (și

chiar la nivelul costului mediu variabil) este problematică, întrucât monopolistul nu este stimulat

în niciun fel să-și reducă costurile. Altfel spus, dacă monopolistul știe că prețul reglementat va fi

redus de fiecare dată când costurile scad și în aceeași măsură cu scăderea costurilor, atunci el știe

că nu va beneficia de pe urma scăderii costurilor și nu va fi interesat de această creștere de

eficiență. De aceea, unii reglementatori permit companiilor aflate în poziție de monopol natural

să rețină o parte a beneficiilor generate de reducerea costurilor companiei.

Nu în ultimul rând, o alta problemă ține de posibilitatea practică a reglementatorului de a observa

cu acuratețe costurile monopolistului. În ceea ce privește costul marginal, acesta este un concept

atractiv din punct de vedere teoretic, dar aproape imposibil de cuantificat în practică. Chiar și în

ceea ce privește costul mediu variabil, de multe ori companiile dovedesc o versatilitate deosebită

în ceea ce privește înregistrarea costurilor și au la dispoziție o serie de mecanisme și metode

contabile prin care pot influența nivelul acestora. De aceea, reglementatorii recurg deseori la un

sistem de recunoaștere a costurilor, acceptând să acopere prin prețul reglementat doar anumite

tipuri de costuri și doar la anumite niveluri. În astfel de situații avem de-a face cu stabilirea unui

preț reglementat care, coroborat cu implementarea unui sistem de recunoaștere a costurilor,

implică în esență stabilirea unui anumit nivel al profitului pentru compania aflată în poziție de

monopol natural.

O alternativă la stabilirea prețului reglementat la nivelul costului marginal o reprezintă

implementarea unui tarif format din două componente (two-part tarriff). Astfel, se poate avea în

vedere un sistem ce implică o taxă fixă (F) și un preț pe unitate (p). Componenta p poate fi

stabilită la nivelul costului marginal, ceea ce, așa cum am arătat anterior, va genera o pierdere

pentru monopolist. Componenta F poate fi acordată pentru a acoperi această pierdere.

2.4.3 Un exemplu privind limitele concurenței în cazul monopolului natural

În cele ce urmează, discutăm succint pe marginea unei situații întâlnite uneori în practică, și

anume cea în care rețeaua de distribuție a unei utilități are o distribuție geografică neuniformă.

De exemplu, putem avea în vedere rețeaua de distribuție a unei utilități dintr-un oraș și

împrejurimile sale, rețea deservită de un distribuitor aflat în poziție de monopol natural (de

exemplu, ca urmare a concesionării rețelei de distribuție pentru o perioadă lungă de timp). Putem

presupune că zona urbană este aglomerată, în timp ce în împrejurimile orașului consumatorii

sunt dispersați pe o arie întinsă. Compania aflată în poziție de monopol natural deservește toți

clienții din acea zonă, la un tarif de distribuție unic.

Întrucât în zona urbană densitatea consumatorilor este mai ridicată, în timp ce rețeaua de

distribuție are o întindere limitată, este de presupus că nivelul costului de distribuție este mai


67

redus pentru acești clienți față de cei din zonele limitrofe orașului (de exemplu, costurile medii

cu mentenanța rețelei sunt mai reduse în zona urbană). Practicarea unui tarif de distribuție unic

pentru toți consumatorii echivalează cu o subvenționare de către consumatorii urbani a unei părți

a costurilor generate de consumatorii din afara orașului.

În acest scenariu, un distribuitor concurent ar putea considera profitabilă intrarea pe piață, dar

numai în ceea ce privește zona urbană. Dată fiind densitatea ridicată a consumatorilor urbani,

ceea ce implică necesitatea unei rețele restrânse (dar aglomerate), un astfel de concurent ar putea

vedea costurile fixe de intrare drept accesibile și recuperabile într-o perioadă rezonabilă de timp.

Pus în fața unei astfel de situații, reglementatorul, care acordă licența de distribuție pentru acel

serviciu, va trebui să decidă dacă permite intrarea pe piață a distribuitorului concurent. Pe de o

parte, consumatorii din zona urbană ar putea beneficia de pe urma intrării, intensificarea

concurenței pe piață putând conduce la reducerea tarifelor percepute acestora. Pe de altă parte

însă, consumatorii din zona limitrofă vor fi afectați în mod negativ, întrucât subvenționarea de

către consumatorii urbani se va reduce (costurile pe care le implică furnizarea serviciului pentru

consumatorii extra-urbani vor fi suportate de aceștia și de un număr redus de consumatori

urbani).

Reglementatorul va trebui deci să pună în balanță avantajul potențial generat de concurența

crescută din zona urbană cu dezavantajul concret care va fi resimțit de consumatorii din zona

limitrofă. Prin urmare, chiar dacă concurența este dezirabilă în sens larg, această situație arată că

ea poate conduce uneori la efecte negative pentru unii consumatori, iar reglementatorii trebuie să

aibă în vedere imaginea de ansamblu atunci când adoptă decizii cu impact asupra

consumatorilor20

.

2.5 Concluzii

Secțiunea de față prezintă succint câteva concepte de bază din teoria microeconomică, cu

aplicabilitate în sectoarele energetice. Unele paliere ale acestor sectoare au vocația de a fi

concurențiale, în timp ce pe alte paliere concurența este drastic limitată, în special datorită

existenței unor unice rețele de transport și distribuție sau a unor facilități esențiale destinate

funcționării, cum sunt capacitățile de înmagazinare. De exemplu, în sectorul gazelor naturale,

segmentele de producție și furnizare sunt apte a permite manifestarea liberă a concurenței, pe

celelalte segmente gradul de concurență fiind mult atenuat.

Modelul teoretic al pieței cu concurență perfectă este ilustrat prin prisma elementelor sale

esențiale și este apoi extins prin încorporarea anumitor particularități ale sectoarelor energetice:

existența unor resurse limitate, specificitatea investițiilor, indivizibilitatea și intensitatea

capitalului. Toate aceste caracteristici ale sectoarelor energetice au implicații asupra modului de

funcționare a piețelor:

- Resursele limitate implică existența unei rente de raritate, ceea ce face ca prețul să

depășească costul marginal. Aceasta va conduce la o anumită ineficiență pe piață, întrucât

20

Deseori, rețelele de distribuție a utilităților sunt concesionate distribuitorilor pentru o perioadă lungă de timp,

companiilor fiindu-le impuse condiții privind investițiile în rețea, fie în sensul extinderii, fie în sensul modernizării

sale, cu recuperarea investițiilor prin tariful de distribuție. În acest caz, reglementatorul va avea un motiv

suplimentar pentru a refuza acordarea unei licențe de distribuție suplimentară, întrucât intrarea unui concurent poate

afecta recuperarea investițiilor în rețea efectuate de distribuitorul curent.


68

anumiți consumatori, cu disponibilitatea de a plăti peste costul marginal de producție, nu vor

ajunge să consume acel produs.

- Specificitatea investițiilor conduce la apariția comportamentelor oportuniste, ceea ce face ca

părțile la o tranzacție fie să investească la un nivel suboptimal, fie să încerce să-și securizeze

investiția prin contractarea pe termen lung, prin folosirea unor contracte complexe sau prin

integrare verticală. Toate aceste abordări implică costuri suplimentare.

- Indivizibilitatea capitalului afectează posibilitatea ca oferta să reacționeze gradual la

modificări ale cererii. În particular, se schimbă forma curbei ofertei, aceasta evoluând în

trepte pronunțate.

- Intensitatea capitalului conduce la existența unei supraoferte pe piețele energetice. Chiar dacă

un anumit nivel de supraofertă este de dorit pe astfel de piețe, ea poate descuraja investițiile

și poate conduce la abandonarea anumitor facilități de producție.

Modelul pieței de monopol este prezentat succint în continuare, arătându-se motivele pentru care

acesta conduce la o pierdere socială de bunăstare. Se trece apoi la prezentarea principalei surse a

monopolului natural, dar și a celor două soluții generice de contracarare a ineficiențelor pe care

le generează monopolul natural, respectiv proprietatea publică și reglementarea.

Secțiunea se încheie cu ilustrarea unui exemplu care arată anumite limite ale concurenței în

situația monopolului natural reglementat: în cazul unei zone de distribuție cu densitate diferită a

consumatorilor, intrarea unui nou distribuitor ar putea fi fezabilă în zona cu densitate ridicată,

dar aceasta va aduce prejudicii consumatorilor din zona mai puțin densă. Drept urmare,

reglementatorul va trebui să pună în balanță avantajul potențial generat de concurența crescută

dintr-o zonă cu dezavantajul care va fi resimțit de consumatorii dintr-o altă zonă.

Toate cele de mai sus arată necesitatea cunoașterii particularităților piețelor de energie, astfel

încât modelele teoretice de piață să poată fi adaptate și aplicate corespunzător, în vederea

adoptării celor mai potrivite decizii.

Capitolul III – Evoluţia sectorului gazelor naturale din România

69

CAPITOLUL III - EVOLUŢIA SECTORULUI GAZELOR NATURALE

DIN ROMÂNIA

3.1 Consumul şi sursele de acoperire

Potrivit Strategiei Energetice Naţionale21

, România dispune de o gamă diversificată, dar redusă

cantitativ, de resurse de energie primară fosile şi minerale: ţiţei, gaze naturale, cărbune, minereu

de uraniu, precum şi de un important potenţial valorificabil de resurse regenerabile.

În România, gazul natural acoperă circa 30% din consumul intern de energie primară, urmat de

produsele petroliere cu 26%, combustibilii solizi cu 20%, sursele de energie regenerabilă cu 16%

şi energia nucleară cu 8%. Evoluţia consumului de gaze naturale şi a surselor de acoperire a

consumului în perioada 2010 – 2016 poate fi urmărită în graficul de mai jos.

Grafic nr. 1

Sursa: prelucrări date din rapoarte ale ANRE

Evoluţia consumului naţional de gaze naturale a înregistrat un trend puternic descendent, de la

150,8 mil. MWh în 2011 la un minim de 121,7 mil. MWh în 2015. Acesta a fost determinat, pe

de o parte, de restrângerea activităţii industriale şi, pe de altă parte, de măsurile de eficientizare a

consumului de gaze naturale, aplicate de întreprinderi. O contribuţie în trendul descrescător o are

şi scăderea consumului casnic.

În perioada 2012-2015, consumul de gaze naturale la nivel naţional a înregistrat un trend

descrescător cu o scădere de circa 16%.22

După trendul de scădere care a culminat cu anul 2015,

21

http://www.minind.ro/energie/STRATEGIA_energetica_actualizata.pdf. 22

Rapoarte anuale ale ANRE.

82.8%

74.8% 75.7%

84.7%

92.5% 97.6%

87.5%

17.2%

25.2% 24.3%

15.3%

7.5% 2.4%

12.5%

146.8 150.8

144.7

132.6

127.6

121.7 124.1

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

mili

oan

e m

Wh

Evoluţia consumului, a producţiei interne şi a importului de gaze naturale

Producţie internă (%) din consum Import (%) din consum Consum (mil. MWh)


70

când consumul la nivel naţional a totalizat 121, 7 mil. MWh, în anul 2016 s-a înregistrat o uşoară

revigorare de cca.2%

Principalele categorii de consumatori de gaze naturale sunt consumatorii casnici şi cei

noncasnici.

Grafic nr.2

Sursa: Rapoarte monitorizare ANRE

În perioada 2012-201523

, principalele categorii de consumatori de gaze naturale noncasnici au

fost: producătorii de energie electrică şi termică (13%-15%), producătorii de energie termică

pentru populaţie (7%-16%), consumul tehnologic24

(8%-9%), consumatori comerciali (6%-7%)

şi consumatorii industriali. Categoria consumatorilor industriali a avut cea mai mare rată de

scădere a consumului, respectiv de la 20% în anul 2012 la 7% în 2015.

Deşi în România consumul are o tendinţă de scădere, producția internă nu a reuşit, cel puţin până

în anul 2016, să suplinească complet cererea curentă, fiind necesare cantități de gaze naturale și

din alte surse în afara celor din producția internă. Sursa alternativă, tradițională, este reprezentată

de cantităţile de gaze importate din Federația Rusă.

3.1.1 Producţia de gaze naturale

În perioada 2012-2015, producția anuală de gaze naturale a României a crescut cu 3,4%,

producția medie anuală fiind de 118 milioane MWh. Anul 2016, reprezintă un an atipic raportat

la perioada anterioară, în sensul în care nivelul producţiei a scăzut abrupt cu aproximativ 11%

faţă de anul 2015.

Producția internă de gaze naturale (producția curentă și producția extrasă din cantitățile de gaze

naturale injectate anterior în depozitele de înmagazinare subterană) acoperă între 76%-97% din

consumul intern, diferența situată între 3%-24% fiind acoperită din import (importul curent plus

cantitățile importate de gaze naturale injectate anterior în facilitățile de înmagazinare subterană).

23

Rapoarte monitorizare ANRE 2012-2016. 24

“cantitatea de gaze naturale necesară a fi consumată de către un operator economic pentru asigurarea

parametrilor tehnologici necesari desfăşurării activităţii de producţie şi înmagazinare, respectiv cantitatea de gaze

naturale, necesară a fi consumată de către un operator economic pentru asigurarea parametrilor tehnologici

necesari desfăşurării activităţii de distribuţie, respectiv de transport al gazelor naturale.”

20.65% 22.34% 22.53% 24.79% 28.35%

79.35% 77.66% 77.47% 75.21% 71.65%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2012 2013 2014 2015 2016

Ponderi consumatori casnici şi noncasnici în consum total

casnici noncasnici


71

Cei mai importanţi producători de gaze naturale din România sunt SNGN Romgaz SA

(Romgaz) şi OMV Petrom SA (OMV Petrom), aceştia acoperind între 95-97% din consumul

naţional de gaze naturale din producţia internă.

3.1.2 Importul de gaze naturale

Fiind cel mai mare producător de gaze naturale din Europa Centrală şi de Est, România deține o

poziție unică în această regiune, prin dependența limitată de sursele externe de gaze naturale. Cu

toate acestea, importul este o necesitate ca urmare a flexibilităţii reduse a producției interne de

gaze naturale, coroborată cu variații relativ mari, în funcție de sezon, ale consumului de gaze

naturale.

Istoric, România şi-a asigurat din import un maxim de aproximativ o treime din consumul anual

de gaze, având o capacitate25

anuală maximă de import de 14,37 mld mc.

La nivelul UE, dependenţa de importul de gaze s-a situat la peste 50% din consum în toată

perioada de după 2003, ajungând chiar la 65,3% în 2013.26

Cu toate că dependenţa UE faţă de

importurile de gaze este mai accentuată faţă de cea a României, la nivelul acesteia sursele de

aprovizionare din import sunt diversificate, astfel că Federaţia Rusă furnizează circa 30% -

40%27

din totalul importurilor UE în condiţiile în care, în România, reprezintă singura sursă de

provenienţă a importului.

3.2 Restructurarea sectorului

Sectorul gazelor naturale este constituit din ansamblul activităţilor desfăşurate de operatorii

economici pentru producţia, transportul, înmagazinarea, distribuţia şi furnizarea de gaze naturale,

biogaz, biometan, GPL, GNL şi GNC/GNCV, precum şi instalaţiile şi echipamentele folosite

pentru realizarea acestor activităţi.

În România, anterior anului 2000, sectorul gazelor naturale era integrat pe verticală.

Funcţionarea sectorului, la acel moment, se realiza în regim complet reglementat, statul având

controlul asupra tuturor activităţilor din sector. Romgaz gestiona aproape toate activităţile

desfăşurate în sectorul gazelor naturale, respectiv producţie, transport, distribuţie. Alături de

Romgaz mai existau furnizori de gaze din producţia internă sau import.

Astfel, Romgaz28

avea ca obiect principal de activitate producţia, cercetarea geologică pentru

descoperirea rezervelor de gaze naturale, înmagazinarea, transportul, dispecerizarea, importul,

tranzitul internaţional şi distribuţia de gaze şi controla societăţile care se ocupau de aceste

activităţi: Exprogaz-Mediaş S.A, Exprogaz-Târgu Mureş, Exprogaz – Ploieşti S.A, Distrigaz Sud

S.A. şi Distrigaz Nord S.A. Totodată, Romgaz era şi operatorul tehnic al sistemului naţional de

transport gaze naturale şi dispecerul sistemului.

În anul 2000, odată cu înfiinţarea Autorităţii Naţionale de Reglementare a Gazelor Naturale, se

preia de la Romgaz responsabilitatea elaborării şi aplicării politicii statului român în domeniul

25

http://www.escorom.ro/images/Strategia%20energetica_Analiza%20stadiului%20actual_2014%2012%2004_R02

%20[no%20track]%20new.pdf 26

Eurostat. 27

Eurostat. 28

Hotărâre nr. 491 din 14 august 1998 privind infiinţarea Societăţii Naţionale de Gaze Naturale Romgaz S.A.


72

gazelor naturale, în vederea asigurării unei echidistanţe între consumatori, furnizori, producători

şi operatori.

Începând cu acest moment, sectorul gazelor naturale a fost supus unui proces de restructurare

având ca obiective:

procesul de reorganizare a întreprinderilor din sector vizând separarea contabilă, legală,

funcţională şi organizatorică a activităţilor reglementate din sectorul gazelor naturale,

respectiv furnizarea gazelor naturale, transportul gazelor naturale, înmagazinarea

subterană a gazelor naturale, distribuţia gazelor naturale, tranzitul gazelor naturale,

diminuarea concentrării producţiei de gaze naturale şi a importului prin acordarea de

licenţe si autorizaţii unui număr din ce în ce mai mare de societăţi, reglementarea

accesului nediscriminatoriu al terţilor la sistemul de transport.

În acest context, prin reorganizarea Romgaz29

, au fost înfiinţate o serie de societăţi comerciale cu

obiect de activitate distinct în sectorul gazelor naturale, controlate tot de statul român: Transgaz

S.A, Exprogaz S.A., Distrigaz Nord S.A., Distrigaz Sud S.A. şi Depogaz S.A.

Odată cu restructurarea celei mai mari companii din sector a început practic restructurarea

întregului sector al gazelor naturale, fiind create premisele pentru iniţierea procesului de

privatizare. Principalele privatizări din sectorul gazelor naturale au fost:

2004 SN Petrom SA/OMV Petrom SA

2005 SC Distrigaz Nord SA/E.ON Ruhrgas

2005 SC Distrigaz Sud SA/Gaz de France

Ulterior, societăţile ce au preluat activitatea de distribuţie au parcurs procesul de separarare

legală şi contabilă a activităţii de furnizare de cea de distribuţie, în scopul asigurării unui grad

mai mare de transparenţă pe piaţa gazelor naturale din România.

Astfel, au fost realizate schimbări structurale importante în sectorul gazelor naturale, pornindu-se

de la un sistem monopolist, integrat vertical, la un sistem descentralizat, caracterizat prin

separarea activităţilor de producţie de cele de reţea, transport, respectiv de distribuţie.

Perioada scursă de la debutul privatizării sectorului gazelor în România până în prezent este una

în care au continuat schimbările de reglementare, astfel încât să fie parcurs întregul proces de

liberalizare, pentru a atinge obiectivele politice globale de reducere a emisiilor, asigurarea

securității în aprovizionare și îmbunătățirea accesibilității prețurilor, obiective prevăzute în

directivele europene.

3.3 Caracteristici structurale determinante pentru funcţionarea pieţei gazelor naturale

Piaţa gazelor naturale din România este caracterizată de câteva elemente mai puţin întâlnite în

alte pieţe europene de gaze naturale, elemente care au o influenţă majoră asupra

comportamentului operatorilor din piaţă.

29

Hotărârea nr. 334/2000 privind reorganizarea Societăţii Naţionale de Gaze Naturale Romgaz - S.A.


73

Infrastructură limitată de export

Interconectările SNT, existente la momentul actual permit într-o foarte mică măsură exportul

fizic. Practic, din cele trei puncte de interconectare ale SNT, cu Ucraina, Ungaria şi Bulgaria,

numai la punctul de interconectare cu Ungaria este permis fluxul în sens invers fluxului fizic

(export fizic). În anul 2015, a devenit funcţională interconectarea cu Republica Moldova prin

gazoductul Iaşi - Ungheni, gazoduct ce are o capacitate de 1,5 mld mc/an.

În absenţa interconectărilor fizice care să permită exportul, producătorii de gaze naturale au fost

şi sunt captivi pieţei locale, acesta fiind singura opţiune pentru comercializarea gazelor extrase.

Diferenţe de consum vară-iarnă

O altă caracteristică a pieţei gazelor naturale este variaţia mare a consumurilor în perioadele de

iarnă faţă de cele înregistrate vara. Conform datelor furnizate de operatori din piaţă30

, în timp ce

în sezonul rece cererea depășește producția, pe perioada verii consumul de gaze naturale scade

către 50% din nivelul producției interne, aceasta fiind relativ stabilă pe parcursul întregului an.

Spre exemplu, producția internă curentă în luna august 2015 a fost de 9.933.025 MWh, iar

cererea din partea sectoarelor noncasnic și casnic (inclusiv producătorii de energie termică

pentru populație) s-a situat la un nivel de 5.198.563 MWh.

Existenţa unei astfel de fluctuaţii a consumului intern şi lipsa condiţiilor tehnice pentru exportul

de gaze naturale generează, în perioadele cu cerere redusă, dificultăţi la nivelul producătorilor în

a-şi asigura vânzarea producţiei curente, singura alternativă - excluzând oprirea producţiei – fiind

aceea de înmagazinare în depozite a cantităţilor extrase, ceea ce conduce în final la un preţ mai

ridicat al produsului.

3.4 Liberalizarea pieţei gazelor naturale

Piaţa gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, când gradul

iniţial de deschidere a pieţei interne a fost de 10% din consumul total aferent anului 2000,

ajungându-se în anul 2006 la un grad de deschidere a pieţei de gaze naturale de 75%. Odată cu

demararea procesului de aderare la Uniunea Europeană, România a fost nevoită să stabilească un

calendar clar de liberalizare a activităţilor din sectorul energetic etapele fiind cuprinse în

angajamentele pe care România şi le asumase în faţa Comisiei Europene.

În acest sens, a fost stabilit un calendar de liberalizare a pieţei gazelor naturale, care a vizat, în

principal, creşterea etapizată a numărului consumatorilor care au posibilitatea de a-şi alege liberi

de unde şi de la cine să îşi procure gazele naturale necesare consumului, concomitent cu

elaborarea unui cadru de reglementare potrivit în acest sens. Pe de altă parte, liberalizarea a

presupus şi dereglementarea preţurilor plătite de către consumatori pentru achiziţionarea de gaze

naturale.

Din punct de vedere legal, procesul de liberalizare a pieţei de gaze naturale din România a fost

finalizat la 1 ianuarie 200731

când piaţa a fost integral liberalizată.

Evoluția gradului real anual de deschidere a pieței interne de gaze naturale este prezentată în

graficul nr. 3.

30

[...] 31

Hotărârea nr. 638/2007 privind deschiderea integrală a pieţei de energie electrică şi de gaze naturale.


74

Grafic nr.3

Sursa: Rapoarte ANRE

În anul 2015 se remarcă o creștere cu aproximativ zece puncte procentuale a gradului real de

deschidere a pieței de gaze naturale comparativ cu anul 2014, ajungând la circa 67% din

consumul total. Această creştere este datorată liberalizării integrale a pieţei gazelor naturale

pentru consumatorii noncasnici la 1 ianuarie 2015.

Din punct de vedere legal, România a îndeplinit condiţiile stabilite prin directivele europene în

domeniu32

(1998, 2003, 2009), în sensul că a creat mecanismele şi adaptează permanent

legislaţia necesară parcurgerii etapelor spre liberalizare.

Liberalizarea integrală a pieţei înseamnă că, din punct de vedere legal, toţi consumatorii de gaze

naturale au posibilitatea să îşi aleagă în mod liber furnizorii (dintre cei licenţiaţi de ANRE) şi să

negocieze direct contracte de vânzare-cumpărare cu aceştia.

Dacă în ceea ce priveşte implementarea conceptului de eligibilitate (posibilitatea de alegere

liberă a furnizorului), s-a ajuns ca în luna iulie 2007 toţi consumatorii să poată fi eligibili din

punct de vedere legal, indiferent de statut, rezidenţial sau industrial, în ceea ce priveşte preţurile,

evoluţia dereglementării a fost una greoaie. Dintre factorii care au influenţat această evoluţie se

pot menţiona producţia internă insuficientă pentru consum, existenţa unui mecanism nestimulativ

de reglementare a preţului, o putere scăzută de cumpărare a consumatorilor.

Liberalizarea pieţei interne a gazelor naturale pentru consumatorii noncasnici s-a realizat la 1

ianuarie 2015 (cu excepţia producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze

naturale utilizate la producerea energiei termice destinată consumului populaţiei). Din numărul

total de clienți finali de gaze naturale, 5,24% au fost clienți noncasnici și 94,76% clienți casnici.

Anul 2015 a fost primul an de funcţionare integrală a pieţei gazelor naturale, în regim

concurenţial, pentru consumatorii noncasnici, circa 170.000 de consumatori noncasnici intrând în

piaţa liberă la 1 ianuarie 2015.

În anul 2015, numărul total de clienți eligibili a fost de 188.156. Comparativ cu anul 2014, când

încă mai existau clienţi noncasnici în regim reglementat, numărul total de clienți eligibili a

crescut, după cum urmează:

32

Directiva 1998/30/CE, Directiva 2003/55/CE, Directiva 2009/73/CE

55.98% 54.05% 56.47% 56.41% 55.64% 54.61% 54.21% 56.99%

66.57%

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

Gradul anual de deschidere a pieţei interne în perioada 2007-2015


75

Grafic. nr.4


Astfel, ca urmare a procesului de liberalizare din sectorul gazelor naturale, segmentul pieţei

concurenţiale a crescut pe măsură ce consumatorii au trecut din zona reglementată în cea

concurenţială.

Continuarea procesului de liberalizare trebuie realizată astfel încât să se ţină cont de necesitatea

protejării unei categorii însemnate de consumatori casnici, în contextul efectelor generate de

alinierea prețului gazelelor naturale din producţia internă la nivelul prețurilor practicate pe

piețele europene şi ţinând cont de următorii factori:

scăderea constantă a consumului de gaze naturale, din cauza declinului consumului

industrial dar şi datorită programelor de eficienţă energetică aplicate de către ambele

categorii de consumatori, casnici şi non-casnici;

scăderea cererii de gaze naturale a producătorilor de energie electrică, pe fondul intrării

pe piaţă a capacităţilor de producţie din surse regenerabile;

procesul de dereglementare pentru consumatorii casnici, prevăzut a fi realizat până la

data de 30 iunie 2021, conform prevederilor stipulate de Legea123/2012;

gradul redus de suportabilitate la nivelul clienților casnici, în ceea ce privește prețurile

gazelor naturale;

necesitatea unei abordări prudente din partea autorităților publice în susținerea procesului

de liberalizare a furnizării gazelor naturale fără a fi produse efecte negative majore la

nivelul consumatorilor casnici;

schimbările neprevăzute de pe piața resurselor energetice primare, începând cu declinul

abrupt al prețurilor la țiței din ultima perioadă, care a generat o conjunctură deosebită în

piața românească de gaze naturale, unde prețurile administrative stabilite în conformitate

cu prevederile legale, dar și cu acceptul Comisiei Europene și al instituțiilor financiare

internaționale, au devenit comparabile și, uneori, chiar mai mari față de prețurile pieței.

3.5 Structura sectorului de gaze naturale

Conform prevederilor Legii nr. 123/2012, piaţa de gaze naturale este compusă din piaţa

reglementată (cuprinzând activităţile cu caracter de monopol natural, cele aferente operării

0

50,000

100,000

150,000

200,000

2014 2015

10,558

188,156

Evoluţie număr clienţi eligibili


76

terminalului GNL, activităţile conexe acestora şi furnizarea la preţ reglementat) şi piaţa

concurenţială, cuprinzând tranzacţiile de gaze naturale angro şi cu amănuntul.

Activităţile aferente pieţei reglementate cuprind:

furnizarea gazelor naturale la preţ reglementat şi în baza contractelor cadru până la 30

iunie 2021 pentru clienţii casnici;

furnizarea de ultimă instanţă a gazelor naturale;

transportul gazelor naturale;

transportul gazelor prin conductele de alimentare din amonte, conform prevederilor

condiţiilor de valabilitate a licenţei;

înmagazinarea subterană a gazelor naturale;

stocarea gazelor naturale în conductă;

distribuţia gazelor naturale şi a biogazului/biometanului;

activităţile conexe desfăşurate de către operatorii licenţiaţi;

activităţile aferente operării terminalului GNL.

Pentru activităţile aferente pieţei reglementate, preţurile şi tarifele se stabilesc pe baza

metodologiilor aprobate şi publicate de ANRE.

Pe piaţa concurenţială, tranzacţiile comerciale cu gaze naturale pot fi realizate angro sau cu

amănuntul, iar preţurile se formează pe baza cererii şi a ofertei, ca rezultat al mecanismelor

concurenţiale.

Mai departe, prezentăm structura sectorului gazelor naturale din România, din punct de vedere al

fluxurilor fizice:


77

În sectorul gazelor naturale, diferitele surse de gaze naturale (producţie internă, import,

înmagazinare) sunt transportate către consumatori prin conducte de transmisie de presiune înaltă

(sistemul naţional de transport) și prin conducte de joasă presiune (sistemul de distribuție).

În prezent, numărul participanților în sectorul gazelor naturale din România, deși redus pe

anumite segmente, a crescut constant pe măsura liberalizării pieței, mai ales la nivelul furnizării

de gaze naturale în regim concurenţial. În perioada 2012 - 2016, numărul participanţilor a

evoluat astfel:

OPERATORI SISTEME

DE DISTRIBUŢIE

PRODUCĂTORI

DE

GAZE

IMPORTATORI

DE

GAZE

S.N.T.G.N TRANSGAZ S.A.

(Operator al sistemului de transport)

OPERATORI SISTEME

DE ÎNMAGAZINARE

CONSUMATORI

RACORDAŢI LA

CONDUCTE DIN

AMONTE

CONSUMATORI

RACORDAŢI LA SISTEME

DE DISTRIBUŢIE

CONSUMATORI RACORDAŢI DIRECT LA

SNT


78

Tabel nr.1

An/nr.operatori SNT Producători Înmagazinare Furnizori în regim

reglementat

Furnizori în regim

concurenţial

Distribuţie

2012 1 6 2 41 43 41

2013 1 5 2 41 54 39

2014 1 6 2 39 63 39

2015 1 6 2 39 76 40

2016 1 7 2 37* 79 38*


*începând cu 30.09.2016.

În funcţie de activităţile desfăşurate, sectorul are următoarea structură:

Explorare, dezvoltare, producţie

Furnizare

Piaţa centralizată de tranzacţionare

Transport

Înmagazinare

Distribuţie

3.5.1 Activităţile de explorare, dezvoltare şi producţie

Activităţile de explorare, dezvoltare şi producţie reprezintă ansambul operaţiunilor realizate

pentru cunoaşterea condiţiilor geologice de acumulare, identificarea zăcămintelor, evaluarea

cantitativă şi calitativă a acestora, determinarea condiţiilor tehnice şi economice de valorificare şi

în final, valorificarea comercială a zăcămintelor. Pe acest palier, numărul participanţilor nu s-a

modificat semnificativ în timp. În prezent, cei mai importanţi producători sunt Romgaz și OMV

Petrom, fiind urmaţi de Amromco Energy, Stratum Energy, Foraj Sonde şi Raffles Energy.

3.5.2 Activitatea de furnizare a gazelor naturale

Activitatea de furnizare a gazelor naturale este activitatea comercială de vânzare a gazelor

naturale către clienţi. Din punct de vedere al structurii, acestă activitate se desfăşoară în regim

reglementat şi în regim concurenţial, iar comercializarea gazelor naturale se face angro sau cu

amănuntul. În segmentul reglementat, preţurile sunt stabilite de către autoritatea de reglementare.

În segmentul concurenţial, preţurile se formează pe baza cererii şi a ofertei, ca rezultat al

mecanismelor concurenţiale. Comercializarea gazelor pe piaţa concurenţială se face prin

contracte bilaterale şi/sau pe pieţele centralizate. Aşa cum se observă din tabelul de mai sus,

există o modificare importantă în ceea ce priveşte numărul furnizorilor de gaze naturale în regim

concurenţial, fapt datorat procesului de liberalizare ce a determinat o creştere a segmentului

pieţei în regim concurenţial pe măsură ce consumatorii au trecut din zona reglementată în cea

concurenţială.

În mod tradiţional, principalii furnizori de gaze naturale sunt societăţile ce provin din fostele

monopoluri de stat respectiv Romgaz, OMV Petrom Gas, EON Energie România şi Engie

România.


79

3.5.3 Piaţa centralizată de tranzacţionare

Piaţa centralizată de tranzacţionare reprezintă cadrul organizat de desfăşurare a tranzacţiilor cu

gaze naturale între diverşi operatori economici, intermediate de un operator al pieţei de gaze

naturale, pe baza unor reguli specifice aprobate de autoritatea competentă. Aceasta asigură

accesul nediscriminatoriu la cantităţile de gaze naturale disponibile pe piaţă prin intermediul

unui cadru organizat pentru tranzacţionarea centralizată în regim concurenţial a gazelor naturale.

Operatorul pieţei de gaze naturale este persoana juridică ce asigură organizarea şi administrarea

pieţelor centralizate, cu excepţia pieţei de echilibrare, în vederea tranzacţionării de gaze naturale

pe termen scurt, mediu şi lung. În prezent, în sectorul gazelor naturale îşi desfăşoară activitatea

doi operatori, BRM şi OPCOM, titulari ai licenţei de administrare a pieţei centralizate, care

organizează şi administrează în condiţii de transparenţă, obiectivitate şi nediscriminare

tranzacţiile derulate pe piaţa centralizată de gaze naturale.

3.5.4 Transportul gazelor naturale

Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes național, fiind

inclusă în segmentul reglementat al pieței interne de gaze naturale.

Prestarea serviciului de transport intern desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni

desfăşurate pentru şi în legătură cu rezervarea capacităţii de transport şi transportul prin SNT al

cantităţilor determinate de gaze naturale. Serviciul de transport este prestat în regim de monopol

natural pe bază de tarif stabilit de către ANRE. Transportul cantităţilor de gaze naturale se

realizează de la punctele de predare/preluare comercială de la intrarea în SNT până la punctele

de predare/preluare comercială de la ieşirea din SNT.

Transgaz este operatorul de transport şi de sistem al sistemului naţional de transport al gazelor

naturale33

şi răspunde de funcţionarea acestuia în condiţii de calitate, siguranţă, eficienţă

economică şi protecţie a mediului. Scopul Transgaz este îndeplinirea strategiei naționale stabilite

pentru transportul intern şi internaţional al gazelor naturale, şi dispecerizarea gazelor naturale.

Acesta operează SNT în baza Acordului de Concesiune încheiat cu Agenţia Naţională pentru

Resurse Minerale (ANRM) valabil până în anul 2032, sistemul naţional de transport gaze

naturale aparţinând domeniul public al statului.

3.5.5 Înmagazinarea gazelor naturale

Înmagazinarea reprezintă ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de operatorul de

înmagazinare pentru sau în legătură cu rezervarea capacităţii de înmagazinare în depozitele

subterane şi pentru injecţia, depozitarea sau extracţia din aceste capacităţi a unor cantităţi

determinate de gaze naturale. Activitatea de înmagazinare a gazelor naturale este inclusă în

segmentul reglementat al pieței interne de gaze naturale.

Accesul la înmagazinare are o importanță fundamentală întrucât asigură continuitatea furnizării

gazelor naturale. Astfel, sunt preluate vârfurile de consum orare şi sezoniere, provocate de

caracterul fluctuant al cererii de gaze şi de posibilităţile de extracţie şi de import.

33

Ordinul ANRE nr. 72/2014 privind aprobarea certificării Societăţii Naţionale de Transport Gaze Naturale

"Transgaz" - S.A. ca operator de transport şi de sistem al Sistemului naţional de transport al gazelor naturale.


80

Principalii operatori de înmagazinare sunt Romgaz şi Depomureş. Capacitatea totală a

depozitelor operate de Romgaz este de aproximativ 3 mld. mc/ciclu. Depomureş operează un

singur depozit cu o capacitate de înmagazinare de circa 300 milioane mc/ciclu gaze naturale.

3.5.6 Distribuţia gazelor naturale

Distribuţia reprezintă activitatea de vehiculare a gazelor naturale printr-un sistem de conducte de

distribuţie pentru a fi furnizate clienţilor, dar fără a include furnizarea. Sistemul de distribuţie

este compus din conducte, branşamente, staţii şi posturi de reglare cu sau fără măsurare, sisteme

de măsură, aparate şi accesorii, care funcţionează la presiunea de lucru de până la 6 bari inclusiv,

cu excepţia instalaţiei de utilizare, asupra cărora operatorul licenţiat intervine prin lucrări

specifice şi reglementate de revizii, verificări, intervenţii în caz de avarii etc.

Accesul la sistemul de distribuţie a gazelor naturale se realizează în regim reglementat, conform

Hotărârii nr. 1043 din 1 iulie 2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul la Sistemul

naţional de transport al gazelor naturale, a Regulamentului privind accesul la sistemele de

distribuţie a gazelor naturale şi a Regulamentului privind accesul la conductele de alimentare din

amonte. Accesul la sistemul de distribuţie are două componente: rezervarea de capacitate şi

racordarea la sistem.

Rezervarea de capacitate reprezintă capacitatea pe care distribuitorul se obligă să o menţină la

dispoziţia beneficiarului, în orice moment pe toată perioada de valabilitate a contractului, fiind

stabilită în funcţie de cantitatea maximă solicitată de beneficiar şi acceptată de distribuitor pentru

a fi vehiculată prin sistemul de distribuţie într-o oră; este exprimată în mc/oră.

Racordarea la sistem presupune realizarea unei noi instalaţii de racordare (prin instalaţie de

racordare se înţelege instalaţia realizată între punctul de racordare la sistemul de distribuţie şi

punctul de delimitare, fiind compusă din branşament şi postul/staţia de reglare măsurare).

Istoric, distribuția gazelor naturale e dominată de două companii, E.ON Distribuție România şi

Distrigaz Sud Rețele, fiecare având un număr de circa 1.500.000 de abonați clienţi casnici34

.

Cele două companii sunt succesoare ale fostelor monopoluri Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud.

34

Comunicat ANRE http://www.anre.ro/ro/presa/comunicate/comunicat-27-04-2016-privind-preturile-pentru-

furnizarea-reglementata-a-gazelor-naturale-la-clientii-casnici

Capitolul IV – Sursele de aprovizionare şi exporturile

81

CAPITOLUL IV - SURSELE DE APROVIZIONARE ŞI EXPORTURILE

4.1 Producţia gazelor naturale din România

4.1.1 Aspecte generale privind activităţile din segmentul upstream de gaze naturale

Activităţile de explorare şi exploatare a gazelor naturale sunt reglementate de Legea petrolului

nr. 238/2004, cu modificările şi completările ulterioare, (denumită, în continuare, „Legea

petrolului”) şi sunt denumite generic, în industria de specialitate, activităţi de upstream.

Activităţile de upstream se desfăşoară onshore (pe uscat) sau offshore (în subsolul platoului

continental al mării).

Potrivit Legii petrolului, resursele de petrol situate în subsolul ţării şi al platoului continental

românesc al Mării Negre, delimitat conform principiilor dreptului internaţional şi convenţiilor

internaţionale la care România este parte, fac obiectul exclusiv al proprietăţii publice şi aparţin

statului român.

Petrolul reprezintă substanţele minerale combustibile constituite din amestecuri de hidrocarburi

naturale, acumulate în scoarţa terestră şi care, în condiţii de suprafaţă, se prezintă în stare

gazoasă, sub formă de gaze naturale, sau lichidă, sub formă de ţiţei şi condensat.

Gazele naturale cuprind gazele libere din zăcăminte de gaz metan, gazele dizolvate în ţiţei, cele

din capul de gaze asociat zăcămintelor de ţiţei, precum şi gazele rezultate din extracţia

amestecurilor de gaz condensat.

În Legea petrolului şi în Normele metodologice pentru aplicarea Legii petrolului, sunt definite

principalele noţiuni utilizate în actele normative şi licenţele eliberate pentru activităţile de

explorare şi exploatare a gazelor naturale, după cum urmează:

- zăcământ - o acumulare naturală de petrol, caracterizată, de regulă, printr-un sistem unitar

hidrodinamic, localizată în limitele unei structuri;

- zăcământ comercial - acumularea sau ansamblul acumulărilor naturale de petrol a căror

valorificare unitară este justificată din punct de vedere tehnic şi economic;

- resursă geologică de petrol - totalitatea cantităţilor sau volumelor de petrol din acumulările

naturale descoperite şi a celor presupuse a fi descoperite prin viitoarele operaţiuni petroliere;

- rezervă de petrol - partea din resursa geologică estimată ca putând fi extrasă în condiţiile

tehnice şi economice existente la data la care a fost calculată.

Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) gestionează resursele de petrol, resursele

minerale şi fondul geologic naţional. ANRM are următoarele atribuţii principale: negociază şi

stabileşte, împreună cu ceilalţi concedenţi ai domeniului public al statului, clauzele şi condiţiile

acordurilor petroliere, încheie astfel de acorduri şi reglementează derularea operaţiunilor

petroliere prin norme, regulamente şi instrucţiuni tehnice emise în aplicarea actelor normative în

vigoare.


82

Evaluarea resurselor geologice şi a rezervelor de petrol se face prin studii întocmite pentru date

de referinţă. După gradul de certitudine ce li se poate atribui, rezervele pot fi clasificate în

următoarele categorii: dovedite, probabile şi posibile.

Clasificarea rezervelor în categorii, după gradul de certitudine, şi în grupe, după mecanismul şi

sursa de energie de dislocare a petrolului, subclasificări după alte criterii, precum şi condiţiile

tehnice de clasificare în categorii şi grupe, respectiv conţinutul-cadru al studiilor de evaluare a

resurselor geologice şi a rezervelor, se fac prin instrucţiuni tehnice emise de ANRM.

În baza rezervelor confirmate, a mişcării anuale a resurselor geologice şi a rezervelor prin lucrări

efectuate, raportate de titularii acordurilor petroliere, ANRM constituie fondul naţional de

resurse geologice/rezerve de petrol (FNR/FNRP). Acesta reprezintă totalitatea

resurselor/rezervelor evidenţiate şi înregistrate de către autoritatea competentă pentru fiecare tip

de resursă de petrol a ţării, determinate conform reglementărilor specifice.

În conformitate cu Legea petrolului, operaţiunile petroliere se realizează de către persoane

juridice, române sau străine, în condiţiile legii, numai în cadrul unor perimetre stabilite în acest

scop de ANRM.

Perimetrele sunt ofertate prin apel public de ofertă de ANRM în Runda de licitaţie. Lista acestora

este aprobată prin Ordinul Preşedintelui ANRM care este publicat, atât în Monitorul Oficial al

României, cât şi în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, şi este postat pe pagina de internet a

ANRM. Tot pe pagina de internet poate fi accesat şi modelul de acord petrolier care este folosit

la negocierea şi încheierea contractului cu firmele declarate câştigătoare.

Evaluarea ofertelor depuse, a capacităţii tehnice, precum şi a celei financiare a ofertanţilor se

realizează conform Normelor metodologice pentru aplicarea Legii petrolului nr. 238/2004,

aprobate prin HG nr. 2075/2004, cu modificările şi completările ulterioare.

Astfel, operaţiunile petroliere onshore şi offshore se desfăşoară în baza acordurilor petroliere

încheiate cu ANRM, după aprobarea acestora prin Hotărâre a Guvernului.

Începând cu momentul încheierii acordului petrolier şi până la momentul obţinerii producţiei de

hidrocarburi, în baza reglementărilor specifice (Legea petrolului, Normele metodologice de

aplicare a Legii petrolului, aprobate prin HG nr. 2075/2004, modelul de acord de concesiune de

explorare, dezvoltare, exploatare petrolieră), se efectuează o serie de operaţiuni în anumite etape

ce trebuie parcurse de operatorii din segmentul upstream de gaze naturale.

În faza de explorare, reprezentând prima etapă din ciclul operaţiunilor petroliere, titularul de

acord petrolier realizează un ansamblu de studii şi operaţiuni în vederea cunoaşterii condiţiilor

geologice de acumulare a petrolului, cuprinzând identificarea zăcămintelor, evaluarea cantitativă

şi calitativă a acestora, precum şi determinarea condiţiilor tehnice şi economice de valorificare a

resurselor.

Programul minimal de explorare (după caz, programul opţional de explorare) este aprobat de

ANRM prin aviz în cadrul programului anual de lucrări. Operaţiunile specifice fazei de explorare

sunt:

1) Achiziţia de date seismice

- aviz ANRM pentru fiecare proiect în parte;

- acord de mediu;


83

2) Forajul sondelor de explorare şi explorare-evaluare

- aviz ANRM pentru fiecare sondă în parte;

- autorizaţie de construire;

- acord de mediu;

3) Studii de specialitate.

Faza de dezvoltare reprezintă ansamblul lucrărilor care constau în realizarea sondelor de

exploatare, construirea, montarea, reabilitarea şi modernizarea instalaţiilor specifice, conductelor

colectoare, conductelor magistrale, echipamentelor şi a altor utilităţi necesare extracţiei, tratării,

stocării şi transportului petrolului.

Faza de dezvoltare începe de la data aprobării proiectului de exploatare, pe baza rezervelor

confirmate şi a declarării caracterului comercial al zăcământului. Operaţiunile specifice fazei de

dezvoltare sunt:

1) Studiul de evaluare resurse şi rezerve, planul de dezvoltare, proiectul de exploatare

- încheiere emisă de ANRM pentru confirmare resurse, rezerve, aprobare proiect de

exploatare;

2) Forajul sondelor de exploatare

- aviz ANRM pentru fiecare sondă în parte;


- acord de mediu;

3) Construirea instalaţiilor de suprafaţă şi a conductelor


- acord de mediu;

- autorizaţie de înfiinţare a conductei din amonte emisă de ANRE;

- acord de acces la SNT emis de Transgaz .

Faza de exploatare (producţie) semnifică ansamblul de lucrări efectuate la şi de la suprafaţă

pentru extragerea petrolului, colectarea, tratarea, transportul, precum şi tranzitul acestuia prin

conductele magistrale, în vederea realizării unor scopuri economice prin folosirea şi punere în

valoare a acestuia.

Proiectul de exploatare stă la baza lucrărilor de dezvoltare şi a celor de exploatare, iar începerea

operaţiunilor trebuie autorizată de către ANRM.

Pentru această activitate mai sunt necesare următoarele autorizări/licenţe:

- autorizaţie de mediu;

- licenţă pentru operarea conductei din amonte, emisă de ANRE;

- licenţă pentru furnizarea gazelor naturale, emisă de ANRE.


84

Redevenţe petroliere

Conform prevederilor art. 2 din Legea petrolului, redevenţa petrolieră reprezintă suma datorată

de către titularii acordurilor petroliere bugetului de stat, în condiţiile legii, pentru exploatarea

unui zăcământ petrolier şi a bunurilor aflate în domeniul public, în scopul transportului şi

tranzitului petrolului pe conducte magistrale, precum şi operării terminalelor petroliere.

Redevenţa petrolieră se stabileşte astfel:

a) o cotă procentuală din valoarea producţiei brute extrase, pentru operaţiunile

petroliere de exploatare a zăcămintelor petroliere, după cum urmează:

Tabel nr. 2

Redevenţa

(%)

Producţia brută

(106mc/trimestru)

3,5 sub 10

7,5 între 10 şi 50

9 între 50 şi 200

13 peste 200

b) o cotă de 10% din valoarea veniturilor brute realizate din operaţiuni petroliere de

transport şi tranzit al petrolului prin sistemele naţionale de transport al petrolului,

precum şi din operaţiunile petroliere efectuate prin terminalele petroliere aflate în

proprietatea publică a statului;

c) o cotă de 3% din valoarea venitului brut realizat din operaţiunile de înmagazinare

subterană a gazelor naturale.

Redevenţa petrolieră este datorată din ziua începerii operaţiunilor petroliere şi este plătibilă

trimestrial, cu scadenţa la data de 25 a primei luni a trimestrului următor.

Activitatea offshore

Având în vedere creşterea exponenţială a operaţiunilor petroliere şi gaziere offshore şi faptul că

nu existau reglementări specifice, la jumătatea anului 2015 Ministerul Energiei a pregătit un

proiect de lege având ca obiect siguranţa operaţiunilor petroliere offshore, proiect ce transpune

Directiva 2013/30/CE privind siguranţa operaţiunilor petroliere şi gaziere offshore. Proiectul s-a

concretizat în Legea nr. 165/2016 privind siguranţa operaţiunilor petroliere offshore.

Obiectivul directivei, transpus şi în legea română, constă în reducerea, în măsura posibilului, a

apariţiei accidentelor majore legate de operaţiunile petroliere şi gaziere offshore şi limitarea

consecinţelor acestora, sporind astfel nivelul de protecţie a mediului marin şi a activităţilor

economice de coastă împotriva poluării, stabilind condiţii minime pentru desfăşurarea în

siguranţă a activităţilor de explorare şi exploatare offshore a petrolului şi gazelor, limitând

posibilele perturbări cu privire la producţia indigenă de energie a Uniunii Europene şi

îmbunătăţind mecanismele de intervenţie în cazul unui accident.

Legea prevede înfiinţarea unei autorităţi administrative specializate, respectiv Autoritatea

Competentă de Reglementare a Operaţiunilor Petroliere Offshore la Marea Neagră

(ACROPOMN), separat de ANRM, cu atribuţii specifice în domeniul prevenirii accidentelor

majore.


85

Acordurile petroliere se semnează în continuare cu ANRM, potrivit metodologiei privind

semnarea acordului petrolier offshore cu titularul licenţei, iar titularul acordului petrolier

offshore desemnează operatorul, cu acordul ANRM.

Un aspect important al legii, având în vedere necesitatea respectării prevederilor cu privire la

siguranţa operaţiunilor offshore, este acela că ANRM poate ridica obiecţii justificate la numirea

operatorului şi poate cere titularului de acord petrolier numirea altui operator sau ca titularul să

îşi asume integral responsabilităţile operatorului.

În cazul în care, pe durata operaţiunilor offshore, ACROPOMN stabileşte că operatorul nu mai

are capacitatea de a respecta cerinţele relevante asumate, ACROPOMN informează ANRM.

Titularul de acord petrolier propune de îndată ANRM un alt operator.

4.1.2 Situaţia zăcămintelor de gaze naturale exploatate în România

Resursele geologice onshore de gaze naturale sunt mai scăzute decât cele de țiței, fiind estimate

la 700 mld. mc, însă rezervele de gaze (dovedite, probabile și posibile) sunt mai mari, fiind

estimate la 150 mld. mc. Producția totală de gaze naturale din ultimii 50 de ani a fost de

aproximativ 1.100 mld. mc, iar gradul de epuizare a zăcămintelor este de aproximativ 90%35

.

Presupunând o producție medie anuală la nivelul actual (situație standard pentru care se

calculează raportul rezervelor la producție, R/P ratio) de aproximativ 11 mld. mc gaze naturale,

rezervele ar fi suficiente pentru o perioadă de aproximativ 15-20 de ani. Însă, în lipsa unor noi

descoperiri sau a dezvoltării de noi zăcăminte, respectiv a investițiilor în creșterea gradului de

recuperare a hidrocarburilor din zăcămintele în exploatare, producția medie anuală va continua,

de fapt, să scadă. Tendința ar putea fi accentuată de prețul scăzut al țițeiului pe piața mondială,

care reduce fezabilitatea economică a investițiilor în zăcămintele mature din România36

.

România va continua să consume cantități însemnate de gaze naturale și produse petroliere în

următoarele decenii. Prin urmare, dacă situația descrisă mai sus s-ar materializa, gradul de

dependență de importuri pentru acoperirea consumului intern de țiței și gaz natural ar crește

vertiginos, cu impact negativ asupra securității energetice și a balanței comerciale. Dar situația

este improbabilă, deoarece companiile cu activități de explorare și producție a resurselor de țiței

și gaze naturale sunt interesate să investească atât în prelungirea duratei de viață a zăcămintelor

existente, cât și în dezvoltarea de noi zăcăminte. Măsura în care acest lucru va fi realizat depinde

atât de factori internaționali, precum prețul țițeiului și al gazului natural, precum și de factori

interni, precum cadrul fiscal și de reglementare.

Interesul statului pentru atingerea și menținerea unui ritm susținut în activitatea de explorare

trebuie reflectat, prin organizarea de către ANRM a unor noi runde de licitații pentru perimetrele

disponibile. Pe termen scurt și mediu, rezervele de gaze naturale pot fi majorate prin

introducerea de noi tehnologii, care să conducă la creșterea gradului de recuperare în zăcămintele

existente, iar pe termen mediu și lung, prin dezvoltarea proiectelor de explorare a zonelor de

adâncime mai mare de 3.000 m, a celor onshore cu geologie complicată și a zăcămintelor

35

Stategia Energetică a României 2016-2030, cu perspectiva anului 2050, Raport al sesiunii de lucru “Țiței, produse

petroliere și gaz natural”. 36

Idem.


86

offshore din Marea Neagră. Deocamdată însă, în condițiile menținerii prețului petrolului la un

nivel scăzut, interesul investitorilor pentru realizarea investițiilor necesare este diminuat37

.

Industria producţiei de gaze din România are o istorie de peste 100 de ani. Piaţa de gaze onshore

este una matură, cu exploatare din peste 400 de zăcăminte, marea majoritate mici și fragmentate,

necesitând utilizarea tehnologiilor specializate adaptate pentru acoperirea cererii locale și pentru

asigurarea independenţei energetice. România are cel mai mare număr de sonde active din

Europa (peste 13.000 de sonde active), ceea ce se traduce și în cea mai mică productivitate pe

sondă din Europa (21 de barili/sondă/zi), cu un cost de operare de 17 USD/bep (baril echivalent

petrol)38

.

Pentru menţinerea unui nivel de producţie stabil este nevoie de investiţii constante. În fazele de

explorare și dezvoltare, identificarea și exploatarea de noi zăcăminte necesită investiţii masive de

capital. De asemenea, creșterea factorului de recuperare a zăcămintelor mature aflate deja în

exploatare este un proces complex din punct de vedere tehnic, care necesită tehnologii adaptate

și investiţii suplimentare.

Valoarea estimată a investițiilor anuale necesare în sectorul onshore de explorare și producție a

țițeiului și a gazelor naturale din România, pentru a pune în funcțiune sonde noi de producție sau

pentru a investi în tehnologia deja existentă cu scopul de a crește ratele de recuperare a

zăcămintelor mature de țiței și gaze naturale, este de aproximativ 1 miliard de euro. Această

investiție de capital realizată anual este considerată obligatorie pentru a permite companiilor de

explorare și producție să își mențină nivelul de producție și să acopere nivelul cererii și se

presupune că acest capital va fi investit în acest scop pe parcursul anilor următori39

.

O investiție medie de 1 miliard de euro în sectorul de explorare și producție a țițeiului și a

gazelor naturale genereaza un impact direct și indirect de 2,3 miliarde de euro asupra economiei

românești la nivelul PIB-ului si un impact indus asupra valorii economice de încă aprox. 900

milioane de euro40

.

De asemenea, investiția specificată generează un impact direct și indirect de aproximativ 25.800

de locuri de muncă în sectorul de explorare si producţie a ţiţeiului şi a gazelor naturale și în

cadrul lanțului său de aprovizionare și un impact indus de aproximativ 20.100 de locuri de

muncă nou create sau menținute41

.

4.1.3 Prezentarea principalilor titulari de acorduri petroliere

În perioada 2010-2016, producţia extrasă în România este rezultatul aplicării acordurilor

petroliere încheiate de statul român cu fiecare dintre următorii titulari: Romgaz, OMV Petrom,

37

Strategia Energetică a României 2016-2030, cu perspectiva anului 2050, Raport al sesiunii de lucru “Țiței, produse

petroliere și gaz natural”. 38

Idem. 39

Sursa: “Impactul industriei onshore de explorare și producție a țițeiului și a gazelor naturale asupra economiei

românești”, KPMG, februarie 2016. 40


românești”, KPMG, februarie 2016. 41


românești”, KPMG, februarie 2016


87

Amromco Energy, Raffles Energy, Foraj Sonde SA, Stratum Energy, Aurelian Oil&Gas, Lotus

Petrol (fost Toreador), Wintershall Mediaş, Hunt Oil42

.

În această perioadă au avut loc schimbări la nivelul titularilor de acorduri petroliere, astfel că în

anul 2016 au avut activitate de producţie Romgaz, OMV Petrom, Amromco Energy, Raffles

Energy, Foraj Sonde, Stratum Energy, Hunt Oil Company of Romania.

La nivelul anului 2015, în România, au fost plătite redevenţe aferente unui număr de număr de

400 de zăcăminte de ţiţei şi gaze naturale, iar principalele companii care au activităţi de

producţie sunt OMV Petrom (petrol şi gaze naturale) şi Romgaz (gaze naturale)43

.

A. SNGN Romgaz SA44

Romgaz este cel mai mare producător şi principal furnizor de gaze naturale din România.

Acţionarul principal al companiei este statul român, cu o participaţie de 70%, urmat de Fondul

Proprietatea SA, cu o participaţie de 10%, restul participaţiilor fiind deţinute de persoane fizice

şi juridice.

Statul român exercită controlul unic asupra Romgaz prin Ministerul Energiei, în baza

prerogativelor conferite de dreptul de proprietate asupra majorităţii acţiunilor emise de societate.

Compania este admisă la tranzacţionare din anul 2013 pe piaţa Bursei de Valori din Bucureşti şi

a Bursei din Londra (LSE).

Compania are o experienţă vastă în domeniul explorării şi producerii de gaze naturale, istoria sa

începând acum mai bine de 100 de ani, în 1909, când a fost descoperit primul zăcământ de gaze

naturale în Bazinul Transilvaniei la Sărmăşel.

Activităţile de bază ale societăţii sunt explorarea şi exploatarea gazelor naturale din zăcămintele

de gaze concesionate de Romgaz, comercializarea gazelor extrase din zăcămintele proprii şi a

altor gaze achiziţionate în vederea revânzării şi înmagazinarea subterană a gazelor naturale.

Romgaz exploata, la nivelul anului 2015, 154 de zăcăminte de gaze naturale, prin cele două

sucursale Mediaş şi Tg. Mureş45

.

Activitatea de explorare este susţinută în 9 perimetre de explorare-dezvoltare-exploatare onshore

(aproximativ 17.650 km² în Bazinul Transilvaniei, Moldova, Oltenia, Muntenia) cu cotă de

participare de 100%, în scopul identificării de noi acumulări de petrol, evaluării acestora şi

declarării ca zăcăminte comerciale, pentru a putea fi, în final, dezvoltate şi exploatate.

De asemenea, Romgaz este co-titular al acordurilor petroliere în perimetre onshore de explorare-

dezvoltare-exploatare pe teritoriul României în zona Moldovei, în consorţiu cu alte companii [...]

şi în două perimetre offshore în Marea Neagră [...].

Începând din anul 2000 Romgaz a descoperit46

30 acumulări de gaze, care contribuie cu peste 3,8

mld. mc producţie cumulativă, precum şi resurse necomerciale în 21 de descoperiri de

aproximativ 19,4 mld. mc.

42

Titulari ai acordurilor petroliere care au avut producţie de gaze naturale în 2015. 43

[...] 44

[...] 45

[...] 46

https://www.romgaz.ro/ro/content/explorare.


88

Lucrările de explorare au constat în investigaţii seismice 3D+2D în Moldova, Muntenia şi

Oltenia, forajul a 20 de sonde noi de explorare şi începerea forajului primei sonde în Marea

Neagră, proiectate şi programate de către Romgaz în baza evaluării prospectivităţii arealelor

geologice cu particularităţi specifice din cadrul perimetrelor concesionate.

În ceea ce priveşte activitatea de producţie, Romgaz s-a concentrat47

pe stoparea declinului de

producţie, a cărui rată s-a stabilizat la 0,4% în ultimii 5 ani, prin aplicarea de noi tehnologii,

instalarea compresoarelor de gaze şi reabilitarea producţiei, achiziţia de date seismice 3D,

modelare dinamică şi statică şi producţie din noi descoperiri.

Potrivit informaţiilor comunicate de companie, principalele bariere percepute în legătură cu

activitatea de producţie sunt următoarele:

[...]

„Barierele de intrare pe piaţa producerii de gaze naturale sunt legate de: obţinerea licenţelor,

câştigarea licitaţiilor de perimetre cu obligaţiile stabilite de ANRM pentru acestea, program

minim de lucrări, imposibilitatea legării sondelor cu gaze din cauza proprietarilor care nu-şi

dau acordul de trecere etc.

Lucrările de investiţii pentru realizarea infrastructurii de suprafaţă sunt permanent întârziate

din motive legate în principal de imposibilitatea accesului la terenurile aparţinând

proprietarilor, terenuri situate în zonele unde urmează să fie realizate instalaţiile de suprafaţă.”

Principalele dificultăţi cu care se confruntă societatea pe segmentul producţiei de gaze naturale

în România:

[...]

„Principalele greutăţi întâmpinate în etapa de obţinere a autorizaţiilor pentru realizarea

investiţiilor sunt:

- lipsa extraselor CF (lucrări de cadastru) la proprietarii terenurilor în proporţie de peste 80%;

- schimbarea permanentă a legislaţiei;

- interpretarea legilor în vigoare diferă de la instituţie la alta, fapt ce conduce la decalarea

termenelor previzionate pentru obţinerea avizelor terenurilor solicitate;

- termenul mare dintre hotărârea luată pentru un obiectiv şi primirea documentaţiilor de teren.”

B. OMV Petrom SA48

OMV Petrom este cel mai mare grup petrolier integrat din Europa de Sud-Est, cu o producţie

anuală de ţiţei şi gaze de 66 milioane bep în anul 2015. Grupul are o capacitate de rafinare de 4,5

milioane tone anual şi deține o centrală electrică de înaltă eficienţă de 860 MW şi un parc eolian

de 45 MW.

OMV AG Austria, deţine 51,01% din acţiunile OMV Petrom. Statul român, prin Ministerul

Economiei, deţine 20,64% din capitalul social, Fondul Proprietatea 12,57% din acţiuni, iar

15,79% din acţiuni se tranzacţionează liber la Bursa de Valori Bucureşti 49

.

47

https://www.romgaz.ro/ro/content/explorare. 48 [...] 49

La 20 octombrie 2016 s-a finalizat oferta publică secundară prin care Fondul Proprietatea a vândut 6,4% din

deţinerea în OMV Petrom (sub formă de acţiuni şi GDR-uri). GDR-urile au fost admise la listare pe segmentul

standard al listei oficiale a Autorităţii de Conduită Financiară a Regatului Unit (UK Financial Conduct Authority) şi


89

În România, activitatea de explorare, dezvoltare şi exploatare de gaze naturale este realizată de

societatea OMV Petrom, prin divizia „Explorare şi Producţie”. Compania are încheiate o serie de

acorduri petroliere cu ANRM pentru 239 de zăcăminte comerciale asociate de ţiţei şi gaze

naturale, atât în calitate de unic titular, cât şi în calitate de co-titular [...].

C. Amromco Energy SRL50

Amromco Energy reprezintă cel mai vechi și cel mai mare producător independent de petrol și

gaze din România, după Romgaz şi OMV Petrom, activând încă din anul 2003. Compania deține

în prezent 30 de concesiuni pe teritoriul întregii țări.

[...]

Compania își axează activitatea pe exploatarea zăcămintelor considerate „marginale”, adică

epuizate, urmărind reluarea şi/sau creşterea producţiei prin aplicarea unor tehnologii de ultimă

generație şi a unui model de business vertical, care duce la avantaje privind eficiența costurilor și

un mai mare control asupra procesului de producție.

Compania este titular de acorduri de dezvoltare-exploatare petrolieră semnate cu ANRM pentru

10 perimetre, majoritatea cu o valabilitate de 30 de ani de la intrarea în vigoare (2004-2007).

Compania este co-titular cu Romgaz pentru producţia suplimentară de gaze naturale din 11

perimetre şi cu Carpathian Energy Companie Petrolieră SRL pentru producţia de gaze naturale

din 2 perimetre.

[...]

Amromco Energy deţine şi două acorduri de explorare, dezvoltare şi exploatare petrolieră, în

care este co-titular alături de Rompetrol SA, cu o participaţie de 25%.

În urma unei tranzacții recente, Amromco Energy a achiziționat de la OMV Petrom trei câmpuri

petrolifere în zona de nord-est a României.



[...]

„- Oferta limitată de zăcăminte de hidrocarburi propusă de ANRM. Structurile care nu prezintă

interes pentru marii operatori nu sunt returnate pentru a putea fi preluate de către alte companii

interesate.

- Lipsa reorganizării de către ANRM a unor runde de licitaţie în mod frecvent şi întârzierea

negocierilor acordurilor de concesiune. Considerăm că o perioadă de negociere de 3 până la 6

luni este optimă, permiţând astfel companiilor să investească mai rapid.

- Proces greoi şi de durată pentru obţinerea autorizaţiilor necesare respectării obligaţiilor

conform Acordurilor petroliere.”


în România:

admise la tranzacţionare pe piaţa principală pentru instrumente financiare listate a Bursei de Valori din Londra-

https://www.omvpetrom.com/portal/01/petromcom/petromcom/home/Biroul_de_presa/Structura_actionariat. 50 [...]


90

[...]

„În segmentul producţiei de gaze naturale, există în continuare dificultăţi în obţinerea

autorizaţiilor de construire pentru obiectivele de producţie precum şi a acordurilor şi

autorizaţiilor de mediu. În general, în ultimii ani atât autorităţile cât şi opinia publică au

devenit mult mai sensibile în ceea ce priveşte activităţile petroliere şi miniere, chiar dacă

industria gazelor naturale per se nu are un caracter poluant în sensul comun al termenului.

Lucrările petroliere desfăşurându-se în zone rurale, la nivelul comunităţilor locale nu există

încă percepţia corectă a avantajelor pe care le aduce realizarea unor investiţii noi, iar organele

locale întârzie uneori în mod nejustificat eliberarea autorizaţiilor de construire. O problemă

aparte o reprezintă accesul la terenurile necesare săpării sondelor sau efectuării intervenţiilor

la sondele existente şi a terenurilor pe care se amplasează facilităţile de producţie şi transport

gaze naturale. Deşi Legea petrolului nr. 238/2004 instituie o servitute legală cu privire la

accesul la terenurile necesare desfăşurării operaţiunilor petroliere, în realitate proprietarii

terenurilor de multe ori obstrucţionează accesul sau cer sume foarte mari sub formă de chirii

sau rente.”

D. Stratum Energy51

Stratum Energy este o companie de explorare şi producţie din Houston, Statele Unite ale

Americii. Stratum Energy a început producția de petrol și gaze în septembrie 2014 la zăcământul

Poduri, parte a concesiunii sale Moineşti din judeţul Bacău, preluată în anii 2008-2009 de la

Lotus Petrol (fost Toreador).

Stratum Energy a investit în România pentru a demara producția comercială şi anticipează

continuarea investițiilor semnificative în sectorul de explorare și dezvoltare legat de concesiunea

Moineşti. Compania a construit un sistem de foraj bazat pe tehnologie de ultimă generaţie în anul

2014 și ar mai putea finaliza până la 8 sonde suplimentare.52

Stratum Energy se află în stadiul inițial al executării unui plan de dezvoltare a zăcămintelor și a

depus în 2015 studiul respectiv la ANRM, având aşteptări ca producția să crească la peste 1 mil.

mc/zi în prima jumătate a anului 2015.

E. Raffles Energy SRL53

Raffles Energy este o întreprindere înregistrată în România, filială a grupului Raffles, o

companie privată de explorare și producție cu sediul central la Londra în Marea Britanie, care

activează în domeniul operaţiunilor petroliere şi al investiţiilor de portofoliu în Europa şi Bazinul

Mediteranean.

Raffles Energy este specializată în aplicarea de tehnologii moderne şi soluţii creative de

dezvoltare care conduc la valorificarea potenţialului de hidrocarburi al proiectelor de tip

”brownfield”, cum sunt punerea în producţie a acumulărilor marginale economic şi creşterea

eficienţei în exploatare a zăcămintelor mature.

51

http://www.stratum-energy.com/about-moinesti/. 52

http://www.ropepca.ro/articole/stratum-energy/30/. 53

[...]


91

Raffles Energy este titular al mai multor acorduri petroliere în România şi operează un portofoliu

complex de activităţi upstream pe întreg ciclul de explorare-dezvoltare-producţie-comercializare

a gazelor naturale. De asemenea, Raffles Energy este un producator de energie electrică şi

operator a două centrale de generare de electricitate prin soluţia “gas-to-power”.

Compania are în exploatare patru zăcăminte de producţie şi două aflate în faza de exploatare

experimentală.



[...] „Pentru producerea de gaze naturale întâmpinăm numeroase obstacole întrucât, deşi există

reglementări, amplasarea sondelor şi a conductelor de transport se face pe terenuri proprietate

particulară şi preţurile de închiriere sau cumpărare sunt sălbatice, fără ca autorităţile locale

sau centrale să ajute în vreun fel. În acelaşi timp se percep foarte multe taxe pentru fiecare

operaţiune tehnică necesară săpării sondelor.

Sunt foarte interpretabile condiţiile de mediu invocate sau apropierea de arii protejate „Natura

2000”, iar timpul necesar pentru o aprobare este mult prea mare.”


în România:

[...]

„- Birocraţia este foarte extinsă, sunt prea multe avize şi aprobări, unele inutile, care consumă

foarte mult timp. Publicitatea negativă şi total neproductivă promovată de către cei care habar

nu au despre activitatea din industria extractivă, despre problemele şi riscurile acestei activităţi

dar care, din nefericire, emit păreri şi chiar sunt formatori de opinie au dus la apariţia unei

păreri preconcepute în rândul populaţiei. (...) din acest motiv, în prezent, în România, cu greu se

mai poate intra undeva cu vreun utilaj de prospectare sau de foraj fără a declanşa scandaluri şi

discuţii interminabile şi contradictorii. Oamenii nu mai sunt dispuşi să-şi închirieze terenurile

sau să le vândă decât pe sume fabuloase, inacceptabile, care concurează adeseori costurile de

săpare efectivă a unei sonde. Considerăm că nici legislaţia în domeniu nu ne ajută cu nimic.

- Trebuie simplificată procedura de obţinere a avizelor şi aprobărilor pentru săparea sondelor,

punerea lor în producţie şi exploatarea acestora.

- Sunt necesare termene foarte precise de obţinere a aprobărilor de lucru precum şi pentru

asocieri, concesiuni etc.

- Legislaţia privind exproprierea să fie mult mai fermă.”

F. Foraj Sonde SA54

Foraj Sonde Craiova, este o companie cu capital integral privat, membră a grupului Bega, listată

la Bursa de Valori Bucureşti, [...].

54

[...]


92

Compania efectuează, în principal, activităţi conexe producţiei şi comercializării gazelor

naturale, oferind servicii de foraj onshore pentru industria de petrol şi gaze, precum şi servicii de

transport şi mentenanţă a echipamentului de foraj.

Foraj Sonde este titular al unui acord de concesiune de dezvoltare-exploatare petrolieră aprobat

în anul 2008, care are ca obiect dreptul de a executa operaţiuni petroliere într-un singur

perimetru, valabil 30 de ani.

Compania nu este co-titular al unor acorduri împreună cu alte companii şi nu operează zăcăminte

aflate în faza de explorare-dezvoltare.

G. Hunt Oil Company of Romania SRL55

Aceasta este o o societate cu capital privat, controlată de Hunt Oil Company Overseas, S.U.A.

Societatea deţine acorduri de concesiune pentru 18 perimetre de explorare, dezvoltare și

exploatare petrolieră şi are 2 perimetre aflate în faza de explorare-dezvoltare-exploatare.

4.1.4 Situaţia producţiei de gaze naturale în perioada 2012 - 2016

Dintre companiile anterior menţionate, cei mai importanţi producători din România sunt

reprezentaţi de Romgaz şi OMV Petrom, aceştia deţinând cca. 95% din cantitatea totală extrasă

de gaze naturale.

În tabelul următor, este prezentată evoluţia anuală a volumului de gaze naturale extrase de

producătorii activi pe piaţa din România.

Grafic nr.5

Sursa: date ANRE

Cantitatea totală de gaze naturale extrasă în România s-a situat pe un trend ascendent în perioada

2012-2015, înregistrându-se o creştere de cca. 3,5%. Această creştere a fost determinată, în cea

mare parte, de majorarea producţiei micilor producători, aceştia înregistrând cumulat o majorare

cu 55% a producţiei realizate în perioada de analiză. În acelaşi interval, cantitatea de gaze

naturale extrasă de cei mai importanţi producători din România (Romgaz şi OMV Petrom) a fost

relativ constantă, situându-se în intervalul 58,4 – 59,4 mil. MWh la Romgaz şi în intervalul 54,3

55

[...]

116

117 119

120

107

100

105

110

115

120

125

2012 2013 2014 2015 2016

Mili

oan

e M

Wh

Cantităţile anuale de gaze naturale extrase de producători din perimetrele de producţie


93

– 55,9 mil. MWh, în cazul OMV Petrom. În anul 2016 dinamica înregistrată în perioada

anterioară s-a modificat substanţial, în sensul în care s-a înregistrat o scădere a producţiei cu

11%. Această evoluţie a fost influenţată semnificativ de scăderea producţiei Romgaz cu circa

24% faţă de anul 2015. Evoluţia cantităţilor anuale de gaze naturale extrase de producătorii din

România, în perioada 2012 – 2016, este ilustrată în graficul nr.6:

Grafic nr. 6

Sursa: date ANRE

Având în vedere cantităţile de gaze naturale extrase în România, au rezultat următoarele ponderi

deţinute de fiecare dintre companiile producătoare în totalul producţiei naţionale:

59.3 59.2 59.4 58.4 44.3

54.3 54.6 55.9 55.5

55.9

2.9 3.1 4.1 6.5

6.7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2012 2013 2014 2015 2016

Mili

oan

e M

Wh

Cantităţile anuale de gaze naturale extrase din perimetrele de producţie de producători

Romgaz

OMV Petrom

Alţii (Amromco Energy, Stratum Energy, Foraj Sonde, Lotus Petrol, Raffles Energy, Hunt Oil)


94

Grafic nr.7

Sursa: date ANRE

* Lotus Petrol a realizat numai în anul 2012 o producţie de 2816 MWh, având o cotă de piaţă de cca. 0,002%.

După cum se poate observa din graficul de mai sus, cei mai importanţi producători au fost

Romgaz şi OMV Petrom, aceştia deţinând ponderi cumulate din totalul producţiei extrase anual

ce s-au situat pe un trend descendent, cu o variaţie cuprinsă între 97,54% (în anul 2012) şi

93,75% (în anul 2016). Comparând ponderile deţinute în totalul volumelor de gaze naturale

extrase anual de fiecare dintre primii doi producători, se observă că în cazul Romgaz, în perioada

2012-2015, evoluţia indică o scădere în timp ce în cazul OMV Petrom avem o evoluţie

aproximativ liniară. Aşadar se constată că, în perioada 2012-2015, a existat o tendinţă de

diminuare a ecartului dintre ponderile deţinute de fiecare dintre primii doi producători în totalul

cantităţilor de gaze extrase anual. Aşa cum s-a evidenţiat anterior diminuarea ponderii Romgaz

în totalul cantităţilor de gaze naturale extrase anual s-a realizat pe fondul majorării cantităţilor

extrase de micii producători. În anul 2016 a avut loc o inversare a ierarhiei la nivelul celor doi

mari producători pe fondul unei scăderi a ponderii deţinute de Romgaz în totalul cantităţilor

extrase de 7 pp faţă de 2015 şi a unui avans de 6 pp în cazul OMV Petrom.

În acelaşi timp, în ceea ce priveşte evoluţia cantităţii extrase de ceilalţi producători, este de

remarcat situaţia Amromco Energy care, în perioada de analiză, şi-a mărit producţia anuală de

gaze naturale şi, de la o pondere de 2,15% din producţia totală obţinută în anul 2012, a înregistrat

o cotă de 3,95% în anul 2016. Prin urmare, segmentul producţiei de gaze naturale poate fi

caracterizat printr-un grad foarte ridicat de concentrare.

În graficul nr.8 este redată evoluţia volumelor de gaze naturale livrate pe piaţă de producătorii

din România. Trebuie precizat faptul că situaţia grafică de mai jos a rezultat în urma cumulării

cantităţilor totale de gaze naturale livrate de producătorii activi în România, incluzând şi

cantităţile livrate de OMV Petrom şi Romgaz către sucursalele proprii.

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

2012

2013

2014

2015

2016

2012 2013 2014 2015 2016

Romgaz 50.94% 50.63% 49.72% 48.51% 41.46%

OMV Petrom 46.60% 46.72% 46.83% 46.13% 52.29%

Amromco Energy 2.15% 2.40% 2.75% 3.30% 3.95%

Stratum Energy 0.00% 0.00% 0.48% 1.86% 2.01%

Foraj Sonde 0.08% 0.13% 0.16% 0.16% 0.12%

Lotus Petrol 0.002% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

Raffles Energy 0.22% 0.12% 0.05% 0.04% 0.04%

Hunt Oil 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.12%

Ponderea fiecărui producător de gaze naturale în totalul producţiei realizate în România


95

Grafic nr. 8

Sursa: date ANRE

* în anul 2012, pe piaţa cu amănuntul, livrările realizate de OMV Petrom (către sucursalele proprii) şi de

operatorul Romgaz conţin şi cantităţi de gaze naturale din surse externe, deoarece raportările au fost efectuate în

conformitate cu metodologia de monitorizare aplicabilă la acea dată, iar cantităţile realizate nu erau defalcate pe

surse de provenienţă, respectiv gaze din producţia internă şi gaze din surse externe.

Defalcarea cantităţilor de gaze naturale livrate în România, în funcţie de livrările efectuate de

producătorii din România, este prezentată în graficul de mai jos:

Grafic nr. 9 – Cantităţile totale anuale de gaze naturale din producţia internă livrate de

producători

[...]

Sursa: date ANRE

* Aceste cantităţi includ şi consumurile interne ale OMV Petrom (sucursale şi CCPP Brazi) şi Romgaz (CET Iernut

şi CTE Cojocna), care nu sunt comercializate în piaţă.

Având în vedere faptul că volumele de gaze naturale livrate de cei doi mari producători din

România, respectiv OMV Petrom şi Romgaz, conţin şi cantităţile livrate pentru consumurile

interne ale sucursalelor acestora, cantităţi care nu sunt comercializate în piaţă, în graficul de mai

jos aceste cantităţi au fost excluse, iar situaţia prezentată cuprinde cantităţile furnizate efectiv pe

piaţă de producătorii din România:

Grafic nr. 10 - Cantităţile totale anuale de gaze naturale din producţie comercializate de

producători [...] Sursa: date ANRE

*în anul 2012 la Romgaz nu apar diferenţe de cantitate pentru că nu fuseseră preluate încă CET Iernut şi CTE

Cojocna

Cantităţile prezentate în graficul nr.10 provin din livrările efectuate de producătorii din România

atât din producţia internă curentă, cât şi din vânzarea cantităţilor extrase din înmagazinare.

Cantităţile provenite din producţia curentă deţin cea mai mare pondere din totalul cantităţilor

anuale livrate pe piaţă (peste 90% în fiecare an).

107

110 110

112

101

94

96

98

100

102

104

106

108

110

112

114

2012 2013 2014 2015 2016

Mili

oan

e M

Wh

Cantităţile totale anuale de gaze naturale din producţia internă livrate de producători


96

Situaţia anuală a ponderilor deţinute de sursele de gaze naturale livrate pe piaţă de producătorii

din România, din producţia internă, este prezentată în graficul de mai jos:

Grafic nr. 11

Sursa: date ANRE

Pe fondul creşterii în totalul vânzărilor de gaze naturale din producţia internă, a cantităţilor

comercializate din înmagazinare, de la 2% la 10%, volumele livrate pe piaţă din producţia

curentă s-au situat pe un trend descendent [...]. Cantităţile anuale puse pe piaţă din producţia

internă şi din înmagazinare au înregistrat valorile prezentate în graficul de mai jos:

Grafic nr. 12 – Cantităţile anuale de gaze naturale din producţia internă comercializate de

producători, defalcate pe producţia internă curentă şi cantităţi extrase din înmagazinare

[...]

Sursa: date ANRE

Cei doi mari producători din România, OMV Petrom şi Romgaz, deţin ponderea covârşitoare atât

din punct de vedere al cantităţilor livrate din producţia curentă prezentată mai sus, cât şi din

punct de vedere al cantităţilor extrase din înmagazinare. Dintre ceilalţi producători activi în

România, Amromco Energy, Foraj Sonde şi Stratum Energy au înregistrat în perioada de analiză

creşteri ale volumelor extrase şi comercializate, acestea fiind însă net inferioare celor realizate de

cei doi producători tradiţionali. În acelaşi timp, trebuie menţionat şi faptul că întreaga cantitate

din înmagazinare a fost comercializată de OMV Petrom şi Romgaz, micii producători realizând

vânzări de gaze naturale numai din producţia curentă.

Grafic nr.13 - Cantităţile anuale de gaze naturale din producţie internă comercializate de OMV

Petrom şi Romgaz, defalcate pe producţie internă curentă şi cantităţi extrase din înmagazinare. [...] Sursa: date ANRE

În graficul nr.13 sunt prezentate volumele de gaze naturale livrate de cei mai importanţi

producători din România. Ambii producători au înregistrat, în perioada analizată, scăderi ale

cantităţilor de gaze naturale din producţia curentă livrate pe piaţă, de circa 9% în cazul OMV

Petrom şi mai accentuată în cazul Romgaz (de circa 20%). Scăderea majoră a cantităţilor pe care

Romgaz le comercializează pe piaţă din producţia curentă a avut loc în perioada 2012-2013

(14%), [...] ca urmare a faptului că în 2013 au fost preluate centralele, Iernut şi Cojocna al căror

consum de gaze este asigurat din producţia curentă realizată de Romgaz.

98.2% 93.9% 90.5% 90.5%

2% 6% 9.5% 9.5%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2012 2013 2014 2015

Ponderea cantităţilor anuale de gaze naturale din producţie internă comercializate de producători, defalcate pe producţie internă curentă şi cantitati

extrase din înmagazinare

Curent Înmagazinare


97

Cantităţile de gaze naturale rezultate în urma activităţii de producţie au fost comercializate de

producători atât în sectorul reglementat, cât şi în cel concurenţial. Dezvoltarea procesului de

liberalizare a pieţei şi-a pus amprenta asupra evoluţiei volumelor de gaze naturale comercializate

în cele două sectoare menţionate, trendul de creştere a sectorului concurenţial în detrimentul

celui reglementat fiind demonstrat de cantităţile tranzacţionate în cadrul fiecăruia dintre acestea.

În graficul ce urmează sunt prezentate volumele de vânzări de gaze naturale realizate de fiecare

dintre producătorii din România, precum şi volumul total al gazelor naturale livrate pe piaţă de

producători:

Grafic nr. 14 - Cantităţile anuale de gaze naturale din producţia internă comercializate de

producători defalcate pe sector reglementat şi sector concurenţial

[...]

Sursa: date ANRE

4.1.5 Perspective în activitatea de producţie

[...]

Pentru perioada 2017-2025, ANRM56

nu are fundamentat un program pentru scoaterea la licitaţie

a unor perimetre de exploatare. În acest moment este pregătită Runda a XI-a de licitaţie publică

cu un număr de 28 de perimetre de explorare (6 perimetre offshore şi 22 perimetre onshore).

Această rundă urmează să fie lansată după clarificarea şi adoptarea legii impozitului petrolier,

aflată în lucru la Ministerul Finanţelor.

Referitor la zona Mării Negre, estimările pornite de la stadiul realizării operaţiunilor petroliere şi

a rapoartelor depuse de titularii de acorduri petroliere se referă la primele producţii de gaze din

perimetrul XIII Pelican şi XV Midia în trimestrul I al anului 2018 [...]. În ceea ce priveşte

descoperirile făcute de Lukoil Overseas Atash BV Panatlantic Petroleum Ltd şi Romgaz în

perimetrul Trident, conform analizelor făcute cu titularii la finalizarea fazei curente, în 2018,

aceştia vor declara intrarea sau nu în faza de dezvoltare, astfel că primele producţii ar putea să

apară în 2021-2022 [...].

În perimetrul Neptun, OMV Petrom şi ExxonMobil au finalizat, în ianuarie 2016, cea de-a doua

campanie de foraj de explorare, care a inclus săparea a șapte sonde în total, majoritatea indicând

prezenţa gazelor naturale, precum și testarea cu succes a unei sonde pe structura Domino.

Programul a necesitat investiţii totale de peste 1,5 mld. USD începând din 2008. Potrivit

informaţiilor comunicate de ANRM57

, cea mai importantă descoperire din Marea Neagră este cea

declarată de titularii OMV Petrom şi Exxon Mobile Exploration and Production România

Limited în perimetrul Neptun, estimată cu resurse geologice de gaze naturale de 40.000 – 80.000

mil. mc. Titularii sunt în faza de analiză, urmînd să declare la finalul anului 2018 dacă

zăcământul este comercial şi dacă intră sau nu în faza de dezvoltare. Se estimează că dacă se va

intra în faza de dezvoltare, producţia de gaze naturale din acest perimetru va începe la finalul

anului 2022, cu o producţie estimată de 6.000 mil. mc/an.

56

[...] 57

[...]


98

4.2 Importul gazelor naturale

Consumul de gaze naturale din România a fost acoperit în perioada 2012-2015 din două surse:

producţia internă şi import. În ceea ce priveşte importurile, Federaţia Rusă constituie principala

sursă de provenienţă a acestora, iar cele mai importante cantităţi (între 84%-96%) au fost livrate

prin intermediul următoarelor companii: [...]

Importul de gaze naturale în România se realizează prin cele trei puncte de interconectare

transfrontalieră ale SNT:

- Medieşul Aurit (importuri Ucraina), situat în zona de nord ţării, ce are o capacitate anuală

de import de 42,52 TWh;

- Csanadpalota (importuri Ungaria), situat în zona de vest a ţării, ce are o capacitate anuală

de import de 18,1 TWh;

- Isaccea (importuri Ucraina), situat în zona de est a ţării, ce are o capacitate anuală de

import de 93,54 TWh.

Sistemul naţional de transport al gazelor naturale din România este de asemenea interconectat cu

cel din Bulgaria (Giurgiu – Ruse) şi cu cel din Republica Moldova (Iaşi-Ungheni).

Paradoxal, România a importat cantităţi semnificative de gaze naturale atunci când preţurile

acestora erau semnificativ mai mari faţă de preţurile gazelor din producţia internă, pentru ca

ulterior, în perioada în care preţurile gazelor din import au intrat pe un trend descendent, să se

diminueze şi cantităţile importate. Elementul determinant a fost, aşa cum se va arăta în cele ce

urmează, consumul naţional de gaze.

Graficul de mai jos ilustrează evoluţia preţului mediu al gazelor naturale ce au fost importate în

România. După cum se poate observa, preţul a crescut semnificativ în perioada 2010 – 2012, cu

circa 34%, urmând ca în următorii trei ani să se reducă de la nivelul de 142,89 lei/MWh până la

valoarea de 109,81 lei/MWh, ceea ce a însemnat o reducere de 30,1%.

Grafic nr. 15

Sursa: Rapoarte anuale ANRE

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2011 2012 2013 2014 2015 2016

118.93

142.89 124.73 119.34

109.81

69.68

lei/

MW

h

Preţul mediu al gazelor naturale din import


99

Deşi, pe fondul reducerii preţului gazelor din import, ar fi fost de aşteptat o creştere a cantităţilor

intrate în ţară din surse externe, acest lucru nu s-a întâmplat. Cauza principală a fost reprezentată

de scăderea consumului total de gaze naturale din România, care a influenţat în mod direct

volumul importurilor, în condiţiile în care, până în anul 2016, a existat decalajul dintre preţurile

gazelor din import faţă de cele ale gazelor din producţia internă. Mai exact, ajustarea ofertei de

gaze naturale pe piaţa naţională, în funcţie de contracţia cererii, s-a realizat pe seama scăderii

cantităţilor importate.

Din graficul de mai jos se poate desprinde trendul descendent pe care s-au situat importurile în

perioada de analiză, precum şi cantităţile anuale totale de gaze naturale importate la nivel

naţional:

Grafic nr. 16

Sursa: date ANRE

Trebuie precizat faptul că destinaţia cantităţilor de gaze naturale prezentate anterior poate fi

reprezentată atât de consumul curent al unor consumatori (indiferent de natura acestora:

industriali sau casnici), cât şi de depozitele de înmagazinare din România, de unde urmează să

fie extrase tot pentru consum, într-o perioadă ulterioară.

Companiile din România care au importat direct gaze naturale, precum şi cantităţile (exprimate

în MWh) sunt prezentate în tabelul de mai jos:

Tabel nr. 3

[...]

După cum rezultă din datele prezentate anterior, un număr de 19 companii au realizat în perioada

de analiză importuri în România. În funcţie de destinaţia gazelor naturale importate se disting

două mari categorii: companii care importă pentru consumul propriu (consumatori care au

licenţă de furnizare) şi companii care importă în scopul revânzării.

Din prima categorie, cei mai importanţi importatori sunt [...]. Cantităţile cumulate importate de

aceştia au deţinut ponderi fluctuante în volumul total al importurilor, care au urcat de la 21,62%

în anul 2012 până la 30,96% în 2014, urmând ca în anii 2015-2016 să sufere o scădere

semnificativă, până la 4,53%, respectiv cca 1,5% din total importuri.

30.72

16.99

8.47

2.18

15.94

0

5

10

15

20

25

30

35

2012 2013 2014 2015 2016

Mili

oan

e M

Wh

Cantităţile de gaze naturale importate în România


100

În cea de-a doua categorie, cele mai importante cantităţi importate în perioada 2012 – 2016 au

aparţinut [...].

În graficul următor este prezentată evoluţia ponderilor deţinute de producători şi de importuri, în

funcţie de cantităţile de gaze naturale disponibile pe piaţa din România din sursele producţie

extrasă şi importuri.

Grafic nr. 17

Sursa: date ANRE

După cum se poate observa, principala sursă de gaze naturale pentru consumatorii din România a

fost reprezentată de cei doi mari producători, respectiv Romgaz şi OMV Petrom. Pe fondul

reducerii volumului importurilor de gaze naturale, în perioada 2012-2015, de la o cotă 21% la

2%, cotele de piaţă ale celor doi producători au evoluat în această perioada pe un trend crescător.

Astfel, Romgaz şi-a majorat cota de piaţă de 40% deţinută în anul 2012 la 48% în anul 2015. În

acelaşi timp, OMV Petrom a înregistrat o majorare a cotei de piaţă deţinute cu 8 puncte

procentuale, ajungând să deţină în anul 2015 un procent de 45% din totalul surselor la nivel

naţional.

Evoluţia anului 2016 a preţului gazelor naturale din import, care a înregistrat un trend

descendent, ajungând la niveluri comparabile cu preţul gazelor din producţia internă, a condus la

o creştere a cantităţilor importate. Astfel, având în vedere schimbările survenite pe piaţa gazelor

naturale în anul 2016, respectiv alinierea preţurilor şi menţinerea la un nivel scăzut a cererii, se

constată că importurile exercită o presiune concurenţială din ce în ce mai mare asupra producţiei

interne, fapt care ar putea determina o diluare a puterii de piaţă a producătorilor români.

4.3 Evaluarea segmentului producției de gaze naturale din România prin intermediul

Indicelui Agregat de Presiune Concurențială

Evoluția gradului de concentrare pe piața producției de gaze naturale din România

37%

40%

2%

21%

41%

44%

2%

13%

44%

46%

3% 7%

45%

48%

5% 2%

46%

36%

5%

13%

Ponderea surselor de gaze naturale existente la nivelul pieţei (2012-2016)

OMV Petrom Romgaz Alţi producători Importuri


101

În general, evaluarea numerică a gradului de concentrare a unei piețe se realizează prin

calcularea unor indicatori care au la bază cotele de piață ale participanților58

. În cele ce urmează,

vom analiza gradul de concentrare a pieței producției de gaze naturale din România prin prisma

câtorva rate de concentrare și folosind indicele Herfindahl-Hirschman.

Ratele de concentrare Notate CRn, ratele de concentrare se calculează ca sumă a cotelor de

piață individuale pentru primii n participanți pe o piață. Date fiind particularitățile piețelor de

gaze naturale analizate în cadrul investigației sectoriale, în cele ce urmează vom folosi indicatorii

CR2 și CR4. Astfel, indicatorul CR2 va reprezenta suma cotelor primilor doi participanți pe

piață, în timp ce indicatorul CR4 va fi calculat ca sumă a cotelor de piață pentru primele patru

societăți în perioada analizată. O rată de concentrare mai ridicată indică o mai mare apropiere a

pieței analizate de modelul oligopolului, accentuând temerile autorităților de concurență în ceea

ce privește existența și impactul unor eventuale comportamente anticoncurențiale pe piață.

Indicele Herfindahl-Hirschman Notat HHI, acesta este indicatorul cel mai frecvent utilizat

de către autoritățile de concurență pentru evaluarea gradului de concentrare a unei piețe. HHI se

calculează ca sumă a pătratelor cotelor de piață ale tuturor participanților, ceea ce înseamnă că

indicatorul se poate situa între valori foarte mici, apropiate de zero (pentru piața cu concurență

perfectă) și 10.000 (pentru cazul monopolului). Modalitatea de calcul a HHI implică faptul că

acest indicator acordă o importanță sporită întreprinderilor care au cote mai mari de piață

În ceea ce privește catalogarea piețelor din punct de vedere al concentrării măsurate prin prisma

HHI, Comisia Europeană consideră că HHI<1.000 indică o piață slab concentrată,

1.000<HHI<2.000 indică o piață cu concentrare medie, în timp ce valori HHI>2.000 sunt

asociate piețelor puternic concentrate59

. La fel ca mai sus, piețele cu un grad mai ridicat de

concentrare sunt văzute a fi mai expuse la apariția comportamentelor anticoncurențiale, iar în

cazul în care astfel de comportamente apar pe piață, efectele lor negative asupra consumatorilor

sunt considerate a fi mai nocive.

În cele ce urmează, analiza gradului de concentrare va avea în vedere cotele de piață ale

jucătorilor calculate în funcție de cantitatea de gaze naturale produsă/importată, iar nu valoarea

acesteia. Această abordare ține cont de faptul că nu sunt disponibile informații suficient de

precise cu privire la valoarea monetară totală a pieței, dar și de faptul că produsul avut în vedere

este unul cu omogenitate ridicată, ceea ce crește relevanța cotelor de piață calculate în funcție de

cantitate.

Evaluarea gradului de concentrare ține cont atât de producătorii autohtoni de gaze naturale, cât și

de societățile care au realizat importuri, societăți care activează la același palier (primar) al

sectorului gazelor naturale pe care sunt prezenți și producătorii locali.

Figura nr.1 prezintă evoluția gradului de concentrare pe piața producției de gaze naturale din

România în perioada 2013-2016. Se remarcă astfel nivelul foarte ridicat al concentrării pe

parcursul întregii perioade analizate, consecință a prezenței pe această piață a doi jucători de

dimensiuni foarte ridicate, dar și apropiate (cei doi producători autohtoni, Romgaz și OMV

Petrom).

58

Cota de piață, în general determinată atât din punct de vedere cantitativ, cât și valoric, este considerată a fi un bun

indicator al puterii de piață al întreprinderilor. 59

Din perspectiva autorităților de concurență din Statele Unite, pragurile HHI relevante sunt 1.500 și 2.500, fapt

pentru care piețele cu concentrare medie sunt considerate cele cu valori ale HHI între 1.500 și 2.500, în timp ce

valori HHI>2.500 sunt asociate piețelor puternic concentrate.


102

Mai mult decât atât, între anii 2013 și 2015, gradul de concentrare a pieței, exprimat atât prin

intermediul HHI, cât și a celor două rate de concentrare, crește constant [...].

Ulterior, pe fondul creșterii semnificative a cantităților importate din anul 2016 (aproximativ 16

milioane MWh, față de doar circa 2 milioane MWh în anul anterior), gradul de concentrare a

pieței înregistrează o scădere importantă, în special ca urmare a expansiunii importurilor [...]. Cu

toate acestea, gradul de concentrare a pieței producției de gaze naturale din România rămâne

foarte ridicat, indiferent de indicatorul utilizat în această evaluare: HHI>3000, CR2>80%,

CR4>90%.

Figura nr.1 - Evoluția anuală a câtorva indicatori ai gradului de concentrare pentru producția de

gaze naturale, 2013-2016

Sursa: prelucrări proprii ale datelor obținute de la participanții la piață

Date fiind cele de mai sus, este evident faptul că piața producției de gaze naturale din România a

fost una extrem de concentrată în intervalul analizat (2013-2016). Această piață își va păstra

probabil caracterul duopolist și în perioada următoare, ceea ce necesită continuarea monitorizării

din partea autorității de concurență.

Evaluarea producției de gaze naturale din România prin intermediul Indicelui Agregat de

Presiune Concurențială

Analiza gradului de concentrare a unei piețe este foarte importantă din punct de vedere

concurențial. Cu toate acestea, pentru obținerea unei cât mai bune imagini de ansamblu,

autoritățile de concurență evaluează deseori anumite domenii de activitate din mai multe

perspective. În cele ce urmează, extindem analiza gradului de concentrare realizată asupra

producției de gaze naturale din România prin evaluarea unor elemente suplimentare cu relevanță

concurențială.

În cadrul raportului din anul 2013 privind evoluția concurenței în sectoare cheie60

, Consiliul

Concurenței a prezentat un nou instrument de analiză a industriilor din economia națională.

60

Raport disponibil pe site-ul autorității de concurență, la adresa:

www.consiliulconcurentei.ro/uploads/docs/items/id9017/concurenta_in_sectoare_cheie_2013.pdf

86.7% 89.6% 92.5% 80.2%91.1% 94.3% 97.9% 91.6%

3,807 4,086

4,299

3,311

0%

20%

40%

60%

80%

100%

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

2013 2014 2015 2016

CR

2/4

HH

I

CR2 CR4 (axa din dreapta) HHI (axa din stanga)


103

Indicele Agregat de Presiune Concurențială (în continuare, IAPC) măsoară gradul în care un

anumit domeniu se apropie de o situație ideală, care facilitează pe deplin manifestarea liberă a

concurenței, în interesul consumatorilor.

Indicele agregat cuantifică înclinarea spre concurență a industriilor analizate pe baza unui set de

20 de indicatori specifici, folosiți în mod uzual de autoritățile de concurență. Fiecare indicator

urmărit este evaluat pe o scală, prin prisma informațiilor disponibile intern la nivelul Consiliului

Concurenței.

Trebuie subliniat faptul că IAPC are o cuprindere generală, la nivel de industrie și din

perspectivă națională, în timp ce cazurile investigate de Consiliul Concurenței au în vedere

situații concrete existente la nivelul piețelor relevante, de multe ori definite local. Se poate

considera deci că IAPC furnizează o imagine de ansamblu a presiunii concurențiale la nivel de

industrie națională, folosind ca punct de plecare substituibilitatea la nivelul ofertei, în timp ce

cazurile instrumentate de autoritatea de concurență se axează asupra piețelor relevante (ale

produsului sau din perspectivă geografică), definite în sens restrâns, deseori în funcție de

substituibilitatea la nivelul cererii.

Drept urmare, IAPC este menit să arate gradul în care industriile naționale analizate se apropie

de o situație ideală, care facilitează pe deplin manifestarea liberă a concurenței, dar nu măsoară

(și nici nu își propune să măsoare) intensitatea concurenței efective de pe piețele ce compun

aceste industrii naționale. De altfel, concurența se manifestă cu intensitate diferită pe fiecare

piață în parte, în funcție de condițiile concrete existente pe fiecare dintre acestea.

Date fiind cele de mai sus, devine evident faptul că IAPC indică înclinarea spre concurență (sau

presiunea concurențială) la un nivel mai vast, de industrie națională, iar nu concurența efectivă la

nivelul unei anumite piețe. De aceea, indicele agregat nu poate afecta în vreun fel analizele pe

care Consiliul Concurenței le realizează în cadrul investigațiilor efectuate în baza prerogativelor

oferite de lege, cazurile investigate de autoritatea de concurență vizând eventuale comportamente

ce se manifestă în cadrul restrâns al unor piețe relevante bine definite.

În ceea ce privește producția de gaze naturale din România, evaluarea se referă la anul 2016 și

are în vedere atât producătorii autohtoni de gaze naturale, cât și societățile care au realizat

importuri de gaze, pe considerentul că importatorii activează pe același palier primar al

sectorului cu producătorii și exercită presiune concurențială asupra acestora.

Evaluarea barierelor la intrarea pe piață reprezintă un prim pas important în analiza autorităților

de concurență, acest indicator fiind considerat cvasi-unanim în literatură drept unul esențial din

punct de vedere concurențial61

. Date fiind particularitățile sectorului analizat, barierele la intrare

sunt apreciate drept ridicate, intrarea semnificativă pe piață depinzând fundamental de existența

unor zăcăminte de gaze naturale cu potențial de exploatare sau de existența unei surse externe

importante.

Mulți dintre factorii primari ce intră în compoziția IAPC sunt de natură structurală. Unul din cei

mai importanți dintre acești factori se referă la gradul de inovare ce caracterizează industria

analizată. În ceea ce privește producția de gaze naturale din România, inovarea (tehnologică, a

proceselor sau modelului de afaceri) nu pare să aibă un impact semnificativ. Un alt factor

structural important este reprezentat de omogenitatea produsului, perspectivă din care se

61

Din acest motiv, barierele la intrare reprezintă indicatorul cu cea mai ridicată pondere în construcția IAPC.


104

apreciază că oferta diferiților producători autohtoni de gaze naturale (cât și a importatorilor) este

similară, gazele oferite de jucătorii pe piață nefiind diferențiate semnificativ din punct de vedere

al atributelor sau calității.

Elasticitatea cererii în funcție de prețul produsului este un alt indicator important de natură

structurală. Dată fiind lipsa unor produse substituibile gazelor naturale, dar și stringența nevoilor

pe care consumul de gaze le satisface, atât pe palierul industrial, cât și pe cel casnic, cererea de

gaze naturale din România este apreciată ca având un caracter profund inelastic față de preț.

Existența pe piață a unor concurenți „rebeli”, atipici din diferite perspective (inovativi, care

adoptă procese sau modele de business diferite, cu impact asupra costurilor), reprezintă încă un

element important al analizei prin intermediul IAPC. În cadrul producției de gaze naturale nu se

remarcă existența unui concurent rebel de dimensiuni semnificative, deși între principalii

producători există anumite diferențe în ceea ce privește modelul de afaceri. De altfel, chiar și la

nivelul anului 2016, caracterizat de un import crescut de gaze naturale, cota de piață cumulată a

primilor doi importatori se ridică la aproximativ 10%, ceea ce reprezintă un sfert din cota de

piață a fiecăruia dintre cei doi mari producători locali.

Numărul întreprinderilor active în sectorul analizat este și el important. În domeniul producției

de gaze naturale din România avem de-a face cu un număr relativ limitat de producători și

importatori. În plus, se remarcă poziția foarte importantă pe piață, sensibil apropiată și stabilă în

timp a primilor doi producători locali. După cum am arătat deja, aceasta conduce la un grad

foarte ridicat de concentrare a pieței.

Din informațiile disponibile autorității de concurență, chiar dacă interacționează relativ frecvent

pe mai multe piețe (de exemplu, furnizarea de gaze naturale, producția de energie electrică,

foraje), între principalii concurenți activi în segmentul producției de gaze naturale nu există

legături structurale (de exemplu, societăți în comun, asocieri pentru participări comune la

licitații, dețineri încrucișate de acțiuni, acorduri de cooperare etc).

În ceea ce privește simetria costurilor, există anumite diferențe între principalii jucători, generate

în special de tipologia zăcămintelor aflate în exploatare, dar și de modalitatea de organizare a

societăților. Activitățile de marketing și comunicare ale principalilor concurenți pe piața

producției de gaze naturale din România sunt considerate drept limitate, mai ales prin raportare

la cifrele de afaceri ale societăților. În fine, față de anul 2015, cantitățile comercializate de

producătorii și importatorii de gaze naturale, atât din producția curentă, cât și din înmagazinare,

au crescut cu aproximativ 3%, pe fondul reducerii producției locale cu circa 10% și a creșterii

volumelor importate de la circa 2 milioane MWh în 2015 la aproximativ 17 milioane MWh în

2016. Evoluția cererii de gaze naturale a fost însă relativ predictibilă în perioada analizată, chiar

dacă aceasta prezintă fluctuații sezoniere.

Tabel nr. 4 - Evaluarea producției de gaze naturale din România, prin intermediul IAPC, la

nivelul anului 2016

Indicatorul

urmărit

Opțiunea aleasă pe scala în șapte puncte

Barierele la intrare Intrarea altor concurenți

este foarte dificilă

Intrarea altor concurenți

este foarte facilă

Inovarea Piața nu este deloc una

inovativă

Piața este una inovativă

iar inovația este de


105

impact

Omogenitatea

produsului

Produsele oferite de

concurenți sunt foarte

similare



diferite, mai ales

calitativ

Elasticitatea cererii

in funcție de preț

Cererea este foarte

inelastică

Cererea este foarte

elastică

Concurenții

„rebeli”

Pe piață nu există

concurenți „rebeli”

Pe piață există

concurenți „rebeli” de

dimensiuni mari

Numărul de

concurenți

Numărul concurenților este

foarte redus

Numărul concurenților

este foarte ridicat

Gradul de

concentrare

Gradul de concentrare este

foarte ridicat

Gradul de concentrare

este foarte redus

Simetria cotelor de

piață

Cotele de piață ale

principalilor concurenți

sunt foarte apropiate



sunt foarte diferite

Stabilitatea cotelor

de piață


principalilor concurenți nu

s-au modificat deloc



au fluctuat masiv

Interacțiunile pe

alte piețe

Principalii concurenți se

întâlnesc frecvent pe multe

alte piețe


întâlnesc doar pe piața

analizată

Legăturile

structurale

Există puternice legături

structurale între principalii

concurenți

Nu există niciun fel de

legături structurale între

principalii concurenți

Profitabilitatea

Principalii concurenți

înregistrează rate de profit

foarte ridicate


înregistrează rate de

profit foarte reduse sau

pierderi

Simetria costurilor Principalii concurenți au

costuri foarte apropiate

Principalii concurenți au

costuri foarte diferite

Marketing și

comunicare

Activitățile de marketing și

comunicare ale


sunt foarte limitate

Activitățile de marketing

și comunicare ale


sunt foarte intense

Transparența pieței Piața este foarte

transparentă Piața este foarte opacă

Evoluția cererii Cererea totală a crescut

masiv

Cererea totală a scăzut

masiv

Șocurile cererii Cererea este foarte stabilă

Cererea fluctuează (sau

poate fluctua) masiv de

la o perioadă la alta

Nivelul prețului

Prețul în România este

semnificativ mai mare

decât în alte țări


semnificativ mai scăzut


Asociațiile de

afaceri sau

patronale

Există o unică asociație de

afaceri sau patronală,

reprezentativă și foarte

influentă

Nu există asociații de

afaceri sau patronale sau

acestea nu sunt influente

Puterea de Cumpărătorii nu au deloc Cumpărătorii au foarte


106

negociere a

cumpărătorilor

putere de negociere mare putere de negociere

Date fiind scorurile indicate în Tabelul nr. 4, dar și categoriile de importanță din care fac parte

factorii incluși în analiză, valoarea IAPC determinată pentru producția de gaze naturale din

România este 31% în anul 2016.

Având în vedere că, prin construcție, IAPC poate lua valori până la 100%, iar valorile mai

ridicate indică o presiune concurențială mai importantă, putem spune că, în termeni absoluți,

valoarea înregistrată pentru producția de gaze naturale din România este una redusă. O

interpretare mai elocventă a valorii IAPC pentru producția de gaze naturale din România se

poate da însă prin comparație cu valorile calculate pentru alte industrii naționale. Astfel, având în

vedere 50 de industrii evaluate prin intermediul IAPC la nivelul anului 2016, producția de gaze

naturale este plasată în grupul industriilor caracterizate de o presiune concurențială redusă62,63,64

.

Cu toate acestea, trebuie remarcat faptul că valoarea IAPC aferentă producției de gaze naturale

din România a crescut cu 1,8pp față de anul 2015. Această evoluție a avut loc în special ca

urmare a reducerii prețului gazelor din import, care a condus la creșterea semnificativă a

cantităților de gaze importate, a redus oarecum gradul de concentrare a pieței (dar care a rămas

încă puternic concentrată), a afectat stabilitatea cotelor de piață ale principalilor jucători și este

posibil să fi crescut puțin puterea de negociere a cumpărătorilor, în special în fața producătorilor

autohtoni.

Chiar dacă nu este un salt uriaș față de valoarea anului 2015 (și este o evoluție generată de

factori preponderent exogeni), continuarea unei astfel de evoluții anuale ar fi privită pozitiv de

către Consiliul Concurenței. Autoritatea își propune continuarea evaluării prin prisma IAPC a

producției de gaze naturale din România, monitorizarea prin intermediul indicelui compozit

putând reflecta eventualele tendințe de accentuare sau diminuare a presiunii concurențiale în

domeniu.

4.4 Exporturile de gaze naturale

Exporturile de gaze naturale au început din anul 2013 şi s-au situat la cote modice, cauza

principală fiind lipsa unei infrastructuri adecvate şi necesitatea unui volum ridicat de investiţii

pentru dezvoltarea acesteia. Sistemul de transport din România a fost gândit cu scopul principal

de a asigura consumurile de gaze naturale la nivelul întregului teritoriu, în condiţiile în care acest

consum depăşea semnificativ nivelul producţiei interne.

Ca atare, România are o infrastructură de transport a gazelor naturale care funcţionează la

presiuni între 6 şi 35 bari (cu excepţia conductelor prin care se realizează transportul

internaţional - cele trei fire Isaccea – Negru Vodă) mult mai scazute faţă de presiunile sistemelor

de transport din ţările vecine.

62

Felul în care IAPC este construit permite comparații relevante între diversele industrii naționale evaluate. 63

Din grupul industriilor caracterizate de o presiune concurențială redusă mai fac parte domenii precum transportul

feroviar de călători, distribuția cu amănuntul a produselor farmaceutice, serviciile bancare asociate cardurilor de

debit și, separat, a celor de credit, serviciile notariale, producția și comercializarea cimentului. 64

Pentru detalii privind cele mai recente rezultate ale aplicării IAPC, cei interesați sunt îndrumați către raportul

Consiliului Concurenței privind evoluția concurenței în sectoare cheie ale economiei, disponibil pe site-ul autorității

de concurență (www.consiliulconcurentei.ro).


107

Consecinţa acestei caracteristici tehnice a SNT este aceea că pentru realizarea unei inversări a

circulaţiei fluxurilor de gaze dinspre România spre statele vecine se impun investiţii consistente

care nu se pot efectua fără atragerea de surse externe şi finanţare nerambursabilă (ca reper,

capitalizarea bursiera a Transgaz a variat în intervalul 530 – 600 mil. euro, iar necesarul de

investiţii conform planului de dezvoltare al companiei pe perioada 2014-2025 este de 1,51 mld.

euro).

Nu trebuie pierdut din vedere faptul că orice investiţie angajată de Transgaz, companie listată la

BVB, trebuie argumentată din perspectiva eficienţei ulterioare. Or, din acest punct de vedere, aşa

cum se va detalia la capitolul privind analiza activităţii de transport, calculele de eficienţă au în

vedere interesul pe care operatorii din piaţă îl manifestă pentru folosirea respectivei facilităţi a

infrastructurii şi perspectiva recuperării investiţiei.

Un alt aspect avut în vedere în decizia de abordare a unei investiţii pentru dezvoltarea

infrastructurii de transport este cel privitor la modul în care efortul investiţional se va repercuta

în preţul consumatorului final. Activitatea de transport a gazelor naturale este reglementată, ceea

ce presupune o recunoaştere a costurilor investiţionale în tarifele de transport, care trebuie însă

dozată ţinând cont de capacitatea de plată a consumatorului român.

Integrarea României în piaţa unică s-a realizat în baza unor angajamente de respectare a

cerinţelor politicii Uniunii Europene în domeniul energiei, inclusiv cele vizând realizarea unor

sisteme de transport integrate la nivel european, ca urmare a investiţiilor pentru dezvoltarea

interconectărilor cu sistemele de transport gaze naturale din ţările vecine.

Conflictul ruso-ucrainean, ce a condus la criza gazelor din anul 2009, a determinat regândirea

priorităţilor la nivel european cu accent pe asigurarea securităţii în funcţionare şi reducerea

dependenţei de importurile din Rusia. În acest scop, UE a stabilit ca fiind esenţială diversificarea

surselor de furnizare a gazelor naturale şi existenţa la nivelul fiecărui stat membru a minim două

surse diferite de provenienţă a gazelor naturale, iar pentru atingerea acestui obiectiv, construirea

interconectărilor bidirecţionale a devenit subvenţionată.

Conform reglementărilor europene, România trebuie să asigure fluxurile bidirecţionale pe fiecare

dintre punctele de interconectare. CE a declanşat o procedură de infringement pentru

neconformarea cu prevederile Regulamentului 994/2010 privind securitatea aprovizionării cu

gaze naturale.

Ulterior această procedură a fost închisă ca urmare a oferirii de servicii de capacitate de tip

backhaul (capacitate disponibilă de transport în sens invers faţă de curgerea fizică a gazelor

naturale într-un punct de interconectare al SNT cu un sistem de transport din statele membre UE)

de către FGSZ (Operatorul sistemului de transport din Ungaria).65

Începând din primăvara anului 2014, este posibil fluxul în sens invers fluxului fizic de gaze

naturale, în punctul de interconectare Csanadpalota, dinspre România spre Ungaria. Din datele

furnizate [...],66

capacitatea de export pentru punctul Csanadpalota este limitată tehnic la un nivel

anual de 921.648 MWh. Pentru a înlătura aceste restricţii de ordin tehnic sunt necesare investiţii

din partea Transgaz (pe partea română), pentru a putea ridica nivelul presiunii sistemului din

România de la 20 bari, la nivelul presiunii sistemului din Ungaria, de 40 bari.

65

Ordinul preşedintelui ANRE nr.12/2013 pentru aprobarea regulilor privinde prestarea serviciului de transport gaze

naturale de tip backhaul. 66 [...]


108

Limitări tehnice există şi pe interconexiunea cu Republica Moldova. Astfel, pentru punctul de

interconectare Iaşi – Ungheni, capacitatea tehnică de export67

este limitată la un nivel anual de

462.353 MWh. Pentru conducta Iaşi – Ungheni, cererea de gaze din Republica Moldova este

limitată la nivelul a câtorva localităţi adiacente conductei de interconectare din Republica

Moldova.

Un alt proiect major de interconectare a SNT este cel al gazoductului Giurgiu-Ruse, care asigură

conexiunea cu Bulgaria, şi care face parte din proiectul Bulgaria – România – Ungaria - Austria

(BRUA). Acesta va conecta reţelele de gaze naturale din cele patru state şi va asigura capacitatea

de export pentru gazele ce se vor extrage din Marea Neagră. Deşi, conform previziunilor iniţiale,

interconectorul Giurgiu – Ruse urma să fie finalizat în anul 2012, acesta a fost inaugurat în luna

noiembrie 2016.

În tabelul următor se regăsesc cantităţile de gaze naturale care au fost exportate din România în

perioada 2012 – 2016. Raportat la cantităţile extrase din producţia internă în consum, în

respectivii ani, se constată că exporturile au reprezentat circa 2% - 2,4% în anii 2013 şi 2014

pentru ca în anii 2015 şi 2016 să fie aproape inexistente.

Tabel nr. 5

An 2012 2013 2014 2015 2016

Cantitate exportată

(Mwh) - 1.376.304,72 2.451.690. 11.694,64 12.721,59 Sursa: date ANRE

Întreprinderile care au realizat exporturi de gaze naturale,68

în perioada 2013-2015, [...].

Comparând cu preţurile medii ale importurilor pe respectivii ani, se constată că exporturile s-au

realizat la preţuri mai mici faţă de acestea cu 27% în anul 2013 şi, respectiv, cu 18% în anul

2015.

Contracţia consumului de gaze la nivel naţional în paralel cu stabilizarea nivelului producţiei,

până la situaţia în care consumul să poată fi asigurat doar din producţia internă, au accentuat

necesitatea existenţei unei interconectări a SNT care să permită valorificarea gazelor din

producţia internă mai ales în contextul surselor potenţiale din Marea Neagră.

Principalii producători de gaze naturale au atenţionat de-a lungul timpului asupra necesităţii

înlăturării restricţiilor de export. Schimbarea raportului dintre cerere şi ofertă pe piaţa din

România a condus la diminuarea69

cantităţilor extrase din înmagazinare şi la dificultăţi în

asigurarea de către operatorul SNT a echilibrului fizic al sistemului, în sezonul rece 2015 – 2016.

În afara restricţiilor de ordin tehnic ale SNT, există prevederi ale cadrului de reglementare primar

care au fost considerate de CE ca o îngrădire a exporturilor. Deşi Legea energiei nu conţine o

interdicţie clară de a exporta gaze naturale, totuşi prevederea legală70

potrivit căreia producătorii

de gaze naturale au obligaţia să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze

naturale necesare consumului clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică, numai

67

[...] 68

[...] 69

[...]. 70

Art. 124 alin. (1) lit. e) din Legea energiei.


109

pentru cantităţile utilizate la producerea energiei termice pentru populaţiei, este considerată de

CE drept o restricţie de facto asupra exporturilor71

.

În acelaşi context, în data de 6 iunie 2016, Direcţia Generală de Concurenţă a Comisiei Europene

a efectuat inspecţii inopinate la sediile companiilor Transgaz, Romgaz şi OMV Petrom. Potrivit

comunicatului de presă72

al CE, există suspiciuni că întreprinderile implicate ar fi încălcat

regulile europene de concurenţă (art. 101 şi art. 102 din TFUE). În cadrul procedurii, CE

investighează posibile practici anticoncurenţiale în transportul şi furnizarea de gaze naturale în

România, mai ales un comportament anticoncurenţial prin blocarea exportului de gaze din

România către statele membre.

4.5 Evoluţia prețurilor gazelor naturale

Spre deosebire de țiței și produsele petroliere, ce pot fi transportate în stare lichidă, rapid și

relativ ieftin la nivel global, gazul natural este extras din subsol preponderent în stare gazoasă.

Pentru a fi transportat și distribuit, este nevoie fie de o infrastructură (costisitoare și inflexibilă)

de transport prin conducte, fie de comprimarea sau lichefierea gazului (cu consum semnificativ

de energie și cu infrastructură aferentă, dar cu flexibilitate ridicată). Astfel, costurile de

transportale gazului natural sunt mai mari decât ale țițeiului, iar distanța dintre locul de extracție

și cel de consum este, în general, mai scurtă. Prin urmare, gazul natural este tranzacționat

preponderent pe piețe regionale, interconectate fie prin conducte, fie prin terminale de gaz

natural lichefiat (GNL). Cu toate acestea, dezvoltarea tehnologiilor de transport la mare distanță

a deschis noi perspective producției și consumului de gaze naturale.

Există o mai mare varietate a mecanismelor de stabilire a prețului pentru gazul natural la nivel

angro, analizate de Uniunea Internațională a Gazului (IGU) în raportul Wholesale Gas Price

Survey 2016:

- mecanismul de piață bazat pe cerere și ofertă la nivel regional, dominant în SUA și UE, cel

mai răspândit la nivel global (45%) și în continuă creștere în ultimul deceniu;

- prețul indexat pe baza unei formule contractuale, în funcție de evoluția prețului petrolului

sau a unui coș de produse energetice ce poate include cărbunele, energia electrică etc. Acest

mecanism este în continuare răspândit pentru importul de gaz natural în Asia și în Europa (în

special Centrală și de Est sau Sud-Est), fiind adeseori însoțit de o serie de alte clauze

contractuale, ce limitează concurența;

- preț reglementat, stabilit în funcție de costuri (ca în cazul pieței reglementate din România),

din considerente sociale și politice. Prețurile reglementate sunt specifice, de obicei, țărilor cu

producție internă considerabilă de gaz natural (inclusiv marilor exportatori), dominată de

companii monopoliste sau oligopoliste, cu nivel scăzut sau mediu de dezvoltare a pieței

gazelor naturale.

În contextul creării pieței comune a gazului natural la nivelul UE și al liberalizării prețului în

România, acest raport acordă o atenție specială mecanismului de piață concurențială. Uneori,

există însă diferențe mari între prețurile de referință ale principalelor piețe regionale. La nivel

mondial, prețurile principale de referință sunt stabilite la următoarele hub-uri: Henry Hub (HH)

71

http://gov.ro/ro/print?modul=subpagina&link=nota-de-fundamentare-oug-nr-64-05-10-2016. 72

http://europa.eu/rapid/press-release_STATEMENT-16-2133_en.htm.

http://europa.eu/rapid/press-release_STATEMENT-16-2133_en.htm


110

din SUA, National Balancing Point (NBP) din Marea Britanie, Title Transfer Facility (TTF) din

Olanda, respectiv prin prețul de import al GNL în Japonia. Pentru România, prețul de referință

cel mai relevant este dat de Central European Gas Hub (CEGH) de la Baumgarten din Austria, ce

urmează în mare măsură fluctuațiile prețului TTF.

Pe plan mondial, prețul gazului natural a scăzut considerabil în 2015 și în prima parte a anului

2016, atât în contractele indexate la prețul petrolului, cât și pe piețele spot din SUA și Europa. O

tendință notabilă la nivel global este aceea că piețele din marile regiuni geografice (America de

Nord, Europa și Asia de Est), caracterizate în ultimii ani de diferențe semnificative de preț al

gazelor, au început să fie mult mai apropiate ca preț, ca urmare a creșterii semnificative a

comerțului mondial cu GNL. Cu noi capacități de producție de GNL realizate sau în curs de

realizare, în special în Australia și SUA, tendința de globalizare și integrare a piețelor de gaz

natural este una durabilă și de substanță.

Încă din 2012, în SUA, gazul natural foarte ieftin a înlocuit capacitățile de generare pe bază de

cărbune în piața de energie electrică, iar cantități însemnate de cărbune american au luat calea

exportului către Europa, de unde au scos de pe piață capacitățile de generare pe bază de gaz

natural. Abia în prezent, în condițiile scăderii susținute a prețului în Europa, gazul natural

redevine competitiv în mixul de energie electrică.

Cu toate acestea, în mixul de energie electrică al UE competiția între cărbune și gazul natural se

menţine întrucât prețul cărbunelui este foarte mic, iar costul certificatelor de emisii este în

continuare scăzut. Din acest motiv, o altă tendință ce se manifestă la nivel european este scăderea

sau plafonarea cererii de gaz natural, pe fondul măsurilor de eficiență energetică și al creșterii

economice lente.

Pe piaţa din România procesul de liberalizare s-a suprapus cu scăderea cererii interne şi a

preţurilor gazelor importate, ceea ce a facilitat alinierea preţului pentru gazele naturale din

producţia internă la preţul gazelor din import. Prin Acordurile de înţelegere de tip preventiv din

anul 2011, respectiv prin Memorandumul aprobat de Guvernul României în anul 2012

autorităţile române au convenit cu Fondul Monetar Internaţional, Comisia Europeană şi Banca

Mondială un calendar de eliminare treptată a preţurilor reglementate la gaze naturale pentru

consumatorii casnici şi noncasnici.

Calendarul de liberalizare convenit cu organismele financiare internaţionale a fost respectat până

în luna iulie 2014, moment în care premisele luate în considerare la momentul iniţierii acţiunii de

liberalizare a pieţei reglementate de gaze naturale au fost devansate de dinamica accelerată a

sectorului gazelor naturale.

Astfel, ca urmare a faptului că preţul gazelor din producţia internă pentru clienţii noncasnici

ajunsese la nivelul preţurilor existente în hub-urile din Uniunea Europeană, Guvernul73

a decis

ca, la 1 iulie 2014, să fie menţinut preţul de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă

pentru piaţa reglementată pentru consumatorii noncasnici la nivelul de 89,4 lei/MWh, sub nivelul

de 109 lei/MWh cât fusese programat iniţial74

, pentru acea dată. Nivelul de preţ de 89,4 lei/MWh

73

Hotărârea nr. 511 din 26 iunie 2014 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă

pentru piaţa reglementată de gaze naturale. 74

Hotărârea nr. 22 din 22 ianuarie 2013 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia

internă pentru piaţa reglementată de gaze naturale.


111

a fost menţinut75

inclusiv la următoarea etapă de liberalizare, 1 octombrie 2014, când, conform

calendarului iniţial, se preconizase o valoare de 119 lei/MWh, astfel că anul 2014 s-a încheiat cu

acest nivel al preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa

reglementată pentru clienţii noncasnici.

Ca urmare a acestor evoluţii şi având în vedere că preţurile din piaţa reglementată pentru

consumatorii noncasnici au reprezentat o referinţă pentru preţurile din piaţa concurenţială, s-a

remarcat, la momentul declupării de nivelele de preţ stabilite în calendarul iniţial, o sincopă în

procesul de întâlnire a cererii cu oferta pe piaţa concurenţială a gazelor naturale. Pe de o parte,

producătorii aveau tendinţa de a accede, în ofertele de vânzare din piaţa concurenţială spre

valorile de preţ mai mari prevăzute în calendarul de liberalizare, iar, pe de altă parte, furnizorii

care achiziţionau din piaţa concurenţială solicitau preţuri sub nivelul celui din calendar,

motivând gradul limitat de suportabilitate a consumatorilor finali şi convergenţa preţului gazelor

din producţia internă cu cel al gazelor provenite din import.

Acela a fost un moment „cheie” al pieţei de gaze naturale din România, când, pentru prima dată,

operatorii tatonau construirea/identificarea unui preţ al gazelor naturale pentru piaţa

concurenţială, ca rezultat al unui sistem de negociere fundamentat în mod real pe cerere şi ofertă.

Anul 2015 a fost primul an de funcţionare integrală a pieţei gazelor naturale, în regim

concurenţial, pentru consumatorii nocasnici. Contextul creat de trendul de scădere a preţurilor

gazelor naturale în pieţele europene precum şi de scăderea consumului la nivel naţional corborate

cu libertatea tuturor consumatorilor noncasnici de a-şi alege/schimba furnizorul şi cu efortul

furnizorilor de a-şi menţine portofoliile de clienţi au condus la o volatilitate sporită a preţului

gazelor din producţia internă.

Liberalizarea pieţei gazelor naturale pentru consumatorii industriali din România, finalizată la

sfârșitul anului 2014, a survenit pe fondul unei scăderi accentuate a consumului atât în țara

noastră, cât și la nivel european. Scăderea consumului la nivel european, aşa cum s-a evidenţiat

anterior, a fost cauzată de schimbări structurale la nivelul economiei europene, de modificarea

comportamentului de consum şi de progresele substanţiale înregistrate în materie de eficienţă

energetică. Economia românească trece printr-un proces similar, dispariţia industriilor

energofage determinând o scădere a consumului de gaze naturale de la circa 30 miliarde metri

cubi la începutul anilor 1990, la aproximativ 18-19 miliarde metri cubi în prima parte a anilor

2000, pentru a ajunge la un nivel de 11-12 miliarde metri cubi în prezent.

Un element de presiune suplimentar pe piaţa gazelor, în anul 2015, a fost acela al scăderii

cotaţiilor la ţiţei începând cu iulie 2014, în special în țările care pot fi aprovizionate cu gaze

naturale din Rusia, al căror preț este indexat cu cel al petrolului. Aceeaşi tendinţă s-a manifestat

şi în pieţele mature din Europa, de exemplu cotaţiile la termen pe platforma NetConnect

Germany, una dintre cele mai mari din Europa continentală, au înregistrat o scădere de la circa

25 Euro/MWh în prima parte a anului 2014, la 20 Euro/MWh la începutul lui 2015, ajungând la

18-19 Euro/MWh în ultimele luni. Conform statisticilor europene76

, în prima jumătate a anului

2014, preţurile gazelor naturale pentru vânzările angro, în principalele hub-uri şi pieţe europene,

au variat în intervalul 21,5 euro/MWh - 30 Euro/MWh, pentru ca la sfârşitul anului 2015 să

75

Hotărârea nr. 816 din 22 septembrie 2014 pentru modificarea anexei la Hotărârea nr. 511 din 26 iunie 2014

privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa reglementată de gaze

naturale. 76

https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/201410_q3-4_quaterly_report_gas_market.pdf

https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/201410_q3-4_quaterly_report_gas_market.pdf


112

ajungă la circa 17-18 Euro/MWh. Tendinţa de scădere a preţurilor manifestată în anul 2015 şi în

primele trei trimestre ale anului 2016 a fost întreruptă în trimestrul patru din 2016 când de la

preţul mediu de 11,3 Euro/MWh înregistrat în luna septembrie a crescut cu circa 67% în luna

noiembrie, până la valoarea medie de 18,9 Euro/MWh77

.

Ca urmare, inclusiv pe piaţa din România, preţurile gazelor din majoritatea contractelor

bilaterale încheiate de producători/furnizori cu clienții din piața concurenţială au urmat un trend

descendent începând cu anul 2014.

Scăderea drastică a preţului petrolului, începând din a doua jumătate a anului 2014, urmată de

dinamica de reducere a cotaţiilor pe pieţele europene de gaze naturale au condus la un trend de

creştere a competitivităţii gazelor din import, ca sursă alternativă de aprovizionare.

Ca urmare a scăderii preţurilor gazelor naturale pe pieţele europene şi a tendinţei de egalizare pe

piaţa internă a cererii cu producţia - pe fondul reducerii consumului de gaze naturale la nivel

naţional - operatorii din piaţa concurenţială a gazelor naturale s-au confruntat, începând din a

doua parte a anului 2014 şi cel puţin până la sfârşitul anul 2016, cu un grad sporit de

impredictibilitate privind cantităţile contractate (ca urmare a variaţiilor înregistrate în activitatea

de furnizare către clienţii finali) şi cu o volatilitate accentuată a preţurilor.

Mediul de tranzacţionare a fost caracterizat de variaţii care au impus operatorilor adaptarea

lunară la condiţiile pieţei, pe fondul renegocierii preţurilor din majoritatea contractelor din piaţa

concurenţială, în perioada iulie 2014 - 2016.

Grafic nr. 18

Sursa: date ANRE, [...]

Prima jumătate a anului 2016 s-a remarcat [...] prin depăşirea în premieră a preţurilor gazelor

naturale din import de nivelul preţurilor gazelor naturale din producţia internă.

77

quarterly_report_on_european_gas_markets_q4_2016 (1).pdf


113

Grafic nr. 19

Sursa: date ANRE, [...]

În graficul de mai sus se poate obseva că începând din luna martie preţurile gazelor naturale din

import s-au situat sub nivelul preţurilor gazelor naturale din producţia internă, comercializate pe

piaţa concurenţială. Un alt efect al scăderii preţurilor gazelor naturale pe piaţa concurenţială a

fost necesitatea regândirii calendarului de liberalizare a preţurilor, începând cu data de 1 iulie

2016, pentru consumatorii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantităţile de

gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în

centralele termice destinate consumului populaţiei. Conform HG nr. 488/201578

, preţul de

achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru clienţii casnici şi producătorii de energie

termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în

centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, ar fi urmat să

crească de la 1 iulie 2016 de la 60 lei/MWh la 66 lei/MWh.

Aşa cum se arată în Nota de Fundamentare a proiectului de HG pentru suspendarea în perioada

1 iulie 2016 – 31 martie 2017 a prevederilor HG nr. 488/2015 schimbările neprevăzute de pe

piața resurselor energetice primare, începând cu declinul abrupt al prețurilor la țiței din ultima

perioadă, au generat o conjunctură deosebită în piața românească de gaze naturale, unde prețurile

administrative stabilite în conformitate cu prevederile legale, dar și cu acceptul Comisiei

Europene și al instituțiilor financiare internaționale, au devenit comparabile și, uneori, chiar mai

mari față de prețurile pieței”. Prin Hotărârea nr.461 din 28 iunie 2016 Guvernul a stabilit ca,

pentru perioada 1 iulie 2016 – 31 martie 2017, preţul de achiziţie a gazelor naturale din producţia

internă pentru clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze

naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele

termice destinate consumului populaţiei, să rămână acelaşi cu perioada anterioară de

reglementare, respectiv 60 lei/MWh.

78

Hotărârea Guvernului nr. 488/2015 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă

pentru clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la

producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei,

produsă pentru perioada 1 iulie 2015 – 30 iunie 2021.


114

„Coşul de gaze” în perioada 2012-2014

Existenţa amestecului de gaze naturale, denumit “coş”, reprezintă un instrument specific cadrului

legal din România.

Până la liberalizarea completă a pieţei interne a gazelor naturale şi realizarea convergenţei

preţului producţiei interne cu preţul gazelor naturale din import, pentru asigurarea accesului

nediscriminatoriu al tuturor consumatorilor la sursele de gaze naturale din producţia internă,

furnizarea gazelor naturale la consumator s-a realizat în amestec (de gaze naturale) constituit din

cantităţi de gaze naturale din producţia internă curentă/înmagazinare şi gaze naturale din import

curent/înmagazinare.

Astfel, pentru a putea oferi acces egal tuturor consumatorilor la gazele naturale din producţia

internă şi pentru a asigura un preţ accesibil la nivelul acestora (având în vedere că preţul gazelor

din producţia internă era semnificativ mai mic faţă de cel al gazelor din import), alocarea

cantităţilor din producţia internă şi stabilirea preţurilor aferente gazelor din producţia internă s-au

făcut pe baza aşa numitului „coş de gaze”.

Raţiunea mecanismului a fost aceea de a corecta sistemul anterior de alocare aleatorie a gazului

provenit din producţia internă şi a celui din import, prin care s-a asigurat o alocare preferenţială a

gazului ieftin din producţia internă către consumatorii casnici şi a celui din import preponderent

în industrie.

Prin stabilirea ”coşului” intern/import, cu ponderi reglementate de ANRE s-a asigurat un mod

echitabil pentru accesul la resursa internă de gaze, mai ieftină, pentru toţi consumatorii.

Prin Ordonanţa de Urgenţă nr. 53/2011, pentru instituirea unor măsuri în domeniul gazelor

naturale, s-a stabilit determinarea, începând cu data de 1 iulie 2011, a două structuri distincte de

amestec import/intern (coşuri), pentru:

a) consumatorii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze

naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în

centralele termice destinată consumului populaţiei (CPET);

b) consumatorii noncasnici, cu excepţia producătorilor de energie termică, pentru cantitatea de

gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în

centralele termice care este destinată consumului populaţiei (NC).

Structura amestecului se realiza în funcţie de cererea totală (consumatori captivi, eligibili,

întreruptibili şi consum tehnologic) raportat la sursele interne (producţie şi extras din

înmagazinare) şi cele externe (consum şi înmagazinare).

Structura amestecului de gaze naturale din coş nu se aplica cantităţilor de gaze naturale

reinjectate în zacăminte, exceptate de la plata redevenţei, destinate consumului tehnologic,

echilibrării SNT şi producţiei de energie electrică în centrale proprii, pe bază de gaze, ale

producătorilor de gaze naturale.

Începând cu 1 ianuarie 2015, odată cu intrarea în piaţa concurenţială a ultimilor consumatori

noncasnici, ANRE stabileşte coşul doar pentru consumatorii casnici şi producătorii de energie

termică, pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele

de cogenerare şi în centralele termice destinată consumului populaţiei (CPET) ţinând cont de

suportabilitatea costurilor legate de factura energetică, în special a celor legate de încălzirea


115

populației, şi luând în considerare calendarul de eliminare treptată a prețurilor reglementate

pentru clienții finali stabilit de către Guvern.

Coşul de gaze este unul din elementele care au condus la distorsionarea atât a pieţei care

funcţiona în regim reglementat cât şi a celei concurenţiale . Existenţa “coşului” prin care s-a

stabilit procentul obligatoriu al gazelor din import în structura vânzărilor au reprezentat o barieră

de intrare pe piaţă pentru furnizori.

Capitolul V – Activitatea de furnizare a gazelor naturale

116

CAPITOLUL V - ACTIVITATEA DE FURNIZARE A GAZELOR

NATURALE

Furnizarea gazelor naturale este activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale, care se

desfăşoară pe bază de licenţă. În lipsa licenţei eliberate de către ANRE, nu sunt permise

tranzacţiile către cumpărători, ci doar folosirea gazelor naturale pentru consumul propriu. În acest

sens, orice referire la comercializarea sau vânzarea de gaze naturale are în vedere furnizarea de

gaze naturale.

Aşa cum s-a precizat la paragraful 3.5.2, din punct de vedere al structurii, această activitate se

desfăşoară în regim reglementat şi în regim concurenţial, iar comercializarea gazelor naturale se

face angro sau cu amănuntul. Astfel, fiecare din pieţele comercializării angro şi comercializării

cu amănuntul au componentă reglementată şi concurenţială.

Pe piaţa furnizării angro de gaze naturale din România, oferta este reprezentată de producători

(sau afiliaţii acestora) care au şi calitatea de furnizori, precum şi de întreprinderile care

comercializează gazele naturale din surse externe (furnizorii-importatori), iar cererea este

asigurată de furnizorii care cumpără gazele naturale în vederea revânzării pe piaţa internă (fie

către alţi furnizori pe piaţa angro, fie către clienţii finali pe piaţa cu amănuntul). Conform

prevederilor Legii energiei potrivit cărora clientul angro79

este „ persoana fizică sau juridică,

alta decât un operator de transport şi sistem sau un operator de distribuţie, care cumpără gazele

naturale în scopul revânzării în interiorul sau în afara sistemului în care este stabilită”, clienţii

finali care cumpără gaze naturale în cantităţi mari nu sunt incluşi pe piaţa angro.

Piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale implică comercializarea de gaze naturale de către

producători, importatori sau revânzători către clienţii finali, respectiv clienţi care cumpără gaze

naturale pentru consum propriu.

Cele două paliere pe care este structurată activitatea de furnizare a gazelor naturale - furnizare

angro şi furnizare cu amănuntul - reprezintă mediile în care sunt prezenţi şi interacţionează toţi

operatorii din sectorul gazelor naturale, din toate segmentele de activitate.

În perioada de tranziţie spre un regim integral concurenţial (inclusiv perioada prezentei analize),

ambele pieţe pe care se derulează activitatea de furnizare au fost grevate de o componentă

reglementată, cu reguli specifice de comercializare stabilite prin legislaţia primară şi prin

reglementări secundare ale autorităţii de reglementare. Aceste componente reglementate

existente pe ambele paliere de piaţă vor fi evidenţiate cumulat în prezenta analiză fără o

defalcare piaţă angro/piaţă cu amănuntul, având în vedere că a existat o trasabilitate a cantităţilor

de gaze destinate consumurilor reglementate, pornind de la producători până la clienţii finali.

Existenţa celor două regimuri de funcţionare reglementat/concurenţial, existenţa unor restricţii

tehnice de operare a infrastructurilor din sectorul gazelor ce au impus reglementări cu influenţe

inclusiv asupra zonelor de funcţionare concurenţială (“stocul minim obligatoriu”), existenţa

decalajului mare dintre preţurile celor două surse de aprovizionare, respectiv producţie internă şi

import, ce a condus la reglementări necesare pentru asigurarea unei repartiţii echidistante a

79

Art.100 pct. 22).


117

costurilor la nivelul tuturor consumatorilor (“coşul de gaze”), evidenţiază faptul că în perioada

de analiză (2012-2016) nu a existat nici un segment de piaţă cu o concurenţă pură. Mai exact,

chiar şi pe pieţele unde furnizarea a fost asigurată în regim concurenţial, au existat restricţii de

comercializare derivate din reglementările aferente procesului de tranziţie de la o piaţă

reglementată spre o piaţă liberă.

În acelaşi timp, tipurile de furnizori de gaze naturale existenţi pe piaţa din România, rezultaţi fie

ca urmare a procesului de reformă/separare a activităţilor în sector, fie ca urmare a liberalizării

treptate şi, implicit, intrării de noi furnizori cu activitate de comercializare în regim concurenţial,

indică existenţa unor diferenţe majore în ceea ce priveşte impactul reglementărilor la nivelul

fiecărei categorii de furnizori.

Având în vedere că pe piaţa din România orice operator care deţine licenţă de furnizare poate

comercializa gazele naturale, legislaţia nu face nicio diferenţiere a furnizorilor în funcţie de tipul

activităţilor pe care aceştia le desfăşoară în sectorul gazelor naturale.

Totuşi, pornind de la gestionarea unor modele diferite de structurare a întreprinderilor, modul de

operare a activităţii de furnizare a gazelor naturale de către fiecare categorie de furnizori este

rezultatul intereselor generate de aceste structuri de activitate. Din această cauză există şi o

fragmentare de opinie semnificativă în rândul furnizorilor cu privire la modul în care

funcţionează componenta concurenţială a pieţei de furnizare a gazelor naturale. Spre

exemplificare, pe pieţele furnizării angro şi cu amănuntul, au fost identificate următoarele

categorii de furnizori:

- furnizori care au şi calitatea de producători (Romgaz, OMV Petrom etc.);

- furnizori care sunt în structura grupurilor care deţin şi reţele de distribuţie (ex E.ON

Energie80

, Engie81

etc.);

- furnizori care operează şi reţele de distribuţie (pentru reţelele de distribuţie cu mai puţin de

100.000 de clienţi finali);

- furnizori - importatori care achiziţionează gazele preponderent din import;

- furnizori care comercializează gaze naturale doar pe piaţa angro (cumpără şi vând către alţi

furnizori);

- furnizori care comercializează gaze atât pe piaţa angro cât şi pe piaţa cu amănuntul (către

consumatori finali - reglementaţi şi concurenţiali);

- furnizori care comercializează gaze naturale doar pe piaţa amănuntul.

Precizăm că analiza derulată în cadrul investigaţiei a vizat, în principal, modul de funcţionare a

pieţelor din sectorul gazelor naturale în perioada 2012 – 2016 (denumită în continuare „perioada

de analiză” sau „perioada de referinţă”), acesta fiind intervalul de timp pentru care au fost

solicitate informaţiile de piaţă cuantificabile (preţuri, cantităţi, contracte etc). Cu toate acestea,

având în vedere procesul continuu de formare a pieţei concurenţiale care a impus modificări

legislative ale căror efecte sunt resimţite de operatorii din sector începând cu anul 2017,

autoritatea de concurenţă a solicitat inclusiv semnalarea/evidenţierea aspectelor cu impact asupra

funcţionării curente a întreprinderilor din sectorul gazelor naturale. Prezenta analiză privind

80

E.ON Energie România SA 81

Engie România SA


118

activitatea de furnizare a gazelor naturale se bazează pe informaţiile transmise autorităţii de

concurenţă de un număr de 73 de furnizori activi pe piaţă în perioada 2012-2016.

Evoluţia anuală a volumului total al vânzărilor de gaze naturale la nivelul întregii pieţe de

furnizare oferă o dimensiune a schimburilor de gaze la nivelul pieţei naţionale de gaze naturale

(cantităţi vândute către clienţi finali, cantităţi vândute între furnizori). Aşa cum se observă din

graficul următor, în perioada de analiză, evoluţia indică o reducere de 16% a fluxurilor de gaze

comercializate la nivelul întregii pieţe.

Grafic nr.20

Sursa: prelucrare internă CC

Raportat la regimurile de comercializare a gazelor naturale, se observă, în perioada 2013 -

201682

, o diminuare a volumelor comercializate în regim reglementat (cu 30%) pe măsură ce s-

au majorat cantităţile comercializate în regim concurenţial (cu 13%), ca urmare a procesului de

liberalizare.

Grafic nr. 21

Sursa: prelucrare internă CC (*)

82

Până în anul 2012 nu a existat o evidenţă/raportare defalcată a cantităţilor de gaze naturale comercializate în regim

reglementat/concurenţial.

203.36

187.63 181.63

178.12

171.23

150

170

190

210

2012 2013 2014 2015 2016

Mili

oan

e M

Wh

Volumul vânzărilor de gaze naturale în perioada 2012 – 2016

93.43 82.37 64.93 65.57

94.21 99.26

113.19 105.66

187.63 181.63 178.12 171.23

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

2013 2014 2015 2016

Mili

oan

e M

Wh

Cantităţile de gaze naturale comercializate în regim reglementat/concurenţial

Reglementat Concurential Total


119

(*) Defalcarea în funcţie de regimurile de comercializare – reglementat/concurenţial - este evidenţiată pe perioada

2013-2016 având în vedere că în anul 2012 nu a existat o raportare diferenţiată pe cele două regimuri de

comercializare.

Grafic nr. 22

Sursa: prelucrare internă CC(*)

(*)Defalcarea în funcţie de regimurile de comercializare – reglementat/concurenţial - este evidenţiată pe perioada

2013-2016 având în vedere că în anul 2012 nu a existat o raportare diferenţiată pe cele două regimuri de

comercializare.

Primii patru furnizori ca mărime din punct de vedere al cantităţilor comercializate pe piaţă sunt

Romgaz, Petrom Gas83

, Engie şi E.ON Energie. Vânzările cumulate ale acestora au oscilat, în

perioada de analiză, între [80% şi 90%] din totalul cantităţilor de gaze naturale comercializate.

Raportat la evoluţia ponderilor pe care fiecare dintre cei patru furnizori le-a avut în totalul

vânzărilor la nivelul întregii pieţe, se remarcă o reducere de circa 7 puncte procentuale a ponderii

Romgaz, o creştere de circa 2 puncte procentuale la Petrom Gas şi de aproape 3 puncte

procentuale la Engie, în timp ce E.ON Energie, după o scădere de 1 punct procentual în 2013, a

ajuns în 2016 la aproximativ aceeaşi pondere ca în 2012.

Furnizorii care au comercializat cantităţi de gaze naturale ce au depăşit 1% din totalul vânzărilor

de gaze naturale din România pe toată perioada de analiză au fost Wiee, Conef Gaz şi Amromco.

Alţi furnizori au avut ponderi de peste 1% numai în anumite intervale ale perioadei de analiză:

Stratum84

(începând din 2014), Arelco85

(în 2012 şi 2013) şi MET România86

(în 2013 şi 2014).

Din punct de vedere al dimensiunii afacerii, pornind de la ponderile deţinute de fiecare furnizor

în totalul vânzărilor la nivelul pieţei de gaze naturale, rezultă următoarea clasificare a

întreprinderilor active pe piaţa furnizării de gaze naturale în anul 2016:

83

OMV Petrom Gas SRL. 84

Stratum Energy România LLC. 85

Arelco Power SRL. 86

MET România Energy Trade.

49.79%

45.35%

36.45%

38.29%

50.21%

54.65%

63.55%

61.71%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

2013

2014

2015

2016

Ponderile cantităţilor de gaze comercializate în regim reglementat/concurenţial

Reglementat Concurential


120

Tabel nr.6

Cote de piaţă 2016 Număr operatori

˃ 20% 2

10%-20% 2

1%-10% 4

< 1% 65

- furnizori mari care au şi calitatea de producători/afiliaţi (cu ponderi peste 20%): Romgaz,

Petrom Gas;

- furnizori mari tradiţionali (cu ponderi peste 10%): Engie, E.ON Energie;

- furnizorii medii care au şi calitatea de producători (cu ponderi peste 1%): Amromco87

,

Stratum;

- furnizori medii (cu ponderi peste 1%): Wiee88

, Conef Gaz89

, Arelco, MET;

- furnizori mici (cu ponderi sub 1%): toţi ceilalţi furnizori din piaţă.

5.1 Furnizarea în regim reglementat

Furnizarea de gaze naturale în regim reglementat se realizează pe baza unui sistem de preţuri

stabilite de către autoritatea de reglementare pe lanţul producţie - consumatori finali. Până la data

de 31 martie 2017, atât preţurile cât şi tarifele care au intrat în componenţa preţului de facturare

la consumatorul final au fost stabilite administrativ (prin hotărâre a Guvernului s-au stabilit

preţurile de achiziţie ale gazelor din producţia internă, conform calendarului asumat în faţa

organismelor internaţionale, iar prin ordine/decizii ale ANRE s-au stabilit tarifele pentru

activităţile reglementate, respectiv distribuţie, transport, înmagazinare, precum şi marja de

furnizare).

Furnizarea în regim reglementat a fost asigurată în anul 2016 de un număr iniţial de 38 de

operatori, respectiv 37 începând cu data de 30 septembrie 2016, ca urmare a intrării în faliment a

furnizorului Intergaz Est şi a preluării clienţilor reglementaţi ai acestuia de către Grup Dezvoltare

Reţele, în calitate de FUI.90

În anii 2012-2013 existau 41 de operatori care asigurau furnizarea în

regim reglementat, iar în perioada 2014-2015 numărul lor a scăzut la 39.91

În perioada 2012 – 2014, conform prevederilor din legislaţia primară92

producătorii au avut

obligaţia să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din

activitatea de producţie necesare acoperirii consumului pe piaţa reglementată. Începând din 2015

şi până la 31 martie 2017, obligaţia producătorilor93

a vizat asigurarea cantităţilor necesare

87

Amromco Energy SRL. 88

WIEE România SRL. 89

Conef Gaz SRL. 90

Furnizor de ultimă instanţă - Raport naţional ANRE, 2016. 91

Rapoarte anuale ANRE. 92

Art. 124 lit.e) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr.123/2012 prin care producătorii au obligaţia: ”să

pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare

acoperirii consumului pe piaţa reglementată, în conformitate cu reglementările ANRE privind respectarea graficului

de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru clienţii captivi, furnizorii având obligaţia

respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale; restul producţiei proprii, mai puţin cantitatea de gaze

naturale aferentă consumului tehnologic (...) va fi pus la dispoziţia pieţei concurenţiale. 93

Art. 124 alin. (1) lit. e) modificat prin Legea 174/2014 prin care producătorii au obligaţia: „să pună cu prioritate la

dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii


121

acoperirii consumurilor casnicilor şi celor ale producătorilor de energie termică numai pentru

cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei termice pentru populaţie.

Consumul clienţilor finali reglementaţi a înregistrat în perioada 2012 - 2016 o scădere de circa

40%94

, în principal ca urmare a procesului de liberalizare şi, implicit, a transferului clienţilor

finali în zona de furnizare în regim concurenţial. Diminuarea consumurilor este şi rezultatul

extinderii măsurilor de eficienţă energetică (anveloparea locuinţelor). Cu toate acestea, deşi în

perioada de analiză toţi clienţii finali noncasnici au trecut etapizat la o furnizare în regim

concurenţial, ceea ce ar fi trebuit să conducă la o reducere a numărului de consumatori pentru

care furnizarea se făcea în regim reglementat, nu s-a întâmplat acest lucru ca urmare a

dezvoltării/extinderii reţelelor de distribuţie şi conectării unor noi clienţi. Astfel, numărul

clienţilor finali pentru care furnizarea se realiza în regim reglementat a crescut de la 3.198.686 în

2012 la 3.395.841 în 2016.

Având în vedere obligaţia existentă la nivelul producătorilor de a asigura cantităţile de gaze

naturale destinate consumurilor reglementate, în baza metodologiilor stabilite de autoritatea de

reglementare95

, au fost determinate cantităţile totale de gaze naturale rezultate din activitatea de

producţie care trebuiau puse la dispoziţia furnizorilor şi producătorilor de energie termică.

Monitorizarea respectării obligaţiei producătorilor de a pune la dispoziţia pieţei cantităţile

aferente consumului reglementat, precum şi obligaţia furnizorilor şi a producătorilor de energie

termică, beneficiari ai respectivelor cantităţi, de a respecta destinaţia acestora, a fost realizată de

către ANRE.

În afara cantităţilor de gaze naturale asigurate de producătorii interni, în perioada de analiză a

funcţionat şi mecanismul „coşului de gaze”, prin care autoritatea de reglementare stabilea

procentul gazelor naturale din import care urmau să fie furnizate consumatorilor finali.

Prin urmare, pentru furnizarea în regim reglementat a fost stabilit un mecanism prin care se

asigura trasabilitatea cantităţilor de gaze naturale puse la dispoziţia pieţei de către surse

(producători), preluate de furnizorii care aveau consumatori în regim reglementat şi ajunse în

consumul acestora. Pentru asigurarea integrală a consumurilor în regim reglementat, cantităţile

erau completate cu gaze din import în procentul stabilit de autoritatea de reglementare.

Rigurozitatea în monitorizarea cantităţilor de gaze naturale puse la dispoziţie de către

producători şi ajunse în consumurile reglementate a fost o rezultantă a condiţiilor de

comercializare specifice cu privire la preţuri.

Preţul de achiziţie al gazelor naturale din producţia internă pentru zona reglementată a fost

stabilit administrativ96

, cu o creştere liniară trimestrială, conform angajamentelor asumate faţă de

organismele financiare internaţionale, respectiv Calendarul de eliminare treptată a preţurilor

reglementate pentru clienţii finali. Ca urmare a funcţionării, pe perioada de analiză, a

mecanismului, prin care s-au stabilit sursele de gaze naturale care alimentau consumurile

reglementate, dimensiunea fiecărei surse (cantităţile pe care fiecare producător era obligat să le

consumului clienţilor casnici, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru

cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică (..) destinate consumului populaţiei (..) ”. 94

Rapoarte anuale ANRE. 95

Detaliate la subcapitolul - Obligaţia de „bandă”. 96

Hotărârea Guvernului nr. 22/2013 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă

pentru piaţa reglementată de gaze naturale.


122

asigure), trasabilitatea acestor cantităţi până la nivelul consumatorului final, nu s-a considerat

relevantă, pentru prezenta lucrare analizarea separată a celor două paliere angro/cu amănuntul ale

pieţei reglementate, fiind importantă doar evidenţierea cantităţilor care nu au fost tranzacţionate

în regim concurenţial şi a cotelor deţinute de furnizorii consumatorilor finali reglementaţi.

Aşa cum se poate observa din graficele următoare, principalele surse care au asigurat

consumurile în regim reglementat au fost producătorii/afiliaţii Romgaz, OMV Petrom Gas şi

Amromco. Dacă în perioada 2013-2014 cantităţile de gaze naturale vândute de către cei trei

producători pentru asigurarea consumurilor reglementate au acoperit circa 85% din totalul

acestui consum, în perioada 2015-2016 se observă că volumele vândute de producători cu

această destinaţie depăşesc consumurile totale în regim reglementat.

Ponderea surselor în regim reglementat (Romgaz, OMV Petrom şi Amromco) în total consum

reglementat - Grafic nr. 23

[...]

Sursa:prelucrare internă CC (*)


2013-2016 având în vedere că în anul 2012 nu a existat o raportare diferenţiată.

Ponderea principalelor surse (Romgaz, OMV Petrom şi Amromco) în total consum reglementat-

Grafic nr. 24

[...]

Sursa:prelucrare internă CC (*)



Practic, aşa cum se observă din graficul următor, din totalul cantităţilor de gaze naturale vândute

anual de cei trei producători, volumele destinate asigurării consumurilor reglementate au

reprezentat 35%-46% la Romgaz, 27%-38% la OMV Petrom Gas şi 5,5%-27% la Amromco.


123

Grafic nr.25

Sursa:prelucrare internă CC



Datele transmise de furnizorii respondenţi cu privire la vânzările de gaze naturale în regim

reglementat au evidenţiat existenţa unor furnizori a căror activitate în zona reglementată ar putea

fi asimilată celei de trading. Aceştia, deşi nu au în portofoliu clienţi finali reglementaţi, cumpără

gazele naturale puse la dispoziţie de către producători pentru a le revinde unor alţi furnizori care

au clienţi finali reglementaţi. Aceste cantităţi de gaze naturale revândute au reprezentat, cumulat,

între 4% şi 8% din totalul cantităţilor reprezentând consumurile reglementate. Există doi

furnizori97

care au realizat astfel de operaţiuni în scopul de a asigura pentru clienţii proprii,

reprezentaţi de furnizori mai mici care sunt şi distribuitori, atât cantităţile destinate

consumatorilor în regim concurenţial, cât şi cele destinate consumatorilor în regim reglementat.

Asigurarea prin furnizori intermediari a cantităţilor necesare unui furnizor – distribuitor pentru

acoperirea consumurilor clienţilor finali în regim reglementat a funcţionat în piaţă având drept

cauză puterea financiară limitată a acestor furnizori-distribuitori. Concret, acestora le este dificil

să susţină condiţiile financiare (termen de plată, garanţii bancare) ale producătorilor, în condiţiile

în care încasează contravaloarea gazelor furnizate consumatorilor finali cu un decalaj important

faţă de momentul livrării, astfel că intermediarii joacă rolul de creditori, având puterea financiară

de a susţine plata gazelor în avans faţă de momentul încasării de la clienţii finali.

Aşa cum s-a evidenţiat deja în urma pocesului de liberalizare, componenta de piaţă reglementată

s-a diminuat odată cu trecerea în eligibilitate a unui număr cât mai ridicat de consumatori. Pe

97

[...]

46.18% 44.15%

32.22% 35.24%

53.82% 55.85% 67.78% 64.76%

32.23% 27.39%

37.09% 38.81%

67.77% 72.61%

62.91% 61.19%

27.34% 14.61% 5.51%

16.06%

72.66%

85.39%

94.49%

83.94%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2013 2014 2015 2016

Ponderea cantităţilor de gaze naturale vândute de Romgaz, Petrom Gas şi Amromco Energy, în funcţie de regimul de comercializare

Romgaz reglementat Romgaz concurential OMV Petrom reglementat

OMV Petrom concurential AMROMCO Energy reglementat AMROMCO Energy concurential


124

piaţa reglementată a furnizării cu amănuntul de gaze naturale, oferta este asigurată de furnizorii

care provin din grupurile de întreprinderi ce deţin şi societăţile de distribuţie şi din furnizorii care

au şi activitate de distribuţie. Clientul final reglementat are asigurată furnizarea de gaze strict de

la furnizorul din grupul care deţine şi distribuitorul în a cărui reţea este conectat respectivul

consumator. Decizia clientului final reglementat de schimbare a furnizorului echivalează cu

trecerea acestuia în piaţa concurenţială.

Grafic nr.26

Sursa: rapoarte ANRE

Grafic nr. 27


Primii doi furnizori, GDF Suez Energy România (în prezent Engie) şi E.ON Energie România,

deţin împreună circa 90% din piaţă, tendinţa acestora fiind de a-şi egaliza poziţiile pe piaţa

reglementată. Categoria furnizorilor mijlocii, cu ponderi cuprinse între 0,10% şi 2,70%,

reprezintă împreună circa 10% din piaţa reglementată, iar ceilalţi furnizori, cu ponderi sub

0,10%, deţin împreună sub 1% din piaţă (circa 0,80-0,90%). Din totalul furnizorilor care au

alimentat clienţii reglementaţi în perioada 2014-2016, circa 20 au avut ponderi peste 0,1%.

Engie, 50.10% 49.60% 50.26% 46.28% 48.01%

E.On Energie, 40.32% 40.62% 39.09% 43.36% 43.77%

Alţii, 9.58% 9.78% 10.65% 10.36% 8.22%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

2012 2013 2014 2015 2016

Ponderea furnizorilor pe piaţa reglementată

Engie E.On Energie Alţii

0% 2% 4% 6% 8% 10% 12%

2012

2013

2014

2015

2016

Ponderea furnizorilor pe piaţa reglementată

Congaz Petrom Distributie/Premier Energy Wirom Gas Gaz Est Intergaz Gaz Sud Gaz Vest Nord Gaz CPL Concordia Covi Construct 2000 G.D.R. Otto Gaz Distrigaz Vest Tulcea Gaz Megaconstruct Hargaz Harghita Gaz Altii


125

5.2 Furnizarea în regim concurenţial

În segmentul concurenţial, tranzacţiile comerciale cu gaze naturale pot fi realizate angro (între

furnizori) sau cu amănuntul (între furnizori şi clienţii eligibili), iar preţurile se formează pe baza

cererii şi a ofertei, ca rezultat al mecanismelor concurenţiale. Comercializarea gazelor pe piaţa

concurenţială se face prin contracte bilaterale şi/sau pe pieţele centralizate.

În subcapitolele următoare vor fi prezentate evoluţiile celor două pieţe angro/amănuntul, precum

şi diferenţele semnificative de comercializare, pe cele două paliere, generate în principal de

repartiţia diferită a riscurilor asumate de vânzători cu privire la comercializarea către alţi

furnizori (revânzători) sau către clienţi finali.

Raportat la cantităţile anuale de gaze naturale comercializate în regim concurenţial, se poate

observa că vânzările destinate pieţei cu amănuntul au reprezentat circa 59% - 64% din totalul

vânzărilor în regim concurenţial, ceea ce înseamnă că o parte semnificativă a pieţei cu

amănuntul este aprovizionată direct de către producătorii interni.

Grafic nr. 28


57.92 58.66 66.71 66.97

36.28 40.60

46.48 38.69

94.21 99.26

113.19

105.66

0

20

40

60

80

100

120

2013 2014 2015 2016

Mili

oan

e M

Wh

Cantităţile de gaze naturale vândute pe pieţele angro şi cu amănuntul, în regim concurenţial

Clienti finali Revanzatori Total concurential


126

Grafic nr. 29


Producătorii sau afliliaţii acestora care sunt prezenţi în calitate de furnizori atât pe piaţa angro,

cât şi pe piaţa cu amănuntul, sunt Romgaz şi Petrom Gas. În funcţie de strategia proprie, aceştia

comercializează cantităţile de gaze naturale în regim concurenţial fie către revânzători, fie către

clienţi finali. Romgaz şi Petrom Gas sunt furnizorii-producători care au capacitatea de a furniza

gaze naturale oricărui consumator din România, alături de furnizorii tradiţionali Engie şi E.ON

Energie98

.

[...]

Cantităţile totale comercializate în regim concurenţial de către Romgaz şi Petrom Gas se vor

regăsi defalcate pe pieţele angro şi cu amănuntul. Astfel, în funcţie de strategia comercială a

fiecăruia dintre cei doi producători, vor rezulta cotele de piaţă care reflectă puterea de piaţă a

acestora pe fiecare dintre cele două paliere, angro şi cu amănuntul.

În cazul celor doi mari furnizori tradiţionali, Engie şi E.ON Energie, având în vedere că

activitatea lor este orientată în principal pe furnizarea către clienţi finali, este evident că cea mai

mare parte a cantităţilor comercializate în regim concurenţial este destinată pieţei cu amănuntul.

Ambii furnizori sunt prezenţi şi pe piaţa angro în calitate de vânzători, dar cu cantităţi mult mai

mici comparativ cu cele destinate clienţilor finali, având în vedere că aceste vânzări sunt

rezultate ca urmare a valorificării unor oportunităţi pe piaţă realizate pentru optimizarea

portofoliilor. [...]

Vânzările în regim concurenţial pe pieţele angro şi cu amănuntul - Grafic nr. 30

[...]


98

Categoriile de clienţi pentru care concurează cei patru furnizori sunt prezentate la cap. „Piaţa de furnizare cu

amănuntul a gazelor naturale”.

61.48%

59.10%

58.94%

63.38%

38.52%

40.90%

41.06%

36.62%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

2013

2014

2015

2016

Ponderile vânzărilor de gaze naturale în regim concurenţial, pe pieţele angro şi cu amănuntul

Clienti finali Revanzatori


127

5.3 Piaţa furnizării angro de gaze naturale

Piaţa furnizării angro de gaze naturale implică tranzacţiile cu volume mari de gaze naturale

încheiate de către producători şi importatori, cu furnizori care cumpără gaze naturale în scopul

revânzării către clienţi finali sau către alţi furnizori.

Dimensiunea pieţei de furnizare angro ar putea fi cuantificată prin însumarea cantităţilor de gaze

naturale comercializate de furnizorii care au calitatea de producători/afiliaţi către furnizorii care

asigură consumurile clienţilor reglementaţi şi a cantităţilor reprezentând toate tranzacţiile

derulate în regim concurenţial între furnizori.

În perioada de analiză, o mare parte din cantităţile de gaze naturale (40% - 50%) ce au făcut

obiectul contractării între furnizori au fost comercializate în regim reglementat, având o

trasabilitate stabilită legislativ pentru sursele provenite din producţia internă care au ca destinaţie

asigurarea consumurilor clienţilor finali reglementaţi. Prin urmare, deşi aceste cantităţi sunt parte

a pieţei angro de gaze naturale, din cauza condiţiilor speciale de comercializare impuse prin

regimul reglementat, au fost evidenţiate separat, analiza concentrându-se în continuare pe

componenta pieţei angro ce a funcţionat în regim concurenţial. Precizăm că, odată cu extinderea

regimului concurenţial şi asupra achiziţilor de gaze naturale din producţia internă ce au ca

destinaţie consumul reglementat, produsă de la 1 aprilie 2017, are loc o întregire a pieţei

furnizării angro de gaze naturale. Astfel, în lipsa segmentării furnizării angro în funcţie de

regimul reglementat/concurenţial de comercializare, se prefigurează o dimensiune reală a acestei

pieţe şi a puterii de piaţă deţinute de fiecare furnizor.

Din considerentele mai sus expuse, în continuare, orice referire la piaţa furnizării angro de gaze

naturale are în vedere piaţa furnizării angro de gaze naturale în regim concurenţial.

5.3.1 Piaţa furnizării angro în regim concurenţial

Sursele de gaze naturale aflate la dispoziţia pieţei de furnizare angro de gaze naturale din

România sunt cele din producţia internă (din care peste 95% provin de la cei doi mari

producători) şi cele din import (asigurate, în principal,de 2 furnizori externi).

Specificul consumului anual este caracterizat de diferenţe semnificative vară/iarnă, iar sistemul

de gaze naturale din România are o serie de condiţionalităţi tehnice, respectiv limitări în

funcţionare: capacitate maximă de producţie zilnică, capacitate maximă de import zilnic,

capacitate maximă de extracţie cantităţi înmagazinate. Astfel, pe parcursul unui an, în perioadele

cu vârfuri de consum, sursele care asigură consumurile sunt: producţia internă curentă, importul

curent şi înmagazinarea (care înglobează, din punct de vedere cantitativ, gaze naturale din

producţia internă şi gaze naturale din import). Aşadar, este important de precizat că pe piaţa din

România, pe perioade de timp limitate, consumurile la nivel naţional nu pot fi asigurate exclusiv

din producţia internă curentă şi din importul curent, fiind utilizate anumite cantităţi de gaze

naturale extrase din înmagazinare. Aceasta este o caracteristică de funcţionare ce nu se întâlneşte

în celelalte state europene.

Ca urmare a acestor caracteristici, respectiv limitarea tehnică a infrastructurilor din sectorul

gazelor naturale, potenţialul maxim de exploatare a surselor interne şi a celor din import,

raportate la fluctuaţia consumului intern anual, a rezultat necesitatea impunerii unor reglementări

inclusiv pentru componenta concurenţială a pieţei furnizării :


128

- obligaţia “coşului de gaze” – prin care s-a stabilit procentul de gaze naturale din import pe

care furnizorii trebuie să îl asigure consumatorilor, inclusiv acelora alimentaţi în regim

concurenţial;

- obligaţia de “stoc minim” – prin care s-au prevăzut cantităţile pe care furnizorii ce

alimentează consumatori finali (inclusiv cei alimentaţi în regim concurenţial) trebuie să le

deţină în depozitele de înmagazinare la sfârşitul ciclului de injecţie.

Cu toate că aceste obligaţii sunt o rezultantă a modului în care a fost gândită asigurarea

continuităţii în furnizare a consumatorilor finali având la bază principiul echidistanţei privind

accesul la resursa din producţia internă, pentru perioada de tranziţie dinspre regimul reglementat

spre cel concurenţial, efectul acestor obligaţii s-a repercutat în modul de desfăşurare a activităţii

de comercializare pe piaţa furnizării angro în regim concurenţial.

Astfel, se poate afirma că piaţa furnizării angro în regim concurenţial este încă o piaţă hibrid,

aflată în plin proces de evoluţie şi de eliminare etapizată a condiţionalităţilor existente la nivelul

furnizorilor. Ca urmare a liberalizării integrale a pieţei pentru consumatorii noncasnici, începând

cu data de 1 ianuarie 2015, a fost eliminată reglementarea privind “coşul de gaze” pentru această

categorie de consumatori.

Participanţii la piaţa angro de gaze naturale sunt:

- producătorii/afiliaţii acestora;

- furnizorii;

- operatorul de transport şi sistem;

- operatorii de distribuţie.

Din analiza informaţiilor primite în cadrul investigaţiei a rezultat că furnizorii participanţi la

piaţa angro de gaze naturale sunt producătorii/afiliaţii, importatorii de gaze naturale, furnizorii

care alimentează consumatorii finali, furnizorii care comercializează gazele naturale doar către

alţi furnizori (la nivel legislativ se are în vedere introducerea noţiunii de ”trader”). Această

opinie privind componenţa participanţilor la piaţa angro de gaze naturale este împărtăşită de

majoritatea respondenţilor. Există însă, în rândul furnizorilor, şi opinia potrivit căreia tot din

structura pieţei angro fac parte şi clienţii finali care au consumuri mari, raţiunea fiind aceea că

aceşti consumatori achiziţionează cantităţi de dimensiuni similare cu cele achiziţionate de

furnizori. Cu toate acestea, legislaţia asigură o delimitare clară după destinaţia gazelor naturale,

respectiv revânzare sau consum propriu, care se reflectă în palierele de comercializare angro sau

cu amănuntul, iar diferenţierea cu privire la modul de contractare pe cele două paliere de piaţă s-

a manifestat pe parcursul întregii perioade de analiză.

Pe piaţa angro, gazele naturale ajung preponderent de la surse (producţie internă şi import) la

furnizori. De asemenea, aceasta este piaţa în care furnizorii comercializează gazele naturale între

ei pentru echilibrarea poziţiilor din portofoliu99

ori pentru reducerea dezechilibrelor în relaţia cu

operatorul sistemului de transport.

Având în vedere aceste aspecte şi luând în considerare practica europeană100

, s-a apreciat că,

pentru prezenta analiză ce se concentrează pe perioada 2012-2016, piaţa angro de gaze naturale a

99

[...] 100

Cazul COMP/M.4180 GDF/Suez (2006), par. 78-81.


129

fost reprezentată de relaţiile comerciale având ca obiect cantităţile de gaze naturale

comercializate între furnizori, fără a include cantităţile achiziţionate pentru asigurarea

consumurilor proprii, indiferent de mărimea acestora.

Definirea pieţei angro poate rămâne, totuşi, deschisă, întrucât odată cu evoluţia pieţei interne,

schimbarea condiţiilor la nivelul furnizării în regim concurenţial (eliminarea interferenţelor cu

zona reglementată, omogenizarea condiţilor de contractare existente între revânzători şi clienţii

finali), diversificarea mecanismelor de tranzacţionare şi a fluxurilor transfrontaliere, s-ar putea

impune redefinirea pieţei angro de gaze naturale.

În concluzie, oferta şi cererea pe piaţa angro au fost asigurate de participanţii la piaţă astfel:

- Oferta: producători/afiliaţi, furnizori de gaze naturale din import, operatorii sistemului de

transport şi ai sistemelor de distribuţie, aceştia din urmă doar pentru echilibrare şi pentru

acoperirea diferenţelor rezultate din procedurile de măsurare/alocare.

- Cererea: furnizori, operatorii sistemului de transport şi ai sistemelor de distribuţie, aceştia

din urmă doar pentru echilibrare şi pentru acoperirea diferenţelor rezultate din

procedurile de măsurare/alocare şi din consumuri tehnologice.

Evoluţia numărului de furnizori activi pe piaţa comercializării angro nu indică o dinamică

susţinută din punct de vedere al creşterii numărului de participanţi.

Tabel nr. 7

An 2012 2013 2014 2015 2016

Număr furnizori 32 27 34 40 46

Număr furnizori intraţi pe piaţă în anul respectiv 6 4 10 8 10

Număr furnizori ieşiti de pe piaţă în anul respectiv 3 9 3 2 4

Sursa: date ANRE

De asemenea, pe piaţa angro de gaze naturale numărul furnizorilor care desfăşoară operaţiuni

specifice tradingului (comercializarea gazelor către alţi revânzători, fără furnizare către clienţi

finali) este redus, fapt ce susţine ideea unei dezvoltări limitate a acestei pieţe. Din tabelul

următor se poate observa că numărul de furnizori care au avut activitate specifică tradingului [...]

a fost redus pe toată perioada de analiză, ajungând la un maxim de 5 la nivelul anului 2015.

Tabel nr. 8 - Furnizori care activează doar pe piaţa angro

[...]

Sursa: date ANRE

Există două perspective de analiză a pieţei angro de gaze naturale. Pentru evidenţierea acestora

sunt necesare următoarele precizări.

Pe piaţa angro, oferta este reprezentată de sursele primare pentru asigurarea cererii interne de

gaze naturale, respectiv producţia internă şi importurile, precum şi de furnizorii licenţiaţi care

realizează o activitate de intermediere între oferta şi cererea de gaze naturale sau comercializează

gaze naturale între ei din diverse motive comerciale (oportunităţi de moment, echilibrare etc.).

Prin urmare, oferta pe angro include încă o verigă în lanţul dintre oferta primară şi cererea


130

clienţilor finali, aşa numita intermediere. Din perspectiva cererii, furnizorii care cumpără pe piaţa

angro pot opta fie pentru achiziţiile directe de la producători/afiliaţi şi importatori, fie pentru

achiziţii de la aceşti intermediari care revând gazele naturale, alegerea fiind influenţată de

elemente ce ţin de puterea financiară, cantităţi contractate, condiţii contractuale. În acelaşi timp,

în subsidiar ar exista un al doilea palier de comercializare angro, unde interacţionează furnizorii

care achiziţionează gazele naturale din sursa primară şi alţi furnizori mai mici.

Având în vedere aceste considerente o perspectivă poate avea în vedere analizarea separată a

fiecăruia dintre cele două paliere ale pieţei angro (angro-ul principal şi veriga intermediară).

Pe de altă parte, există perspectiva de analiză a pieţei angro ca fiind un singur palier de

comercializare, care include toate tranzacţiile descrise în cadrul celor două segmente evidenţiate

anterior. Aceasta este şi perspectiva avută în vedere în cadrul prezentei analize, cu menţiunea că,

luând în considerare importanţa surselor interne în modelul de piaţă din România, vor fi

evidenţiate separat şi cotele la nivel de surse primare.

În perioada de analiză, cantităţile de gaze naturale comercializate pe piaţa angro au reprezentat

între 37% şi 41% din totalul cantităţilor de gaze naturale vândute în regim concurenţial (angro şi

vânzări cu amănuntul). Raportat la o dimensiune a pieţei angro dată de suma tuturor tranzacţiilor

angro de gaze naturale, care include nu numai cantităţile puse în piaţă de surse (producători şi

importatori) şi care ajung în consumul final, ci şi pe cele vehiculate între revânzători, cotele

cumulate ale primilor doi furnizori au reprezentat între [50% şi 65%].

Romgaz a deţinut cea mai mare cotă de piaţă, respectiv între [35-45]% până în 2015, cu o

scădere abruptă în 2016. În perioada 2013-2016 Petrom Gas a avut o cotă de piaţă cuprinsă între

[20% - 30%]. Deşi s-a înregistrat un ecart semnificativ între cei doi furnizori care au şi calitatea

de producători/afiliaţi, tendinţa ultimilor doi ani a fost de diminuare a intervalului. Scăderea cotei

de piaţă deţinute de Romgaz în anul 2016 a fost cauzată de oprirea unei părţi a producţiei, ca

urmare a conjuncturii pieţei101

.

Amromco, al treilea producător ca mărime, a înregistrat an de an o creştere a cotei de piaţă, iar în

perioada 2013-2016 aceasta s-a situat în intervalul [5%-10%]. În cazul celor doi mari furnizori

tradiţionali, Engie şi E.ON Energie, se observă o abordare diferită a acestui palier de piaţă. În

timp ce Engie a întregistrat o majorare a cotei pe piaţa angro, în aceeaşi perioadă vânzările E.ON

Energie102

au fost reduse, având în vedere că au fost realizate doar pentru optimizarea

portofoliului în cadrul unor oportunităţi conjuncturale.

101

A se vedea subcapitolul 6.3- Regimul de taxare a producţiei de hidrocarburi în România 102

[…]


131

Grafic nr. 31


Grafic nr. 32


O astfel de definire a pieţei angro, deşi oferă o imagine privind puterea fiecărui participant în

funcţie de vânzările efectuate, nu reflectă cu suficientă acurateţe puterea reală de piaţă a surselor

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2013 2014 2015 2016

Evoluţia cotelor principalilor furnizorilor de gaze naturale pe piaţa angro în regim concurenţial

Romgaz OMV Petrom Gas Alţii

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

2013 2014 2015 2016

Evoluţia cotelor furnizorilor de gaze naturale pe piaţa angro în regim concurenţial (alţi revânzători)

Engie E.ON Energie WIEE Conef Gaz

MET AMROMCO Energy Arelco AXPO

Altii Total


132

(producţie internă/import) în condiţiile multiplicării prin revânzări succesive a cantităţilor de

gaze puse în piaţă înainte de ajunge în consumul final. Mai exact, cotele de piaţă ale furnizorilor

care au şi calitatea de producători/afiliaţi sunt diluate prin raportarea la un volum total ce include

cantităţile vehiculate („rostogolite”) între revânzători.

Din analiza datelor disponibile a rezultat că inclusiv în situaţia în care volumele tranzacţionate de

furnizori se raportează la totalul surselor intrate în piaţă, fără cantităţile rostogolite, ierarhia pe

piaţă nu se modifică faţă de situaţia prezentată anterior dar se măreşte decalajul dintre primii doi

jucători.

Gradul de concentrare al pieţei furnizării angro în regim concurenţial

Comercializarea de gaze naturale în regim concurențial către revânzători se realizează în baza

licenței de furnizare acordate de ANRE, pe piața românească fiind prezenți un număr de 46 astfel

de furnizori (în anul 2016).

Figura următoare prezintă evoluția gradului de concentrare pe piața furnizării angro de gaze

naturale (comercializarea de gaze naturale în regim concurențial către revânzători) din România

în perioada 2013-2016.

Figura nr. 2

Sursa: date prelucrate de CC

În ceea ce privește principalul indicator al gradului de concentrare, respectiv HHI, acesta se află

la valori de peste 2.300 de unități în perioada 2013-2015, după care scade la aproximativ 1860 în

anul 2016. Scăderea importantă (de peste 530 de unități) a HHI din anul 2016 este rezultatul

reducerii prezenței pe piață a celor doi mari producători, în special Romgaz [...], concomitent cu

creșterea prezenței pe această piață a Engie și WIEE.

Date fiind intervalele de valori ale HHI considerate de Comisia Europeană, în anul 2016 piața

furnizării angro de gaze naturale din România devine o piață cu concentrare medie, după ce

anterior putea fi privită drept o piață puternic concentrată.

Evaluarea concentrării prin intermediul HHI trebuie completată de evaluarea pe baza ratelor de

concentrare. Aceasta întrucât tendința de relativă apropiere a cotelor de piață ale principalilor

63.9% 61.8% 64.4% 54.1%78.4% 78.6% 78.0% 75.5%

2,350 2,375 2,395

1,859

0%

20%

40%

60%

80%

100%

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2013 2014 2015 2016

CR

2/4

HH

I



133

participanți pe piață atenuează valoarea HHI: ridicarea la pătrat a cotelor de piață pune accent

deosebit pe valorile mari ale cotelor de piață, ceea ce nu mai este neapărat cazul pe piața

furnizării angro de gaze naturale începând cu anul 2016.

Reducerea recentă a gradului de concentrare pe piață este susținută și de analiza ratelor de

concentrare. Chiar dacă, pe întreaga perioadă analizată, principalii producători de gaze naturale

din România, Romgaz și OMV Petrom (prin afiliat), sunt și rămân și principalii participanți pe

piața furnizării angro, CR2 se reduce [...].Scăderea prezenței pe piața furnizării angro a celor doi

producători autohtoni de gaze naturale [...] este compensată în special de avansul Engie și WIEE

[...] fapt pentru care CR4 rămâne relativ constant în intervalul 2013-2016.

În concluzie, tendința recentă pe piața furnizării de gaze naturale în regim concurențial către

revânzători din România pare a fi de echilibrare a principalilor jucători. Reducerea prezenței

celor doi mari producători este suplinită de creșterea importanței a doi furnizori de gaze naturale,

ceea ce face ca HHI și CR2 să se reducă puternic în anul 2016. CR4 scade însă puțin în anul

2016 și rămâne la valori relativ ridicate, peste 75%, ceea ce arată continuarea caracterului

oligopolist al acestei piețe.

Evaluarea furnizării angro de gaze naturale din România prin intermediul Indicelui

Agregat de Presiune Concurențială

Evaluarea comercializării de gaze naturale în regim concurențial către revânzători prin

intermediul IAPC se face în modalitatea descrisă în Secțiunea 4.3. Tabelul de mai jos prezintă

valorile alese pe scalele în șapte puncte, în funcție de datele și informațiile disponibile autorității

de concurență.

Tabelul nr. 9 - Evaluarea furnizării angro de gaze naturale din România, prin intermediul IAPC,

la nivelul anului 2016

Indicatorul

urmărit


Barierele la

intrare




este foarte facilă


inovativă



impact

Omogenitatea

produsului



similare



diferite, mai ales

calitativ

Elasticitatea

cererii in funcție

de preț

Cererea este foarte

inelastică

Cererea este foarte

elastică

Concurenții

„rebeli”



Pe piață există


dimensiuni mari

Numărul de

concurenți


foarte redus


este foarte ridicat

Gradul de

concentrare


foarte ridicat


este foarte redus

Simetria cotelor Cotele de piață ale Cotele de piață ale


134

de piață principalilor concurenți




Stabilitatea

cotelor de piață






au fluctuat masiv

Interacțiunile pe

alte piețe



alte piețe



analizată

Legăturile

structurale



concurenți




Profitabilitatea



foarte ridicate




pierderi

Simetria

costurilor





Marketing și

comunicare


comunicare ale




și comunicare ale


sunt foarte intense

Transparența

pieței

Piața este foarte



masiv


masiv





Nivelul prețului







Asociațiile de

afaceri sau

patronale




influentă




Puterea de

negociere a

cumpărătorilor

Cumpărătorii nu au deloc

putere de negociere

Cumpărătorii au foarte

mare putere de

negociere

În ceea ce privește factorul analizat cel mai adesea de autoritățile de concurență, respectiv

existența barierelor la intrarea pe piață, apreciem că acestea sunt destul de ridicate în cazul

furnizării de gaze naturale în regim concurențial către revânzători, întrucât obținerea unei licențe

de furnizare din partea reglementatorului trebuie dublată de existența unei surse de

aprovizionare, interne sau externe. Mai mult, apreciem că intrarea semnificativă pe această piață

necesită resurse financiare considerabile și este posibil să fie condiționată și de o bună reputație a

furnizorului.

Gradul redus de inovare a acestui sector, omogenitatea ridicată a produsului și a serviciului

oferit, elasticitatea limitată a cererii în funcție de preț, interacțiunile frecvente de pe alte piețe ale

principalilor jucători, dar și investițiile aparent reduse ale acestora în activități de marketing și

comunicare sunt elemente care atenuează caracterul pro-competitiv al industriei. Pe de altă parte,


135

numărul ridicat de concurenți, fie și doar cu caracter potențial, lipsa unor legături structurale

între principalii jucători de pe piață, aparenta asimetrie a costurilor acestora și evoluțiile recente

ale cererii (reducere importantă în anul 2016, ceea ce arată o predispoziție crescută la șocuri

exogene) contrabalansează o parte din factorii enunțați anterior.

Date fiind scorurile indicate în tabelul de mai sus, dar și categoriile de importanță din care fac

parte factorii incluși în analiza prin intermediul IAPC, valoarea indicelui compozit pentru

comercializarea gazelor naturale în regim concurențial către revânzători este 47% în anul 2016.

Această valoare plasează comercializarea angro a gazelor naturale din România la limita dintre

industriile pro-competitive și cele din grupul de mijloc din punct de vedere concurențial, date

fiind 50 de industrii naționale analizate de autoritatea de concurență prin prisma IAPC.

Față de anul 2015, valoarea IAPC înregistrează o creștere de 4,5pp. Această evoluție, ce

reprezintă cea mai însemnată creștere dintre cele 50 de industrii analizate, este preponderent

rezultatul unui factor extern, respectiv reducerea prețurilor gazelor naturale din import. Această

reducere nu a fost urmată de Romgaz, nealinierea sistemului de tarifare a acestuia conducând la

reducerea semnificativă a cantității comercializate de societate [...]. În acest context, WIEE,

jucător ușor atipic, care comercializează gaze naturale din import și care încearcă să acționeze ca

un agregator de cerere, și-a sporit prezența pe piață, cota sa crescând [...] față de anul 2015. Drept

consecință a acestor evoluții, cotele de piață ale principalilor jucători s-au modificat semnificativ

în anul 2016 iar gradul de concentrare a pieței s-a redus, ceea ce a condus la creșterea indicelui

agregat de presiune concurențială.

Analiza pieţei de furnizare angro de gaze naturale cuprinde, pe lângă prezentarea principalelor

caracteristici, a actorilor din piaţă şi a gradului de concentrare, şi consideraţii privind

flexibilitatea în aprovizionarea cu gaze naturale, condiţiile de contractare, modul de construire a

portofoliilor anuale de achiziţii pe această piaţă, distincţia dintre producţia internă şi import din

perspectiva achiziţiilor, elementele care influenţează preţul gazelor naturale angro, condiţiile de

ofertare, barierele la intrarea pe piaţă şi deficienţele constatate.

Flexibilitatea/diversificarea în aprovizionarea cu gaze naturale

Pornind de la structura ofertei pieţei angro de gaze naturale, este important de reliefat în ce

măsură sursele existente asigură suficientă flexibilitate în construirea portofoliilor de achiziţii de

gaze naturale ale furnizorilor. Există două aspecte care trebuie avute în vedere:

opţiunile/diversitatea surselor pe care le au furnizorii în aprovizionare şi flexibilitatea surselor în

creşterea/diminuarea cantităţilor comercializate în funcţie de nevoi (capacitatea de aprovizionare

a pieţei). Îmbinarea celor două dimensiuni - număr de surse/capacitatea acestora de

aprovizionare - reflectă lichiditatea pieţei, la nivelul ofertei.

Marii furnizori care asigură cererea de gaze pe piaţa angro au precizat că flexibilitatea la nivelul

surselor/ofertei de gaze naturale trebuie evaluată în contextul sezonalităţii consumului. Potrivit

informaţiilor transmise de aceştia103

, pe o perioadă limitată de timp a sezonului rece, când se

înregistrează vârfuri de consum, flexibilitatea surselor este extrem de limitată.

103

[...]


136

„La o producţie internă curentă care asigură aproximativ 0,3 TWh/zi, un import ce poate

asigură până la 0,4 TWh/zi şi o capacitate de extracţie din înmagazinare de până la 0,3

TWh/zi, pe parcursul iernii, nefuncţionarea sau neutilizarea uneia dintre surse (reduceri la

import, probleme tehnice de extracţie etc.) poate aduce grave probleme în aprovizionarea cu

gaze naturale a consumatorilor finali pentru că niciuna nu poate compensa suficient lipsa

alteia. Capacitatea de extracţie insuficientă în vârf de consum este cea care determină

apariţia nevoii de import pentru balansarea sistemului. În concluzie, flexibilitatea existentă

este suficientă prin cumul, dar poate fi pusă în pericol foarte uşor de absenţa/insuficienţa

uneia dintre surse.” 104

„ (...) Nu există suficientă flexibilitate. Depozitele funcţionează oricum iarna ca sursă

normală de gaze nu ca sursă de flexibilitate.”105

Chiar furnizori [...], care îşi construiesc portofoliile cu achiziţii semnificative de gaze naturale

din import, consideră că piaţa nu oferă o reală flexibilitate în aprovizionare.

Există premisele unei corecţii la nivelul pieţei, în sensul creşterii flexibilităţii în aprovizionare,

odată cu apariţia noilor surse de gaze naturale din Marea Neagră şi în condiţiile realizării

investiţiilor la nivelul infrastructurilor de transport şi înmagazinare pentru înlăturarea limitărilor

tehnice.

Cea mai mare parte a furnizorilor respondenţi consideră că nu există suficientă flexibilitate în

alegerea surselor din cauza gradului de concentrare mare a surselor de producţie internă (doi

producători majori) şi a surselor de import de gaze naturale (importurile directe sunt asigurate

majoritar de la 2 traderi externi din aceeaşi sursă).

În timp ce la nivelul furnizorilor care achiziţionează cantităţi mari de gaze (cei care nu au şi

calitatea de producători), flexibilitatea în aprovizionare este determinată de diversitatea surselor

pe care le au la dispoziţie pe piaţă pentru a-şi construi portofoliile de achiziţii, la nivelul

furnizorilor medii şi mici flexibilitatea în aprovizionare este gândită inclusiv din perspectiva

achiziţiilor de la alţi revânzători de pe piaţă.

Există o serie de argumente evidenţiate de furnizorii care susţin că achiziţia gazelor din alte

surse decât producţia internă reprezintă o alternativă reală de construire a portofoliilor proprii.

Primul argument este legat de faptul că producătorii nu oferă spre vânzare, mai ales pe bursă,

cantităţi mici şi foarte mici106

. De exemplu, cantităţile de 100.000 MWh/lună puse pe piaţă nu

sunt accesibile furnizorilor cu portofolii mici de clienţi. Un alt argument este acela că, în multe

situaţii, furnizorii care au achiziţionat cantităţi mari pe termen lung, la preţuri avantajoase, vând

excedentul lunar deseori la preţuri mai bune decât cele oferite de producători.107

În acest caz,

avantajul obţinerii unui preţ mai bun de la producători prin achiziţia unor cantităţi mai mari de

gaze se translatează şi către furnizorii mai mici asigurând o competitivitate sporită a pieţei.

104

[...] 105

[...] 106

[...] 107

[...]


137

Un element determinant în opţiunea achiziţiilor de la alţi revânzători este cel legat de condiţiile

de flexibilitate strictă solicitate de producători cu privire la cantităţile contractate. În contextul

implementării Codului Reţelei108

, începând cu luna noiembrie 2016, producătorii au ales să

vândă gazele naturale cu livrare în bandă zilnică fixă, cu o flexibilitate limitată la nivelul

cantităţilor contractate [...]. Clienţii finali induc vârfuri de consum care nu se pot încadra în

banda cu flexibilitate redusă oferită de producători, ceea ce ar conduce la dezechilibre şi,

implicit, la penalizarea de către Operatorul Sistemului de Transport a respectivilor furnizori.

Revânzătorii mari cu portofolii complexe de achiziţie pe bază de contracte pentru cantităţi în

bandă sau pentru cantităţi destinate vârfurilor de consum, aprovizionaţi atât cu gaze din import,

cât şi din producţia internă şi din înmagazinare, reuşesc să asigure micilor furnizori o flexibilitate

mult mai mare la contractare. De altfel, aşa cum se va prezenta pe parcursul analizei, odată cu

implementarea Codului Reţelei, flexibilitatea comercială a devenit un element determinant în

procesul de contractare.

O altă condiţie care a făcut ca furnizorii mici să se orienteze către achiziţiile de la alţi revânzători

este cea referitoare la plata în avans a gazelor livrate, din contractele cu producătorii. Practic,

revânzătorii care au achiziţionat direct de la producători preiau sarcina de finanţator a cantităţilor

livrate, asigurând clienţilor săi avantajul de cash-flow. Un avantaj în plus asigurat de achiziţiile

de la revânzători este cel al preluării de către aceştia a riscului de neplată.

În concluzie, pentru furnizorii mici, care nu pot îndeplini condiţiile solicitate de producători la

comercializarea gazelor, achiziţia de la revânzătorii care contractează cantităţi direct de la surse

reprezintă o alternativă reală de construire a portofoliilor. În pieţele angro mature, discrepanţa

dintre condiţiile de contractare ale producătorilor şi capacitatea micilor furnizori de a îndeplini

respectivele condiţii s-a reglat pe cale naturală de către piaţă, prin structurarea cererii pe mai

multe paliere, conducând implicit la dezvoltarea categoriei traderilor.

Pentru marii furnizori însă, la nivelul actual de dezvoltare/lichiditate a pieţei angro, achiziţiile de

la alţi revânzători nu reprezintă opţiuni reale de aprovizionare, atât din punct de vedere al

preţului, cât şi al cantităţilor. Există însă şi achiziţii de gaze naturale ale furnizorilor mari de la

furnizori mai mici din piaţă, dar acestea sunt generate, în general, de necesitatea echilibrării

portofoliilor (surse-consum) prin vânzarea excedentului către cei aflaţi în deficit şi cumpărarea

de surplus pentru acoperirea deficitului.

În tabelul următor se poate observa evoluţia numărului de furnizori care au achiziţionat gaze

naturale direct de la producători, în perioada 2012-2016. De asemenea, este evidenţiat numărul

furnizorilor care au achiziţionat gaze de la fiecare dintre producători.

Tabel nr.10

An

Total furnizori care au

achizitionat gaze de la

producatori

2012 15

2013 18

2014 21

2015 24

2016 29 Sursa: date prelucrate de CC

108

Ordinul ANRE 16/2013 – Codul reţelei pentru sistemul de transport al gazelor naturale.


138

În perioada de analiză se constată aproape o dublare a numărului de furnizori care au achiziţionat

direct de la producători, ceea ce indică o evoluţie în sensul fragmentării cantităţilor ofertate pe

piaţă de producători. [...]

Condiţii de contractare pe piaţa angro

Surse de achiziţie

Pe piaţa angro a gazelor naturale, modalitatea dominantă de comercializare pe întreaga perioadă

de analiză a fost prin contractare bilaterală, ceea ce a condus la o lipsă de transparenţă la nivelul

pieţei şi, implicit, la lipsa oricărei referinţe cu privire la preţ. Aşa cum s-a precizat la capitolul

3.5, până la momentul 1 ianuarie 2015, când piaţa s-a liberalizat integral pentru consumatorii

noncasnici (cu excepţia producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze

naturale utilizate la producerea energiei termice destinate consumului populaţiei), preţul de

achiziţie a gazelor naturale din producţia internă prevăzut în calendarul de liberalizare (pentru

consumatorii noncasnici în regim reglementat) a reprezentat o referinţă pentru preţurile de

achiziţie a gazelor din producţia internă comercializate în regim concurenţial. Dezvoltarea unui

alt mecanism de comercializare, respectiv prin tranzacţionarea pe pieţele centralizate, a început

în a doua jumătate a anului 2014, debutând cu obligaţia de tranzacţionare impusă producătorilor.

Pentru aceste considerente, se poate aprecia că piaţa angro este încă la început de drum în ceea

ce priveşte construirea unor referinţe de preţ, iar furnizorii au un exerciţiu limitat în ceea ce

priveşte tranzacţionarea pe platformele centralizate. De altfel, şi platformele centralizate sunt în

plin proces de formare, mecanismele existente nefiind încă suficient de complexe pentru a putea

răspunde tuturor cerinţelor de comercializare ale furnizorilor.

La nivelul pieţei angro, din informaţiile transmise de participanţi, rezultă că cea mai răspândită

formă de contractare este cea cu o durată de un an, iar din punct de vedere al modalităţii de

încheiere a contractelor, predominante sunt contractele bilaterale. Contractele cu durata de un an

asigură predictibilitate, dar pentru asigurarea eficienţei sunt necesare contractele spot care ajută

la echilibrarea portofoliilor şi care, de multe ori109

, oferă preţuri mai mici. Achiziţia prin mai

multe contracte asigură minimizarea şocului pierderii unui client.

În ceea ce priveşte prima opţiune luată în calcul ca potenţială sursă de achiziţie de către un

furnizor în momentul construirii portofoliului, opiniile operatorilor diferă prin prisma

dimensiunii afacerii (comercializarea gazelor) fiecăruia dintre aceştia, respectiv prin prisma

identificării unor surse (vânzători) capabile să asigure condiţiile cantitative şi comerciale. Astfel,

pentru furnizorii mari prima opţiune de achiziţii o reprezintă producătorii interni. Conform [...]110

în acest caz furnizorul este nevoit să urmărească în contractare planul de vânzare al

producătorilor, respectiv să contracteze atunci când producătorii scot la vânzare cantităţile de

gaze naturale şi pe perioadele pe care aceştia doresc să vândă, conform propriilor strategii.

Pentru cantităţile din import, lucrurile sunt clare, existând deja contractele pe termen lung cu

importatorii externi.

Dintre furnizorii medii şi mici, o parte ia în calcul ca primă opţiune achiziţia de la producători şi

verifică posibilitatea contractării directe, în timp ce restul optează de la bun început pentru

achiziţia de la furnizorii cu care au mai avut contracte.

109

[...] 110

[...]


139

[...]

Identificarea celor mai avantajoase surse se realizează prin transmiterea solicitărilor de oferte

către producători şi furnizori. Cu toate că cel mai important factor în analiză este preţul, nu

întotdeauna acesta a fost principalul criteriu de alegere a unei oferte. Alte criterii importante au

fost siguranţa livrărilor, flexibilitatea, termenul de plată, garanţiile solicitate.

În situaţia fluctuaţiei portofoliului de clienţi (pierderea de clienţi), furnizorul are ca variante

descărcarea respectivelor cantităţi către alţi consumatori (substituirea clientului pierdut cu un

client nou), către alţi revânzători prin tranzacţii spot pe piaţa angro sau renegocierea contractului

de achiziţie pentru diminuarea cantităţilor.

Raportat la caracteristicile anului gazier care include ciclurile vară/iarnă, achiziţia este realizată

prin contractarea ”în bandă” - cantitate fixă lunară - a unei cantităţi minime necesare întregului

an (inclusiv iarna), urmând ca necesarul suplimentar din perioada de iarnă să se asigure prin

contracte pe termen scurt (pentru acoperirea vârfurilor de consum). Astfel, pe parcursul verii sunt

contractate pe termen lung volume de tip baseload (care asigură o încărcare de bază), iar tot ceea

ce este excedentar consumului de vară se injectează în depozitele de înmagazinare, urmând ca

iarna să se încheie contracte pe termen scurt pentru acoperirea vârfurilor şi/sau să se utilizeze

cantităţile stocate.

Elemente negociate în contractele de achiziţie

- cu producătorii interni:

Principalele elemente care au făcut obiectul negocierilor în cazul contractării bilaterale directe de

la producători, în perioada de analiză, au fost: preţul, cantitatea, perioada contractuală, termenul

de plată, garantarea plăţii/livrării, flexibilitatea.

Este important de remarcat că, înainte de ianuarie 2015, negocierea de preţ nu era foarte

importantă având în vedere că producătorii practicau aceleaşi niveluri de preţ stabilite în

calendarul de liberalizare. Faţă de acea referinţă puteau fi acordate diverse bonificaţii111

pentru

plata în avans, pentru preluarea unor cantităţi variabile, pentru diverse paliere cantitative.

În perioada ulterioară dereglementării preţurilor pentru consumatorii noncasnici (după 1 ianuarie

2015), negocierea preţului a devenit tot mai importantă, lucru care se aşteaptă să se întâmple

inclusiv cu gazele naturale contractate pentru consumatorii casnici şi asimilaţi pentru perioada

ulterioară lunii martie 2017 (moment de la care s-a liberalizat preţul de achiziţie a gazelor din

producţia internă, inclusiv pentru consumatorii casnici şi asimilaţi).

Negocierea cantităţilor s-a făcut în funcţie de necesar, existând diverse variante de reconfirmare

a nevoii pe parcursul derulării contractelor (nominalizări, renominalizări în cursul lunii), de

modificare a graficului de livrare în limita unei flexibilităţi contractuale sau prin acordul părţilor

în funcţie de disponibilităţi.

Termenele de plată au fost negociate, în general, prin raportare la condiţiile de garantare. Există

contracte cu garantarea plăţii prin scrisori de garanţie şi plata ulterioară lunii de livrare, contracte

fără garantare şi cu plata înaintea lunii de livrare şi contracte fără garantare şi cu plata ulterioară

111[...]


140

lunii de consum, bazate pe bonitatea partenerilor şi pe experienţa lor contractuală neafectată de

evenimente de plată sau livrare112

.

Durata contractelor are în vedere profilul de consum şi disponibilitatea necesară ca urmare a

strategiei comerciale de dezvoltare a portofoliului de clienţi, existând toate tipurile de produse

disponibile: zilnice, lunare, intra-lunare, trimestriale, anuale, multianuale. În legătură cu acest

aspect, se remarcă faptul că, odată cu implementarea Codului Reţelei (noiembrie 2016), a apărut

nevoia de contracte pe termen mai scurt de o lună, precum şi de contracte de echilibrare.

Flexibilitatea cantităţilor contractate (comercială) a devenit un element de bază în negocierea

contractelor odată cu intrarea în vigoare a prevederilor Codului Reţelei. Aşa cum s-a precizat

anterior, producătorii preferă să vândă gazele naturale cu livrare în bandă şi cu o flexibilitate

limitată. Există furnizori pentru care gradul de flexibilitate este la fel de important în negociere

ca şi preţul de achiziţie, uneori sursa cea mai rentabilă nefiind neapărat cea cu preţul cel mai mic,

ci cea care corespundea cerinţelor de consum ale clienţilor respectivului furnizor. Până la

momentul aplicării prevederilor Codului Reţelei, nu se acorda o atenţie sporită negocierii cu

exactitate a cantităţilor contractate, având în vedere că practic se achita contravaloarea cantităţii

de gaze consumate efectiv de clienţii finali.

- cu revânzătorii:

În cazul achiziţiilor de la alţi revânzători (furnizori care nu au şi calitatea de producători),

elementele ce au făcut obiectul negocierilor au fost: preţul, flexibilitatea, durata (perioada de

livrare), termenul de plată şi, după caz, obligaţia/lipsa obligaţiei de plată a unei cantităţi, chiar

dacă nu a fost preluată/consumată de către clientul final.

Ca regulă generală, în cazul achiziţiilor de la revânzători, se poate asigura o flexibilitate mai

mare a cantităţilor comparativ cu achiziţiile de la producători, ceea ce conduce la posibilitatea

preluării de către cumpărător a unor cantităţi mult mai bine dimensionate pe specificul de

consum al propriilor clienţi. Consecinţa este reducerea dezechilibrelor cantităţilor

contracatate/livrate. De altfel, revânzarea este o posibilitate de echilibrare a cantităţilor prin care

se asigură îndeplinirea de către cumpărător a obligaţiei de preluare a gazelor conform

contractului. Practic, dacă într-o lună de livrare un furnizor nu îşi poate respecta obligaţia de

preluare, sunt analizate două variante: nepreluarea cantităţii şi plata unor posibile penalităţi sau

vânzarea către un alt furnizor a unei cantităţi spot care ar duce la acoperirea obligaţiei de

preluare.

De asemenea, condiţiile de plată sunt mai avantajoase în cazul achiziţiilor de la revânzători,

având în vedere că producătorii preferă fie plata în avans, fie depunerea unor garanţii. Există

furnizori medii şi mici, cu o capacitate limitată în asigurarea surselor de finanţare (lichidităţilor)

care să le permită susţinerea unor plăţi în avans faţă de momentul încasării. În general, aceştia au

în portofolii inclusiv clienţi consumatori casnici, de la care încasează contravaloarea facturilor la

termene de 45 de zile de la încheierea lunii de livrare. Situaţia este valabilă însă inclusiv pentru

furnizorii care au consumatori noncasnici, în cazul cărora termenele scadente sunt de 30 de zile

de la încheierea lunii de livrare şi emiterea facturii.

[...]

112

[...]


141

- cu importatorii externi:

În cazul achiziţiilor de gaze din import, de la furnizori externi, elementele negociate au fost

aproximativ aceleaşi cu cele negociate în achiziţiile de la producătorii interni, respectiv preţuri,

cantităţi, durată, flexibilitate, obligaţii de preluare, condiţii de plată.

Este important de subliniat că, în cazul contractelor de import, preţurile sunt stabilite după

formule care iau în calcul cotaţiile Platt´s pentru păcură cu conţinut de sulf de 1% şi pentru

motorină cu conţinut de sulf de 0,1%. Faţă de preţul astfel calculat se pot acorda discounturi.

Cu privire la condiţiile de plată, nu există o regulă generală, de la caz la caz stabilindu-se fie

plata înaintea (sau în primele zile) ale lunii de livrare, fie plata după luna de livrare. O condiţie

frecvent întâlnită în contractele de import a fost clauza de tip take-or-pay, prin care cumpărătorul

se obliga se plătească gazele contractate chiar dacă nu erau preluate. Ar fi de remarcat totuşi

tendinţa de schimbare a politicilor de comercializare ale furnizorilor externi, în sensul

îmbunătăţirii condiţiilor contractuale prin acordarea unei flexibilităţi sporite şi a scăderii

incidenţei condiţiilor de plată în avans. Există şi furnizori113

dintre cei care au avut contracte cu

importatorii externi care consideră că, din punct de vedere al flexibilităţii în livrări, furnizorii

gazelor din import oferă opţiuni mult mai avantajoase comparativ cu producătorii interni.

Modul de construire a portofoliilor anuale de achiziţii

În general, pe piaţa angro, ofertele solicitate de revânzători sunt fără servicii logistice, aceştia

având încheiate în nume propriu contracte de transport al gazelor naturale prin SNT, precum şi

contracte de distribuţie a gazelor naturale prin diversele sisteme de distribuţie la care sunt

conectaţi consumatorii finali aflaţi în portofoliile lor. Ca regulă generală, cu revânzătorii se

negociază doar preţul gazului.

Caracteristic relaţiilor comerciale pe piaţa concurenţială a furnizării angro este faptul că

procesul de negociere bilaterală cu revânzătorii - având în vedere faptul ca aceştia cunosc

detaliat functionalităţile pieţei - este mai scurt ca durată, comparativ cu procesul de negociere

bilaterală cu un consumator final. Tendinţa pentru revânzători este de a lua decizii mult mai

rapid decât consumatorii finali, iar contractele negociate pot fi zilnice, lunare sau multi-lunare

(în cazul clienţilor finali contractele sunt, în general, anuale).

Pe piaţa concurenţială de furnizare angro, revânzătorii îşi construiesc portofoliile de achiziţie de

gaze naturale prin încheierea unei multitudini de contracte cu furnizorii-producători interni, cu

furnizorii care importă gazele naturale de la traderi externi şi cu ceilalţi furnizori-revânzători.

Din informaţiile prezentate s-a constatat că, în general, revânzătorii mari îşi construiesc

portofoliile având un contract anual de achiziţie, aşa numit contract de bază, care le asigură cea

mai mare parte din necesarul de gaze pe care trebuie să îl revândă consumatorilor proprii (la care

se încheie acte adiţionale prin care se pot ajusta cantităţile lunare achiziţionate şi preţurile

gazelor naturale) şi dintr-o multitudine de contracte, semestriale/trimestriale/lunare sau pe durate

de câteva zile, încheiate fie bilateral, fie prin tranzacţii pe pieţele centralizate. Modalităţile de

construire a portofoliilor de achiziţie diferă de la un revânzător la altul, existând cazuri când

aceştia preferă să încheie, cu precădere, contracte lunare/spot sau multi-lunare (în general, în

situaţiile în care nu pot avea o predictibilitate a consumurilor clienţilor finali proprii). Există, de

asemenea, situaţii în care revânzătorii au în derulare mai multe contracte anuale cu acelaşi

113

[...]


142

furnizor (decalate în timp ca dată de începere şi de finalizare), caz în care cantităţile necesare a

mai fi achiziţionate pe contracte pe termen scurt (lunar/spot) sunt mai reduse.

Volatilitatea preţurilor manifestată în ultimii ani a determinat orientarea către contractele

derulate pe perioade scurte, respectiv trimestru sau semestru. Cu toate acestea, în perioada de

analiză au existat şi continuă să existe şi contracte cu o durată mai mare, multianuale. Acestea

sunt, în general, contractele de import de gaze naturale [...]. Încheierea unor contracte pe termen

lung s-a realizat cu precădere până în anul 2015, moment de la care se observă o tendinţă de

fragmentare a achiziţiilor printr-o diversitate de contracte, atât din punct de vedere al duratei, cât

şi al cantităţilor. Astfel, pe parcursul perioadei de analiză, se observă trecerea de la un sistem de

achiziţii fundamentat pe contracte pe termen lung la nivelul surselor - începute în anul 2009 şi

continuate în mare parte până în 2015 - la un sistem de achiziţii fragmentat, bazat pe o diversitate

a duratelor de contractare, rezultat ca urmare a evoluţiilor pieţei şi condiţiilor de comercializare.

Ca regulă generală, dimensionarea achiziţiilor unui furnizor se face în funcţie de nevoile de

consum ale clienţilor din portofoliu şi de prognoza de creştere a portofoliului de clienţi în

concordanţă cu strategia de dezvoltare a fiecăruia. În cazul furnizorilor care au portofolii mari de

clienţi, cu o gamă vastă de cerinţe, cu contracte care expiră la date diferite (care nu sunt neapărat

legate de începutul sau sfârşitul anului calendaristic sau gazier), nevoia de consum pentru o

anumită perioadă poate fi doar estimată pe baza unor factori cum ar fi: categoriile de clienţi,

numărul de clienţi, contractele aflate în derulare pentru perioada respectivă, nevoile clienţilor în

perioade similare, flexibilitatea contractuală acordată, probabilitatea de reînnoire a contractului,

temperaturile estimate etc.

Modul în care furnizorii îşi construiesc portofoliile de achiziţii este influenţat semnificativ de

prevederile legislative. Furnizorii susţin că, din cauza specificului pieţei de gaze naturale din

România, caracterizată de schimbări legislative continue, greu de previzionat, puse în practică în

ultimul moment, strategiile de achiziţii trebuie să fie flexibile şi adaptabile tuturor acestor

modificări.

Contractele de import [...] au avut ca raţiune, conform informaţiilor transmise de furnizori114

,

securizarea cantităţilor rezultate ca obligaţie din reglementările cu privire la cota de import care

trebuia asigurată de către furnizori consumatorilor din portofolii, precum şi a cantităţilor

necesare asigurării continuităţii în alimentarea cu gaze naturale. [...]115

/116

.

Distincţia între gazele naturale din producţia internă şi cele din import din perspectiva

achiziţiei

Începând din anul 2005, după debutul procesului de liberalizare a pieţei şi asumarea calendarului

de aliniere a preţurilor din producţia internă,117

s-a stabilit un mecanism de piaţă conform căruia,

la nivelul clientului final, furnizarea gazelor naturale era asigurată în proporţii prestabilite din

sursa producţie internă şi din sursa import.

„Coşul de gaze” este o reglementare ce a avut ca scop asigurarea la nivelul tuturor

consumatorilor din România a unei distribuţii unitare şi echitabile a costurilor generate de

114

[...] 115

[...] 116

[...] 117

Memorandumul de politici economice si financiare pentru perioada 2004 - 2006 din cadrul Acordului stand-by cu

FMI, ratificat prin Legea nr. 468/2004.


143

achiziţia gazelor din import, în condiţiile în care sursele interne nu acopereau cererea şi preţurile

gazelor din import erau considerabil mai mari (de circa 3 ori) faţă de cele ale gazelor interne.

Astfel, pornind de la o previzionare a consumului anual, autoritatea de reglementare realiza o

estimare a necesarului de gaze naturale din producţia internă şi din import, precum şi a costurilor

necesare pentru achiziţia gazelor destinate furnizării în regim reglementat. Rezulta astfel un

procent al gazelor din import pe care fiecare furnizor avea obligaţia să îl asigure consumatorilor

proprii.

Ulterior (din iulie 2011), au fost stabilite două structuri distincte de amestec: una pentru

consumatorii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale

utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice

destinată consumului populaţiei, şi a doua pentru consumatorii noncasnici, cu excepţia

producătorilor de energie termică, pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de

energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice care este destinată consumului

populaţiei.

Procentul de import s-a aplicat pentru toţi consumatorii noncasnici118

, indiferent de regimul de

furnizare pe care îl aveau (reglementat/concurenţial). Prin urmare, aceasta a fost o reglementare

ce a influenţat - până la data de 1 ianuarie 2015 - activitatea de furnizare în regim concurenţial.

Pe parcursul perioadei de analiză, ca urmare a procesului de aliniere a preţului gazelor naturale

din producţia internă, ecartul dintre preţul gazului din producţia internă şi cel al gazelor din

import s-a diminuat. În acelaşi timp, ca urmare a conjuncturii externe favorabile, respectiv

reducerea cotaţiilor produselor petroliere, ce a condus la scăderea preţului din import, în anul

2016, raportul preţuri de import – preţuri din producţia internă s-a inversat.

Prin urmare, până la momentul 2016, nu se poate vorbi de o concurenţă reală între gazele

naturale din producţia internă şi cele din import ca urmare a condiţiilor diferite de preţ. Aşadar,

gazele din import au avut, în structura surselor disponibile pe piaţă, o cotă impusă prin

reglementarea „coşului de gaze”, mecanismul fiind menţinut pentru consumatorii noncasnici

până la 1 ianuarie 2015. Prețul a diferențiat produsul gaze naturale în două categorii: gaze

naturale din surse interne, respectiv gaze naturale din import, aspect ce putea conduce la

segmentarea cererii și a ofertei de gaze naturale pe piață.

Trebuie remarcat că distincţia între sursele de gaze naturale, ce a pornit de la diferenţa mare de

preţ, a atras după sine o diferenţiere şi din punct de vedere al reglementărilor aplicabile celor

două surse. Din punct de vedere fiscal, pentru producţia internă a fost instituită, din 2013, o

suprataxă ca urmare a introducerii impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute din

dereglementarea preţurilor. În acelaşi timp, obligaţia stabilită prin lege în sarcina producătorilor

pentru tranzacţionarea pe piaţa centralizată a fost într-un cuantum diferit faţă de cea existentă

pentru furnizorii care achiziţionează gaze naturale din import, direct de la parteneri externi. Mai

exact, până în decembrie 2016, procentul stabilit pentru producători ca obligaţie de vânzare pe

pieţele centralizate a fost diferit faţă de cel stabilit la vânzare pentru furnizori (deci, inclusiv

pentru furnizorii care importau direct). În acelaşi timp, pentru furnizori, procentul s-a raportat la

totalul vânzărilor, indiferent din ce sursă proveneau gazele naturale. Pentru furnizorii care

cumpărau de la partenerii externi, strict pentru cantităţile intrate din import, nu a existat astfel o

obligaţie similară cu cea a producătorilor pentru cantităţile din producţia internă. Or, gazele

118

Art. 181 din Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr.123/2012.


144

naturale din import reprezintă o sursă alternativă de aprovizionare a pieţei interne, comparabilă

cu cea provenită din producţia internă.

Modificarea contextului determină o regândire a perspectivei pieţei din punct de vedere al

competiţiei la nivel de sursă. Se mai impune, aşadar, existenţa unei diferenţieri a produsului gaze

naturale în funcţie de provenienţa sursei intern/import?

Din parcurgerea răspunsurilor transmise de furnizori, a rezultat că nu există o opinie unanimă cu

privire la acest aspect: unii dintre furnizori susţin necesitatea menţinerii acestei diferenţieri,

restul considerând că nu mai este justificată separarea dintre gazele naturale din producţie internă

şi gazele naturale din import. Argumente există pentru ambele opinii. Astfel, furnizorii mari119

care asigură consumuri atât în regim reglementat, cât şi în regim concurenţial, susţin că se

impune o distincţie între gazele naturale din producţia internă şi cele din import, ca urmare a

mecanismelor diferite de formare a preţurilor celor două surse. Un alt argument120

are în vedere

condiţiile tehnice de livrare şi capabilitatea SNT de a prelua gazele naturale. Gazele din import

rămân o sursă importantă pentru SNT în situaţiile de reducere a presiunii din sistem, în special în

perioadele de iarnă.

Restul furnizorilor consideră că nu se mai impune nici o distincţie între gazele naturale din

producţia internă şi cele din import, mai ales în contextul liberalizării integrale a pieţei angro de

la 1 aprilie 2017 şi din perspectiva dezvoltării interconexiunilor cu alte sisteme de transport. În

opinia acestora, ar trebui să rămână la latitudinea furnizorului care este sursa de achiziţie pe care

o accesează, alegerea fiind realizată în funcţie de cel mai bun preţ rezultat din cerere şi ofertă.

În această ultimă categorie se înscriu şi furnizorii care au şi calitatea de producători, care susţin

că, odată cu modificarea condiţiilor de piaţă, o astfel de separare (fiscală şi de comercializare)

afectează concurenţa între operatori. Aceştia susţin că menţinerea unei cote de import obligatorii

nu se mai justifică din 2016, când producţia internă a depăşit potenţialul de consum şi preţurile

intern/import au ajuns la nivele apropiate. Astfel, [...]121

obligativitatea amestecului menţinută pe

perioada ianuarie-martie 2016 a condus la imposibilitatea [...] valorificării unor canitităţi din

producţia internă înmagazinată, deşi era la acelaşi preţ cu importul.

În concluzie, din totalul respondenţilor, un număr de 20 de furnizori consideră că trebuie

menţinută diferenţierea între gazele naturale din producţia internă şi cele din import, în timp ce

39 de furnizori consideră că nu se mai impune această distincţie, iar restul nu au exprimat o

opinie.

Referinţe de preţ

Începând din anul 2007 când, cel puţin la nivel teoretic, piaţa de gaze naturale s-a liberalizat, a

avut loc o evoluţie etapizată a gradului real de deschidere a pieţei, acesta ajungând, conform

ultimei raportări122

, la circa 67%. Având în vedere că, până la momentul ianuarie 2015, preţurile

de achiziţie ale gazelor din producţia internă destinate furnizării în regim concurenţial erau

raportate la cele stabilite administrativ pentru consumatorii a căror furnizare se realiza în regim

reglementat (casnic, noncasnic) se poate afirma că practic abia de la acel moment preţurile

gazelor din producţia internă au început să se formeze ca rezultat al cererii şi ofertei.

119

[...] 120

[...] 121

[...] 122

Sfârşitul anului 2015, conform Raportului ANRE.


145

În cazul achiziţiilor de gaze din import referinţele pentru întreaga piaţă erau preţurile de import,

care de regulă erau disponibile ex-post (publicate în rapoartele de monitorizare ale ANRE) şi

care nu erau transparente ex-ante pentru toţi operatorii din piaţă123

decât în măsura în care aceştia

deţineau contracte forward de import cu preţuri definite.

Începând cu anul 2015 referinţele de preţ obişnuite au devenit neclare. Pentru segmentul protejat

(casnici şi asimilaţi) a existat până în martie 2017 un preţ reglementat pentru gazele din

producţia internă şi există preţul de import publicat de ANRE. Pentru segmentul neprotejat

(noncasnici) există preţurile publicate ex-post de către ANRE (cu un decalaj faţă de luna la care

se referă).

Cu privire la aceste aspecte, trebuie menţionat că, într-o piaţă relativ închisă aşa cum este cea din

România, cu schimburi transfrontaliere limitate, cu sursă unică de import şi cu exporturi

nesemnificative, este cu atât mai dificil de identificat o referinţă corectă de preţ pentru gazul

comercializat din producţia internă. Prin urmare, în acest interval de circa doi ani de identificare

a unor niveluri de preţ care să reflecte corect condiţiile de piaţă, pârghiile/elementele care au

acţionat şi au forţat joncţiunea dintre cerere şi ofertă au fost capacitatea redusă de comercializare

a producţiei interne pe alte pieţe (producătorii au fost captivi pe piaţa internă), pe de o parte, şi

gradul de suportabilitate al costurilor cu achiziţia gazelor de către clienţii finali, pe de altă parte.

La ce se raportează totuşi furnizorii în procesul de negociere a preţurilor bilaterale? Pe măsura

consolidării segmentului concurenţial şi extinderii modalităţii de comercializare prin platformele

centralizate, acestea au început să ofere prima indicaţie de preţ. Totuşi, această indicaţie de preţ

este la un nivel general, brut, fără a fi ajuns să asigure transpunerea cu acurateţe a tuturor

condiţiilor de comercializare.

O mare parte din furnizorii medii şi mici au indicat drept referinţă preţurile platformelor

centralizate. Furnizorii mari însă consideră că nu există indicaţii corecte de preţ ca urmare a

lipsei de transparenţă a pieţei124

şi a unor referinţe deocamdată nelichide şi netransparente oferite

de platformele centralizate.125

În opinia acestora, nu există un indicator real în ceea ce priveşte

referinţele ex-ante.

În lipsa unor referinţe acceptate de întreaga piaţă, un element de la care s-a pornit ca indicaţie de

preţ în construirea portofoliilor de achiziţii ale furnizorilor a fost preţul de vânzare la

consumatorul final. Multe dintre contractele clienţilor finali sunt negociate pentru o perioadă de

un an, înainte ca volumele respective să fie achiziţionate. Prin urmare, preţurile încheiate cu

clienţii finali au reprezentat, la rândul lor, un indicator în procesul de stabilire a preţului de

achiziţie.

Unii furnizori au mai indicat ca elemente orientative preţurile de pe hub-urile europene şi

evoluţia preţului petrolului care poate da o indicaţie cu privire la trendul gazelor din import.

Referinţa pieţelor externe însă nu este considerată a fi relevantă atât timp cât pieţele nu sunt

interconectate bidirecţional.

În concluzie, piaţa furnizării angro încă parcurge etapa de tatonare în privinţa construirii/oferirii

unor referinţe de preţ care să reflecte cât mai fidel condiţiile de comercializare existente în piaţă

la momentul contractării. Preţurile din contractele bilaterale pe piaţa furnizării angro au fost

123

[...] 124

[...] 125

[...]


146

rezultatul unor negocieri directe care nu au reflectat un set de condiţii standard raportate în urma

negocierilor la conjunctura de moment a pieţei (raport cerere/ofertă).

Elemente care influenţează preţul gazelor naturale angro

Elementele care fac obiectul negocierilor în contractele de achiziţii, aşa cum s-a evidenţiat

anterior, sunt şi cele care determină preţul de vânzare-cumpărare.

Astfel, în cazul contractelor bilaterale (anuale/semestriale/lunare), preţul este influenţat, în

principal, de:

cantitate - cu cât cantitatea este mai mare cu atât preţul este mai mic;

flexibilitate - cantităţile livrate constant („în bandă) au un preţ mai mic;

perioada contractuală - în funcţie de durata contractului şi/sau perioada din an pe care o

acoperă, având în vedere ciclicitatea consumului naţional vară/iarnă, durata contractelor

poate fi de la o zi de livrare până la o perioadă multianuală;

termen de plată - o plată în avans elimină riscurile şi costurile de finanţare pe termen

lung;

istoricul relaţiilor contractuale;

bonitatea financiară.

În cazul contractelor încheiate pe platformele centralizate (anuale/semestriale/lunare), preţul este

influenţat de:

cantitate;

flexibilitate;

perioada contractuală;

termen de plată;

garanţii de plată.

Alte elemente care mai pot influenţa preţurile se referă la tipul de gaze naturale (intern/import

curent, intern/import din înmagazinare), punctul de livrare (la intrare în SNT/în SNT/la ieşire din

SNT), servicii asociate (transport/înmagazinare/distribuţie/echilibrare), tip preţ (fix sau variabil).

Elementele menţionate influenţează stabilirea preţurilor existând, de la caz la caz, un grad diferit

de impact în funcţie de nevoile specifice ale părţilor contractante. De exemplu, pentru contracte

cu durate mai mici de un an, perioada pentru care se contractează (vară, iarnă) este foarte

importantă (iarna preţurile sunt semnificativ mai mari), iar pentru contracte similare termenul de

plată şi/sau garanţia diferenţiază preţul. Pentru contractele încheiate pentru aceeaşi lună de

livrare diferenţele de preţ pot proveni din cantitate şi flexibilitate126

.

Preţul mai este influenţat şi de factori conjuncturali care reflectă condiţiile existente în piaţă la

momentul încheierii contractelor: cantităţile diponibile pe care le au producătorii, preţul gazelor

naturale din import, existenţa unor cantităţi excedentare pe care furnizorii preferă să le vândă -

pentru a nu fi penalizaţi pentru nerespectarea obligaţiei de preluare sau pentru a nu înregistra

costuri de înmagazinare - reducând preţul uneori chiar sub preţul de achiziţie (tranzacţiile spot).

126

[...]


147

Astfel, pot exista cantităţi similare de gaze naturale având în aceeaşi perioadă de livrare preţuri

diferite, determinate de momentele diferite de încheiere a tranzacţiilor.

Piaţa furnizării angro nu este caracterizată de contracte standard, ceea ce a condus la existenţa

unei multitudini de forme de contracte şi produse aferente care, în fapt, reflectă nevoile specifice

ale părţilor contractuale.

Pe piaţa furnizării angro, preţurile sunt rezultatul mixului de surse contractate (import/producţie

internă), al provenienţei gazelor (curent/înmagazinare) şi al condiţiilor de contractare prezentate

anterior. Având în vedere că cererea pe piaţă este asigurată preponderent din producţia internă

curentă, rezultă că formarea preţului pe piaţa angro are ca nucleu preţul cu care producătorii vând

gazele naturale.

Graficul următor evidenţiază evoluţia preţului mediu ponderat al gazelor naturale din producţia

internă, comercializate de producători. Trendul a fost de creştere, ca urmare a parcurgerii

etapelor de aliniere a preţului gazelor din producţia internă. Aşa cum s-a precizat anterior, până

la 1 ianuarie 2015, preţurile cu care au fost vândute gazele naturale din producţia internă în

regim concurenţial au fost raportate la cele stabilite administrativ. Anul 2016 a marcat o reducere

a preţurilor gazelor naturale din producţia internă în contextul internaţional de scădere a

preţurilor gazelor naturale.

Grafic nr.34

Sursa: date prelucrate de CC

Condiţii de ofertare pe piaţa angro

Costurile cu achiziţia gazelor înregistrate de furnizori constituie baza de pornire în construirea

ofertelor de vânzare ale acestora. Astfel, elementele variabile ce determină diferenţele de preţuri

pe care un furnizor le oferă pe piaţa concurenţială, indiferent că se adresează altor revânzători

sau clienţilor finali, sunt costul de achiziţie a gazelor naturale şi marja de furnizare.

În cazul comercializării gazelor către alţi revânzători, oferta porneşte de la preţul de achiziţie al

gazului propus spre vânzare (costul pe care respectivul furnizor l-a înregistrat ca urmare a

preţurilor de achiziţie diferite rezultate din multitudinea de contracte) la care se adaugă marja

46

.67

56

.53

76

.71

77

.81

72

.09

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2012 2013 2014 2015 2016*

lei/

MW

h

Medie piata


148

comercială. Spre deosebire de vânzările către clienţi finali, în cazul comercializării gazelor către

alţi revânzători, de regulă, livrarea se face la intrarea în SNT, fără a mai fi necesară rezervarea de

capacitate sau contractarea altor servicii.

Ofertele comerciale aferente clienţilor de pe piaţa angro sunt diferenţiate de la caz la caz, iar

mecanismul de determinare a preţului aferent contractelor de vânzare este cost plus. În general,

condiţiile care au fost luate în calcul la ofertarea unui revânzător au vizat: perioada de livrare,

sursa de provenienţă a gazului, structura amestecului de gaze, modalitatea de plată, bonitatea

clientului, flexibilitate, raportul vară/iarnă. În ceea ce priveşte stabilirea preţului din oferte,

alături de preţul de achiziţie al gazelor pentru perioada ofertată, elementele avute în vedere au

fost evoluţia preţului gazelor naturale pe pieţele centralizate şi a preţului gazelor din import

pentru perioada ofertată.

Din punct de vedere al modului în care sunt concepute ofertele de vânzare în funcţie de

provenienţa gazelor naturale (producţie internă curentă, producţie internă extrasă, import current,

import din înmagazinare), există diferenţe între revânzători şi clienţi finali dar, ca regulă

generală, stabilirea mixului porneşte de la solicitarea clientului, bazată pe reglementările privind

“coşul de gaze” (procentul obligatoriu de import) şi obligaţia de stoc minim (cantitatea de gaze

obligatoriu a fi înmagazinată de către furnizorii clienţilor finali).

Spre exemplu, în cazul furnizorilor sau clienţilor finali care îşi făceau singuri mixul lunar de

gaze naturale, ofertele erau separate import/producţie internă, în timp ce pentru cei care optau

pentru un mix de gaze naturale, oferta era comună (gaze din import şi din producţia internă),

urmând a fi stabilite lunar cantităţile în funcţie de comunicările ANRE. Până la 1 ianuarie 2015,

cota de import alocată fiecărui consumator final era stabilită lunar de către ANRE, furnizorul

având obligaţia să o respecte pentru consumatorii săi finali. Astfel, în perioada în care a existat

amestecul de gaze stabilit de ANRE, majoritatea consumatorilor finali primeau oferte numai în

amestec cu gaze naturale din înmagazinare. Prin urmare, în timp ce pentru clienţii finali ofertarea

trebuie să ia în calcul şi obligaţia de înmagazinare, preţul ofertat trebuind să acopere şi

diferenţele de preţ generate de gazele înmagazinate, pentru revânzători ofertele erau în funcţie de

solicitările acestora, ei având posibilitatea să îşi facă singuri portofoliul din amestec. Solicitările

revânzătorilor au vizat fie gaze în amestec conform prevederilor ANRE, fie în amestec conform

necesităţilor proprii, fie gaze numai din producţia internă sau numai din import sau

înmagazinare. Ca tendinţă generală, în cazul revânzătorilor, fiecare client se analizează separat şi

oferta este personalizată conform condiţiilor solicitate şi în funcţie de sursele disponibile pentru

vânzare.

Marja de furnizare (marja comercială) este principala pârghie de negociere a unui furnizor şi, în

funcţie de structura portofoliului de clienţi, fiecare furnizor îşi stabileşte strategia proprie de

ofertare a fiecărui client, astfel că marjele sunt diferite de la un client la altul, deşi evaluarea

profitabilităţii activităţii de furnizare se face, de regulă, pe întreg portofoliul de clienţi din piaţa

concurenţială. Marja comercială include cheltuielile de operare, inclusiv costurile de finanţare şi

profitul furnizorului.

Din analiza informaţiilor primite, rezultă că există diferenţe între marjele comerciale aplicate la

vânzarea gazelor naturale către revânzători faţă de cele pentru clienţi finali. Astfel, marja

utilizată în cazul ofertelor adresate revânzătorilor este mai mică faţă de cele aplicate în cazul

consumatorilor finali. Diferenţa este dată de faptul că un client final generează dezechilibre

zilnice şi lunare care înseamnă costuri suplimentare, în timp ce vânzarea către un alt furnizor se


149

realizează în “bandă”, fără a provoca dezechilibre (nu induce vârfuri de consum). Aşadar, în

cazul revânzătorilor, cantităţile sunt bine determinate, ferme, iar marja comercială este mai

mică, având în vedere obligaţia de preluare a cantităţilor contractate.

În consecinţă, activitatea de vânzare a gazelor naturale către revânzători implică mai puţine

riscuri. Nivelul de negociere a contractului este mai ridicat şi mai detaliat în ceea ce priveşte

riscul, asigurând certitudinea livrărilor şi cea a încasărilor până la sfârşitul perioadei

contractuale.

Referitor la mărimea marjelor practicate de furnizori pe piaţa angro, plaja de variaţie este mare,

cu diferenţe specifice fiecărui furnizor în funcţie de modul/strategia de operare pe piaţă. Există

furnizori pentru care vânzarea pe piaţa angro este realizată cu precădere atunci când sunt

oportunităţi pentru obţinerea unor preţuri bune şi, implicit, a unor marje de furnizare mai

ridicate; există furnizori care şi-au centrat afacerea pe revânzarea gazelor achiziţionate direct de

la surse către alţi furnizori mai mici şi cu o putere financiară mai redusă, caz în care marja de

furnizare este mai mică (pentru fidelizarea respectivilor clienţi) şi are o anumită constanţă

(variaţii mici pe o perioadă de timp mai îndelungată). Tot pe piaţa angro au loc şi tranzacţiile

derulate de furnizori pentru echilibrarea portofoliilor, ceea ce conduce la înregistrarea unor

extreme ale marjelor de furnizare (fie marje ridicate atunci când un alt furnizor înregistrează un

deficit pe care nu şi-l poate acoperi din alte achiziţii; fie marje reduse atunci când vânzătorul este

în dezechilibru prin excedent). Astfel de situaţii au condus inclusiv la marje negative sau chiar de

aproximativ 50%. Având în vedere toate aceste aspecte, din informaţiile transmise de furnizori s-

a evidenţiat un interval de variaţie a marjelor cuprins între -11% şi 50%.

Bariere la intrarea pe piaţa furnizării

Unul dintre principalele impedimente în derularea activităţii de furnizare, semnalat de cea mai

mare parte a respondenţilor, este cel referitor la volatilitatea cadrului de reglementare. În opinia

acestora, schimbările legislative frecvente, greu de prevăzut, implementate în ultimul moment,

au determinat un comportament conjunctural pe piaţă şi au condus la necesitatea unei alocări

suplimentare de resurse.

„Datorită acestor probleme legislative sunt influenţate relaţiile comerciale dintre toţi actorii de

pe piaţă, apar riscuri și pierderi financiare, se alocă resurse importante pentru implementări,

modificări, urmărire şi amendare legislaţie etc. Informaţiile despre piaţă sunt puţine,

reglementările încrucişate conducând la necesitatea de experienţă în domeniu pentru o

interpretare adecvată. Clienţii resimt de asemenea modificările legislative şi influenţele din

propriile pieţe în care activează şi caută să se protejeze prin contractele de furnizare gaze

naturale de orice eveniment care ar putea avea impact în special în zona de costuri.”127

„Desele schimbări de legislaţie primară şi secundară determină participanţii să se adapteze

conjunctural pe termen scurt la piaţa de gaze naturale ceea ce determină o incoerenţă în

ofertare şi achiziţii.”128

“Principala barieră la intrarea pe piaţa gazelor naturale în acest moment o reprezintă

transformările rapide care au loc pe piaţa gazelor în această perioadă la care fac faţă cu greu

127

[...] 128

[...]


150

actualii participanţi (modificarea codului reţelei, a reglementărilor în sensul alinierii la

cerinţele europene) şi creează o perspectivă greu predictibilă a pieţei.”129

„Barierele la intrarea pe piața furnizării de gaze naturale sunt de natură legislativă datorită

reglementărilor neclare și a volumului mare al acestora.”130

Structura actuală a pieţei la nivelul surselor este considerată a fi o barieră majoră. Numărul mic

al surselor de gaze a condus la existenţa unei egalităţi a preţurilor de cumpărare131

în rândul

furnizorilor care nu au şi calitatea de producători.

Ca urmare, „diferenţa între ofertele adresate consumatorilor vine exclusiv din marja de

furnizare, practic din gradul de risc financiar pe care şi-l asumă fiecare furnizor.” Cu privire la

sursele de gaze este semnalată132

lipsa de competitivitate în ceea ce priveşte producţia de gaze

naturale. De asemenea, lipsa de lichiditate din piaţă şi lipsa transparenţei sunt considerate ca

fiind dezvantaje semnificative. Altfel spus, furnizorii consideră că piaţa oferă opţiuni limitate de

achiziţie, ceea ce face destul de dificilă intrarea unor noi operatori. „Principala barieră de

intrare pe piaţa furnizării de gaze o constituie încheierea contractelor de achiziţie a gazelor

naturale. În lipsa unor pieţe centralizate care să asigure un grad ridicat de transparenţă şi un

acces facil tuturor jucătorilor din piaţă, este destul de dificil pentru un nou jucător să îşi asigure

cantităţile necesare în derularea contractelor de furnizare.”133

În acelaşi timp, este invocat

„comportamentul producătorilor obişnuiţi să tranzacţioneze cu un număr restrâns de

furnizori”.134

Un alt obstacol pentru noii operatori la intrarea pe piaţă este dificultatea de a avea/construi un

portofoliu de clienţi care să permită optimizarea costurilor.

„Un alt impediment este portofoliul limitat care nu permite optimizări ale preţurilor precum şi

ale serviciilor de transport”.135

„Furnizorii cu portofoliu mare au avantajul optimizării costurilor de transport”136

.

De asemenea, există o lipsă de încredere la nivelul consumatorilor faţă de un operator nou intrat

pe piaţă.

„Principala barieră la intrarea pe o piaţa nouă, cum este şi cea a furnizării de gaze naturale,

este lipsa de încredere şi credibilitate a clienţilor faţă de un nou jucător. Excepţie fac furnizorii

de energie care au obţinut şi licenţa de gaze naturale şi care au deja un portofoliu de clienţi

(pentru furnizarea de energie) cărora se adresează pentru început cu oferta de furnizare gaze

naturale”137

.

Alţi factori ce determină dificultăţi în derularea activităţii de furnizare sunt cei care vizează lipsa

unor mecanisme138

pe piaţă, cum sunt cele pe care trebuie să le dezvolte platformele centralizate,

129

[...] 130

[...] 131

[...] 132

[...] 133

[...] 134

[...] 135

[...] 136

[...] 137

[...] 138

Detalii la capitolul “Obligaţia de tranzacţionare”.


151

precum şi existenţa unor reglementări - obligaţia de înmagazinare139

impusă furnizorilor - sau

prevederile Codului reţelei140

.

„Obligaţia de înmagazinare impusă furnizorilor coroborată cu inexistenţa obligaţiei de a

transfera clienţilor finali a acestei obligaţii, precum şi cu inexistenţa gazului de tip curent în

perioada de iarnă generează, în fapt, achiziţia unor cantităţi suplimentare de gaze de tip

înmagazinare, fapt care conduce la creşterea preţului oferit clientului final. Practic, în perioada

de iarnă, producătorii vând pe piaţa angro cantităţile de tip înmagazinare, deşi acestea sunt

aferente cantităţilor livrate consumatorilor finali”.141

„(...) Inconsistenţa legislativă care a urmărit "subvenţionarea încrucişată" între segmentele

pieţei. Exemplificăm prin cota procentuală privind obligaţia de înmagazinare (2012-2015), prin

care nu s-a avut în vedere diferenţa semnificativă a sezonalităţii consumului segmentului casnic

faţă de cea a segmentului clienţilor industriali”.142

„Prevederile Codului reţelei privind transportul gazelor naturale, intrate în vigoare în luna

noiembrie 2016 în ceea ce priveşte calculul dezechilibrelor zilnice şi depăşirile zilnice de

rezervare de capacitate în Sistemul Naţional de Transport, dezavantajează pe noii furnizori care

nu pot atenua impactul dezechilibrelor zilnice prin efectul de portofoliu, neavând încă un

portofoliu suficient de clienţi.”143

Accesul la serviciile de transport, de asemenea, poate reprezenta un impediment pentru un nou

furnizor, raportat la modul cum se realizează rezervarea de capacitate în funcţie de anul gazier.

„Anul gazier în serviciile de transport este octombrie – septembrie. Cel mai eficient mod de

contractare a acestor servicii este pe bază anuală. În cazul în care se preia un client şi vechiul

furnizor nu va dori să transfere capacitatea anuală alocată acelui client, noul furnizor se va

vedea impus să contracteze până la începerea noului an de transport capacitate lunară de

transport. Dacă este o lună de vară, tariful este unul mai bun decât cel anual, dacă însă se preia

un client nou în perioada de iarnă şi fără capacitate de transport transferată de la vechiul

furnizor, noul furnizor fie va livra la un preţ mai mare – deci poate pierde clientul - fie îşi va

asuma pierderile până la contractarea de capacitate nouă începând cu luna octombrie.”144

Pătrunderea pe piaţă a unor noi operatori este cu atât mai dificilă cu cât, pe piaţă, există o poziţie

consolidată a furnizorilor tradiţionali de gaze naturale.145

Bariere la export

Majoritatea furnizorilor chestionaţi apreciază că, în perioada de analiză, s-au făcut progrese în

sensul facilitării fluxurilor de export, însă de mici dimensiuni, existând în continuare

limitări/bariere tehnice considerabile.

„Pentru exportul de gaze naturale limitarea este dată de capabilităţile tehnice ale sistemului

naţional de transport, produsele fiind scriptic oferite de operatorul sistemului de transport dar

greu sau chiar imposibil de realizat tehnic.“146

139

Detalii la capitolul “Obligaţia de stoc”. 140

Detalii la capitolul privind activitatea de transport. 141

[...] 142

[...] 143

[...] 144

[...] 145

[...]


152

„Unica barieră în ceea ce priveste exportul de gaze naturale este faptul că deţinătorul

monopolului serviciului de transport gaze naturale din Romania (SNTGN Transgaz Mediaş) nu

asigură condiţiile tehnice necesare realizării exportului.”147

„(...) între sistemul de transport românesc şi cel din Ungaria şi, mai nou, din Bulgaria există

diferenţe de presiune care fac imposibilă curgerea naturală a gazelor fără a se utiliza diverse

mijloace tehnice de compresie. În acest moment nu avem cunoștință să se fi facut progrese

semnificative pentru solutionarea acestor probleme tehnice.” 148

Cu toate acestea, în perioada de analiză, s-au înregistrat exporturi de gaze, pliate pe capacitatea

tehnică a SNT, respectiv prin serviciul de transport de tip „backhaul”, precum şi prin cel de

„reverse flow”. La nivel de infrastructură, faţă de cele două puncte prin care România era

interconectată cu Ucraina (Isaccea şi Medieşul Aurit), în perioada de analiză, au mai fost

realizate interconectoarele Iaşi - Ungheni (România-Moldova) şi Giurgiu - Ruse (România-

Bulgaria). De asemenea, au fost realizate primele importuri de gaze prin interconexiunea Arad -

Szeged (Csanadpalota).

La capitolul progrese în sensul facilitării exporturilor este de menţionat inclusiv cel referitor la

sistemul de tarifare. Operatorii au menţionat ca măsuri adoptate pentru stimularea exporturilor

scăderea, începând cu anul gazier 2016/2017, a tarifelor de transport pe termen scurt, cu efect de

reducere a costurilor de transport pentru tranzacţiile pe termen scurt, implementarea unui singur

tarif de transport pe intrare şi ieşire, care a condus la scăderea costurilor de transport pentru

punctele de ieşire către export.149

Progrese s-au făcut şi cu privire la modalitatea în care se face rezervarea de capacitate de export.

Astfel, rezervarea de capacitate pe interconectori150

se face prin accesarea produselor disponibile

pe Platforma Regională de Rezervare de Capacitate151

conform calendarului publicat pe această

platformă pentru fiecare interconector.

„Utilizarea unei astfel de platforme pentru rezervarea de capacitate oferă un grad maxim de

transparenţă faţă de metodele anterioare prin care se rezerva capacitate prin transmiterea de

cereri şi documente de către fiecare societate interesată.”152

Un aspect important, menţionat de furnizori, cu privire la opţiunea exporturilor, este condiţia

existenţei unor condiţii economice de piaţă favorabile care să facă rentabilă vânzarea gazelor din

România, inclusiv cu costurile de transport asociate până în piaţa ţintă.153

5.4 Piaţa de furnizare cu amănuntul a gazelor naturale

Piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale este segmentul de piaţă în care operatorii

economici titulari de licenţă de furnizare a gazelor naturale (care pot fi producători, importatori,

146

[...]

147

[...] 148

[...] 149

[...] 150

Ordinul ANRE nr.88/2016 privind stabilirea unor măsuri pentru rezervarea capacităţii de transportăn punctele de

interconectare a Sistemului naţional de transport al gazelor naturale din România cu sistemele de transport al gazelor

naturale din statele membre. 151

https://rbp.eu/services 152

[...] 153

[...]


153

intermediari sau distribuitori) vând gazele clienţilor finali. Pe această piaţă cumpărătorii

(persoane fizice şi juridice) sunt întotdeauna şi consumatorii gazelor naturale (de ex. combustibil

pentru ardere în scopul producerii energiei termice sau energiei electrice, materie primă în

procesele de chimizare a gazelor etc.) şi care sunt definiţi de lege154

drept clienţi finali care

cumpără gazele naturale pentru uz propriu.

Din perspectiva reglementărilor europene în domeniul gazelor naturale, România, ca şi celelalte

state membre ale Uniunii Europene, trebuie să asigure, atât implementarea unor reguli noi dar şi

armonizarea legislaţiei naţionale existente cu cea europeană, astfel încât rolurile şi

responsabilităţile întreprinderilor furnizoare de gaze naturale să fie definite în concordanţă cu

regulile privind încheierea contractelor, orientarea către client, schimbul de informaţii,

proprietatea datelor. Regulile trebuie definite astfel încât să faciliteze înţelegerea pieţei cu

amănuntul de către clienţi şi intrarea de noi furnizori pe piaţă.

Aceste reguli trebuie elaborate şi revizuite de autorităţile naţionale de reglementare, care au ca

obiectiv protejarea concurenţei şi beneficiul consumatorilor, prin asigurarea funcţionării eficiente

a pieţelor naţionale de gaze naturale şi monitorizarea deschiderii efective a pieţelor şi a

concurenţei la nivelul de retail.

În vederea atingerii acestor obiective, Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a

Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor

naturale și de abrogare a Directivei 2003/55/CE155

(denumită, în continuare, Directiva privind

gazele naturale) indică mai multe direcţii de acţiune pe care autorităţile naţionale din statele

membre trebuie să le urmeze:

Asigurarea unor preţuri de furnizare competitive

Atunci când preţurile de furnizare sunt clar anticoncurenţiale, în special pentru că împiedică

intrarea de noi concurenţi pe piaţă prin faptul că afectează negativ abilitatea noilor intraţi de a

acumula o bază viabilă de clienţi, autorităţile naţionale competente trebuie să examineze

situaţiile de acest tip pentru a putea interveni.

Ca parte a acestei examinări, este de competenţa autorităţilor de reglementare să determine care

preţuri sunt rezonabile, uşor şi clar de comparat, transparente şi nediscriminatorii. În acest

context, astfel de preţuri ar trebui să fie rezultatul unei pieţe concurenţiale. Atribuţiile şi puterile

autorităţilor de reglementare au fost lărgite pentru a include monitorizarea suplimentară şi

reglementarea operării pieţei interne de energie.

Accesul clienţilor la datele de consum

Potrivit art. 3 alin. (6) din Directiva privind gazele naturale, în vederea îmbunătăţirii abilităţii de

a schimba furnizorul, clienţii sunt îndreptăţiţi să primească toate datele de consum într-un format

armonizat, uşor de înţeles, care trebuie implementat de autorităţile naţionale de reglementare.

Informaţiile considerate relevante sunt toate acele informaţii de care un consumator are nevoie

pentru a-şi analiza modelul de consum sau pentru a compara costurile sale cu ofertele primite de

la alţi furnizori. Aceasta înseamnă că, atunci când decide să le ceară, consumatorul este

îndreptăţit să le primească într-o manieră nediscriminatorie în ceea ce priveşte costurile,

154

Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare. 155

Publicat în JO L 211, 14.8.2009, p. 94–136.


154

eforturile şi timpul. Consumatorii pot permite oricărui furnizor licenţiat accesul la datele lor de

consum, în vederea primirii de noi oferte de furnizare.

Informaţii privind facturarea şi obligaţiile legate de procedurile de schimbare a

furnizorului

Consumatorii trebuie informaţi în mod corespunzător asupra consumului şi a costurilor, suficient

de frecvent încât să le permită să-şi regleze propriul consum. Comisia Europeană consideră că

introducerea unor contoare inteligente adecvate ar putea ajuta în mare măsură îndeplinirea

acestei obligaţii.

Furnizorii trebuie să ofere consumatorilor o largă varietate de metode de plată nediscriminatorii.

De asemenea, perceperea plăţilor în avans trebuie să fie corectă şi să reflecte un consum cât mai

apropiat de consumul real.

Aceste prevederi au scopul de a-i proteja pe consumatori, de a le asigura condiţii accesibile de

plată, inclusiv pentru aceia care deţin conturi bancare sau acces la internet.

Consumatori vulnerabili

Potrivit art. 3 alin. (3) din Directiva privind gazele naturale, statele membre au obligaţia de a

defini consumatorii vulnerabili. Pentru a îndeplini această cerinţă, statele membre trebuie să

stabilească categoriile care se califică ca şi consumatori vulnerabili. Protecţia consumatorilor

vulnerabili poate să se refere la interzicerea deconectării de la reţea în momente critice.

Politica socială şi politica energetică pot interfera pentru asigurarea protecţiei consumatorilor

vulnerabili, însă orice măsură luată în vederea protejării acestor consumatori prin intermediul

pieţei de energie nu trebuie să afecteze deschiderea sau funcţionarea pieţelor de energie.

Puncte unice de contact, reclamaţii şi rezolvarea disputelor

În vederea creşterii încrederii consumatorilor, astfel încât aceştia să participe activ la piaţa

internă de energie, este vital ca preocupările şi sesizările acestora să fie rezolvate în mod

transparent, eficient şi nediscriminatoriu.

În acest scop, statele membre trebuie să asigure funcţionarea unui organism independent care să

rezolve în mod eficient plângerile consumatorilor şi să faciliteze rezolvarea pe cale extrajudiciară

a acestora. Pentru a evita confuzia în rândul consumatorilor atunci când relaţionează cu diverşi

agenţi implicaţi în furnizarea de energie, statele membre trebuie să se asigure că există puncte

unice de contact care să ofere consumatorilor toate informaţiile necesare privind drepturile

acestora şi modalităţile de acces la procedurile de rezolvare pe cale amiabilă sau extrajudiciară.

Sisteme de contorizare inteligentă

Sistemele de contorizare inteligentă sunt dispozitive electronice care pot măsura consumul de

energie, adăugând mai multă informaţie decât dispozitivele convenţionale, şi pot transmite datele

utilizând o formă de comunicare electronică. O caracteristică cheie a acestor sisteme este că pot

asigura fluxul bidirecţional al datelor între consumator şi furnizor/operator şi pot susţine servicii

menite să faciliteze eficienţa energetică a caselor.

Trecerea de la sistemele învechite, izolate şi statice la noile sisteme reprezintă un pas important

pentru concurenţa în pieţele de energie, fiind în acelaşi timp şi primul pas către implementarea

reţelelor inteligente.


155

Potrivit Directivei privind gazele naturale, statele membre trebuie să asigure implementarea

contoarelor inteligente, cu tehnologia adecvată care să faciliteze participarea activă a

consumatorilor la pieţele de retail.

Câteva dintre beneficiile prevăzute de Comisia Europeană ca fiind asociate cu implementarea pe

scară largă a contoarelor inteligente sunt următoarele:

- îmbunătăţirea concurenţei pe pieţele de retail;

- eficienţa energetică şi economia de energie;

- facturi mai mici datorate feedbackului transmis de consumatori;

- servicii îmbunătăţite pentru consumatori, inclusiv cei vulnerabili;

- îmbunătăţirea tarifelor bazate pe timpul de folosire a gazelor naturale;

- facturare mai exactă a consumului;

- mai puţină poluare şi stimularea microgenerării, inclusiv a energiei regenerabile.

Contorizarea inteligentă ar trebui să aducă beneficii şi companiilor energetice, sub forma unor

costuri reduse de management al gestionării contoarelor, prin eliminarea citirii manuale a

contoarelor, operarea mai eficientă a reţelelor şi reducerea nivelului de fraudare.

Reţele inteligente

Comisia Europeană consideră că implementarea unor sisteme de transport şi distribuţie mai

active, sub forma reţelelor inteligente, este vitală pentru dezvoltarea pieţei interne de energie.

Reţelele inteligente presupun dezvoltarea unor tehnologii care să asigure un management mai

eficient al reţelelor şi care vor creşte flexibilitatea şi accesibilitatea.

Statele membre sunt încurajate să modernizeze sistemele de distribuţie prin introducerea reţelelor

inteligente, care trebuie construite de aşa manieră încât să încurajeze generarea descentralizată şi

eficienţa energetică. Această încurajare a fost reiterată prin obiectivele revizuite ale autorităţilor

naţionale de reglementare, care sunt responsabile pentru promovarea unei pieţe interne

competitive, sigure şi sustenabile din punct de vedere al mediului înconjurător, pentru

deschiderea efectivă a pieţei pentru toţi consumatorii şi furnizorii de gaze naturale din Uniunea

Europeană şi pentru asigurarea condiţiilor necesare operării eficiente a reţelelor de gaze naturale.

Cererea

Consumul de gaze naturale s-a menţinut relativ constant în ultimii ani, la nivelul de 13-14

miliarde mc, cu o scădere de aproximativ 4% în anul 2012 faţă de anul 2011, pe fondul unei

uşoare scăderi a consumului clienţilor finali. Distribuirea consumului pe cele două mari

categorii, casnic si noncasnic, precum şi pe subcategorii de clienţi noncasnici s-a menţinut, de

asemenea, constantă în ultimii 5 ani.

În anul 2012, consumul total de gaze naturale a fost de 144.650.532 MWh, iar numărul total de

clienţi finali de gaze naturale a fost de 3.200.887, din care 180.819 clienţi noncasnici (5,65%) şi

3.020.068 clienţi casnici (94,35%).

În anul 2013, consumul total de gaze naturale a fost de 132.603.304 MWh, în scădere cu

aproximativ 8% față de anul 2012, pe fondul unei ușoare scăderi a consumului clienților finali.


156

Numărul total de clienți finali de gaze naturale a fost de 3.282.209, din care 178.951 clienți

noncasnici (5,45%) și 3.103.258 clienți casnici (94,55%).

În anul 2014, numărul total de clienți finali de gaze naturale a fost de 3.372.559, din care 94,70%

clienţi casnici, iar 5,30% clienţi noncasnici. Consumul total de gaze naturale a fost de

127.608.082 MWh, în scădere cu circa 4% faţă de consumul înregistrat în anul 2013.

În anul 2015, pe piața concurenţială cu amănuntul de gaze naturale au activat 74 de furnizori.

Numărul total de clienți finali de gaze naturale a fost de 3.480.661, din care 182.265 clienți

noncasnici (5,24%) și 3.298.396 clienți casnici (94,76%). Consumul total de gaze naturale a fost

de 121.726.749 MWh, în scădere cu circa 5% faţă e consumul înregistrat în anul 2014.

În anul 2016, pe piața concurenţială cu amănuntul de gaze naturale au activat 79 de

furnizori.Numărul total de clienți finali de gaze naturale la nivelul lunii decembrie 2016 a fost de

aproximativ 3.596.574, din care 188.253 clienți noncasnici (5,23%) și 3.408.321 clienți casnici

(94,77%).

Consumul total de gaze naturale înregistrat în anul 2016 a fost de aproximativ 124 mil. MWh,

înregistrând o creștere de aproximativ 2% față de anul 2015.

În cadrul consumului total o parte este reprezentată de consumuri specifice activităţilor din sector

sau consumuri ale operatorilor în legătură cu procesele tehnologice specifice: consum

tehnologic, consum energetic şi abaterile datorate instrumentelor de măsură156

. Exceptând aceste

consumuri din total, în graficul nr.35 este prezentată evoluţia numărului şi consumurilor

clienţilor finali.

Grafic nr.35

Sursa: Rapoarte anuale A.N.R.E.

156

Raport ANRE 2016.

144,651

120,669

116,531

111,244 111,700

3,200,887

3,282,209

3,372,559

3,480,661

3,596,574

3,000,000

3,100,000

3,200,000

3,300,000

3,400,000

3,500,000

3,600,000

3,700,000

100,000

105,000

110,000

115,000

120,000

125,000

130,000

135,000

140,000

145,000

150,000

2012 2013 2014 2015 2016

mii

MW

h

Evoluţie consum şi număr clienţi finali

Total consum clienţi finali (mii MWh) Număr clienţi finali


157

Grafic nr.36


Grafic nr.37


144,651

120,669 116,531

111,244 111,700 114,780

91,032 87,788 80,993 80,000

29,870 29,636 28,743 30,251 31,700

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

2012 2013 2014 2015 2016

mii

MW

h

Evoluţie consum

Total consum clienţi finali (mii MWh) Total consum clienţi noncasnici Total consum clienţi casnici

Clienţi noncasnici 79.35%





Clienţi casnici 20.65%





0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2012 2013 2014 2015 2016

Ponderea consumului

Clienţi noncasnici Clienţi casnici


158

Grafic nr. 38


Pe piaţa concurenţială a furnizării cu amănuntul, consumatorii de gaze naturale se împart în mai

multe categorii, definite prin regulamentele de furnizare emise de ANRE. În perioada 2012-

2016, clientul final de gaze naturale se încadrează pentru fiecare loc de consum în una dintre

următoarele categorii, definite în funcţie de modul de conectare şi de consumul anual, astfel:

A) Clienţi finali conectaţi direct la sistemul de transport:

1. A.1. client cu un consum anual de până la 1.162,78 MWh;

2. A.2. client cu un consum anual între 1.162,79 MWh şi 11.627,78 MWh;

3. A.3. client cu un consum anual între 11.627,79 MWh şi 116.277,79 MWh;

4. A.4. client cu un consum anual între 116.277,80 MWh şi 1.162.777,87 MWh;

5. A5. consumatori cu un consum anual de peste 1.162.777,87 MWh.

B) Clienţi finali conectaţi în sistemul de distribuţie:

1. B.1. client cu un consum anual de până la 23,25 MWh;

2. B.2. client cu un consum anual între 23,26 MWh şi 116,28 MWh;

3. B.3. client cu un consum anual între 116,29 MWh şi 1.162,78 MWh;

4. B.4. client cu un consum anual între 1.162,79 MWh şi 11.627,78 MWh;

5. B.5. client cu un consum anual între 11.627,79 MWh şi 116.277,79 MWh;

6. B.6. client cu un consum anual de peste 116.277,79 MWh.

Începând cu anul 2016, în funcţie de consumul anual de gaze naturale realizat la un loc de

consum, clientul final de gaze naturale poate fi:

a) cu consum mic, în cazul în care consumul anual este mai mic sau egal cu 11.627,78

MWh;

5.65% 5.45% 5.30% 5.24% 5.23%

94.35% 94.55% 94.70% 94.76% 94.77%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2012 2013 2014 2015 2016

Pondere număr clienţi

Clienţi noncasnici Clienţi casnici


159

b) cu consum mare, în cazul în care consumul anual depăşeşte 11.627,78 MWh.

Pe baza datelor transmise de furnizorii de gaze naturale din România, au fost calculate cantităţile

de gaze naturale comercializate anual pe piaţa concurenţială din România, pe categorii de clienţi,

în perioada 2012-2016.

În funcţie de cantităţile totale consumate pe categorii de clienţi, în perioada 2012-2016, din

graficul nr. 39 se observă o majorare substanţială a cantităţilor consumate de clienţii din

categoriile B1-B6 începând cu anul 2015, anul liberalizării complete a clienţilor noncasnici.

Grafic nr. 39


Această creştere a cantităţilor consumate a survenit pe fondul trecerii în piaţa concurenţială a

multor clienţi anterior reglementaţi (de la 4.856 de clienţi din categoriile B1-B6 în anul 2012, la

197.377 în anul 2016), aşa cum reiese din graficul de mai jos.

21,254

17,623 17,785

30,466

34,075

4,856 5,763

12,227

183,707

197,377

0

25,000

50,000

75,000

100,000

125,000

150,000

175,000

200,000

225,000

0

2,500

5,000

7,500

10,000

12,500

15,000

17,500

20,000

22,500

25,000

27,500

30,000

32,500

35,000

2012 2013 2014 2015 2016

Mii

MW

h

Evoluţie total cantităţi şi număr de clienţi - B1-B6

Cantitati Nr. clienti


160

Grafic nr. 40


În cadrul categoriilor B1–B4, analiza informaţiilor indică o creştere semnificativă a numărului şi

a cantităţilor consumate de clienţi, aşa cum rezultă din graficul nr. 40 Astfel, numărul

consumatorilor din categoria B1 alimentaţi în regim concurenţial s-a majorat de 44 de ori, în

perioada 2012-2016, iar cantităţile aferente acestora de 38 de ori. Creşteri semnificative atât din

punct de vedere al numărului de consumatori, cât şi al cantităţilor aferente acestor consumatori

din piaţa concurenţială, au fost înregistrate şi la categoria B2 (de 52 de ori ca număr şi de 58 de

ori cantitativ) şi categoria B3 (de 47 de ori ca număr şi de 48 de ori cantitativ).

Numărul clienţilor din categoria B5 a crescut uşor până în anul 2015, după care a suferit o uşoară

scădere în anul 2016, în timp ce cantităţile consumate de aceştia au crescut constant.

Numărul clienţilor din categoria B6 a crescut uşor în perioada 2012-2016, în timp ce cantităţile

consumate de aceştia au scăzut. Astfel, de la o medie anuală de consum pe client final de circa

435.614 MWh în 2012 s-a ajuns la un consum mediu anual pe client din categoria B6 de circa

184.442 MWh în 2016. În cazul acestei categorii de consumatori se remarcă o scădere drastică,

de circa 41%, a cantităţilor consumate în anul 2013 faţă de 2012 cu toate că numărul acestora

crescuse de la 34 la 39. Practic, această categorie de consumatori reflectă cel mai bine trendul

înregistrat de consumul de gaze naturale la nivel naţional care, în anul 2013, a înregistrat o

scădere abruptă de 9% .

2012 2013 2014 2015 2016

Total B 21,254 17,623 17,785 30,466 34,075

B1 30 34 42 1,123 1,142

B2 41 48 93 2,332 2,381

B3 141 202 449 6,245 6,763

B4 1,859 2,357 3,426 7,798 8,024

B5 4,373 6,264 6,868 7,258 8,203

B6 14,811 8,719 6,907 5,710 7,562

21,254 17,623 17,785

30,466 34,075

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

mii

MW

h

Evoluţia cantităţilor de gaze naturale consumate de clienţii B1-B6


161

Grafic nr. 41


În ceea ce priveşte clienţii din categoriile A1-A5 alimentaţi în regim concurenţial în perioada

2012-2016, în funcţie de cantităţile totale consumate pe categorii de clienţi, din graficul de mai

jos se observă o dublare a numărului de clienţi, în timp ce cantităţile consumate de aceştia au

scăzut constant.

Grafic nr. 42


Aşa cum se observă în graficele nr. 43 şi nr. 44, în cadrul fiecărei categorii A, analiza

informaţiilor primite indică, în general, o creştere a numărului şi a cantităţilor consumate de

B6

B5

B4

B3

B2 B1

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

2012 2013

2014 2015

2016

34

41

185

217

447

2,851

428 1,992

19,848 20,451

876 2,850

44,017 45,835 2,887

5,982

116,620 127,981

Evoluţia numărului de clienţi B1-B6

B6 B5 B4 B3 B2 B1

31,621 31,786

28,598 26,971

25,323

112 125 129

212

239

0

50

100

150

200

250

300

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2012 2013 2014 2015 2016

m

ii M

Wh

Evoluţie total cantităţi şi număr de clienţi A1-A5



162

clienţii din categoriile A1-A2, în timp ce numărul clienţilor din categoriile A3-A5 a rămas relativ

constant iarcantităţile consumate de aceştia au scăzut în perioada analizată.

Grafic nr. 43


În cadrul fiecărei categorii A, analiza informaţiilor primite indică o creştere semnificativă a

numărului şi a cantităţilor consumate de clienţii din categoriile A1-A2, aşa cum rezultă din

graficul nr. 43 Astfel, numărul consumatorilor din categoria A1 alimentaţi în regim concurenţial

s-a majorat, în perioada 2012-2016, de circa 13 ori, iar cantităţile aferente acestora de 4 ori.

Creşteri, din punct de vedere al numărului de consumatori şi al cantităţilor aferente acestor

consumatori din piaţa concurenţială, au fost înregistrate şi la categoria A2 (de 4 ori ca număr şi

de 3 ori cantitativ).

Numărul clienţilor din categoriile A3-A5 s-a menţinut relativ constant de-a lungul perioadei de

referinţă, în timp ce cantităţile consumate de aceştia au scăzut. Cea mai mare scădere a

cantitaţilor consumate se observă la consumatorii din categoria A5, de la 22,39 mil. MWh în

2012 la 15,21 mil. MWh în 2016. Având în vedere că numărul acestora a rămas relativ constant,

media de consum pe client a scăzut de la 2,48 mil. MWh în 2012 la 2,17 mil. MWh în 2016.

Scăderea cantităţilor de gaze naturale consumate de această categorie reflectă, ca şi în cazul

categoriei B6, trendul de scădere înregistrat de consumul de gaze naturale la nivel naţional.

Grafic nr. 44

2012 2013 2014 2015 2016

Total A 31,621 31,786 28,598 26,971 25,323

A1 6 6 10 23 22

A2 75 53 84 156 247

A3 2,471 3,197 2,486 3,161 2,348

A4 6,678 5,302 7,819 7,079 7,490

A5 22,391 23,228 18,200 16,552 15,215

31,621 31,786

28,598 26,971

25,323

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

mii

MW

h

Evoluţia cantităţilor de gaze naturale consumate de clienţii A1-A5


163


Raportat la totalul clienţilor din piaţa concurenţială (A şi B), se observă o creştere constantă a

numărului de clienţi (de la 4.969 de clienţi în 2012 la 197.616 clienţi în 2016) şi a cantităţilor

consumate (de la 52.874.967 MWh în 2012 la 59.397.444 MWh în 2016), concomitent cu

trecerea progresivă a clienţilor, în special noncasnici, din piaţa reglementată în piaţa

concurenţială (graficele nr.45 şi nr.46). Numărul clienţilor din piaţa concurenţială a crescut,

astfel, de aproximativ 40 de ori în 2016 faţă de anul 2012.

Grafic nr. 45


6 10 12

78 76

19 20 26

43

71

46 55 53 57 55

32 27 27 25 30

9 13 11 9 7

112 125 129

212

239

0

50

100

150

200

250

2012 2013 2014 2015 2016

Evoluţia numărului de clienţi A1 - A5

A1 A2 A3 A4 A5 Total A

52,875 49,410

46,384

57,438 59,397

4,969 5,887 12,356

183,919

197,616

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

2012 2013 2014 2015 2016

mii

MW

h

Evoluţia cantităţilor totale consumate şi a numărului total de clienţi A şi B



164

Grafic nr. 46


Deschiderea graduală a pieţei de gaze naturale se reflectă şi în raportul dintre consumul total

anual al consumatorilor din categoriile A şi B, alimentaţi în regim concurenţial, în consumul

anual de gaze naturale la nivel naţional, care indică o creştere susţinută a ponderii vânzărilor cu

amănuntul pe piaţa liberă, de la 36,3% în 2012 la 57,7% în 2016, concomitent cu scăderea

ponderii vânzărilor cu amănuntul în regim reglementat. Consumul anual de gaze naturale la nivel

naţional luat în considerare la calculul ponderilor se referă la consumul total de gaze naturale din

România, din care au fost scăzute cantităţile înregistrate ca şi consum tehnologic de către

producătorii de gaze naturale din România, precum şi cantităţile livrate de aceştia către

sucursalele proprii, conform informaţiilor ANRE.

Astfel, ponderea consumului anual al clienţilor de pe piaţa concurenţială a crescut de la circa

36% în anul 2012 la circa 58% în anul 2016.

21

,25

4

17

,62

3

17

,78

5

30

,46

6

34

,07

5

31

,62

1

31

,78

6

28

,59

8

26

,97

1

25

,32

3

52,875

49,410 46,384

57,438 59,397

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

2012 2013 2014 2015 2016

mii

MW

h

Evoluţia cantităţilor consumate în piaţa concurenţială A şi B

Total B Total A Total A+B


165

Grafic nr. 47


Din totalul consumatorilor de gaze naturale din România, aproximativ 60-65 de consumatori au

înregistrat, în perioada 2012-2016, un consum mai mare de 100.000 MWh anual şi fac parte din

categoriile A4, A5, B6 şi, parţial, din categoriile A3 şi B5. În aceste categorii sunt cuprinse, în

principal, centralele de producere a energiei termice şi marii consumatori industriali ce deţin

unităţi de producţie.

În perioada 2012-2016, consumul estimat al acestora a fost în continuă scădere, [...],

reprezentând circa 39-44% din consumul naţional de gaze naturale din România. Scăderea

consumului acestor mari consumatori industriali a survenit pe fondul scăderii consumului

naţional, din cauza închiderii unor mari unităţi de producţie din România, aşa cum reiese din

graficul nr. 48.

Consumul naţional a fost obţinut prin scăderea din consumul total de gaze din România a

consumurilor tehnologice şi a cantităţilor livrate de producători către sucursalele proprii.

Grafic nr. 48


36.31%

40.46%

40.68%

57.72%

57.66%

63.69%

59.54%

59.32%

42.28%

42.34%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

2012

2013

2014

2015

2016

Ponderea consumului concurenţial (A şi B) în consumul total al clienţilor finali

Concurenţial Reglementat

44.38%

41.42% 42.20% 41.57%

38.67%

37%

38%

39%

40%

41%

42%

43%

44%

45%

30 40 50 60 70 80 90

100 110 120 130 140

1 2 3 4 5

mili

oan

e M

Wh

Ponderea consumatorilor cu consum anual mai mare de 100.000 MWh în consum naţional

Total consum naţional Pondere consumatori peste 100.000 MWh in total consum naţional


166

Din perspectiva ofertei, comercializarea de gaze naturale către clienţi cu un consum mai mare de

100.000 MWh pe an s-a realizat, în perioada 2012-2016, de aproximativ 14 furnizori din totalul

de peste 70 de respondenţi. Contractele au fost încheiate, în general, pe perioade de 1 an, fie ca

urmare a participării furnizorilor la licitaţiile publice organizate, fie în urma negocierilor

bilaterale.

Ponderea vânzărilor fiecărui furnizor în totalul vânzărilor realizate către clienţi cu un astfel de

profil de consum este prezentată în graficul nr. 49.

Grafic nr. 49 - Ponderea vânzarilor furnizorilor care alimentează consumatori peste 100.000 MWh

[...]


OMV Petrom Gas şi Romgaz deţin cele mai mari ponderi ale vânzărilor către consumatorii cu un

consum anual mai mare de 100.000 MWh. [...]

Următoarele întreprinderi care alimentează consumatorii cu un consum mai mare de 100.000

MWh sunt E.ON Energie, Engie şi Conef Energy, [...].

Ceilalţi nouă furnizori care alimentează consumatorii cu un consum anual mai mare de 100.000

MWh deţin ponderi foarte mici, sub 1% din totalul vânzărilor de gaze naturale livrate acestei

categorii de consumatori.

În perioada 2012-2016, preţurile de furnizare a gazelor naturale către clienţii cu un consum anual

mai mare de 100.000 MWh, fără servicii sau cu serviciile incluse (tarife de transport, distribuţie,

înmagazinare, rezervare capacitate etc.) s-au situat în următoarele intervale:

Tabel nr. 11 – Preţul gazelor naturale (fără/cu servicii incluse) pentru clienţi cu un consum

peste 100 000 MWh

[...]


Oferta

Concurenţa pe piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale se manifestă între toate entităţile

titulare de licenţă de furnizare, care pot participa liber la orice categorie de piaţă. Din perspectivă

pur teoretică, toţi consumatorii pot fi ofertaţi de către toţi furnizorii de gaze naturale licenţiaţi,

reglementările nefiind de natură să ridice bariere în calea manifestării libertăţii comerciale a

acestora din urmă.

Vânzările totale realizate de furnizorii de gaze naturale se compun din vânzări realizate pe piaţa

reglementată şi vînzări realizate pe piaţa concurenţială. Prezenta secţiune se referă la vânzările

către consumatori finali din piaţa concurenţială.

În perioada 2013157

-2016, au fost prezenţi pe piaţa concurenţială a furnizării de gaze naturale cu

amănuntul peste 70 de furnizori. Cei mai mari jucători pe segmentul concurenţial al pieţei de

furnizare cu amănuntul de gaze naturale sunt OMV Petrom Gas, Romgaz, E.ON Energie, Engie

157

În anul 2012, raportările furnizorilor nu erau defalcate pe cantităţi comercializate în piaţa concurenţială şi piaţa

reglementată, astfel că nu se pot determina cu acurateţe cotele de piaţă ale furnizorilor pe piaţa concurenţială a

furnizării cu amănuntul pentru acest an.


167

aceştia cumulând, pe parcursul perioadei de analiză, între [85-95]% din vânzările totale pe

această piaţă. Restul pieţei se împarte între alţii furnizori, ale căror cote individuale se situează

sub [0-5]% în perioada analizată.

Grafic nr. 50 - Cotele de piaţă pe piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale

[…]


Gradul de concentrare pe piața furnizării cu amănuntul de gaze naturale

Comercializarea de gaze naturale în regim concurențial către clienți finali se realizează în baza

licenței de furnizare acordate de ANRE, pe piața românească fiind prezenți un număr de peste 70

astfel de furnizori (în perioada 2013-2016). Din punct de vedere al participanților la piață,

situația furnizării cu amănuntul este similară cu cea a furnizării angro: cei doi mari producători

de gaze naturale autohtoni sunt și principalii jucători, direct sau prin afiliat, de pe piața furnizării

cu amănuntul de gaze naturale.

Figura nr.3 - Evoluția anuală a câtorva indicatori ai gradului de concentrare pentru furnizarea cu

amănuntul de gaze naturale, 2013-2016

Sursa: prelucrări proprii ale datelor obținute de la participanții la piață

Graficul de mai sus arată reducerea importantă din anul 2015 a gradului de concentrare, evaluat

prin prisma HHI. Reducerea de peste 500 de unități a HHI se datorează diminuării poziției pe

piață a OMV Petrom Gas […] și Romgaz […] și creșterii prezenței Engie […] și E.ON […].

Cu toate acestea, nivelul HHI rămâne ridicat, din perspectiva pragurilor considerate de Comisia

Europeană piața fiind considerată în continuare drept una puternic concentrată.

Faptul că gradul de concentrare este ridicat pe parcursul întregii perioade analizate este susținut

și de evoluția CR4: primii patru jucători respectiv cei doi producători autohtoni (direct sau prin

afiliat), Romgaz şi OMV Petrom Gas și cei doi mari furnizori tradiţionali, Engie şi E.On Energie,

deținând împreună aproximativ 90% din această piață.

67.3% 64.8% 51.8% 51.5%88.3% 89.9% 90.3% 89.2%

2,585 2,606

2,098 2,059

0%

20%

40%

60%

80%

100%

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2013 2014 2015 2016CR

2/4

HH

I



168

După cum am arătat mai sus, reducerea CR2 din anul 2015 se datorează diminuării prezenței

celor doi operatori Romgaz şi OMV Petrom Gas în favoarea celor doi mari furnizori tradiţionali,

caracterul oligopolist al acestei piețe fiind prezent pe parcursul întregii perioade analizate.

Evaluarea furnizării cu amănuntul de gaze naturale din România prin intermediul

Indicelui Agregat de Presiune Concurențială

Evaluarea comercializării de gaze naturale în regim concurențial către clienți finali prin

intermediul IAPC se face în modalitatea descrisă în Secțiunea 4.3. Tabelul de mai jos prezintă

valorile alese pe scalele în șapte puncte, în funcție de datele și informațiile disponibile autorității

de concurență.

Tabelul nr.12 - Evaluarea furnizării cu amănuntul de gaze naturale din România, prin intermediul

IAPC, la nivelul anului 2016

Indicatorul

urmărit


Barierele la

intrare




este foarte facilă


inovativă



impact

Omogenitatea

produsului



similare



diferite, mai ales

calitativ

Elasticitatea

cererii in funcție

de preț

Cererea este foarte

inelastică

Cererea este foarte

elastică

Concurenții

„rebeli”



Pe piață există


dimensiuni mari

Numărul de

concurenți


foarte redus


este foarte ridicat

Gradul de

concentrare


foarte ridicat


este foarte redus

Simetria cotelor

de piață







Stabilitatea

cotelor de piață






au fluctuat masiv

Interacțiunile pe

alte piețe



alte piețe



analizată

Legăturile

structurale



concurenți




Profitabilitatea



foarte ridicate




pierderi


169

Simetria

costurilor





Marketing și

comunicare


comunicare ale




și comunicare ale


sunt foarte intense

Transparența

pieței

Piața este foarte



masiv


masiv





Nivelul prețului







Asociațiile de

afaceri sau

patronale




influentă




Puterea de

negociere a

cumpărătorilor

Cumpărătorii nu au deloc

putere de negociere

Cumpărătorii au foarte

mare putere de

negociere

În ceea ce privește existența barierelor la intrarea pe piață, apreciem că acestea sunt moderate în

cazul furnizării de gaze naturale în regim concurențial către clienți finali, întrucât obținerea unei

licențe de furnizare din partea reglementatorului trebuie dublată de existența unei surse de

aprovizionare, interne sau externe, iar intrarea semnificativă pe această piață necesită anumite

resurse financiare.

Dintre factorii care atenuează caracterul pro-competitiv al acestei industrii menționăm gradul

redus de inovare la care este supus sectorul, omogenitatea ridicată a produsului, dar și al

serviciului oferit, elasticitatea redusă a cererii în funcție de preț, dar și lipsa unor jucători rebeli

de dimensiuni semnificative pe această piață. În plus, simetria și stabilitatea recentă a cotelor de

piață ale principalilor jucători, coroborate cu contactul frecvent de pe mai multe piețe dintre

aceștia și aparenta lipsă a puterii de negociere a cumpărătorilor reduc valoarea indicelui

compozit și alimentează temerile autorității de concurență privind acest sector. Pe de altă parte,

numărul ridicat de furnizori autorizați ANRE, lipsa legăturilor structurale între principalii

jucători de pe piață, dar și aparenta asimetrie a costurilor suportate de aceștia sunt factori ce

facilitează manifestarea liberă a concurenței pe piața furnizării de gaze naturale în regim

concurențial către clienți finali.

Date fiind scorurile indicate în tabelul anterior, dar și categoriile de importanță din care fac parte

factorii incluși în analiza prin intermediul IAPC, valoarea indicelui compozit pentru

comercializarea cu amănuntul a gazelor naturale este 39% în anul 2016. Această valoare,

inferioară celei înregistrate în cazul comercializării gazelor naturale în regim concurențial către

revânzători, plasează comercializare cu amănuntul de gaze naturale în grupul de mijloc între cele

50 de industrii naționale evaluate de Consiliul Concurenței prin intermediul IAPC.

Față de anul precedent, indicele compozit scade cu doar 0,4pp, stabilitatea recentă a cotelor de

piață ale principalilor jucători fiind compensată de aparenta intensificare, chiar dacă modică, a


170

acțiunilor de promovare la nivelul pieței, dar și de stagnarea cererii agregate (în condițiile în care

aceasta crescuse puternic în anul 2015 față de 2014).

Nivelul IAPC înregistrat în cazul comercializării cu amănuntul de gaze naturale și factorii

structurali și comportamentali care stau la baza acestuia impun continuarea monitorizării cu

atenție a sectorului din partea autorității de concurență. Aceasta mai ales în contextul în care pe

parcursul anului 2017 s-a manifestat o tendință naturală de transparentizare a pieței, urmare a

creșterii numărului de tranzacții pe platforme centralizate.

Oferta defalcată pe categorii de consumatori

Clienţii din categoria B1 au fost alimentaţi, în perioada 2012-2016, de aproximativ 60 de

furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost Nord Gaz, [...] însă ponderea

vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B1 a scăzut drastic până în 2016.

Pe de altă parte, există doi furnizori ale căror ponderi au fost în creştere începând cu anul 2012,

respectiv E.ON Energie […] şi Engie […], astfel că în 2016 aceştia cumulează cea mai mare

parte a vânzărilor către clienţi din categoria B1, de aproximativ [...].

Grafic nr. 51- Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi B1

[…]


Faţă de consumul total al categoriei de clienţi B1, care a avut un trend crescător începând din

anul 2015, media de consum pe client B1 a oscilat de-a lungul perioadei de analiză, tendinţa

generală fiind totuşi de scădere.

Grafic nr. 52



furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost Nord Gaz [...] însă ponderea

vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B2 a scăzut până [...] în 2016.

10.45 10.84

7.00

9.63

8.93

30,169 33,935 41,904

1,123,142 1,142,249

0

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

5

6

7

8

9

10

11

12

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh

Evoluţia consumului total şi a consumului mediu - B1

consum mediu B1 consum total B1


171


respectiv E.ON Energie [...] şi Engie [...], astfel că în 2016 aceştia cumulează cea mai mare parte

a vânzărilor către clienţi din categoria B2, de aproximativ [...].

Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi B2 - Grafic nr. 53

[…]




generală fiind totuşi de creştere.

Grafic nr. 54



furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, cu o pondere de

[…], ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B3 crescând până la nivelul

de […] în 2016. În creştere este şi ponderea vânzărilor Engie către clienţi din categoria B3, de la

[...] în 2012 la [...] în 2016. Astfel, şi în cazul categoriei B3 cea mai mare parte a vânzărilor

aparţine acestor doi furnizori, care cumulează [...] din totalul vânzărilor către consumatori B3.

Pe de altă parte, există furnizori ale căror ponderi au fost în scădere faţă de valorile înregistrate

în anul 2012, respectiv Otto Gaz […], Nord Gaz […] şi OMV Petrom Gas […].

Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi B3 - Grafic nr. 55

[…]


46.43 44.82

32.80

52.98 52

40,680 48,168 93,467

2,331,839 2,380,561

0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

5

15

25

35

45

55

65

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh




172



generală fiind totuşi de uşoară creştere spre finalul perioadei de referinţă, cu un mimin în anul

2014.

Grafic nr. 56



furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, [...] ponderea

vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B4 având o tendinţă de scădere până [...] în

2016. Ponderea vânzărilor Engie către clienţi din categoria B4a crescut de la [...] în 2012 la [...]

în 2016. Astfel, ca şi în cazul categoriilor B1-B3, cea mai mare parte a vâzărilor către

consumatori B4 aparţine acestor doi furnizori […]

Pe de altă parte, există furnizori ale căror ponderi au fost în scădere faţă de valorile înregistrate

în anul 2012, respectiv OMV Petrom Gas.

Evoluţie ponderi furnizori- categorie clienţi B4 - Grafic nr. 57

[…]


Faţă de consumul total al categoriei de clienţi B4, care a avut un trend crescător de-a lungul

perioadei de analiză, fiind influenţat de creşterea semnificativă a numărului de clienţi, începând

din anul 2012, media de consum pe client B4 a scăzut constant până în anul 2015, revenind pe

creştere în 2016.

328 325

225

315 331

140,504 201,768 448,736

6,245,106 6,763,142

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

7,000,000

8,000,000

0

50

100

150

200

250

300

350

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh




173

Grafic nr. 58



furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, […], ponderea

vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B5 având o tendinţă de scădere până în

2014, după care a început să crească, ajungând în 2016 la nivelul de […]. Ponderea vânzărilor

Engie către clienţi din categoria B5 a înregistrat o uşoară scădere [...] în 2016. Astfel, ca şi în

cazul categoriilor B1-B4, cea mai mare parte a vânzărilor aparţine acestor doi furnizori, […] din

totalul vânzărilor către consumatorii B5.

Pe de altă parte, există furnizori ale căror ponderi au fost în creştere faţă de valorile înregistrate

în anul 2012, respectiv OMV Petrom Gas[…].

Evoluţie pondere furnizori – categorie B5 - Grafic nr. 59

[…]


Consumul total al categoriei de clienţi B5 a avut un trend crescător de-a lungul perioadei de

analiză, începând din anul 2012. În acelaşi timp, media de consum pe client B5 a crescut

constant până în anul 2014, cu o scădere în anul 2015 şi revenire pe creştere în 2016.

4,161

3,343

2,951

2,660 2,815

1,858,706

2,356,504

3,426,147

7,797,867 8,024,147

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

7,000,000

8,000,000

9,000,000

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh




174

Grafic nr. 60



furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost OMV Petrom Gas cu o pondere de

[…] ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B6 având o tendinţă de

scădere abruptă până în 2015, urmată de o creştere […] în anul 2016.

Pe de altă parte, există furnizori ale căror ponderi au fost în creştere faţă de valorile înregistrate

în anul 2012, respectiv Engie […] şi E.ON Energie […]

Evoluţia ponderilor furnizorilor care alimnetează categoria B6 - Grafic nr. 61

[…] Sursa: prelucrare internă CC

Consumul total al categoriei de clienţi B6 şi media de consum pe client B6 au avut un trend

descrescător de-a lungul perioadei de analiză, începând din anul 2012 până în anul 2015, după

care au urmat o evoluţie pozitivă în 2016.

Grafic nr. 62


23,700

32,455

33,679

28,821

37,801

4,372,638

6,263,749

6,867,649

7,258,187

8,202,729

4,000,000

4,500,000

5,000,000

5,500,000

6,000,000

6,500,000

7,000,000

7,500,000

8,000,000

8,500,000

20,000

22,000

24,000

26,000

28,000

30,000

32,000

34,000

36,000

38,000

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh



442,116

223,573

179,799

146,418

184,441

14,810,884

8,719,339

6,907,277

5,710,307

7,562,101

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

7,000,000

8,000,000

9,000,000

10,000,000

11,000,000

12,000,000

13,000,000

14,000,000

15,000,000

16,000,000

120,000

145,000

170,000

195,000

220,000

245,000

270,000

295,000

320,000

345,000

370,000

395,000

420,000

445,000

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh

Evolutia consumului total si a consumului mediu - B6



175

Clienţii din categoria A1 au fost alimentaţi, în perioada 2012-2016, de 12 furnizori. Cel mai

mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, cu o pondere de […], însă ponderea

vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi A1 a scăzut până la aproximativ […] în

2016, cu un minim în 2013.

Pe de altă parte, există un alt furnizor a cărui pondere a fost în creştere începând cu anul 2012,

respectiv Engie […]. Astfel, în 2016 aceştia cumulează cea mai mare parte a vânzărilor către

clienţi din categoria A1, […]

Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi A1 - Grafic nr. 63

[…]


Deşi media de consum pe client A1 a oscilat de-a lungul perioadei de analiză, având o tendinţă

generală de scădere, dată fiind creşterea semnificativă a numărului de clienţi, consumul total al

categoriei de clienţi A1 a avut un trend crescător începând din anul 2012.

Grafic nr. 64



mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, cu o pondere de […], însă ponderea

vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi A2 a scăzut până la aproximativ […] în

2016, cu un minim în 2013.


respectiv Engie […] şi Cisgaz […].


[…]


943

604

799

291 294

5,660 6,039

9,587

22,675 22,355

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh

Evoluţia consumului total şi a consumului mediu- categorie clienţi A1

consum mediu A1 consum total A1


176

Consumul total al categoriei de clienţi A2 a avut un trend crescător începând din anul 2014, iar

media de consum pe client A2 a oscilat de-a lungul perioadei de analiză, în anul 2016 fiind în

scădere faţă de 2015.

Grafic nr. 66



mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost OMV Petrom Gas, cu o pondere de […], însă

ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi A3 a scăzut până la aproximativ

[…] în 2016, cu un minim în 2015.


respectiv Engie […] şi E.ON Energie […].


[…]


Consumul total al categoriei de clienţi A3 şi media de consum pe client A3 au avut o evoluţie

asemănătoare de-a lungul perioadei de analiză, alternând tendinţele de scădere cu cele de

creştere. Cele mai mari valori ale acestora s-au înregistrat în anii 2013 şi 2015, pe când minimele

au fost realizate în anul 2016.

3,928

2,642

3,223

3,637

3,475

75,278

53,065

83,796

156,375

246,739

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

2,500

2,700

2,900

3,100

3,300

3,500

3,700

3,900

4,100

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh

Evolutia consumului total si a consumului mediu- categorie clienti A2

consum mediu A2 consum total A2


177

Grafic nr. 68



mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost Engie, cu o pondere de […], în creştere pe parcursul

perioadei de referinţă. OMV Petrom Gas a avut o pondere de […], în uşoară creştere în perioada

analizată. Ponderea deţinută de Romgaz în totalul vânzărilor către clienţii din categoria A4 a

cunoscut, de asemenea, o uşoară creştere menţinându-se în intervalul […], în timp ce ponderea

E.ON Energie a scăzut de la […] în 2012 la […] în 2016.

Grafic nr. 69 - Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi A4

[…]


Consumul total al categoriei de clienţi A4 şi media de consum pe client A4 au oscilat în acelaşi

fel de-a lungul perioadei de analiză, alternând tendinţele de scădere cu cele de creştere. Cea mai

mare valoare a acestora s-a înregistrat în anul 2014, pe când minima a fost realizată în anul 2013.

Totuşi, în anul 2016 se observă o diferenţiere a evoluţiei mediei de consum faţă de cea a

consumului total, astfel că, în timp ce consumul total a revenit pe creştere din 2016, media de

consum pe client A4 a continuat să scadă.

54,021

58,218

47,050

55,465

42,696

2,471,459

3,197,129

2,485,788

3,161,479

2,348,292 2,300,000

2,400,000

2,500,000

2,600,000

2,700,000

2,800,000

2,900,000

3,000,000

3,100,000

3,200,000

3,300,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh

Evoluţia consumului total şi a consumului mediu clienţi - A3

consum mediu A3 consum total A3 (mii MWh)


178

Grafic nr. 70


Clienţii din categoria A5 au fost alimentaţi, în perioada 2012-2016, de 9 furnizori. Cel mai mare

furnizor la nivelul anului 2012 a fost Romgaz, cu o pondere de […], care s-a menţinut relativ

constantă în perioada de referinţă, cu o foarte uşoară scădere în 2016 [...]. OMV Petrom Gas a

avut o pondere în uşoară creştere în perioada analizată […].

Ponderea Conef Gaz în totalul vânzărilor către clienţi din categoria A5 a fost de […], în uşoară

creştere [...], în timp ce E.ON Energie a fost prezentă pe acest palier doar în perioada 2012-2013,

cu ponderi cuprinse intre […].


[…]


Consumul total al categoriei de clienţi A5 şi media de consum pe client A5 au oscilat de-a lungul

perioadei de analiză, alternând tendinţele de scădere cu cele de creştere. Cea mai mare valoare a

consumului total s-a înregistrat în anul 2013 (de circa 23 mil. MWh), ajungând la cea mai mică

valoare în anul 2016. Consumul mediu pe client A5 a avut o tendinţă de creştere începând cu

anul 2014, atingând nivelul de circa 2,2 mil MWh/client în anul 2016.

206,010

196,377

289,582

283,145

249,681 6,678,173

5,302,187

7,818,715

7,078,630

7,490,441

5,200,000

5,700,000

6,200,000

6,700,000

7,200,000

7,700,000

8,200,000

180,000

200,000

220,000

240,000

260,000

280,000

300,000

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh

Evoluţia consumului total şi a consumului mediu- categorie clienţi A4



179

Grafic nr. 72


În continuare sunt prezentate caracterisiticile modului cum se manifestă concurenţa pe piaţa

furnizării cu amănuntul, respectiv detaliile procesului de ofertare, identificate pe baza

răspunsurilor de la furnizorii chestionaţi.

Categoriile de consumatori ofertate

Deşi, în mod teoretic, furnizorii pot oferta toate categoriile de consumatori, în practică au fost

identificate anumite impedimente care nu permit tuturor furnizorilor să oferteze toate tipurile de

consumatori. Astfel, pe piaţa cu amănuntul de gaze naturale din România există consumatori

care achiziţionează cele mai mari cantităţi din piaţă, care au anumite caracteristici de consum şi

care solicită anumite condiţii, fapt pentru care nu pot fi ofertaţi de către toţi furnizorii licenţiaţi.

Deşi pe piaţa furnizării cu amănuntul există şi furnizori care se adresează tuturor categoriilor de

consumatori, indiferent de cantitatea solicitată, cea mai mare parte a acestora, cu excepţia

furnizorilor care au şi calitatea de producători, apreciază că există consumatori finali cărora nu le

pot asigura furnizarea de gaze naturale, în special din cauza cantităţilor foarte mari şi a

condiţiilor specifice solicitate: de livrare, de preţ, de flexibilitate şi de plată. Un astfel de

exemplu este solicitarea unui termen de plată de 120 de zile de la data emiterii facturii, cerinţă

greu de susţinut din partea furnizorilor.

Din perspectiva producătorilor, care au capacitatea tehnică de a furniza orice cantitate de gaze

naturale solicitată, pot exista totuşi diverse situaţii în care aceştia nu pot furniza gaze către

anumiţi consumatori datorită unor constrângeri interne sau externe. Un exemplu în acest sens

poate fi reprezentat de situaţia în care clientul nu este solvabil sau prezintă un risc ridicat de

neîncasare.

Din cauză că marea majoritate a furnizorilor achiziţionează gazele naturale cu plata în avans, iar

consumatorii finali doresc plata după luna de livrare, unii furnizori nu au resursele financiare

2,487,868

1,845,920

1,617,818

1,839,123

2,173,527

22,390,815 23,227,822

18,200,455

16,552,104

15,214,688

14,000,000

15,000,000

16,000,000

17,000,000

18,000,000

19,000,000

20,000,000

21,000,000

22,000,000

23,000,000

24,000,000

1,500,000

1,700,000

1,900,000

2,100,000

2,300,000

2,500,000

2,700,000

2012 2013 2014 2015 2016 MWh MWh

Evoluţia consumului total şi a consumului mediu clienţi A5



180

necesare pentru achiziţia gazelor naturale astfel încât să oferteze consumatori mai mari. Practic,

unii furnizori nu pot susţine financiar întârzierea plăţilor sau neplata facturilor de către

consumatorii mari.

Unul dintre factorii determinanţi în ceea ce priveşte capabilitatea furnizorilor de a asigura

furnizarea gazelor marilor consumatori din economia românească este flexibilitatea livrărilor.

Deşi, raportat strict la mărimea cantităţilor de gaze naturale consumate de aceştia, există

furnizori (separat de cei care au şi calitatea de producători) care le pot asigura necesarul, din

punct de vedere al profilului de consum există consumatori cu variaţii zilnice mari cărora este

dificil să le poată asigura o flexibilitate a cantităţilor cu costuri rezonabile, în lipsa unor contracte

cu cantităţi zilnice variabile pe punctele de intrare şi în lipsa unei pieţe de echilibrare, coroborate

cu mecanismul de transfer al rezervării de capacitate prevăzut în reglementările ANRE (pentru

transfer de rezervare este necesar ca informaţiile să fie transmise către Transgaz cu 2 zile

lucrătoare anterior transferului). În general, o astfel de flexibilitate în livrări poate fi asigurată

numai de furnizorii care au şi calitatea de producători.

În activitatea unor furnizori au fost situaţii în care nu au putut participa la licitaţii fie din cauza

condiţiilor contractuale cu privire la depunerea unor garanţii bancare (în opinia furnizorilor

nejustificate), fie din cauza unor condiţii care vizau existenţa în portofoliu a unor clienţi cu un

istoric de consum foarte ridicat. Astfel, aceşti furnizori consideră că sunt în măsură să furnizeze

gaze oricărui consumator, indiferent de cantitatea consumată, cu condiţia să nu fie supuşi unor

riscuri financiare nejustificate.

În plus, în cazul consumatorilor racordaţi direct în SNT (de tip A), în situaţia în care rezervarea

de capacitate a fost efectuată la nivel maxim de către actualul furnizor, nu este posibilă

efectuarea unei rezervări de capacitate de către un alt furnizor (de la momentul abrogării

principiului „rezervarea de capacitate urmează clientul”).

Alţi furnizori consideră că, pe piaţa gazelor naturale din România, există clienţi cărora nu le pot

furniza gaze naturale din următoarele motive:

- cantităţile solicitate sunt mult mai mari decât posibilitatea societăţii de a contracta achiziţia

unor astfel de cantităţi;

- condiţiile contractuale impuse pot fi de neacceptat, de exemplu plată ulterioară lunii de livrare

fără asigurarea de garanţii şi solicitarea unor preţuri de vânzare foarte mici pe care furnizorii

nu le pot asigura;

- situaţia financiară (societăţi în insolvenţă, rău platnici, cu o bonitate scăzută) a clientului nu

asigură încredere în încheierea unor contracte de furnizare gaze naturale;

- rezerva furnizorilor de a încheia contracte cu clienţi cu consumuri foarte mari, comparativ cu

portofoliul de clienţi ai acestora, întrucât un astfel de client ar putea genera dificultăţi

financiare societăţii furnizoare în situaţia nerespectării condiţiilor contractuale, în special cele

legate de plată sau în situaţia intrării în insolvenţă a clientului respectiv - clauze considerate

dezavantajoase, solicitate de clienţi la încheierea contractelor, cum ar fi: termene de plată

foarte lungi, neasumarea dezechilibrelor generate de aceştia pe piaţa gazelor naturale,

neacceptarea majorărilor de întârziere la plată.

O altă categorie de furnizori consideră că nu pot fi ofertaţi clienţii din categoriile superioare B6

şi A5, din următoarele motive:


181

- preţurile ofertate de către producători către aceşti consumatori se situează sub nivelul celor

ofertate de către furnizorii intermediari;

- aceşti consumatori nu pot fi echilibraţi de către furnizorii intermediari prin efectul de

portofoliu; acest lucru a fost amplificat prin intrarea în vigoare în luna noiembrie 2016 a

modificărilor Codului reţelei în ceea ce priveşte calculul dezechilibrelor zilnice şi depăşirile

zilnice de rezervare de capacitate în SNT.

Din perspectiva majorităţii producătorilor, consumul total al oricărui client final nu depăşeşte

potenţialul de producţie, astfel că, teoretic, producătorul are capacitatea de a furniza oricărui

participant la piaţa de gaze naturale.

În schimb producătorii mici nu au, în general, o politică de vânzări orientată către consumatorii

finali din cauza următoarelor impedimente:

- alocarea de resurse umane şi materiale necesare organizării unei echipe de vânzări care să

acţioneze teritorial în relaţie directă cu consumatorii finali;

- angajarea unor contracte logistice specifice: transport, distribuţie, înmagazinare;

- variaţia sezonieră a consumului la foarte mulţi consumatori finali nu corespunde intereselor

companiilor de a-şi asigura, prin contracte de vânzare, continuitatea producţiei pe parcursul

unui an;

- variaţia consumului la nivel de lună/zi ar impune uneori încheierea unor contracte de achiziţie

din alte surse (intern sau import), încă nespecifice politicii comerciale desfăşurate de unele

companii producătoare.

Influenţa liberalizării pieţei asupra portofoliilor de clienţi

De la momentul liberalizării pieţei pentru consumatorii noncansici, respectiv 1 ianuarie 2015,

portofoliile furnizorilor au fluctuat atât din punct de vedere al numărului de consumatori, cât şi

din punct de vedere al cantităţilor furnizate, determinate de opţiunile consumatorilor exprimate

în vederea schimbării furnizorului. Acestea se traduc, astfel, în creşteri ale numărului de clienţi

pentru unii furnizori şi scăderi pentru alţii, în procente care diferă semnificativ de la un furnizor

la altul.

Trebuie precizat că liberalizarea de la 1 ianuarie 2015 a adus în piaţa concurenţială circa 170.000

de consumatori noncasnici a căror furnizare fusese asigurată, până la acel moment, în regim

reglementat, de către furnizorii tradiţionali care făceau parte din grupurile de întreprinderi ce

deţineau şi sistemele de distribuţie a gazelor naturale.

De la această dată au intrat pe piaţă mai mulţi furnizori, aşa cum se poate observa în graficul de

mai jos, ceea ce a condus la creşterea concurenţei şi la reducerea preţului către consumatorii

finali.


182

Grafic nr. 73


Se poate remarca totuşi că liberalizarea pieţei gazelor naturale pentru consumatorii noncasnici

din România, finalizată la sfârșitul anului 2014, a survenit pe fondul unei scăderi accentuate a

consumului atât în țara noastră, cât și la nivel european, precum şi a preţurilor gazelor naturale

din import, pe fondul scăderii cotaţiilor produselor petroliere.

Astfel, liberalizarea de la 1 ianuarie 2015 a avut loc pe un trend de reducere a preţului gazelor

naturale (inclusiv gazele din producţia internă care au fost concurate de cele de import). În

situaţia existenţei unei supra-oferte pe piaţa locală (scăderea consumului aproximativ până la

nivelul producţiei, dublată de importuri la preţuri competitive), tendinţa la nivelul majorităţii

consumatorilor din piaţa concurenţială a fost de renegociere a preţurilor din contractele de

furnizare. Pe acest fond, în scopul câştigării unui număr cât mai mare de consumatori dintre cei

care tocmai deveneau eligibili, precum şi pentru a atrage clienţi eligibili dintre cei care solicitau

renegocierea preţurilor din contracte, s-a înregistrat o reducere inclusiv la nivelul marjelor de

furnizare negociate.

Trecerea în eligibilitate a clienţilor noncasnici a generat o fluctuaţii în piaţă. Modificările în

structura portofoliului au intervenit în momentul liberalizării pieţei de gaze naturale pentru

clienţii noncasnici, moment la care unii furnizori au observat o diversificare mai mare a

clienţilor, dar şi o scădere a consumului mediu anual la nivel de portofoliu.

Totuşi, majoritatea acestor clienți au rămas captivi furnizorilor cu care aveau contracte în vigoare

și în ale căror distribuții sunt conectați. Un factor care a determinat acest progres lent în

extinderea bazei de clienți l-a reprezentat și lipsa unor informații de ordin tehnic privind

consumul acestor clienți care ar fi permis furnizorilor să realizeze o ofertare relevantă a acestor

categorii de consumatori.

În cazul unora dintre furnizori, creşterea numărului de clienţi s-a datorat atât liberalizării, cât şi

altor factori: colaborarea cu diverse firme de intermediere pentru atragerea de noi consumatori,

creşterea credibilităţii, creşterea gradului de informare a clienţilor în ceea ce priveşte

posibilitatea schimbării furnizorului de gaze naturale.

Odată cu liberalizarea pieţei, strategia de vânzări a furnizorilor care aveau şi calitatea de

distribuitori a fost adaptată noilor condiţii de piaţă prin următoarele măsuri:

43

54 54

74 81

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2012 2013 2014 2015 2016

Evoluţia numărului de furnizori


183

- consolidarea unui departament de vânzări pentru extinderea portofoliului de clienţi în afara

propriilor distribuţii;

- diversificarea portofoliului de surse de achiziţii de gaze naturale şi a modalităţii de contractare

printr-un portofoliu de contracte anuale şi contracte pe termen mai scurt de un an.

Variaţiile preţurilor de vânzare a gazelor naturale la consumatorii finali au urmat tendinţa dată de

scăderea preţului de la producători la furnizori, iar procesul de negociere a preţurilor din partea

consumatorilor s-a intensificat. Scăderea preţurilor a fost susţinută şi de intrarea pe piaţă a unor

furnizori noi şi adaptarea politicii de vânzări a furnizorilor tradiţionali.

Diferenţe de abordare a ofertării clienţilor finali faţă de ofertarea revânzătorilor

Din punct de vedere comercial, pentru majoritatea furnizorilor există o diferenţă de abordare a

categoriei consumatorilor finali faţă de cea a revânzătorilor, inclusiv în situaţiile în care

cantităţile contractate de un revânzător sunt similare cu cele ale unui consumator final. Din

analiza informaţiilor primite la chestionarele transmise către furnizori, se observă o împărţire a

furnizorilor în trei categorii principale: furnizori care se adresează consumatorilor finali (marea

majoritate), furnizori care se adresează revânzătorilor şi furnizori care se adresează ambelor

categorii.

Abordarea vânzării către un client final se face diferit faţă de vânzarea către un revânzător în

măsura în care pentru acesta din urmă livrarea gazelor se face la intrarea în SNT, fără a mai fi

necesară rezervarea de capacitate sau alte servicii. Astfel, chiar dacă un consumator final va

achiziţiona aceeaşi cantitate cu un revânzător (care cumpără, de obicei, gaze fără servicii), preţul

nu va fi acelaşi. De asemenea, clientul final induce vârfuri de consum, ceea ce implică costuri

suplimentare pentru echilibrare zilnică şi lunară a cantităţilor, în timp ce vânzarea către un alt

furnizor este “în bandă”. Prin urmare, marjele utilizate în cadrul ofertelor adresate clienţilor

finali sunt mai mari faţă de cele aplicate revânzătorilor.Aşadar, activitatea de vânzare a gazelor

către revânzători implică mai puţine riscri, de exemplu în cazul preluării ferme a cantităţilor

contractate sau cu fluctuaţii strict în procentele de flexibilitate stabilite în contract, spre deosebire

de clienţii finali cărora consumul le poate varia semnificativ în diferite intervale de timp.

Fluctuaţiile de consum implică costuri suplimentare. Începând cu luna noiembrie 2016, moment

de la care prevederile Codului Reţelei privind echilibrarea se aplică la zi, aceste costuri

suplimentare sunt semnificativ mai ridicate faţă de anii precedenţi.

Nivelul de negociere a contractului încheiat cu clienţii revânzători este unul mai ridicat şi mai

detaliat în ceea ce priveşte riscul, asigurându-se astfel siguranţa livrărilor şi cea a încasărilor

până la sfârşitul perioadei contractuale. În cazul clienţilor consumatori finali, nu există siguranţa

derulării contractului până la sfârşitul perioadei contractuale, aceştia putând denunţa oricând

contractul, cu un preaviz de 21 de zile, conform legislaţiei în vigoare.

Modele de ofertare a consumatorilor finali

Pe piaţa cu amănuntul, ofertele furnizorilor se construiesc după diverse modele, ce iau în calcul,

în principal, aceleaşi elemente şi referinţe de preţ. În continuare sunt redate cele mai frecvente

modele de ofertare întâlnite pe piaţa din România, rezultate din consultarea furnizorilor cu

privire la acest aspect.


184

Având în vedere că, în cazul clienţilor finali, cantităţile de gaze naturale achiziţionate de aceştia

sunt destinate consumurilor proprii, în general, ofertele pe care le solicită la alegerea furnizorului

includ şi toate serviciile aferente livrării. Pe piaţa din România există însă şi consumatori, mult

mai puţini ca număr, care preferă să achiziţioneze de la furnizor doar gazele naturale, la un preţ

ce include costul de achiziţie a gazelor şi marja de furnizare, urmând ca restul serviciilor să le

contracteze separat, în nume propriu, de la operatorii de profil.

Astfel, în general, pe piaţa cu amănuntul ofertele de furnizare a gazelor naturale sunt construite

în raport de elementele reglementate componente ale preţului de furnizare, respectiv costurile cu

transportul, înmagazinarea şi distribuţia gazelor naturale până la clientul final, de condiţiile de

achiziţie şi de modificările legislative ce urmează să intre în vigoare pe parcursul derulării

relaţiei contractuale şi de adaosul comercial sau marja de furnizare. La cererea consumatorului,

se pot negocia condiţii de facilitate în cazul termenelor mai scurte de plată sau în situaţia

încheierii unor contracte multianuale.

Ofertele sunt întocmite personalizat, în funcţie de specificul de consum, de sezonalitatea

consumului (consum mai consistent în lunile de iarnă), de specificul de plată şi de bonitatea

financiară a consumatorului.

În general, referinţa de preţ de la care se porneşte în construirea ofertelor este preţul de achiziţie

pe care respectivii furnizori l-au obţinut în contractele pentru gazele naturale ofertate (preţul

rezultat din multitudinea de contracte de achiziţie de gaze naturale pe care fiecare furnizor le-a

încheiat) şi preţul de pe platformele centralizate pe perioada de livrare la care se raportează

oferta, însă există şi furnizori pentru care preţul de referinţă luat în calcul la ofertare a fost

ultimul preţ reglementat de ANRE, înainte de liberalizarea din 01.01.2015.

În construirea ofertelor pentru consumatorii finali pe piaţa concurenţială, furnizorii pornesc, în

principal, de la următoarele elemente:

- preţul de achiziţie a gazelor pentru perioada ofertată;

- evoluţia preţului gazelor pe pieţele centralizate pentru perioada ofertată;

- evoluţia preţului gazelor din import pentru perioada ofertată;

- preţul gazelor naturale din depozite luat în considerare în procentul stabilit de ANRE pentru

perioada contractuală;

- termenul de plată solicitat de client;

- flexibilitate lunară de preluare a gazelor şi flexibilitate zilnică cerută de client;

- cantitatea ce urmează a fi tranzacţionată;

- compararea cu alte oferte pe care consumatorul le-ar putea obţine sau chiar le-a obţinut de la

alţi furnizori, inclusiv cu ofertele tip afişate pe site-ul fiecărui furnizor;

- cererea clientului pentru un anumit preţ (ţinând cont de alte oferte primite de acesta de la alţi

furnizori);

- existenţa unei relaţii contractuale mai îndelungate cu clientul respectiv, bonitatea, reputaţia

acestuia, riscul de neplată;

- cheltuielile cu transportul gazelor naturale prin sistemul naţional de transport şi tariful de

distribuţie al distribuitorului;


185

- un adaos comercial care variază în funcţie de consumul din perioada contractuală a

consumatorului şi de linearitatea consumului clientului respectiv (un consumator cu o evoluţie

a consumului sezonier sau cu un consum relativ constant în cursul anului), care să asigure

recuperarea tuturor cheltuielilor realizate cu furnizarea gazelor naturale şi un minim de profit.

Pentru alţi furnizori, activitatea de ofertare este fie reactivă, ca reacţie la solicitările

consumatorilor, fie proactivă, atunci când companiile realizează astfel de campanii de ofertare.

Ofertele comerciale aferente clienţilor finali realizate în cadrul ofertării reactive iau în calcul:

- perioada de livrare;

- modalitatea de stabilire a preţului (fix/indexabil);

- modalitatea de plată;

- bonitatea clientului;

- volumul de gaze naturale; curba de consum a clientului (consum lunar uniform, consum

preponderent în perioada de vară, consum preponderent în perioada de iarnă etc.).

Campaniile de ofertare proactivă sunt realizate în concordanţă cu:

- planul de vânzări al companiilor;

- modalitatea de stabilire a preţului (fix/variabil);

- modalitatea de plată;

- piaţa ţintă, exprimată în număr de clienţi vizaţi, volum gaze naturale estimat, curba de consum

estimată etc.

În cazul unora dintre furnizorii care se adresează atât revânzătorilor, cât şi clienţilor finali,

procesul de ofertare şi contractare este similar, iar ofertele de preţ pot fi transmise ca răspuns la o

solicitare de ofertă primită din partea unui potenţial partener sau pot fi transmise în urma

prospectării pieţei efectuate de furnizori. Preţul oferit este construit pe baza preţului de achiziţie

pentru perioada contractuală, a cantităţii prognozate şi a termenilor/condiţiilor impuse de clienţi

(de exemplu: termene de plată, solicitarea depunerii unor garanţii etc.).

În cazul producătorilor, ofertele de preţuri sunt construite în baza politicilor comerciale ale

companiei, fără diferenţiere între categorii de clienţi, consumatori finali şi revânzători. Ofertele

de preţuri în vederea negocierii se diferenţiază în funcţie de volumul de gaze achiziţionate,

bonitatea şi disciplina financiară a clientului, perioada contractuală şi liniaritatea (consum relativ

constant/flexibilitate în consum). Referinţele de preţ în funcţie de care se formează ofertele sunt

cele date de pieţele centralizate din ziua în care se lansează ofertele.

Importanţa surselor de provenienţă a gazelor din perspectiva ofertării consumatorului final

Raportat la provenienţa gazelor naturale, respectiv din producţia internă curentă, din producţia

internă extrasă din înmagazinare sau din import, există criterii şi elemente de politică comercială

diferite la nivelul furnizorilor din România. În cadrul analizei efectuate în cadrul investigaţiei, au

fost identificate mai multe modele de stabilire a mixului de gaze naturale ofertat consumatorilor

finali.

Din perspectiva [...] :

A. Amestecul de gaze (interne şi extrase din depozite) respectă principiul echidistanţei în raport

cu toţi clienţii, în funcţie de perioada contractuală, disponibilitatea surselor menţionate, rezultând


186

aceeaşi pondere a gazelor extrase din depozitele subterane. Cantităţile consumate suplimentar, la

solicitarea clientului în cadrul flexibilităţii contractuale, sunt cantităţi extrase din depozite, ceea

ce determină creşterea ponderii gazelor extrase din depozite pe total consum client.

Pentru consumatorii CPET, amestecul de gaze livrate s-a format ţinând seama de încadrarea în

bandă ca obligaţie şi de procentul de gaze din import impus de ANRE, astfel:

- gaze interne curente reprezentând banda afişată pe site-ul Transgaz;

- procentul de gaze din import impus de ANRE;

- diferenţa de cantitate până la cea totală solicitată de client, extrasă din depozitele subterane.

B. Întrucât consumatorii finali nu sunt interesaţi deloc de provenienţa gazelor naturale, ci doar de

preţul de achiziţie şi de siguranţa în aprovizionare, ei consideră că este responsabilitatea 100% a

furnizorilor de a-şi optimiza portofoliul de surse/clienţi, astfel încât, prin semnarea unui contract

de vânzare/cumpărare cu un revânzător, să primească gazele naturale în conformitate cu

prevederile acestuia.

Criteriile de alegere a clienţilor cărora li s-a alocat mix de producţie curentă/înmagazinare au

fost:

- [...]

Totodată, legat de sursele de gaze disponibile în perioada de iarnă, mai ales de mixul producţie

internă curentă/producţie internă extrasă din depozitele de înmagazinare, acesta a fost influenţat

şi de reglementările existente privind alocarea cu prioritate a producţiei interne pentru piaţa

reglementată şi categoriilor de consumatori asimilate pieţei reglementate.

Cu o pondere foarte mică, contractele de vânzare - cumpărare încheiate cu revânzători din sursa

producţie internă extrasă din înmagazinare ajută revânzătorii, de regulă, pentru îndeplinirea

obligaţiei privind stocul minim.

În cazul [...], în ofertarea clienţilor finali consumatori noncasnici din piaţa liberă şi a clienţilor de

pe piaţa angro, se are în vedere în primul rând specificul fiecăreia dintre aceste două categorii de

clienţi. Astfel, în ofertele comerciale adresate acestor clienţi, sursele se alocă în funcţie de

disponibilul contractat sau în curs de contractare la momentul ofertării ţinându-se cont, când şi

dacă este cazul, şi de sursa de provenienţă a gazelor solicitate de client în cererea de ofertă

formulată. În acest sens, pentru clienţii finali sunt alocate gaze în concordanţă cu portofoliul de

achiziţii al companiei, la comun pe categorii de consumatori, iar pentru piaţa angro se alocă gaze

adaptat (personalizat), după caz, la necesarul clientului sau sursele disponibile pentru vânzare pe

piaţa respectivă.

În cazul[...], practica nu este unitară, fiind identificate următoarele modele de stabilire a mixului

de gaze:

- Provenienţa gazelor ce fac obiectul ofertelor de furnizare este dată de condiţiile de achiziţie pe

care furnizorii le au în urma încheierii unor contracte cu furnizorii angro, iar mixul se stabileşte

în funcţie de identificarea celor mai avantajoase surse de provenienţă (intern, import, depozit)

şi de obligaţiile legale ce le revin furnizorilor (stabilirea stocului minim de către ANRE).

- În evaluarea mixului de gaze, unele companii iau în considerare profilul lunar de consum şi

destinaţia utilizării gazelor. Astfel, pentru un consum destinat încălzirii se ia în calcul o

cantitate mai mare de gaze naturale provenite din înmagazinare şi/sau import, în timp ce pentru


187

un consum destinat procesului tehnologic, ce este caracterizat printr-un consum liniar de tip

bandă, ponderea sursei de gaze din producţie internă curentă este mai mare.

- Ofertele pentru consumatorii finali sunt concepute în funcţie de mixul lunar stabilit de ANRE

(în procente intern-import-înmagazinare) şi de preţurile de achiziţie ale fiecărui tip de gaze

naturale. Unii furnizori achiziţionează gazele în amestec de la producători, procentele în cadrul

amestecului import/intern fiind cele reglementate de ANRE.

- În cazul consumatorilor finali, cantitatea de gaze naturale din înmagazinare este determinată în

funcţie de valorile estimate a fi aprobate de ANRE, în funcţie de dezvoltarea sau reducerea

portofoliului de clienţi, precum şi de o cantitate estimată a fi achiziţionată suplimentar faţă de

propria obligaţie de înmagazinare, în perioada de iarnă, având în vedere deficitul de gaze

naturale de provenienţă internă din perioada de iarnă.

- Modalitatea de determinare a preţului ofertat este unitară şi se determină în mod obiectiv, în

funcţie de necesarul financiar corespunzător îndeplinirii atribuţiilor de serviciu de interes

public, respectiv cheltuieli de personal şi asistenţă socială, transport, echipamente, costuri cu

echipamentele, dispozitive de verificare etc. Costurile de achiziţie şi de transport se evaluează

anual şi se împart la cantitatea totală ce se estimează a fi furnizată. Costul rezultat va fi cost de

referinţă pentru toate ofertele de furnizare a gazelor naturale.

- Ofertele nu ţin cont de provenienţa gazelor. Ofertele-tip şi ofertele negociate adresate clienţilor

finali nu prevăd provenienţa gazelor, neexistând criterii de stabilire a mixului de gaze.

Furnizorii determină acest mix în mod proporţional cu consumul de gaze al fiecărui client.

Componentele preţului de furnizare către consumatorii finali noncasnici

În perioada 2012-2016, componentele preţului de furnizare către clientul final noncasnic, din

piaţa concurenţială, au variat foarte puţin, după cum au comunicat majoritatea furnizorilor

respondenţi. Preţul de furnizare a gazelor naturale cuprinde următoarele componente:

- costul de achiziţie a gazelor naturale;

- tariful de transport;

- tariful de înmagazinare;

- tariful de distribuţie;

- marja de furnizare;

Marja de furnizare trebuie să acopere costurile operative aferente activităţii de furnizare, care

înseamnă de fapt costurile de gestionare ale fiecărui client din portofoliu (facturare, încasarea

contravalorii gazelor furnizate, alte cheltuieli), dobânzile ca urmare a creditării clientului

(termenele de plată ale clientului sunt mai largi decât ale furnizorului), acoperirea diferitelor

riscuri (tarife de dezechilibrare ale SNT, neîncasarea contravalorii facturilor), profitul.

În ceea ce priveşte marjele aferente activităţii de furnizare pentru fiecare categorie de

consumatori noncasnici, din piaţa concurenţială, acestea au variat foarte mult de la un an la altul,

în special din cauza schimbărilor intervenite în piaţa de gaze naturale: stabilirea calendarului de

majorare a preţurilor gazelor, renunţarea la preţurile reglementate pentru consumatorii

noncasnici, anularea amestecului de gaze pentru consumatorii noncasnici, implementarea


188

obligativităţii de a tranzacţiona anumite cantităţi de gaze naturale pe pieţele centralizate,

implementarea Codului reţelei etc.

Marja de furnizare este principala pârghie de negociere a unui furnizor şi, în funcţie de structura

portofoliului de clienţi, fiecare furnizor îşi stabileşte strategia proprie de ofertare a fiecărui

client, astfel că marjele sunt diferite de la un client la altul, dar evaluarea profitabilităţii

activităţii de furnizare se face, de regulă, pe întreg portofoliul de clienţi din piaţa concurenţială.

Multe dintre companiile furnizoare nu angajează o politică de preţuri diferenţiată pe categorii de

consumatori, preţurile fiind negociate individual cu fiecare consumator, avându-se în vedere o

serie de elemente variabile specifice, cum ar fi profilul de consum al clienţilor vară/iarnă,

calitatea prognozelor de consum etc. În consecinţă, marja lunară netă aferentă activităţii de

furnizare nu este un indicator de performanţă monitorizat şi disponibil pentru a fi prezentat,

profitabilitatea fiind analizată la nivelului portofoliului de clienţi agregat.

Dintre marjele evidenţiate pe categorii de consumatori, comparate în valoare absolută, marjele

aferente consumatorilor din categoriile B1 şi B2 par mai profitabile, însă din punct de vedere

financiar cele mai profitabile sunt cele aferente consumatorilor din categoriile B3 şi B4 care,

chiar dacă sunt mai mici în valoare absolută, compensează prin cantităţi şi modalitatea de

gestionare a contractelor. Astfel, cele mai profitabile sunt marjele mici aplicate la contractele cu

volume mari.

Pentru alţi furnizori, consumatorii din categoriile B3-B6 şi A2 sunt mai profitabili, însă pe

acelaşi principiu, respectiv aplicarea marjelor la cantităţi mai mari de gaze naturale, impactul

financiar fiind astfel mai mare din partea acestor clienţi.

Avantaje structurale la nivelul furnizorilor

Pornind de la structura pieţei de gaze din România cu doi producători care au o prezenţă

majoritară pe piaţa angro (cumulat peste 50%) dar care furnizează cantităţi semnificative şi pe

piaţa cu amănuntul, unde există alţi doi furnizori importanţi care fac parte din grupurile ce deţin

şi societăţi de distribuţie au fost identificate, din perspectiva celorlalţi participanţi la pieţele de

furnizare, principalele avantaje, pe care aceşti patru operatori semnificativi le-ar putea avea în

activitatea de furnizare ca urmare a modului de structurare a activităţilor în cadrul grupurilor din

care fac parte.

Din informaţiile transmise de furnizori a rezultat că în cazul producătorilor care furnizează gaze

naturale direct sau printr-o societate afiliată către consumatorii finali principalul avantaj este

acela al accesului direct la sursa de gaze, respectiv al existenţei cantităţilor de gaze necesare în

orice perioadă a anului, spre deosebire de furnizorii care depind de politica de comercializare a

acestora. În opinia celorlalţi participanţi la piaţă accesul direct la producţia de gaze le poate

asigura acestor furnizori/afiliaţi următoarele avantaje:

prioritate la achiziţie;

flexibilitate ridicată în asigurarea cantităţilor de gaze naturale;

posibilitate de variaţie a cantităţilor de gaze pe punctele de intrare în SNT;


189

preţul competitiv cu care pot oferta în piaţă clienţii (consumatori finali/revânzători) ca

urmare a faptului că nu achiziţionează gazul pe piaţa angro şi implicit este

diminuată/eliminată marja de tranzacţionare dintre producător şi furnizor;

capacitatea de a oferi consumatorilor finali preţuri mai mici faţă de cele oferite

revânzătorilor;

lipsa costurilor de finanţare cu achiziţia gazelor;

posibilitatea constituirii stocurilor minime obligatorii fără imobilizarea unor resurse

financiare pentru achiziţia gazelor.

În cazul celor doi mari furnizori care fac parte din grupuri ce deţin şi societăţi de distribuţie a

gazelor naturale a fost identificat ca principal avantanj, de către ceilalţi operatori din piaţă, faptul

că aceştia deţin, în baza istoricului activităţii, informaţii privind datele de consum. Acest tip de

informaţii deţinute de furnizorii tradiţionali care au asigurat consumurile reglementate pot

facilita accesul la consumatorii din piaţa concurenţială. Alte potenţiale avantaje identificate de

ceilalţi participanţi la piaţă sunt:

flexibilitate mai mare în furnizare ca urmare a portofoliului mare de clienţi (rezultat din

clienţii „captivi”);

posibilitatea obţinerii unor costuri mai reduse cu transportul gazelor naturale având în

vedere că tariful de transport se calculează pe portofoliu şi nu pe client;

posibilitatea de a acorda termene de plată mai bune datorită rulajelor foarte mari, cât şi

posibilităţii de a acces mai uşor finanţarea bancară;

comunicare directă şi operativă cu distribuitorul;

beneficiază de o bună cunoaştere în rândul consumatorilor prin asimilarea cu societatea

de distribuţie.

Capitolul VI – Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale

190

CAPITOLUL VI - IMPACTUL REGLEMENTĂRILOR ASUPRA PIEŢEI

CONCURENŢIALE

În contextul derulării accelerate a procesului de liberalizare, sectorul gazelor naturale trece

printr-un proces complex de regândire a mecanismelor de funcţionare a pieţei, proces care

implică o amplă transformare a cadrului de reglementare secundar, dar şi primar. Finalizarea

procesului de tranziţie din zona reglementată spre cea concurenţială pentru consumatorii

noncasnici, precum şi schimbarea condiţiilor de bază ale pieţei (consumuri, preţuri pentru sursele

interne şi cele de import), au condus la accentuarea influenţelor date de funcţionarea pieţei

reglementate asupra celei concurenţiale. În evaluarea realizată în cadrul acestui capitol vor fi

evidenţiate prevederile care au impact direct asupra pieţei concurenţiale:

„obligaţia de bandă”

obligaţia de stoc minim

impozitul asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor

din sectorul gazelor naturale

obligaţia de tranzacţionare pe pieţele centralizate

6.1 „Obligaţia de bandă”158

Având în vedere că procesul de liberalizare a pieţei gazelor naturale nu este încă finalizat (cu

excepţia consumatorilor noncasnici), că pentru consumatorii casnici şi pentru producătorii de

energie termică - numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei

termice pentru populaţie - furnizarea gazelor se realizează în regim reglementat şi că, prin

lege159

, numai producătorii aveau obligaţia să asigure cantităţile de gaze naturale necesare

acoperirii consumului pe piaţa reglementată, se constată că zona reglementată a pieţei a continuat

să aibă, în perioada de analiză, o influenţă semnificativă asupra comportamentului producătorilor

de gaze naturale în piaţa concurenţială din România.

Obligaţia producătorilor de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze

naturale rezultate din activitatea de producţie (aşa-numita „obligaţie de bandă”), necesare

consumului CPET, este reglementarea cu cel mai puternic impact pe piaţa concurenţială, având

în vedere că dimensiunea acesteia (mărimea cantităţilor de gaze naturale destinate acoperirii

consumurilor lunare pe piaţa reglementată) a influenţat în mod direct cantităţile rămase la

dispoziţia producătorilor pentru piaţa concurenţială.

158

„Obligaţia de bandă” a fost în vigoare până la data de 31 martie 2017, conform prevederilorOUG 64/2016 pentru

modificarea şi completarea Legii energieie electrice şi a gazelor naturale nr.123/2012 159

Art. 124 alin. (1) lit. e) din Legea nr. 123/2012, prin care producătorii au obligaţia: ”să pună cu prioritate la

dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii

consumului pe piaţa reglementată, în conformitate cu reglementările ANRE privind respectarea graficului de

liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru clienţii captivi, furnizorii având obligaţia respectării

destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale; restul producţiei proprii, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă

consumului tehnologic (...) va fi pus la dispoziţia pieţei concurenţiale”.


191

Aşa cum va rezulta din cele prezentate în continuare, „obligaţia de bandă”, coroborată cu

obligaţia de constituire a stocurilor minime şi cu prevederile privind impozitarea veniturilor

suplimentare obţinute din dereglementarea preţului gazelor naturale, au condus, în anul 2016, la

distorsiuni semnificative ale pieţei concurenţiale. Deşi este vorba de reglementări în baza cărora

piaţa gazelor naturale a funcţionat dinainte de anul 2016, în acest an, cu precădere, s-a accentuat

impactul acestor reglementări asupra zonei concurenţiale, ca urmare a schimbării condiţiilor de

piaţă ce au fost avute în vedere la momentul stabilirii acestor obligaţii.

În aplicarea prevederilor art. 124 din Legea energiei au fost emise mai multe reglementări

secundare, cea mai recentă care a produs efecte în piaţă fiind metodologia de alocare a

cantităţilor de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, pentru acoperirea consumului

pe piaţa reglementată, aprobată prin Ordinul nr. 161/2014160

.

Pornind de la obligativitatea stabilită prin cadrul legal primar de asigurare cu prioritate, de către

producători, a consumurilor din piaţa reglementată, metodologia ANRE a avut în vedere

principiul proporţionalităţii la nivelul producătorilor, în aşa fel încât sarcina să fie resimţită

uniform la nivelul acestora, proporţional cu dimensiunea producţiei de gaze naturale a fiecăruia.

La momentul stabilirii prin legislaţia primară a acestei obligaţii şi ulterior emiterii metodologiilor

de calcul, preţul gazelor din producţia internă era semnificativ mai mic faţă de preţul gazelor din

import, astfel că exista raţiunea de protecţie a populaţiei, pe de o parte, iar pe de altă parte, se

urmărea ca această obligaţie să fie distribuită în mod egal la nivelul producătorilor printr-o

dimensionare proporţională cu cota de producţie a fiecăruia. Astfel, cele două principii care stau

la baza reglementării cuprinse în Ordinul nr. 161/2014 sunt cel al obligativităţii punerii la

dispoziţie, cu prioritate, a cantităţilor de gaze naturale pentru consumul CPET şi, respectiv, cel al

proporţionalităţii asigurării acestui consum de către producătorii interni de gaze naturale.

Transpunerea în practică a acestei obligaţii prevăzute de lege a condus, în opinia producătorilor,

la dificultăţi în funcţionarea curentă, în principal pentru că nu a existat o predictibilitate a

cantităţilor de gaze naturale ce urmau a fi preluate de furnizori pentru piaţa reglementată, în

condiţiile în care aceştia nu aveau nicio obligaţie de achiziţie a cantităţilor puse la dispoziţie de

producători.

Pe baza metodologiei elaborate de ANRE, se determinau cantităţile totale de gaze naturale

rezultate din activitatea de producţie pe care producătorii aveau obligaţia de a le pune la

dispoziţia furnizorilor şi producătorilor de energie termică, în scopul asigurării necesarului de

consum curent şi a constituirii stocului minim pentru CPET.

ANRE a monitorizat respectarea obligaţiei producătorilor de a pune la dispoziţia pieţei cantităţile

aferente consumului reglementat, precum şi obligaţia furnizorilor şi a producătorilor de energie

termică, beneficiari ai respectivelor cantităţi, de a respecta destinaţia acestora.

Metodologia prevedea două perioade pentru care se realiza calculul acestor cantităţi, respectiv 1

aprilie – 30 septembrie pentru anul în curs şi 1 octombrie anul în curs - 31 martie anul următor.

160

Ordinul nr. 161/2014 al preşedintelui ANRE pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităţilor de gaze

naturale rezultate din activitatea de producţie necesare acoperirii consumului clienţilor casnici şi producătorilor de

energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei termice în centrale de

cogenerare şi în centrale termice, destinată consumului populaţiei.


192

În anul 2015, prin excepţie161

, s-au stabilit distinct, pentru perioada 1 ianuarie - 31 martie 2015,

cantităţile pe care producătorii de gaze naturale au avut obligaţia de a le pune la dispoziţia

furnizorilor sau producătorilor de energie termică care optează pentru achiziţia de gaze naturale

direct de la producători, după caz, în scopul asigurării necesarului de consum pentru CPET.

Metodologia de calcul se baza pe estimări ale operatorilor venite din două direcţii – producătorii

pentru cantităţile ce urmau a fi produse şi furnizorii pentru cantităţile ce urmau să fie consumate

de CPET – care, în final, trebuiau să conducă la un numitor comun cu privire la cantităţile

necesare şi la distribuţia egală a sarcinii de asigurare a acestor cantităţi la nivelul producătorilor.

Conform metodologiei, producătorii transmiteau estimări privind cantităţile lunare de gaze

naturale pe care urmau să le producă (inclusiv estimări privind cantităţile lunare pe care le vor

reinjecta în zăcăminte şi cele pentru consumurile tehnologice specifice), iar furnizorii care

asigurau în mod direct acoperirea consumului CPET transmiteau necesarul de consum lunar

estimat al CPET, defalcat pentru piaţa reglementată şi cea concurenţială, pentru perioadele 1

ianuarie – 31 martie 2015, 1 aprilie - 30 septembrie 2015, 1 octombrie – 31 martie 2016.

Estimări similare privind necesarul de consum lunar pentru producerea energiei termice destinate

populaţiei erau transmise şi de producătorii de energie termică. Estimările de consum se realizau

pe baza consumurilor înregistrate în anul anterior.

Metodologia ia în calcul inclusiv cantităţile reprezentând stocul minim obligatoriu de gaze

naturale162

pe care titularii licenţelor de furnizare aveau obligaţia să îl deţină în depozite, la

finalul ciclului de injecţie, pentru consumatorii CPET.

Astfel, până la data de 23 a lunii anterioare lunii de livrare, pe site-ul Transgaz163

se afişau

cantităţile necesare consumului CPET, calculate conform metodologiei, urmând ca în termen de

4 zile de la afişare să se încheie contracte distincte de vânzare-cumpărare a gazelor naturale

exclusiv din producţia internă, pentru acoperirea necesarului de consum CPET pentru luna de

livrare şi pentru constituirea stocului minim aferent acestora.

Prin urmare, producătorii aveau certitudinea cantităţilor disponibile pentru piaţa

concurenţială după data de 27 a lunii anterioare celei de livrare, iar până la începutul lunii

de livare (deci în termen de 3-4 zile) trebuiau să îşi asigure contractarea acestor cantităţi.

Din consultarea producătorilor164

a reieşit că, în numeroase situații, cantitatea ce trebuia livrată

efectiv pieței reglementate a fost sub nivelul pe care societăţile producătoare l-au avut la

dispoziția acestui segment de piață până în data de 27 a lunii anterioare celei de livrare. În aceste

condiții, producătorii au avut la dispoziție doar 3-4 zile pentru a găsi soluții de valorificare a

cantităților respective în piața concurențială. Ca exemplu, în luna august 2015, faţă de obligaţia

iniţial comunicată de ANRE pentru unul dintre producători165

, cantitatea efectiv livrată în piaţa

reglementată a fost cu aproape 37% sub nivelul planificării iniţiale. În primele opt luni din 2016,

161

Conform art. 3, alin. 2, din Anexa Ordinul nr. 161/2014 al preşedintelui ANRE, perioadele pentru care se stabilea

obligaţia producătorilor de a pune la dispoziţia furnizorilor sau producătorilor de energie termică care optează pentru

achiziţia de gaze naturale direct de la producători sunt 1 aprilie - 30 septembrie din anul în curs, precum şi perioada

1 octombrie din anul în curs – 31 martie din anul următor. 162

Art. 143 alin. (1) lit. q) din Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi

completările ulterioare. 163

DOPGN. 164

[…]. 165

[…].


193

la nivelul unuia dintre producătorii de gaze naturale166

, diferenţele între cantităţile lunare

previzionate (cantităţile comunicate de DOPGN din cadrul Transgaz) şi cantităţile lunare efectiv

preluate de către furnizori pentru piaţa reglementată au variat între -2% şi 38%.

Nici situaţia în care cantităţile de gaze naturale previzionate pentru piaţa reglementată erau mult

mai mici faţă de cantităţile consumate în mod real (ex: situaţie posibilă în timpul iernii când sunt

vârfuri de consum) nu era mai avantajoasă, întrucât producătorii erau nevoiţi să realoce din

cantităţile deja contractate în piaţa liberă anumite cantităţi pentru piaţa reglementată167

.

Diferenţele mari între ceea ce se previzona (cantităţile pe care producătorii le menţineau la

dispoziţia furnizorilor care asigurau consumul CPET) şi ceea ce se consumă efectiv pentru piaţa

reglementată (cantităţile contractate de furnizori) au pus în dificultate producătorii, cu precădere

în perioadele de vară, când consumul este scăzut şi aceştia nu au unde să valorifice cantităţile ce

nu au fost contractate.

Trebuie precizat că furnizorii de gaze naturale ce asigurau consumul pieţei reglementate nu

aveau obligaţia preluării cantităţilor de gaze, conform comunicării iniţiale, pentru piaţa

reglementată.

Ca urmare, producătorii susţin că obligaţia asigurării „benzii de consum” a fost debalansată, în

condiţiile în care exista doar obligaţia de vânzare la nivelul producătorilor, dar nu şi obligaţia de

cumpărare la nivelul revânzătorilor. În acelaşi timp, sancţiunile (amenzile) pentru neîndeplinirea

obligaţiei de stoc minim, care ar fi asigurat un debuşeu al cantităţilor de gaze produse pe timp de

vară, au fost relativ scăzute168

, astfel că revânzătorii au preferat să plătească aceste amenzi

raportat la costurile pe care le-ar fi avut cu achiziţia şi înmagazinarea gazelor.

Metodologia elaborată de ANRE a avut în vedere regularizarea acestor diferenţe prin recalculare

şi realocare, după luna de livrare, a cantităţilor de gaze naturale pe care fiecare producător avea

obligaţia să le pună la dispoziţia furnizorilor CPET. Astfel, în termen de 12 zile de la încheierea

lunii de livrare, în baza informaţiilor transmise de către producătorii de gaze naturale, operatorii

economici afiliaţi acestora, furnizorii care asigurau consumul clienţilor CPET şi furnizorii

mandataţi de către aceştia, cu privire la cantităţile efectiv vândute şi achiziţionate, DOPGN

recalcula şi realoca proporţional cantităţile pe care fiecare producător avea obligaţia să le asigure

pentru acoperirea consumului CPET.

Producătorii de gaze naturale aveau la dispoziţie 3 zile169

pentru modificarea şi completarea

contractelor de vânzare-cumpărare a gazelor naturale din producţia internă încheiate cu furnizorii

şi producătorii de energie termică, pentru acoperirea necesarului de consum al CPET, în vederea

încadrării în limita cantităţilor determinate de DOPGN după încheierea lunii de livrare.

Situaţia exactă a cantităţilor efectiv vândute şi achiziţionate, inclusiv preţurile şi cantităţile

defalcate pentru piaţa reglementată şi cea concurenţială, erau transmise către ANRE în termen de

166

[…]. 167

[…]. 168

Amenda prevăzută iniţial la art. 195 alin. (2) lit. d) din Legea energiei pentru neconstituirea stocurilor minime de

gaze naturale era de 500.000 lei. Prin Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 28/2016, care a modificat art. 195 alin.

(2) lit. e) din Legea energiei, s-a stabilit o amendă cuprinsă între 5% şi 10% din cifra de afaceri anuală pentru

neîndeplinirea obligaţiei de stoc minim. 169

Art. 19 alin. (3) din Metodologia de alocare a cantităţilor de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie

necesare acoperirii consumului clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică, numai pentru cantitatea de

gaze naturale utilizată la producerea energiei termice în centrale de cogenerare şi în centrale termice, destinată

consumului populaţiei, aprobată prin Ordinul nr. 161/2014 al preşedintelui ANRE.


194

15 zile de la încheierea lunii de livrare, de către fiecare dintre participanţii la piaţă vizat de

metodologie.

Unii producători consideră170

că o astfel de abordare era imposibil de implementat, ulterior lunii

de livrare, în condiţiile în care cantităţile au fost deja livrate şi contractele încheiate. În acelaşi

timp, prevederea este incompatibilă cu perioada de echilibrare zilnică, în care, după fiecare zi, se

realizează balanţa surse – consum, se calculează eventuale penalităţi pentru dezechilibrele zilnice

şi prin urmare nu mai este posibilă relocarea unor cantităţi între furnizori ulterior lunii de livrare.

Mecanismul de reglare prevăzut în metodologie a prezentat neclarităţi, în opinia producătorilor,

inclusiv prin prisma faptului că includea modificarea unor raporturi contractuale, „iar

reglementatorul pune în sarcina producătorilor să realizeze modificarea contractelor respective,

astfel încât cantităţile alocate pe fiecare categorie de consumatori să corespundă datelor

publicate de către Transgaz la închiderea de lună”171

. De altfel, producătorii susţin172

că s-au

lovit de refuzul clienţilor atunci când au încercat să modifice contractele după luna de livrare,

ceea ce a făcut ca prevederile referitoare la regularizarea cantităţilor de gaze naturale să fie

inaplicabile.

Astfel, ca urmare a carenţelor furnizorilor în previzionarea consumurilor şi a necesităţii

recalculării post-livrare a cantităţilor furnizate lunar de producători pentru piaţa reglementată, au

apărut dificultăţi în gestionarea portofoliilor de contracte şi impredictibilitate în asigurarea

cantităţilor pentru piaţa concurenţială.

În acelaşi timp, impredictibilitatea generată de obligaţia producătorilor de a asigura cu prioritate

cantităţile destinate consumului CPET, cu privire la cantităţile disponibile lunar pieţei

concurenţiale173

, au îngreunat respectarea obligaţiei cu privire la tranzacţionarea pe pieţele

centralizate.

Existenţa constrângerilor impuse de funcţionarea pieţei reglementate a determinat anumite

restricţii comportamentale la nivelul producătorilor de gaze naturale pe piaţa

concurenţială, una dintre acestea fiind reprezentată de predictibilitatea scăzută/limitată în

stabilirea cantităţilor pe care aceştia le puteau vinde lunar pe piaţa concurenţială.

Aşa cum am sublinat anterior, pornind de la raţiunea asigurării protecţiei populaţiei ce a

determinat stabilirea prin lege a obligativităţii asigurării cu prioritate, de către producători, a

consumurilor din piaţa reglementată, în condiţiile unor diferenţe semnificative între preţul

gazelor din producţia internă şi cel al gazelor din import (mult mai mare la acel moment),

reglementarea ANRE a avut în vedere principiul proporţionalităţii la nivelul producătorilor.

În anul 2016, condiţiile pe piaţa gazelor naturale din România s-au modificat substanţial faţă de

cele existente la momentul la care a fost prevăzută această obligativitate pentru producători.

Astfel, în 2016, deşi tendinţa de contracţie a consumului de gaze naturale la nivel naţional nu s-a

mai manifestat, aceasta s-a menţinut la un nivel care a condus la o supraofertă pe piaţă. Tot în

acest an, preţul gazelor din import a ajuns, în premieră, la un nivel inferior preţului gazului din

producţia internă, ceea ce a reprezentat un factor de presiune semnificativ asupra producătorilor

interni.

170

[…]. 171

[…]. 172

[…]. 173

[…].


195

Ca urmare, în anul 2016, pe fondul eliminării diferenţelor de preţ dintre cele două surse, gaze din

import şi gaze din producţia internă, şi al existenţei unui consum la nivel naţional ce poate fi

asigurat din producţia internă, se constată că importurile reprezintă o sursă de aprovizionare ce

exercită o presiune concurenţială majoră asupra producţiei interne.

Realizând o extrapolare a cantităţilor de gaze naturale ce au intrat din import în anii când

consumul de gaze naturale a înregistrat vârfuri (18 mld. mc/an), reiese că, la actualul consum

naţional (circa 11-12 mld. mc/an), importurile ar putea asigura 50% din consum.

De altfel, în anul 2016, ca urmare a factorilor mai sus enumeraţi, producători precum Romgaz au

pierdut din cota pe piaţa concurenţială în favoarea importurilor. Acest lucru a survenit inclusiv

pe fondul unor constrângeri de natură administrativă la nivelul acestui producător, ce vor fi

punctate în continuare pe parcursul analizei.

Modul în care s-au repercutat aceste constrângeri asupra activităţii Romgaz au avut efecte la

nivelul întregii pieţe concurenţiale. […], în urma unui control al Curţii de Conturi derulat la

începutul anului 2016174

, s-a constatat că Romgaz a livrat cantităţi mai mari de gaze naturale

pentru categoria CPET, ceea ce a avut drept consecinţă faptul că alţi producători au avut la

dispoziţie o cotă mai mare din piaţa concurenţială noncasnică la un preţ de valorificare mai mare.

În plus, Romgaz a avut o constrângere privind preţul la care putea comercializa gazele pe piaţa

concurenţială, ca urmare a existenţei referinţei de preţ de 72 lei/MWh, stabilită pentru calculul

impozitului asupra veniturilor obţinute din dereglementarea preţurilor175

(detalii suplimentare la

pct. 3 al acestui capitol). Romgaz nu şi-a asumat vânzarea gazelor sub acest nivel de preţ, deşi

preţul pe piaţa concurenţială era mai mic. În aceste condiţii, începând cu luna aprilie 2016,

Romgaz176

a raportat producţii reduse, astfel încât banda aferentă s-a redus în continuare, cu

impact însă asupra constituirii stocurilor obligatorii. Un alt efect al deciziei de reducere a

producţiei de către Romgaz este faptul că ceilalţi producători preiau sarcina asigurării pentru

consumul CPET, inclusiv a diferenţei de cantitate pe care Romgaz nu o mai asigură, cu efect

asupra cantităţilor comercializate pe piaţa concurenţială.177

Sintetizând, este evident că orice modificare survenită la nivelul producţiei pentru oricare dintre

operatori este reflectată, ca urmare a necesităţii stabilirii echilibrului între dimensiunea

cantităţilor produse şi cea a cantităţilor puse la dispoziţia CPET, la nivelul celorlalţi producători,

prin afectarea cantităţilor pe care le pot comercializa pe piaţa concurenţială. Putem afirma că

obligaţia „de bandă” a funcţionat similar principiului vaselor comunicante, conform căruia orice

modificare de nivel se transmite mai departe uniform până la echilibrare.

De asemenea, în opinia unor producători, o altă disfuncţionalitate generată de această obligaţie,

instituită prin legislaţia primară, o reprezintă178

ordinea de prioritate instituită la stabilirea

programelor de extracţie a cantităţilor înmagazinate, conform prevederilor metodologiei de mai

sus. „În condiţiile unui acces reglementat la depozite, în care rezervarea este fermă pentru toţi

beneficiarii serviciilor de înmagazinare, stabilirea unei anumite priorităţi pentru anumite tipuri

174

[…]. 175

Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 13/2014 pentru modificarea anexei la Ordonanţa Guvernului nr. 7/2013

privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din

sectorul gazelor naturale. 176

[…] 177

[…] 178

[…]


196

de furnizori şi clienţii acestora este nejustificată. Instituirea unei astfel de priorităţi este de

natură a influenţa negativ concurenţa, în condiţiile în care furnizorii care beneficiază de acces

prioritar la depozite au în portofoliu şi clienţi din segmentul concurenţial al pieţei, fiind dificilă

monitorizarea destinaţiei gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare subterană, din

perspectiva categoriei de consumatori care le utilizează.”

Această obligaţie instituită la nivelul producătorilor a fost considerată de responsabilii europeni

drept încălcare a articolelor 35 şi 36 din Tratatul privind Funcţionarea Uniunii Europene (TFUE)

şi ale art. 40 lit. c) din Directiva 2009/73/CE179

. În scopul remedierii situaţiei juridice pe baza

căreia Comisia Europeană considera că România a încălcat prevederile TFUE180

şi pentru

eliminarea riscului iminent de a se transmite această cauză la Curtea Europeană de Justiţie,

Guvernul a aprobat prin Ordonanţa de Urgenţă181

eliminarea din Legea energiei a acestei

obligaţii începând cu data de 31 martie 2017.

În concluzie, „obligaţia de bandă”:

a fost considerată de CE ca o restricţie de facto asupra exporturilor de gaze

naturale;

a creeat incertitudine cu privire la cantităţile de gaze naturale pe care producătorii

le puteaut comercializa lunar pe piaţa conurenţială;

era incompatibilă cu piaţa de echilibrare zilnică;

îngreuna aplicarea obligaţiei de tranzacţionare pe pieţele centralizate;

determina o ordine de prioritate la stabilirea programelor de extracţie din depozite,

care conducea la diferenţieri în rândul furnizorilor şi la suspiciunea conform căreia

furnizorii care aveau acces prioritar pentru piaţa reglementată beneficiau, implicit,

de un avantaj pe piaţa concurenţială.

Modificarea cadrului legal primar, în sensul eliminării prevederii privind obligaţia de

bandă şi, aşa cum s-a prevăzut în OUG 64/2016, a reprezentat în opinia autorităţii de

concurenţă o prioritate în contextul derulării procesului de aprobare în comisiile de

specialitate ale Parlamentului.

Prin înlăturarea preţului stabilit administrativ pentru achiziţia gazelor din producţia internă se

realizează o corecţie la nivelul unei pieţe concurenţiale, aşa cum este cea a comercializării angro

de gaze naturale. Astfel, se creează premisele formării unui preţ de achiziţie a gazelor naturale

de către furnizori ca rezultat al procesului de confruntare între cerere şi ofertă, care reflectă în

mod real condiţiile de piaţă.

Consiliul Concurenţei a fost implicat în procesul de avizare a Proiectului Ordonanţei de Urgenţă

pentru modificarea Legii energiei (OUG 64/2016) şi a atras atenţia că, odată cu trecerea la o

achiziţie a gazelor naturale, pentru consumatorii casnici, bazată pe principiile pieţei libere, se

impune ca procedurile de achiziţie a gazelor de către furnizori să fie de natură a genera cel mai

bun preţ de achiziţie rezultat în procesul de confruntare dintre cerere şi ofertă. Ca urmare,

179

Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009, privind normele comune

pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale şi de abrogare a Directivei 2003/55/CE. 180

http://gov.ro/ro/media/comunicate/comunicat-de-presa-şedinta-de-guvern-mecanisme-pentru-creşterea-

transparenţei-tranzactiilor-cu-gaze-naturale&page=3 181

Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 64 din 5 octombrie 2016 pentru modificarea şi completarea Legii energiei

şi a gazelor naturale nr. 123/2012.


197

autoritatea de concurenţă a apreciat ca necesară stabilirea unui set de criterii obiective care să

permită atât întreprinderilor implicate, cât şi autorităţii competente, care va aproba preţurile

reglementate pe baza costurilor de achiziţie înregistrate de furnizori, aprecierea caracterului

eficient, transparent, egal şi nediscriminatoriu al procedurilor de achiziţie a gazelor naturale

pentru consumatorii casnici.

[…]

„Menționăm că responsabilitatea asigurării continuității și flexibilității livrărilor către

clienții casnici din piața reglementată, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de

energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie

termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei

(CPET) și costurile aferente generate de variațiile de consum ale acestora, aparțin

furnizorilor acestor categorii de clienți finali. Transferarea forțată nejustificată a acestor

sarcini către producătorii de gaze naturale, prin reglementare, care trebuie să mențină la

dispoziția acestor furnizori cantități semnificative de gaze naturale, până la începutul lunii

de livrare, fără să aibă garanția preluării acestor cantități de către furnizori este de natură a

determina disfuncționalități pe piața de gaze naturale și, respectiv, a influența negativ

dezvoltarea concurenței pe această piață.”

[…]

„Fără a face observaţii critice asupra fundamentului politic-social care a stat la baza acestei

obligaţii, ştiut fiind că legislaţia europeană în materie de subvenţionare a consumatorilor

vulnerabili trimite la acţiuni cu totul diferite ale statelor membre, considerăm că o astfel de

limitare a dreptului de dispoziţie asupra unei părţi semnificative din producţia proprie (în

medie 40%) trebuia compensată cu facilitarea unei libere circulaţii pentru cealaltă parte din

producţie, eliminând orice barieră tehnică/comercială din calea vânzării în spaţiul

comunitar.”

[…]

„Menţionăm că aceste cantităţi pot fi modificate, de ANRE, de la o lună la alta, conform

reglementărilor neexistând predictibilitate în acest sens. Obligaţia poate ajunge la 50% din

producţia curentă în luna respectivă. (…) considerând lipsa de predictibiltate cu privire la

cantităţile totale lunare disponibile în vederea comercializării către piaţa concurenţială, o

astfel de obligaţie cu privire la tranzacţionarea cantităţilor destinate pieţei concurenţiale, în

sistem centralizat, nu poate fi aplicată.”

6.2 Obligaţia de stoc minim

Stocul minim obligatoriu este obligaţia ce revine, conform legii182

, furnizorilor de gaze naturale,

care au în portofoliu consumatori finali casnici şi/sau noncasnici. Astfel, furnizorii trebuie să

constituie anual un stoc de gaze naturale în depozitele de înmagazinare, calculat în baza

182

Art. 143 alin. (1) lit. q) din Legea energiei.


198

metodologiei elaborate de ANRE183

. Obligaţia de stoc minim revine şi operatorului de transport

şi de sistem184

, Transgaz, care trebuie să deţină în depozitele subterane sau să asigure achiziţia de

gaze, inclusiv din import, pentru cantităţile necesare operării şi asigurării echilibrului fizic al

sistemului de transport.

a) Scop/ Raţiune

Stocul minim are un rol esenţial în funcţionarea, în ansamblu, a sistemului/sectorului de gaze

naturale din România, având în vedere specificul anual de consum caracterizat de variaţii

sezoniere foarte mari. Siguranţa şi continuitatea aprovizionării cu gaze a consumatorilor finali,

cu creşteri majore ale consumului în sezonul rece, depind de existenţa unui anumit nivel al

acestor stocuri obligatorii, având în vedere că există constrângeri de natură tehnică la nivelul

depozitelor de înmagazinare, care au o anumită capacitate de extracţie şi un anumit grad de

dezvoltare a infrastructurii.

Ca urmare, luând în considerare nivelul tehnic de dezvoltare a infrastructurilor de înmagazinare,

obligaţia de stoc minim constituie o componentă importantă în funcţionarea anuală curentă a

pieţei care, însă, generează costuri la nivelul operatorilor pentru care există riscul de

nerecuperare în contextul evoluţiei preţurilor gazelor naturale pe piaţa concurenţială. Evoluţia

pieţei în anul 2016 a evidenţiat existenţa unor preţuri pentru gazele naturale importate sub

nivelul preţului gazelor naturale din producţia curentă înmagazinată, ceea ce face ca o astfel de

obligaţie impusă pe piaţa concurenţială să însemne, de fapt, impunerea unei alternative de

construire a portofoliilor de achiziţie ale furnizorilor mai puţin atractive economic.

b) Istoric şi mod de calcul

Obligaţia de stoc minim a fost instituită pentru prima dată prin Legea nr. 346/2007185

, care

prevedea obligaţia deţinerii de către titularii licenţelor de furnizare a gazelor naturale a unui stoc

minim de gaze în depozitele de înmagazinare subterană, la finalul ciclului de injecţie. Scopul

acestei obligaţii era siguranţa aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor, inclusiv în

situaţiile de urgenţă. Nivelul minim al stocului de gaze naturale se stabilea anual prin decizie a

ANRE, luând în calcul capacităţile de depozitare existente, prognozele de consum, frecvenţa şi

durata perioadelor cu temperaturi scăzute, asigurarea unui nivel corespunzător al consumului

intern.

Astfel, începând din anul 2008, ANRE stabileşte anual186

nivelul stocului minim naţional de

gaze naturale, precum şi obligaţiile de constituire a stocului minim de gaze naturale ce revin, la

sfârşitul ciclului de injecţie, fiecărui furnizor ce are în portofoliu consumatori finali. Modul de

calcul al cantităţilor ce revin ca obligaţie de stocare fiecărui furnizor a fost stabilit prin

metodologiile elaborate de ANRE187

, defalcat pentru fiecare categorie de clienţi finali188

(casnici,

producători de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea

de energie termică în centrale de cogenerare şi în centrale termice destinate consumului

183

Ordinul nr. 35/2016 al preşedintelui ANRE pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a

nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale. 184

Art. 130 alin. (1) lit. j) din Legea energiei. 185

Art. 16 din Legea nr. 346 din 3 decembrie 2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu

gaze naturale. 186

Prin ordin al preşedintelui ANRE. 187

Ordinele preşedintelui ANRE nr. 91/2009, nr. 4/2013, nr. 14/2015 şi nr. 35/2016 privind determinarea anuală a

nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de gaze naturale şi pentru titularii licenţelor de

operare a sistemelor de transport al gazelor naturale. 188

Metodologiile stabilite prin Ordinele preşedintelui ANRE nr. 14/2015 şi nr. 35/2016.


199

populaţiei şi clienţi noncasnici), în funcţie de cantităţile efectiv furnizate fiecărei categorii de

clienţi finali, în anul anterior celui pentru care se stabileşte stocul de gaze.

La determinarea nivelului stocului minim de gaze la nivel naţional189

şi a defalcării acestuia pe

fiecare titular al licenţei de furnizare şi pe fiecare categorie de clienţi finali, pentru anul „n”, se

iau în considerare:

- consumul de gaze la nivel naţional înregistrat în perioada 1 octombrie anul „n-2” - 31

martie anul „n-1” , defalcat pe categoriile de clienţi mai sus menţionate;

- consumul de gaze la nivel naţional înregistrat în perioada 1 aprile anul „n-1” – 30

septembrie anul „n-1” , defalcat pe categorii de clienţi;

- cantităţile de gaze efectiv livrate de către titularii licenţelor de furnizare a gazelor

naturale către clienţii finali din portofoliul propriu în anul „n-1”, defalcate pe categoriile

de clienţi;

- procentul corespunzător ponderii consumului fiecărei categorii de clienţi finali, din

portofoliul fiecărui titular al licenţei de furnizare, în consumul naţional total al categoriei

respective de clienţi finali în anul „n-1”.

Nivelul stocului minim de gaze naturale la nivel naţional aferent unui an „n” se stabileşte astfel

încât să fie echivalent cu cel puţin 25% din consumul total de gaze al clienţilor finali, înregistrat

în perioada 1 octombrie anul „n-2” - 31 martie anul „n-1”.

Stocul minim de gaze naturale la nivel naţional aferent anului respectiv, defalcarea acestuia pe

fiecare categorie de clienţi finali, precum şi lista iniţială privind stocul minim de gaze naturale pe

care fiecare furnizor are obligaţia să îl constituie pentru fiecare categorie de clienţi finali din

portofoliu, sunt publicate de către ANRE în luna februarie a fiecărui an.

După actualizarea listei cu modificările anunţate de fiecare furnizor în privinţa portofoliilor de

clienţi în perioada 1 ianuarie a anului „n-1” - 20 februarie a anului „n”, se stabileşte prin decizie

a preşedintelui ANRE lista cu obligaţiile de stocare ce revin fiecărui furnizor pentru fiecare

categorie de clienţi finali, pentru anul în curs. O reactualizare a obligaţiilor de constituire a

stocurilor minime ce revin fiecărui furnizor, ca urmare a modificărilor portofoliilor de clienţi,

prin exercitarea dreptului acestora de a-şi schimba furnizorul, are loc în luna septembrie a

respectivului an.

Îndeplinirea obligaţiei privind constituirea stocului minim de gaze naturale de către furnizori se

realizează prin:

a. înmagazinarea gazelor naturale în nume propriu, prin încheierea de contracte de

înmagazinare subterană cu unul dintre titularii licenţelor de operare a sistemelor de

înmagazinare subterană; şi/sau

b. încheierea, până la data de 31 octombrie a fiecărui an, de contracte de vânzare-cumpărare ce

au ca obiect cantităţi de gaze naturale provenite din depozitele de înmagazinare subterană a

gazelor naturale, înmagazinate de un alt titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale;

şi/sau

c. încheierea de contracte de mandat cu un alt titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale, în

vederea înmagazinării gazelor naturale.

189

Metodologia stabilită prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 35/2016.


200

În principiu, constituirea obligaţiei prin intermediul variantei prezentate la pct. a) de mai sus se

realizează în perioada de vară (ciclul de injecţie), prin achiziţia de gaze naturale în nume propriu

din piaţă (gaze naturale din producţie internă şi gaze naturale din import) şi direcţionarea lor

către depozitele de înmagazinare subterană.

Constituirea obligaţiei prin intermediul variantei prezentate la pct. b) de mai sus se realizează

prin achiziţie de gaze naturale deja înmagazinate de către un alt furnizor, de regulă gaze livrate la

intrarea în sistemul naţional de transport (la interfaţa dintre depozitele de înmagazinare subterană

şi sistemul naţional de transport).

c) Debuşeu pentru producători

Dincolo de aspectele referitoare la asigurarea continuităţii în aprovizionare a clienţilor finali,

existenţa obligaţiei de stocare a asigurat un debuşeu pentru producţia de gaze naturale în

perioadele de vară, când consumul este minim.

Sectorul gazelor naturale din România este caracterizat de o infrastructură de export limitată,

astfel că producătorii sunt constrânşi, în perioadele în care cererea pe piaţă este semnificativ mai

mică faţă de nivelul producţiei, fie să înmagazineze o parte din cantităţile produse, fie să îşi

ajusteze/reducă producţia, cu riscul unor costuri ridicate.

Existenţa acestor stocuri obligatorii implică, însă, apariţia unor costuri suplimentare (faţă de cele

ale gazelor consumate din producţia curentă) generate de activitatea de înmagazinare. Ca urmare,

în practică, în general, producătorii erau cei care în perioada de vară stocau gazele din producţia

curentă (furnizorii neavând obligaţia de a face dovada deţinerii stocurilor obligatorii înainte de

finalul ciclului de injecţie), iar ceilalţi furnizori din piaţă le achiziţionau de la aceştia în contul

obligaţiei de stoc la sfârşitul ciclului de înmagazinare. Astfel, nu de puţine ori, deşi obligaţia

asigurării cantităţilor aferente stocurilor obligatorii revenea tuturor furnizorilor din piaţă, cei care

preluau această sarcină, pe perioada ciclului de injecţie, erau producătorii, în principal, şi ca o

consecinţă a faptului că nu aveau unde să îşi valorifice producţia.

d) Presiunea preţului din import

Asigurarea stocurilor obligatorii nu a ridicat probleme de natură comercială la nivelul

furnizorilor de gaze atât timp cât ecartul dintre preţul de achiziţie al gazului din producţia internă

şi cel al gazului din import a fost suficient de mare încât să facă rentabil preţul gazului

înmagazinat din producţia curentă, deşi la acesta se adăugau şi costurile de înmagazinare.

Odată cu scăderea preţului gazelor din import până la un nivel comparabil cu cel al gazului din

producţia internă curentă (T2/2016), furnizorii au devenit mult mai atenţi în asumarea unor

costuri (costurile de înmagazinare) pe care riscau să nu le mai poată recupera prin preţul gazului,

în condiţiile previzionării unui preţ al gazului din import, în perioada de extracţie, sub nivelul de

preţ al gazelor extrase din înmagazinare (din producţia curentă).

Convergenţa preţului din producţia internă cu cel al gazelor din import a avut loc pe fondul unei

contracţii a cererii de gaze naturale până aproape de nivelul producţiei interne totale,

determinând o presiune în piaţă la nivelul ofertei. Altfel spus, în situaţia atenuării diferenţelor

existente la nivelul ofertei, între sursa internă şi sursa de import, furnizorii au avut opţiunea

alegerii celei mai rentabile surse de aprovizionare cu gaze. Remarcăm că, pentru categoria

clienţilor noncasnici, stocurile obligatorii pot fi constituite din orice sursă, ceea ce înseamnă că

producţia internă poate fi concurată de importuri.


201

e) Exemplul anului 2016

Anul 2016 a fost unul atipic atât ca urmare a elementelor mai sus menţionate (preţuri de import

sub nivelul celor din producţia internă, cerere redusă), cât şi ca urmare a întârzierii reglementării

stocului minim obligatoriu pe fondul unui vid legislativ.

Astfel, în anul 2016, din cauza unor lacune de ordin legislativ190

, care au condus la concluzia că

ANRE nu ar avea competenţe pentru a reglementa nivelul stocurilor autoritatea de reglementare

nu a mai emis, înainte de începerea ciclului de injecţie, decizia prin care se stabilea nivelul

minim al stocurilor obligatorii.

Înlăturarea acestor deficienţe de ordin legislativ s-a realizat în luna iunie 2016, când a fost

modificată Legea energiei, prin includerea prevederii potrivit căreia stocurile minime se stabilesc

anual prin decizie a preşedintelui ANRE. Astfel, în luna iulie 2016 a fost emisă decizia prin care

se stabileau cantităţile pe care fiecare furnizor avea obligaţia să le deţină în depozitele de

înmagazinare la data de 31 octombrie 2016, atât pentru consumatorii din piaţa reglementată, cât

şi pentru consumatorii din piaţa concurenţială.

Rezultă că furnizorii au avut la dispoziţie 3 luni pentru constituirea stocului minim. Se remarcă

faptul că, pe fondul existenţei unui preţ mai mic al gazului din import, al lipsei obligaţiei de stoc,

al previziunilor conform cărora, în perioada ciclului de extracţie, preţul gazului din importul

curent urma să fie mai mic comparativ cu cel al gazului înmagazinat din producţia internă191

,

tendinţa unora dintre furnizori a fost aceea de a nu stoca192

, ci de a asigura consumurile clienţilor

din sursa de import curent. Diminuarea producţiei Romgaz193

, unul dintre cei doi mari

producători de gaze din România, a determinat în cursul anului 2016 eliberarea unei părţi

semnificative a pieţei atât în favoarea altor producători, dar mai ales în favoarea importatorilor

de gaze naturale.

f) Efecte diferite la nivelul furnizorilor şi interferenţa pe piaţa concurenţială

Obligaţia de stoc minim este percepută diferit la nivelul furnizorilor, ca urmare a modului în care

aceasta le influenţează costurile. Există două aspecte majore care determină aceste percepţii

diferite în rândul furnizorilor.

Întrucât producătorii de gaze naturale din România nu au posibilitatea vânzării gazelor pe alte

pieţe în afară de cea naţională, existenţa obligaţiei de stoc le asigură acestora un debuşeu pentru

producţie. De aceea, în general, producătorii care sunt şi furnizori (direct sau prin afliaţi)

consideră că o eventuală194

„dereglementare a obligaţiei furnizorilor cu privire la constituirea

stocului minim poate fi avută în vedere exclusiv în contextul liberalizării complete a pieţei

gazelor naturale şi, implicit, a eliminării oricărei obligaţii referitoare la asigurarea cu prioritate,

de către producători, a cantităţilor necesare consumului CPET, precum şi ulterior asigurării unui

nivel adecvat al capacităţilor de interconectare.”

190

Ministerul Energiei - Nota de fundamentare privind Ordonanţă de urgenţă pentru modificarea și completarea

Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012; http://energie.gov.ro/transparenta-decizionala/proiectul-

de-ordonanta-de-urgenta-pentru-modificarea-si-completarea-legii-energiei-electrice-si-a-gazelor-naturale-nr-123-

2012/. 191

[…] 192

Până la data de 1 august 2016, când a intrat în vigoare Decizia preşedintelui ANRE nr.1252/27.07.2016 privind

stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale

are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2016. 193

[…] 194

[…]


202

Furnizorii care nu au şi calitatea de producători percep obligaţia referitoare la înmagazinarea

gazelor naturale pentru consumatorii din piaţa concurenţială ca fiind o măsură ce generează

costuri suplimentare195

, cu un risc ridicat de nerecuperare.

„Experienţa ultimilor ani în care o asemenea obligaţie a existat în piaţa din România a arătat că

aceste costuri fie au fost transmise consumatorilor de gaze naturale, fie au fost suportate ca

pierdere de către furnizori pe piaţa concurenţială, în condiţiile în care consumatorii au refuzat

acceptarea acestor costuri suplimentare.”196

Un alt aspect invocat de furnizori este modul diferit în care se resimte această obligaţie la nivelul

furnizorilor care au doar consumatori în piaţa concurenţială, comparativ cu cei care au şi

consumatori în sistem reglementat. Astfel, furnizorilor tradiţionali (cei rezultaţi ca urmare a

separării activităţilor de distribuţie şi furnizare), care au un avantaj dobândit înainte de

deschiderea pieţei, prin deţinerea unui portofoliu de clienţi constituit din consumatori

reglementaţi şi din consumatorii care au trecut, la 1 ianuarie 2015, din zona reglementată în cea

concurenţială, le sunt recunoscute costurile de înmagazinare a gazelor naturale în tarifele de

furnizare în regim reglementat.

În plus, faptul că obligaţia de stoc minim este stabilită pentru fiecare furnizor în baza unui

portofoliu de clienţi deţinut de acesta cu un an înaintea celui pentru care se instituie obligaţia,

determină un grad de incertitudine cu privire la posibilitatea reală a preluării acestor cantităţi,

având în vedere volatilitatea portofoliului de clienţi din piaţa concurenţială (consumatorii au

dreptul să denunţe contractele de furnizare luând în considerare un termen de preaviz de 21 de

zile). Altfel spus, îngrijorarea furnizorilor este legată de faptul că, odată cu liberalizarea pieţei

pentru consumatorii noncasnici, pot avea loc schimbări frecvente şi semnificative ale

portofoliilor de clienţi şi, ca urmare, în cazul plecării unora dintre clienţi, există riscul ca

furnizorul să nu îşi poată recupera costurile aferente cantităţilor de gaze înmagazinate în contul

obligaţiei pentru respectivii clienţi.

Ca urmare, în accepţiunea furnizorilor (care nu au şi calitatea de producători), obligaţia de

stocare reduce flexibilitatea disponibilă pe piaţă, pe care aceştia se bazează pentru a satisface

cererea consumatorilor197

. Opinia larg împărtăşită în rândul furnizorilor este aceea că obligaţia de

stoc este un proces reglementat şi trebuie aplicat numai pieţei reglementate de gaze naturale.

Pentru clienţii din piaţa liberă, însă, obligaţia de stocare determină reducerea flexibilităţii

produsului oferit prin impunerea unor cantităţi ce trebuie furnizate din depozite şi, ca urmare,

furnizorii apreciază că realizarea stocurilor pentru aceşti clienţi ar trebui să fie la latitudinea lor,

fiind o componentă a strategiei comerciale a fiecărui titular de licenţă care deţine în portofoliu

clienţi noncasnici.

Un alt aspect semnalat de aceştia se referă la faptul că obligaţia de stoc poate fi o barieră la

intrarea pe piaţă pentru noii furnizori, din cauza costurilor suplimentare cu transportul şi

depozitarea gazelor naturale, având ca posibil efect consolidarea poziţiilor pe piaţă ale

operatorilor tradiţionali.

195

[…] 196

[…] 197

Idem.


203

În mod similar, obligaţia constituirii stocului minim poate dezavantaja şi furnizorii mici prin

faptul că aceştia au condiţii de contractare mai aspre la achiziţia gazelor naturale (preţ pentru

cantităţi mici, termene de plată, garanţii financiare sau plată în avans) şi ulterior ei concurează cu

ofertele marilor furnizori, în condiţiile în care clientul este interesat în primul rând de preţ.

La nivelul operatorilor din piaţă, pe toate palierele de activitate este unanim acceptată ideea că

nivelul tehnic actual de dezvoltare a infrastructurilor sistemului (infrastructura de înmagazinare,

reţele de transport şi distribuţie) nu permite o funcţionare în condiţii optime în perioadele reci, în

lipsa unui cantităţi suficiente de gaze naturale stocate în depozite.

Dincolo de condiţionalităţile de ordin tehnic, a căror corecţie ar putea fi realizată parţial prin

investiţii în infrastructura de stocare, trebuie remarcat faptul că stocurile obligatorii sunt, de fapt,

stocuri de natură comercială, fiind consumate/refăcute pentru funcţionarea curentă a sistemului

în cele două cicluri sezoniere iarnă/vară.

Aşadar, aceste stocuri au o utilizare diferită faţă de stocurile pe care reglementările europene le

prevăd ca obligatorii şi care sunt destinate garantării securităţii aprovizionării cu gaze naturale198

în situaţii de urgenţă la nivel naţional, regional şi european, generate de întreruperi în alimentare.

De altfel, reglementările europene impun obligaţii de stocare din perspectiva asigurării

aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi (casnici, sisteme de termoficare care

nu au alternativă de utilizare a altor combustibili, servicii esenţiale precum spitale, grădiniţe etc.)

în condiţii dificile, temperaturi extreme înregistrate pe o perioadă de 7 zile şi timp de 30 de zile

în care cererea este mare, precum şi în cazul afectării infrastructurii unice principale în condiţii

de iarnă normale.

În concluzie, se constată că:

obligaţia de stoc minim induce costuri la nivelul furnizorilor pe piaţa concurenţială,

care nu sunt întotdeauna recuperate sau care sunt transferate consumatorilor;

infrastructura de înmagazinare insuficient dezvoltată conduce la necesitatea

asigurării unui stoc ale cărui dimensiuni incumbă obligaţii asupra modului în care

furnizorii aleg să îşi constituie portofoliile de achiziţie pentru consumatorii din piaţa

liberă;

aşa cum s-a menţionat la obligaţia de bandă, şi în acest caz stabilirea ordinii de

prioritate la extracţia cantităţilor de gaze din depozite (din cauza infrastructurilor

insuficient dezvoltate) conduce la diferenţieri în rândul furnizorilor şi la suspiciunea

conform căreia furnizorii care au acces prioritar pentru piaţa reglementată

beneficiază, implicit, de un avantaj pe piaţa concurenţială;

recunoaşterea costurilor de înmagazinare pentru furnizorii care asigură

consumurile din piaţa reglementată este de asemenea privită ca un avantaj de către

furnizorii care au doar clienţi pe piaţa concurenţială;

nu există o departajare clară, după destinaţia/utilizarea cantităţilor de gaze naturale

stocate, între stocurile comerciale care intră în consumurile anuale curente şi

198

Regulamentul (CE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale


204

stocurile pe care reglementările europene le impun în scopul securităţii

aprovizionării în situaţii excepţionale.

Având în vedere aspectele expuse mai sus, considerăm că impunerea prin reglementări a

unor obligaţii la nivelul furnizorilor, cu potenţiale efecte pe piaţa concurenţială, poate fi

justificată doar în măsura în care este necesară pentru a asigura continuitatea şi siguranţa

aprovizionării cu gaze naturale a clienţilor finali.

Metodologia de stabilire a unor obligaţii ale furnizorilor cu privire la consumurile

clienţilor din piaţa concurenţială trebuie realizată în aşa fel încât interferenţa cu piaţa

concurenţială să fie limitată strict la minimul necesar pentru asigurarea/garantarea

condiţiilor tehnice de funcţionare a sistemului şi de siguranţă în alimentarea cu gaze

naturale.

Ca urmare, considerăm că obligaţia de stoc minim pentru consumurile clienţilor din piaţa

concurenţială ar putea fi stabilită numai pentru un nivel care să asigure înlăturarea

(eliminarea) restricţiilor de natură tehnică/de siguranţă în funcţionare a sistemului, nivel

determinat ca urmare a unei analize tehnice de specialitate privind funcţionarea

infrastructurilor sistemului la parametri optimi.

[…]

„Apreciem că orice abordare conform căreia decizia de constituire a stocurilor ar aparţine

furnizorilor şi ar avea în vedere doar criterii de ordin comercial, fundamentată în cursul

ciclului de injecție funcţie de evoluţia prognozelor cu privire la prețul gazelor naturale din

import poate genera neconstituirea stocurilor minime de către aceştia. Un nivel redus al

stocurilor va avea un impact direct asupra nivelului capacității de extracție, fapt ce va

determina o dependență crescută de gazele naturale din import şi implicit un risc semnificativ

în ceea ce priveşte asigurarea continuităţii în aprovizionarea clienţilor finali. De asemenea,

un nivel redus al stocurilor va genera o creștere a tarifelor de înmagazinare pentru ciclul

următor, care va genera un interes redus cu privire la utilizarea depozitelor de înmagazinare

subterană, cu consecințe grave asupra producției interne de gaze naturale și asupra

independenței energetice.”

[…]

„Experiența din Europa de Vest, unde piețele de energie sunt mai bine dezvoltate,

demonstrează că siguranța energetică este garantată şi fără intervenția de reglare.

STRATUM consideră că pentru o piață liberă,- nu vorbind de piața reglementată - decizia de

înmagazinare trebuie sa fie influențată numai de considerente economice. Este în interesul

fiecărui furnizor de a asigura poziția lui pe piață, având disponibil surse suficiente de gaze şi

în perioada cu consumul de vârf.”

[…]

„Siguranta in aprovizionarea cu gaze a consumatorilor este o obligatie pe care fiecare

furnizor si-o asuma in momentul in care ii este acordata licenta (este chiar prevazuta in

„Conditiile de acordare a licentei”), iar organizarea surselor pe toata perioada contractuala

este o problema de optiune proprie. Sigur, se pot aplica alte sanctiuni in situatia in care nu


205

indeplineste aceasta obligatie si provoaca daune consumatorilor.

Este clar ca un furnizor responsabil se va pregati pentru livrarile din perioada de iarna prin

asigurarea surselor din productie curenta, din import si din inmagazinare, insa procentul in

care acceseaza aceste surse trebuie sa fie la latitudinea sa. Neasigurarea surselor este un act

care poate produce pirederi financiare grave si poate conduce la pierderea portofoliului.”

6.3 Regimul de taxare a producţiei de hidrocarburi în România

Sistemul actual de redevenţe care include cotele şi pragurile de producţie aplicabile pentru

producţia de ţiţei şi gaze naturale a fost introdus prin Ordonanţa de Urgenţă nr.47 de modificare

şi completare a Legii minelor nr. 61/1998 şi a Legii petrolului nr. 134/1995, adoptată în aprilie

2002. Potrivit prevederilor legale curente, Legea petrolului nr. 238/2004 şi contractele de

concesiune individuale, producţia de petrol şi gaze naturale este taxată cu un procent cuprins

între 3,5% şi 13,5% din valoarea producţiei brute extrase, valabil pe toată durata acordurilor

petroliere. În anul 2004, odată cu privatizarea Petrom, s-a stabilit menţinerea nemodificată a

nivelului procentual, bazei şi modalităţii de calcul a redevenţelor pentru o perioadă de zece ani.

Conform datelor declarate de ROPEPCA199

, în România nu există zăcăminte medii şi mari, ci

doar mici, acesta fiind motivul pentru care sunt taxate cu nivelul minim permis de legislaţie,

respectiv 3,5%.

Potrivit celor declarate de reprezentantul ROPEPCA, „industria de petrol si gaze traversează o

perioadă dificilă, din cauza preţului mic al petrolului. Din acest motiv, ar fi de dorit ca statul să

nu mai pună presiune aşa mare pe industrie, ba chiar să se implice activ, astfel încât companiile

să îşi poată permite să continue investiţiile, fără de care rezervele de gaze naturale se vor termina

în 12 ani, iar cele de petrol în 9 ani”. Acesta consideră că ar trebui conceput un nou regim fiscal

care să se aplice noilor acorduri petroliere, nu şi celor în curs, care „să fie pro-business, pentru că

investiţiile de aici concurează cu cele din alte ţări, iar oportunităţile din România sunt foarte

puţine”.

Începând cu data de 1 februarie 2013, pentru operatorii economici care desfăşoară cumulativ

activităţi de extracţie şi de vânzare a gazelor naturale în România, s-a instituit impozitul200

asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor în sectorul

gazelor naturale. Raţiunea acestei taxări a fost aceea ca pe perioada în care producătorii obţineau

venituri suplimentare, generate de un preţ stabilit administrativ al gazelor naturale vândute în

piaţă (conform calendarului de liberalizare) şi fără ca aceştia să înregistreze cheltuieli proprii

suplimentare, să fie impozitaţi pentru aceste venituri care nu reprezentau un efect direct al

activităţii proprii. Cota de impozitare de 60% a fost aplicată asupra veniturilor suplimentare

obţinute din vânzarea gazelor pe piaţa reglementată, atât către consumatorii casnici, cât şi către

cei noncasnici, după deducerea redevenţelor şi a unui procent de 30% din valoarea investiţiilor

din segmentul upstream.

199

Asociaţia Română a Companiilor de Explorare şi Producţie Petrolieră; http://www.wall-

street.ro/articol/Economie/196588/ropepca-romania-este-o-harta-alba-in-privinta-prospectarii-petroliere.html. 200

Ordonanţa Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute ca

urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor naturale.


206

Acest impozit urma să aibă un caracter temporar, termenul iniţial de aplicare fiind până la data

de 31 decembrie 2014. Ulterior, acest termen a fost prorogat succesiv până la data de 31

decembrie 2016, inclusiv. În această perioadă a fost modificată formula de calcul a impozitului

care a avut în vedere iniţial diferenţa dintre preţurile stabilite prin calendarul de liberalizare

pentru consumatorii casnici şi noncasnici şi un anumit preţ de referinţă (45,71 lei/MWh), prin

raportare la cantităţile aferente segmentului reglementat al pieţei de gaze naturale.

În anul 2014201

, formula de calcul a fost extinsă la nivelul cantităţilor de gaze din producţia

internă comercializate pe piaţa concurenţială, inclusiv pe pieţele centralizate, către clienţii

noncasnici, prin aplicarea diferenţei între preţul mediu ponderat al gazelor naturale din producţia

internă corespunzător cantităţilor comercializate pe piaţa concurenţială pentru consumatorii

noncasnici, nu mai mic de 72 lei/MWh (sau, în cazul pieţelor centralizate, la nivelul de preţ la

care au fost încheiate tranzacţiile), şi referinţa de 45,71 lei/MWh ajustat cu ratele IPC202

.

Faţă de momentul instituirii acestui impozit, condiţiile de piaţă s-au modificat, mai ales în ceea

ce priveşte nivelul preţului gazelor naturale comercializate pe piaţa concurenţială, în condiţiile în

care trendul acestuia a fost descendent, contrar prognozelor avute în vedere la momentul

stabilirii impozitului. Astfel, în anul 2016, în condiţiile în care preţul mediu ponderat al gazelor

naturale din producţia internă corespunzător cantităţilor comercializate pe piaţa concurenţială

pentru consumatorii noncasnici nu poate fi mai mic de 72 lei/MWh, preţul gazelor naturale

comercializate din producţia internă pentru consumatorii noncasnici a ajuns la valori sub 65

lei/MWh203

.

În consecinţă, acest impozit a condus la situaţia în care producătorii sunt impozitaţi pe un venit

suplimentar nerealizat. În plus, având în vedere că importurile de gaze naturale nu fac obiectul

unei impozitări suplimentare, rezultă că prin impozitarea exclusiv a cantităţilor de gaze rezultate

din producţia internă se creează o diferenţiere între sursele de gaze - interne şi externe - puse la

dispoziţia pieţei. Activităţile de comercializare pe piaţa liberă nu sunt supuse unui regim fiscal

unitar, ceea ce conduce la practicarea unor preţuri diferite, necompetitive pentru unii dintre

participanţii la piaţă, rezultate dintr-o concurenţă distorsionată între sursele de aprovizionare.

Aşa cum s-a constatat în anul 2016, marele perdant al actualului sistem de impozitare s-a dovedit

a fi producătorul de gaze Romgaz, a cărui competitivitate a fost considerabil afectată de existenţa

referinţei de preţ de 72 lei/MWh. Conform celor precizate de reprezentanţii Romgaz204

,

comercializarea gazelor sub preţul minim de referinţă reprezintă un cost suplimentar, iar în cazul

unui control al Curţii de Conturi, poate constitui abatere de la buna gestionare a activităţii unei

companii cu capital majoritar de stat. Consecinţa directă a fost aceea că Romgaz şi-a redus

drastic producţia (cu aproximativ 40% în T2)205

, iar până la sfârşitul anului 2016, reducerea

producţiei a fost de 25% comparativ cu anul 2015. Practic, acest producător nu şi-a asumat riscul

de a comercializa gazele naturale sub nivelul de 72 lei/MWh şi, aşa cum sublinia ANRE în luna

201

Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 13/2014 pentru modificarea anexei la Ordonanţa Guvernului nr. 7/2013

privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din


Indicelele Preţurilor de Consum publicat de Institutul Naţional de Statistică din România. 203

[…] 204

[…] 205

Idem.


207

iunie 2016206

, acest nivel de preţ reprezintă un „prag psihologic” pentru producătorii de gaze

naturale, deoarece este o referinţă administrativă la care se raportează calculul unui impozit.

Un alt impozit introdus în anul 2013207

este impozitul pe construcţii, aplicat de la 1 ianuarie 2014

şi prelungit inclusiv în anul 2016. La momentul introducerii, impozitul pe construcţii se calcula

prin aplicarea cotei de 1,5% asupra valorii brute a construcţiilor existente în patrimoniul

contribuabililor la data de 31 decembrie a anului anterior, pentru care nu se datora impozit pe

clădiri.

Ulterior, acesta a fost redus, iar potrivit prevederilor art. 498 din actualul Cod fiscal, impozitul pe

construcţii se calculează prin aplicarea unei cote de 1% asupra valorii construcţiilor existente în

patrimoniul contribuabililor la data de 31 decembrie a anului anterior.

În concluzie, începând cu anul 2013 s-a evidenţiat o volatilitate crescută a sistemului de

impozitare care poate conduce, în timp, la stagnarea investiţiilor, cu atât mai mult cu cât

preţul gazelor naturale s-a situat pe un trend descendent, în anul 2016. Existenţa unui

sistem de impozitare care a generat un tratament fiscal diferenţiat între diferitele surse de

aprovizionare cu gaze naturale poate conduce la distorsiuni pe piaţa concurenţială din

România şi la referinţe de preţ administrative decuplate de preţul real rezultat din

procesul de confruntare a cererii cu oferta.

Este evident că producţia de gaze naturale reprezintă o activitate în care deciziile de

investiţii şi amploarea sumelor necesar a fi investite se subscriu unor strategii de dezvoltare

pe termen lung asumate de operatori.

Astfel, având în vedere specificul sectorului gazelor naturale, cu necesităţi de investiţii

ample cu ciclu lung de realizare şi recuperare, cu costuri şi riscuri foarte ridicate, industria

are nevoie de un regim fiscal stabil şi predictibil, care să fie gândit în perspectivă pentru

stimularea investiţiilor şi creşterea competitivităţii întregului sector de gaze naturale din

România. În acelaşi timp impozitarea introdusă pe parcursul unui proces de tranziţie a

sectorului către o piaţă concurenţială, deci pentru o situaţie specifică cum este cea a

obţinerii unor venituri suplimentare ca urmare a dereglementării preţului, nu se mai

justifică în condiţiile în care preţurile pe piaţă se formează liber pe baza cererii şi ofertei.

În acest sens trebui avut în vedere corelarea sistemului de impozitare cu evoluţiile pieţei

precum şi asigurarea caracterului unitar al acestuia pentru operatorii activi pe piaţă. În

acelaşi timp trebuie avut în vedere ca sistemul de impozitare să nu conducă la stabilirea

unor referinţe administrative de preţ care să afecteze politicile comerciale ale companiilor.

206

[…] 207

Ordonanţa de Urgenţă nr. 102/2013 pentru modificarea şi completarea Legii nr. 571/2003 privind Codul fiscal şi

reglementarea unor măsuri financiar-fiscale.


208

6.4 Obligaţia tranzacţionării pe pieţele centralizate

Pentru a avea o piaţă competitivă a gazelor naturale, pe lângă eliminarea monopolurilor şi

dezvoltarea infrastructurii, în special a capacităţilor transfrontaliere, este nevoie de pieţe

organizate, sprijinite prin reglementări. Dacă aceste pieţe organizate sunt caracterizate de

suficientă lichiditate, se pot transforma ulterior în pieţe concurenţiale.

În general, competitivitatea comerțului cu gaze naturale pe platforme depinde de trei factori

majori, respectiv de diversitatea surselor de aprovizionare, de legislația și reglementările

metodologice şi de măsura în care aceste platforme pot prezenta referinţe de preț pentru

participanţi.

Astfel, cererea şi oferta privind nevoile de echilibrare şi tranzacţionarea angro, ce se întâlnesc

prin relaţiile bilaterale ar trebui să poată găsi produse echivalente pe pieţele centralizate şi în

felul acesta se vor stabili şi mecanismele de formare a preţurilor care, în final, vor conduce la

concurenţa prin preţ.

[…]

„Asigurarea cererii de gaze naturale şi securităţii energetice se poate face doar prin efectuarea

unor programe de investiţii ample cu ciclu lung de realizare şi recuperare a investiţiilor, costuri

semnificative şi riscuri foarte ridicate, specifice acestei industrii. În acest sens asigurarea

stabilităţii şi predictibilităţii sistemului fiscal reprezintă un element determinant în elaborarea

planurilor de investiţii ale producătorilor de gaze naturale. În ultimii ani asistăm la o

volatilitate crescută a sistemului de impozitare a producătorilor de gaze naturale prin

introducerea de noi impozite (...) şi proiecte pentru introducerea altor impozite (spre exemplu

impozit pe profitul petrolier). Având în vedere maturitatea ridicată şi declinul natural al

zăcămintelor operate de Amromco Energy SRL considerăm că sistemul fiscal trebuie să

prevadă un regim de deduceri şi facilităţi fiscale, care să asigure stimularea investiţiilor cu

costuri şi riscuri semnificative.

[…]

„În ceea ce priveste obligaţiile fiscale, considerăm că reglementările în domeniu afectează în

sens negativ, pe toţi actorii din sectorul gazelor naturale. Desigur, pentru [...] societate de mică

anvergură în domeniu, obligaţia de a plăti impozitul pe construcţii speciale la valoarea iniţială,

fără a ţine cont de amortizarea cumulată, este o povară care cu siguranţă afectează capacitatea

investiţională în sensul limitării acesteia. Posibil ca acest impact să fie mai redus la societăţile

mari, cu capacitate financiară mult peste cea a noastră.(…) De asemenea, impozitul pe venitul

suplimentar rezultat din dereglementarea preţurilor din sectorul gazelor naturale devine o

obligaţie din ce în ce mai împovărătoare (….) noi producătorii suntem impozitaţi pe un venit

suplimentar nerealizat. Consecinţele sunt aceleaşi, în sensul diminuării capacităţii

investiţionale şi limitării concurenţei.”


209

6.4.1 Experienţa europeană

La nivel european, există un număr de circa 19 operatori bursieri, dintre care NBP208

şi TTF209

sunt consideraţi a fi cei mai importanţi în funcţie de numărul de participanţi activi, produsele

disponibile, volumele tranzacţionate, lichiditatea şi volumele tranzacționate până la transferul

fizic real („churn rate”). TTF şi NBP acoperă circa 85%-88% din volumele tranzacţionate, iar

împreună cu NCG210

şi GPL211

, sunt considerate cele mai mature platforme la nivel european212

.

Potrivit raportului anual al ACER213

, lichiditatea ridicată din aceste huburi, în special TTF și

NBP, reprezintă rezultatul unei implicări anterioare și mai pronunțate a actorilor de pe piață,

inclusiv a producătorilor de gaze naturale din Olanda, Regatul Unit al Marii Britanii și a altor

producători externi de gaze naturale din UE.

De asemenea, acesta este şi rezultatul interesului crescând al participanților la piață din regiunile

din apropierea huburilor, aceştia orientându-se către cele mai lichide huburi pentru operațiunile

de acoperire împotriva riscurilor (hedging). În general, acest lucru este facilitat de o capacitate de

interconectare sporită şi de implementarea Codurilor de Reţea, favorizând alocarea mai flexibilă

a capacităților. În final, toţi aceşti factori au condus la o reprezentativitate a acestor huburi ca şi

huburi de referință pentru Europa, inclusiv din punct de vedere al prețurilor214

.

În graficul de mai jos sunt prezentate grafic ponderile volumelor tranzacţionate, pe pieţe bursiere

şi extrabursiere, în principalele huburi din Europa: UK - NBP , Olanda - TTF; Germania - NCG

şi Gaspool; Franţa - PEG (Point d’Echange Gaz); Italia - PSV (Punto di Scambio Virtuale);

Belgia - Zeebrugge. În întreg intervalul analizat, piețele extrabursiere (Over the counter/OTC)

reprezintă principalul loc de tranzacționare.

Figura nr. 4

Sursa: DG Energy – Quaterly Report Energy on European Gas Markets, vol.10

208

National Balancing Point, Regatul Unit al Marii Britanii. 209

Title Transfer Facility, Olanda. 210

NetConnect, Germania. 211

GasPool, Germania. 212

The Oxford Institute for Energy Studies, European traded gas hubs: an updated analysis on liquidity, maturity

and barriers to market integration. 213

Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Gas Markets in 2016. 214

6th ACER Market Monitoring Report.


210

Aşa cum reiese şi din figura de mai sus, aceste tipuri de pieţe completează nevoile de

tranzacţionare ale clienţilor, principalele diferenţe între bursele de valori şi pieţele OTC fiind

următoarele:

• pieţele OTC sunt pieţe de negociere, iar bursele reprezintă pieţe de licitaţie;

• pieţele OTC nu au, în mod necesar, un registru central de ordine unde sunt colectate toate

ordinele în vederea stabilirii unui preţ unic;

• pieţele OTC permit un acces mult mai larg pentru clienţi;

• pieţele OTC au mai puţine reguli decât bursele de valori;

• bursele oferă produse cu un nivel înalt de standardizare, în timp ce pieţele OTC permit un

grad înalt de adaptare a tranzacţiilor şi termenilor contractuali la nevoile clienţilor.

În general, în huburi tranzacţionarea are loc continuu. Produsele oferite acoperă durate variate,

spre exemplu: an calendaristic, an gazier, sezon, trimestru, lună şi intervale mai mici ce conduc

spre piaţa spot sau cea de echilibrare.

Contractul pentru ziua următoare reprezintă produsul cel mai folosit în huburi fiind produsul ce

oferă un semnal de preţ zilnic, element considerat esenţial pentru transparenţă.

În ceea ce priveşte experienţa la nivel naţional a unor state membre ale Uniunii Europene, în

continuare vor fi prezentate succint principalele coordonate pentru Marea Britanie şi Austria.

La nivelul Marii Britanii, NBP este hubul de tranzacţionare al gazelor naturale şi reprezintă

punctul de livrare şi de tarifare al contractelor de tip futures. Aproape întreaga cantitate de gaze

naturale consumată la nivelul Marii Britanii este comercializată prin intermediul NBP. NBP

oferă şi servicii de de intermediere şi decontare financiară. Tranzacţionarea pe piaţa centralizată

este concentrată pe produse pe termen scurt.

La nivelul Austriei, CEGH este platforma pe care sunt tranzacţionate produse pentru ziua

următoare şi intrazilnice de pe piaţa spot, precum şi produse de tip futures, cu livrare în PVT.

Aceasta oferă servicii de intermediere şi decontare financiară.

Cele mai mari volume de gaze naturale sunt tranzacţionate pe pieţele spot, pe piaţa intrazilnică,

cantitatea cea mai mică fiind de 1 MWh, iar pe piaţa pentru ziua următoare cantitatea minimă

fiind de 10 MWh.

Pe piaţa futures, unde se încheie tranzacţii cu livrare fizică pentru minim o lună, cantitatea

minimă este de 10 MWh.

La nivelul României, în contextul liberalizării şi transparentizării pieţei de gaze, platformele de

tranzacţionare au început să funcţioneze din anul 2013 şi au parcurs anumite etape de dezvoltare,

care vor fi prezentate şi evaluate în continuare.

6.4.2 Operatorii pieţelor centralizate din România

În România există doi operatori licenţiaţi de către ANRE pentru administrarea pieţelor

centralizate, respectiv OPCOM şi Bursa Română de Mărfuri (în continuare BRM).

În anul 2013, BRM şi-a început activitatea de administrare a platformelor de tranzacţionare a

gazelor naturale, punând la dispoziţia pieţei:


211

Platforma „disponibil” – reprezintă platformă care înglobează toate ringurile de

tranzacţionare (energie, produse petroliere, gaze, cereale, CO2 etc.) şi care asigură

tranzacţionarea gazelor naturale între toţi participanţii la piaţă: producători, furnizori,

consumatori.

Pe această platformă se tranzacţionează contracte forward215

cu livrare fizică, cu perioade de

livrare nestandardizate. Aceasta este o piaţă cu licitaţie la care una dintre părţi (vânzător sau

cumpărător) este iniţiator. Procedurile de tranzacţionare care pot fi utilizate sunt cea dublu

competitivă şi cea simplu competitivă.La şedinţa de licitaţie simplu competitivă, ofertanţii

postează cele mai bune oferte, iar iniţiatorul are libertatea de a accepta una sau mai multe dintre

aceste oferte sau nu. Odată cu ordinul prin care se iniţiază tranzacţia de vânzare/cumpărare,

iniţiatorul publică şi modelul de contract pe care îl propune pentru respectiva tranzacţie, existând

posibilitatea de a solicita modificarea respectivului model de contract anterior şedinţei de

licitaţie, prin intermediul BRM.

În cazul în care şedinţa se încheie cu o tranzacţie, este obligatorie încheierea contractului în

forma agreată de iniţiator, formă ce poate cuprinde şi eventuale modificări propuse şi acceptate.

În cazul în care una dintre părţi renunţă la încheierea contractului, se execută garanţia de

participare la licitaţie constituită de părţi.

Procedura simplu competitivă a fost singura accesată de participanţi, tranzacţionarea în

procedură dublu competitivă nefiind utilizată.

Platforma „STEG216

” - reprezintă un sistem electronic de tranzacţionare suplimentar

platformei de tranzacţionare de gaze naturale existente şi este dedicată în exclusivitate

furnizorilor de gaze naturale (consumatorii nu pot achiziţiona gaze pe această platformă).

Pe această platformă, tip OTC, cu tranzacţionare continuă, vânzătorii şi cumpărătorii postează

ordine care se pot „împerechea” în cazul în care au aceleaşi caracteristici (preţ, perioadă de

livrare, cantitate, sursă de gaze), neexistând niciun fel de standardizare în ceea ce priveşte

produsele. Mai exact, tranzacţiile se realizează când atributele a două ordine în sens contrar

coincid.

Prin intermediul platformelor administrate, BRM oferă instrumente cu livrare în bandă, respectiv

contracte cu livrare săptămânală, lunară, trimestrială şi anuală pentru gaze naturale din producţia

internă şi în amestec de gaze naturale.

Pe parcursul anului 2017, BRM în parteneriat cu Keler CCP din Ungaria a lansat testarea unor

contracte forward pe gaze naturale cu garantare prin servicii de contraparte centrală.217

Pe piaţa centralizată a gazelor naturale, BRM percepe următoarele categorii de tarife şi

comisioane218

:

- tarif anual de înscriere - 450 lei/an/participant, la care se adaugă TVA.

215

„Dacă între momentul tranzacţionării şi momentul începerii furnizării sunt mai mult de 10 zile lucrătoare” - .

Procedura de tranzacţionare pe pieţele centralizate de gaze naturale administrate de BRM. 216

Sistemul de Tranzacţionare Electronică Gaze Naturale. 217

www.brm.ro. 218

http://www.brm.ro/piata-disponibil/ringuri/gaze-naturale.


212

- comision de administrare, la care se adaugă TVA, aplicat numai participanţilor care

încheie tranzacţii, determinat în funcţie de cantitatea tranzacţionată. Acest comision

variază de la 35 la 150 lei.

- tarif unic în valoare de 100 lei, la care se adaugă TVA, aplicat la ordonator pentru

introducerea unui ordin iniţiator, pe piaţa la disponibil dacă procedura se termină fără

tranzacţionare.

La finele lunii iulie 2017, pe platformele de tranzacţionare a gazelor naturale administrate de

BRM219

erau înscrişi 321 de participanţi, dintre care 3 producători, 73 furnizori şi 245 de clienţi

finali.

Începând cu anul 2013, OPCOM a pus la dispoziţia titularilor de licență de furnizare și clienților

din domeniul gazelor naturale următoarele produse:

PCGN-LN – modalitatea de tranzacționare pe baza căreia contractele sunt atribuite printr-

un proces combinat de licitație deschisă și negociere continuă; tranzacțiile încheiate

constituie baza de semnare a contractelor standard pentru produse standard;

PCGN-LP – modalitatea de tranzacționare pe baza căreia contractele sunt atribuite prin

licitație publică; tranzacțiile constituie baza de semnare a contractelor propuse de către

inițiatorii sesiunilor de licitație;

PCGN-OTC – modalitatea de tranzacţionare pe piața centralizată a contractelor bilaterale

de gaze naturale pe baza căreia contractele sunt atribuite prin negociere dublă continuă;

tranzacțiile se subscriu contractului-cadru agreat în prealabil, inclusiv contractelor de tip

EFET, dintre părțile notificate.

Participarea în sesiunile de tranzacţionare se realizează în baza garanţiilor financiare de

participare la licitaţie.

Prin intermediul platformelor administrate, OPCOM oferă instrumente cu livrare în bandă,

respectiv contracte cu livrare săptămânală, lunară, trimestrială şi anuală pentru gaze naturale din

producţia internă şi în amestec gaze naturale din import/export.

Pe piaţa centralizată a gazelor naturale OPCOM, percepe următoarele categorii de tarife şi

comisioane:

- tarif anual de înscriere - 220 lei/an/participant;

- tarif anual de administrare pentru titulari de licenţă - variază între 2.500 lei şi 5.000 lei;

- tarif anual de administrare pentru consumatori, pe clase de consum - variază între 200 lei

şi 2.500 lei;

- tarif de realizare a tranzacţiilor, individualizat pe modalităţi de tranzacţionare - cuprins

între 0,02 şi 0,06 lei/MWh.

Începând cu data de 10.07.2017, OPCOM a lansat în teste platforma de tranzacționare utilizată

pentru administrarea Pieței pentru Ziua Următoare de gaze naturale.220

În cadrul acestui

mecanism, OPCOM va fi contraparte pentru tranzacţiile încheiate.

La finele lunii iulie 2017, pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de OPCOM221

erau

înscrişi 14 participanţi.

219

http://www.brm.ro/piata-disponibil/ringuri/gaze-naturale. 220

www.opcom.ro.


213

O remarcă generală referitoare la activitatea celor doi operatori ai platformelor este aceea că, în

perioada 2014-2016, niciunul dintre aceştia nu a oferit servicii de compensare şi garantare

financiară.

De asemenea, pentru acelaşi interval, principala distincţie între cele două pieţe de tranzacţionare

centralizate a fost reprezentată de faptul că pe OPCOM erau utilizate contracte standard, în timp

ce pe BRM a existat o mai mare flexibilitate, participanţii având posibilitatea de a folosi propriile

tipuri de contracte.

6.4.3 Evoluţia cadrului legislativ şi efecte pe piaţă

Etapa 2014-2015

Anul 2014 a marcat debutul unei etape de reformare a sistemului de comercializare a gazelor

naturale existent pe piaţa din România, realizându-se primul pas spre transparentizarea pieţei.

Astfel, modificările aduse cadrului legislativ primar şi secundar au condus la o regândire a

modului în care se construiau portofoliile de achiziţie de gaze naturale la nivelul furnizorilor.

În luna iulie 2014 a intrat în vigoare OUG 35/2014, act ce completa Legea energiei, şi care

stipula că, „începând cu data de 15 iulie 2014 şi până la 31 decembrie 2018 producătorii de

gaze naturale din România sau afiliaţii acestora, după caz, au obligaţia să încheie tranzacţii pe

pieţele centralizate din România, transparent şi nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei

cantităţi minime de gaze naturale din producţia proprie, destinată consumului intern, în

conformitate cu reglementările emise de ANRE”.

De asemenea, conform OUG 35/2014, s-a prevăzut inclusiv pentru furnizorii licenţiaţi

obligativitatea de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate, transparent şi nediscriminatoriu,

pentru vânzarea/cumpărarea unei cantităţi minime de gaze naturale pe perioada 1 martie 2015 -

31 decembrie 2018. Prin prevederile Legii 174/2014222

, obligaţia furnizorilor a fost ajustată din

punct de vedere al duratei de aplicare, respectiv 1 ianuarie 2015 – 31 decembrie 2016. Pentru

punerea în practică a prevederilor ordonanţei a fost emis Ordinul223

ANRE privind obligaţia

producătorilor şi furnizorilor de gaze naturale de a încheia transparent şi nediscriminatoriu

tranzacţii pe pieţele centralizate în România. Astfel, pentru perioada 15 iulie 2014 - 31

decembrie 2014, producătorii interni au avut obligaţia de a vinde pe pieţele centralizate

minimum 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă destinată consumului pieţei

concurenţiale.

Conform legislației în vigoare224

, pentru anul 2015, producătorii de gaze naturale, fie direct, fie

prin intermediul unui operator economic afiliat, au avut obligația să încheie tranzacții pe piețele

centralizate de gaze naturale din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unui

procent de minimum 35% din cantitatea anuală de gaze naturale din producția internă proprie

destinată consumului intern, iar furnizorii de gaze naturale au avut obligația să încheie tranzacții

pe piețe centralizate de gaze naturale din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru

221

http://www.opcom.ro/opcom/anunturi_stiri/comunicate.php?id_comunicat=952&lang=ro. 222

Legea 174/2014 pentru aprobarea OUG 35/2014. 223

Ordinul nr. 62/2014 al preşedintelui ANRE privid stabilirea obligaţiei producătorilor şi furnizorilor de gaze

naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate din România. 224

Ordinul nr. 118/2014 al preşedintelui ANRE prin care s-a aprobat metodologia de stabilire a obligaţiei

producătorilor şi furnizorilor de gaze naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate de gaze naturale.


214

vânzarea/cumpărarea a minimum 30% din cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe

piața concurențială.

La nivelul anului 2016, producătorilor le revenea obligaţia de vânzare pe pieţele centralizate a

unui procent de minimum 30% din cantitatea anuală de gaze naturale din producţia internă

proprie destinată consumului intern, în timp ce furnizorii au avut obligaţia să încheie tranzacţii

pe pieţele centralizate, pentru vânzarea/cumpărarea unui procent de minimum 25% din cantitatea

totală de gaze naturale comercializată pe piaţa concurenţială, aşa cum este prezentat în tabelul de

mai jos.

Tabel nr. 13 - Etapizarea obligaţiilor legale de tranzacţionare centralizată a gazelor naturale

An Obligaţia producătorilor

(la vânzare)

Obligaţia furnizorilor

(vânzare/cumpărare)

2015 35 % 30%

2016 30% 25%

Baza de calcul la care se aplica procentul de tranzacţionat este formată din cantităţile rămase

disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităţilor

de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităţilor destinate înmagazinării şi a

consumurilor centralelor electrice deţinute de producători. De asemenea, au fost luate în

considerare şi obligaţiile asumate de a exporta gaze naturale.

Sancţiunea prevăzută de lege pentru neîndeplinirea acestei obligaţii era amenda cuprinsă între

50.000 lei şi 100.000 lei.

Măsura de introducere a obligației de a tranzacționa pe piața centralizată a fost considerată ca

fiind una „tranzitorie, luată în scopul creșterii lichidității pieței, al obținerii unor prețuri

transparente și al familiarizării participanților cu o piață funcţionând în baza unor astfel de

mecanisme concurenţiale, astfel încât să se înregistreze de la an la an o participare din ce în ce

mai activă a acestora pe pieţele centralizate.”225

La nivelul anului 2014, pe OPCOM nu a fost încheiată nicio tranzacţie cu gaze naturale. În

aceeaşi perioadă, pe BRM, au fost încheiate tranzacţii însumând o cantitate totală (angro şi retail)

de 3.838.217 MWh, ceea ce reprezintă cca. 3% din consumul total 226.

La nivelul anului 2015, pe BRM au fost încheiate tranzacţii însumând o cantitate totală de

1.720.544 MWh, la un preţ mediu ponderat de 83,77 lei/MWh227

. În aceeaşi perioadă, pe

OPCOM au fost încheiate tranzacţii însumând o cantitate de totală de 15.052,5 MWh, la un preţ

mediu ponderat de 82,00 lei/MWh.

Cantităţile tranzacţionate pe piaţa angro au provenit exclusiv din producţia internă.

Bilanţul acestor obligaţii arată că, la nivelul anului 2015228

, din totalul

consumului la nivel naţional, cantităţile tranzacţionate pe platformele centralizate au reprezentat

circa 1,5%. Raportat la consumurile de gaze naturale ale clienţilor finali din piaţa concurenţială,

cantităţile tranzacţionate pe platformele centralizate au reprezentat 2,6%.

225

Buletin informativ ANRE - Trimestrul III 2014. 226

Raport anual al ANRE din 2014. 227

[…] 228

[…]


215

Factorii care au influenţat acest bilanţ caracterizat printr-un nivel redus al volumelor

tranzacţionate au fost, pe de o parte, nivelul accesibilităţii scăzute la platformele

centralizate din punct de vedere al costurilor şi beneficiilor certe ale contractării bilaterale,

iar pe de altă parte, nivelul scăzut al amenzii contravenţionale prevăzute de legislaţie, care

nu a asigurat efectul disuasiv al sancţiunii.

Spre exemplu, apetitul redus al producătorilor de a tranzacţiona pe pieţele centralizate în această

perioadă a fost justificat de aceştia pornind de la modul în care a fost concepută obligaţia. În

opinia producătorilor, obligaţia lor de a vinde nu a fost stabilită corelativ cu obligaţia furnizorilor

de a cumpăra respectivele cantităţi. Pe lângă faptul că obligaţia prevedea procente mai mici în

sarcina furnizorilor comparativ cu cele ale producătorilor, furnizorii îşi puteau îndeplini obligaţia

atât prin cumpărarea, cât şi prin vânzarea gazelor naturale, respectiv prin vânzări succesive fără

să existe obligativitatea achiziţionării respectivelor cantităţi de la producători. „Prin aceasta

raportul între cerere şi ofertă pe pieţele centralizate este alterat în sensul creării artificiale a

unei oferte pe piaţă care poate pune presiune asupra producătorilor în sensul scăderii

preţurilor. (...) producătorii au preferat să îşi asume sancţiunile legale pentru a nu altera

raporturile contractuale existente în cadrul contractelor bilaterale încheiate prin negociere

directă (în afara pieţelor centralizate).”229

Experienţa acestei perioade, a evidenţiat faptul că reglementările existente la acel

moment nu şi-au atins scopul propus, respectiv acela de a avea o lichiditate sporită pe

pieţele centralizate care să conducă la referinţe corecte de preţ.

Etapa 2016-2017

Ordonanța de Urgență. 64/2016230

prin care s-a realizat practic o decuplare de la calendarul de

liberalizare şi s-a trecut, după data de 31 martie 2017, la o achiziţie a gazelor de către

furnizorii consumatorilor CPET231

(pentru cantităţile necesare producerii energiei termice

pentru populaţie) în regim concurenţial, a avut în vedere, în contextul liberalizării integrale a

pieţei angro, inclusiv nevoia asigurării unei transparenţe sporite la nivelul pieţei.

Pornind de la bilanţul etapei anterioare, corelat cu necesitatea impulsionării tranzacţiilor cu gaze

naturale pe pieţele centralizate, ca măsură necesară pentru dezvoltarea pieţelor gazelor naturale,

prin modificările aduse de OUG 64/2016 s-a urmărit:

1) remedierea, în termen cât mai scurt, a situaţiei juridice pe baza căreia Comisia Europeană

considera că România a încălcat prevederile art. 35 şi ale art. 36 din Tratatul privind

funcţionarea Uniunii Europene şi ale art. 40 lit. c) din Directiva 2009/73/CE232

, prin

instituirea termenului de 31 martie 2017 pentru încetarea aplicabilităţii art. 124 alin. (1)

lit. e) din Legea 123/2012;

229

[…] 230

Ordonanţa de Urgenţă nr. 64 din 5 octombrie 2016 pentru modificarea şi completarea Legii energiei electrice şi

gazelor naturale nr. 123/2012. 231

clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea

energiei termice în centrale de cogenerare şi în centrale termice destinată consumului populaţiei 232

Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009, privind normele comune

pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale şi de abrogare a Directivei 2003/55/CE.


216

2) instituirea, după data de 31 martie 2017, a unui mecanism clar şi transparent de formare a

preţului gazelor naturale pe piaţa din România, bazat pe principiile pieţei libere, fără

potenţiale limitări legislative cu privire la exportul gazelor naturale şi la accesul

operatorilor la gazele naturale, având în vedere că, pentru acoperirea consumului

clienţilor casnici, achiziţia gazelor naturale nu va mai fi realizată conform graficului de

liberalizare a preţurilor;

3) reglementarea, prin lege, a obligaţiei furnizorilor de a achiziţiona gazele naturale pe care

le furnizează clienţilor casnici, în condiţii deminimizare a costului resurselor alocate, pe

baza unor proceduri care să asigure caracterul transparent al procesului de achiziţie a

gazelor naturale şi, în acelaşi timp, tratamentul egal şi nediscriminatoriu al persoanelor

care participă la procedura de achiziţie a gazelor naturale în calitate de ofertanţi;

4) reglementarea, prin lege, a obligaţiei producătorilor ca, pentru perioadele 1 decembrie

2016 - 31 decembrie 2017, 1 ianuarie 2018 - 31 decembrie 2021, în măsura în care

contractează vânzarea gazelor, să încheie contracte pe pieţele centralizate din România,

transparent şi nediscriminatoriu, în conformitate cu reglementările ANRE, pentru

vânzarea unei cantităţi minime de gaze naturale din producţia proprie, care nu poate fi

mai mică decât cea reprezentată de un procent, stabilit prin hotărâre a Guvernului, din

cantitatea de gaze naturale pentru care încheie contracte de vânzare – cumpărare, în

perioada respectivă, în calitate de vânzător;

5) reglementarea, prin lege, a obligaţiei furnizorilor ca, pentru perioadele 1 decembrie 2016

- 31 decembrie 2017, 1 ianuarie 2018 - 31 decembrie 2021, în măsura în care

contractează vânzarea/cumpărarea de gaze naturale, să încheie contracte pe pieţele

centralizate din România, transparent şi nediscriminatoriu, în conformitate cu

reglementările ANRE, pentru:

a) cumpărarea unei cantităţi minime de gaze naturale care nu poate fi mai mică decât

cea reprezentată de un procent, stabilit prin hotărâre a Guvernului, din cantitatea

de gaze naturale pentru care încheie contracte de vânzare – cumpărare, în

perioada respectivă, în calitate de cumpărător;

b) vânzarea unei cantităţi minime de gaze naturale către clienţii angro, care nu poate

fi mai mică decât cea reprezentată de un procent, stabilit prin hotărâre a

Guvernului, din cantitatea de gaze naturale pentru care încheie contracte de

vânzare - cumpărare, în perioada respectivă, cu clienţii angro, în calitate de

vânzător;

6) majorarea sancţiunii pentru nerespectarea de către producători sau afiliaţii acestora,

precum şi de către furnizori, a prevederilor privind obligativitatea tranzacţionării pe

pieţele centralizate a unor cantităţi minime de gaze naturale, cu amendă cuprinsă între

0,2% şi 1% din cifra de afaceri anuală.

Modificările şi completările aduse prin OUG 64/2016 cu privire la obligaţiile de contractare pe

pieţele centralizate (vânzare/cumpărare) a unor cantităţi minime de gaze naturale de către

producători şi furnizori ar trebui să contribuie la asigurarea creşterii lichidităţii pe piaţa angro a

gazelor naturale şi implicit la asigurarea unor referinţe de preţ care să reflecte corect raportul

cerere/ofertă. Îndeplinirea acestor obiective esenţiale pentru dezvoltarea pieţei concurenţiale


217

poate avea loc doar în condiţiile asigurării pe platformele centralizate a unei interacţiuni

echilibrate între cerere şi ofertă în beneficiul consumatorilor finali.

Prin abrogarea art. 124 alin. (1) lit. e) din Legea 123/2012, în sensul limitării în timp, până la

data de 31 martie 2017, a obligaţiei producătorilor de a pune cu prioritate la dispoziţia

furnizorilor cantităţile de gaze naturale destinate consumului clienţilor casnici, inclusiv

cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale

utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice

destinate consumului populaţiei, s-a eliminat interferenţa între piaţa reglementată şi cea

concurenţială. Existenţa constrângerilor impuse de funcţionarea pieţei reglementate, prin această

obligaţie, a determinat anumite restricţii la nivelul producătorilor de gaze naturale pe piaţa

concurenţială, una dintre acestea fiind reprezentată de predictibilitatea limitată în stabilirea

cantităţilor pe care aceştia le puteau vinde pe piaţa concurenţială.

Cotele procentuale obligatorii de tranzacționat pe piața centralizată în perioada 01.12.2016-

31.12.2017, conform procentelor stabilite prin Hotărârea Guvernului nr. 778/26.10.2016, au fost

stabilite începând cu data de 1 decembrie a anului 2016, fiind schimbat calendarul anterior care

prevedea obligații stabilite la nivelul unui an calendaristic, astfel:

Tabel nr. 14

An Obligaţia de vânzare a

producătorilor

Obligaţia de

cumpărare/vânzare a

furnizorilor

2016 30% 25%

1.12.2016-31.12.2017 30% 20%* 30%

Sursa: Raport anual 2015 ANRE (* Conform HG nr.778/2016)

În cadrul procesului de avizare al actului normativ, Consiliul Concurenţei233

a atras atenţia

asupra necesităţii stabilirii obligaţiei de tranzacţionare pe pieţele centralizate pentru toţi

participanţii la piaţă, inclusiv pentru furnizorii care achiziţionează gazele naturale din import,

direct de pe pieţe din alte state (importatori), în vederea asigurării unui tratament egal la

nivelul surselor de aprovizionare.

De asemenea, în scopul asigurării unor pieţe funcţionale, cu un grad redus de concentrare şi

pe care activează un număr cât mai mare de operatori, autoritatea de concurenţă a

recomandat realizarea unei analize privind posibilele efecte ale acestor obligaţii asupra

activităţii furnizorilor care comercializează cantităţi reduse de gaze naturale, similar micilor

producători activi pe piaţa de energie electrică.

După intrarea în vigoare, începând cu prima parte a anului 2017, OUG 64/2016 se află în

dezbaterea comisiilor de specialitate din cadrul Camerei Deputaţilor pentru aprobare prin lege.

Dezbaterile, derulate de la începutul acestui an, au vizat în principal:

oportunitatea eliminării reglementării preţului de achiziţie a gazelor naturale din

producţia internă, după data de 31 martie 2017, având în vedere informaţiile comunicate

233

[…]


218

de furnizorii de gaze naturale cu privire la riscul apariţiei unor creşteri semnificative de

preţ la nivelul consumatorului casnic, ca efect al liberalizării pieţei gazelor naturale;

limitarea numărului de operatori care pot administra piaţa centralizată angro;

instituirea obligativităţii tranzacţionării integrale (100%) pe platformele centralizate a

cantităţilor comercializate de producători;

modificarea valorii amenzilor pentru neîndeplinirea obligaţiilor de tranzacţionare prin

raportare la un interval cuprins între 50.000 lei şi 100.000 lei, înlocuind modalitatea de

sancţionare prevăzută în prezent de OUG 64/2016, respectiv aplicarea unei amenzi

raportate la cifra de afaceri a contravenientului;

Observăm că, în continuare, reglementările privind cadrul organizat de tranzacţionare pe pieţele

centralizate de gaze naturale necesită modificări şi completări, determinate de necesitatea

dezvoltării mecanismelor de funcţionare a pieţelor din acest sector.

În anul 2016 au existat două prevederi legislative distincte referitoare la obligaţiile de

tranzacţionare ale operatorilor. În primele 11 luni ale anului au fost în vigoare obligaţiile stabilite

prin Ordinul 118/2014, pentru ca începând cu luna decembrie să se aplice prevederile OUG

64/2016.

Ca urmare a instituirii obligaţiilor legale prevăzute de OUG 64/2016, în continuare vor fi

prezentate evoluţiile înregistrate de volumele tranzacţionate pe platformele centralizate, în

perioada 2016-2017234

.

La nivelul anului 2016, pe platformele operate de cei doi operatori au fost încheiate tranzacţii

însumând un volum de 15.5 TWh, din care 14,1 TWh pe piaţa angro şi 1,4 TWh pe piaţa cu

amănuntul. Preţul mediu ponderat pentru piaţa angro a fost de 70,25 lei/MWh, iar pentru piaţa cu

amănuntul de 105,15 lei/MWh235

.

Conform informaţiilor publicate de BRM, în primul semestru al anului 2017, tranzacţiile cu gaze

naturale au atins un nivel record de 44,3 milioane MWh, reprezentând cca. 71% din consumul la

scara naţională realizat în aceeaşi perioadă. Tranzactiile încheiate au vizat atât perioade de livrare

pe termen scurt şi mediu, cât şi pe termen lung, atât active standard (cu livrare la lună, trimestru,

semestru, an calendaristic), cât şi active nestandardizate (începerea/sfârşitul livrării pe diferite

intervale).

Este important de menţionat că aceste cantităţi tranzacţionate au fost reprezentate majoritar de

gaze naturale din producţie internă, gazele provenite din alte surse având o pondere

nesemnificativă.

În perioada 2016-septembrie 2017, ponderea236

gazelor naturale din import tranzacţionate

(import curent din frontieră, amestec intern-import şi import din înmagazinare) în totalul

cantităţilor tranzacţionate pe platforme, pe segmentul angro, a variat între 2,61% în anul 2016 şi

0,23% în anul 2017.

Având în vedere cantităţile limitate tranzacţionate în anul 2014, precum şi faptul că tranzacţiile

realizate pe OPCOM în perioada 2015-septembrie 2017 sunt limitate din punct de vedere al

234

Raport anual 2016 ANRE. 235

idem. 236

[…]


219

volumelor astfel că nu sunt de natura a influenţa prezenta analiza , în continuare vor fi prezentate

detaliat rezultatele obţinute pe platformele administrate de BRM.

Aşa cum este prezentat în tabelul de mai jos, raportat la consumul naţional, cantităţile

tranzacţionate deţin ponderi reduse, deşi se află pe un trend ascendent, înregistrându-se o dublare

a cantităţilor tranzacţionate în perioada ianuarie-septembrie 2017 faţă de 2016. O posibilă

explicaţie a creşterii interesului participanţilor poate fi aceea a efectului disuasiv al sancţiunii

aplicabile pentru neîndeplinirea obligaţiei, sancţiune ce se raportează procentual la cifra de

afaceri obţinută de întreprinderi. Un alt element de influenţă poate fi acela că, odată cu dispariţia

obligaţiei de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze destinate

consumului reglementat, producătorii au avut predictibilitatea volumelor de gaze pe care urmau

să le comercializeze în regim concurenţial şi au putut să îşi gestioneze mai eficient modalitatea

de comercializare a acestora.

Tabel nr. 15

Perioada

Cantitate

tranzacţionată

(MWh)

Procent raportat la consumul naţional

2014 3.838.217 3%

2015 1.720.544 1,50%

2016 15.500.000 12,70%

2017 (ian-aprilie) 12.200.000 24, 40%

Sursa: […]

Istoricul cantităţilor tranzacţionate în perioada analizată arată că acestea se realizează în principal

pe piaţa angro. Astfel, ponderea cantităţilor tranzacţionate pe piaţa angro a crescut în fiecare an,

maximul de aproximativ 98% fiind atins în anul 2017.

Grafic nr. 74

2,832,710

15,505,487

55,168,701

1,723,731

14,092,302

54,342,471

0

5,000,000

10,000,000

15,000,000

20,000,000

25,000,000

30,000,000

35,000,000

40,000,000

45,000,000

50,000,000

55,000,000

60,000,000

2015 2016 2017 (ian-sept.)

Lei/

MW

h

Evoluţie cantităţi totale tranzacţionate şi cantităţi piaţă angro

CANTITATE TOTALA TRANZACTIONATA CANTITATE TRANZACTIONATA PIATA ANGRO


220

Pe parcursul anului 2016, cele mai mari cantităţi au fost tranzacţionate în lunile septembrie-

decembrie, urmând astfel caracteristica sezonieră a consumului de gaze naturale.237

Pe parcursul lunilor ianuarie - septembrie 2017, cele mai mari cantităţi au fost tranzacţionate în

luna iunie. 238

Raportat la obligaţia tranzacţionării, cele mai mari cantităţi au fost în sarcina producătorilor

OMV Petrom şi Romgaz, iar la polul opus se află o obligaţie de numai 3,785 MWh stabilită

pentru anul 2015.239

Potrivit informaţiilor furnizate de BRM, cu privire la tranzacţiile ce au avut opţiunea de

vânzare/cumpărare parţială pe piaţa angro, în anul 2015 cantitatea minimă tranzacţionată a fost

de 187 MWh, iar cea maximă a fost de 693.000 MWh.

Similar, la nivelul anului 2016, cantitatea minimă tranzacţionată a fost de 500 MWh, iar

cantitatea maximă a fost de 2.600.000 MWh. Comparativ cu anii precedenţi, în anul 2017 se

remarcă o creştere a cantitaţii minime tranzacţionate, respectiv 4.000 MWh, în timp ce cantitatea

maximă tranzacţionată, de cca.1.000.000 MWh, a reprezentat jumătate faţă de cea din anul

anterior.

Una din explicaţiile creşterii acestei cantităţi minime poate fi dată de posibilitatea ca furnizorii să

împuternicească orice alt furnizor licenţiat de gaze naturale, în baza unui contract de mandat cu

reprezentare, pentru a îndeplini obligaţia de tranzacţionare.240

Pornind de la diferenţele de cantitate mari existente între ofertele tranzacţionate, în graficul de

mai jos se poate urmări frecvenţa tranzacţilor în funcţie de palierele cantitative (exprimate în

MWh):

Grafic nr.75

[…]

237

Raport anual ANRE 2016. 238

[…] 239

[…] 240

Ordin ANRE nr.118/2014.

3 2

0

17 17

1

15

11

4

20

14

25

9

16

1

2 4

0

5

10

15

20

25

30

2015 2016 2017

nr.

tra

nza

cţii

Număr de tranzacţii pe intervale cantitative

100-999 1.000-4.999 5.000-9.999

10.000-99.999 100.000-499.999 peste 500.000


221

Evoluţia intervalelor cantitative ale tranzacţiilor în perioada de referinţă indică:

diminuarea interesului pentru paliere cu cantităţi sub 10.000 MWh, respectiv tranzacţiile

cu cantităţi sub 1.000 MWh, 1.000-4.999 MWh, 5.000-9.999 MWh, explicată prin

posibilitatea îndeplinirea obligaţiei prin mandat de către alţi furnizori ce tranzacţionează

cantităţi mai mari, cu evidente beneficii de preţ;

creşterea anuală a intervalelor cu cantităţi mari, de peste 10.000 MWh.

În perioada 2016-2017 au avut loc şi tranzacţii cu perioadă de livrare de 1 zi, cu începerea

livrărilor în ziua următoare tranzacţiei, dar într-un număr relativ limitat, respectiv 35 de tranzacţii

în anul 2016 şi 3 tranzacţii în anul 2017 (ianuarie-septembrie 2017).

Având în vedere perioada scurtă de timp în care a funcţionat obligaţia de tranzacţionare corelat

cu evoluţiile pieţei şi modificările de ordin legislativ, informaţiile referitoare la cantităţi nu

conduc la identificarea unor tipare clare privind modalitatea de desfăşurare a tranzacţiilor.

Preţurile medii ponderate pe piaţa angro la care au fost încheiate tranzacţiile sunt prezentate în

graficul următor şi au fost realizate prin raportare la totalul tranzacţiilor cu produse standardizate

şi produse nestandardizate, din punct de vedere al momentului încheierii tranzacţiei, tipul

produsului, perioada de livrare etc.

Grafic nr.76

Sursa: site BRM

Evoluţia preţurilor prezentate mai sus surprinde una din cele mai importante schimbări la nivelul

pieţei, în sensul în care pe parcursului anului 2016 s-a înregistrat o reducere a preţului gazelor

din import, determinată de scăderea cotaţiilor la ţiţei, astfel fiind eliminat decalajul dintre

preţurile gazelor naturale provenite din import şi cel al gazelor naturale provenite din producţia

internă.

90.00

88.00

87.50

85.50

82.32

87.70

84.08

86.42

82.40

80.53

88.29

85.96

83.87

83.43

73.80

69.53

63.11

61.90

70.00 71.64

68.42 69.79

72.00

74.56 76.80

74.04 71.57

71.80

72.20

72.18

72.04

74.27

75.85

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

Jan

-15

Feb

-15

Mar

-15

Ap

r-1

5

May

-15

Jun

-15

Jul-

15

Au

g-1

5

Sep

-15

Oct

-15

No

v-1

5

Dec

-15

Jan

-16

Feb

-16

Mar

-16

Ap

r-1

6

May

-16

Jun

-16

Jul-

16

Au

g-1

6

Sep

-16

Oct

-16

No

v-1

6

Dec

-16

Jan

-17

Feb

-17

Mar

-17

Ap

r-1

7

May

-17

Jun

-17

Jul-

17

Au

g-1

7

Sep

-17

Evoluţie preţuri medii ponderate gaze naturale piaţa angro

2015 - sept. 2017 (lei/MWh)


222

O referinţă de preţ pentru piaţă, aşa cum a fost publicată de BRM pentru anul 2017, poate fi dată

de cotaţiile pentru produse standard (din punct de vedere al duratei), aşa cum sunt prezentate mai

jos:

Grafic nr.77

Sursa: site BRM

Grafic nr.78

Sursa: site BRM

Fluctuaţiile cotaţiilor şi ale preţurilor medii ponderate, pe parcursul anului reflectă

particularităţile de contractare date de sezonalitatea consumului vară/iarnă şi de modul de

derulare a achiziţiilor în raport cu anul gazier (ciclurile injecţie/extracţie), astfel că în prima parte

a anului se înregistrează cele mai mari preţuri iar în trimestrul al III-lea, în timpul lunilor vară,

are loc o scădere accentuată a preţurilor. Schimbarea trendurilor are loc în lunile octombrie (când

preţurile încep să crească) şi martie (când preţurile scad).


223

Astfel, în perioada de la momentul introducerii obligaţiei de tranzacţionare şi până la nivelul

lunii septembrie 2017, se observă următoarele:

la nivelul cadrului legal există o lipsă de predictibilitate, în ceea ce priveşte obligaţia

tranzacţionării pe platforme, cauzată de faptul că sunt preconizate o serie de modificări

substanţiale la nivelul pieţei determinate de neadoptarea prin lege a OUG 64/2016;

majoritatea tranzacţiilor realizate în perioada 2015 - sem I. 2017 au fost încheiate pe

platformele BRM, în principal pe platforma „disponibil”;

BRM este platforma pe care se tranzacţionează majoritar gaze naturale, atât angro cât şi

retail; cantităţile tranzacţionate pe piaţa angro ating până la 98% din totalul volumelor

tranzacţionate;

există o lipsă de concurenţă la nivelul surselor de aprovizionare pe platforme, sursa

import fiind aproape inexistentă;

există o evoluţie crescătoare a volumului cantităţilor tranzacţionate anual;

se remarcă un interes sporit pentru intervalele cantitative ce depăşesc 10.000 MWh;

gradul ridicat de concentrare a pieţei se păstrează inclusiv pe platformele centralizate,

tranzacţiile cu cantităţi importante fiind încheiate tot între cei mai importanţi furnizori din

piaţă;

Evaluarea rezultatelor pieţelor centralizate arată că aşa cum a fost gândit şi aplicat în forma

iniţială mecanismul de tranzacţionare nu a avut efecte semnificative asupra pieţei de gaze,

numărul de participanţi la pieţele centralizate rămânând restrâns iar volumele tranzacţionate fiind

reduse. Ulterior etapei iniţiale, aplicarea prevederilor OUG 64/2016 a condus la efecte rapide şi

consistente, înregistrându-se o creştere exponenţială a cantităţilor tranzacţionate.

6.4.4 Opinii ale furnizorilor şi problematici semnalate

În cadrul investigaţiei, Consiliul Concurenţei a adresat furnizorilor de gaze naturale din piaţă o

serie de întrebări cu privire la îndeplinirea obligaţiei de tranzacţionare pe platformele centralizate

şi modalitatea de funcţionare a platformelor centralizate. În cele ce urmeză vor fi prezentate

problemele semnalate de furnizori privind funcţionarea platformelor centralizate şi propuneri ale

acestora privind eventuale soluţii de remediere a deficienţelor . Precizăm că opiniile furnizorilor

sunt prezentate cu titlu exemplificativ.

Aşadar, o mare parte a furnizorilor de gaze naturale consideră că tranzacţionarea pe platforme

centralizate poate aduce beneficii, cel puţin prin:

transparenţa tranzacţiilor;

accesul la resurse (producători), inclusiv pentru furnizorii mai mici;

deschiderea pieţei la vânzare către clienţi noi.

Totuşi, o parte dintre furnizori consideră că aceste beneficii pot fi obţinute cu condiţia ca cele

două burse să devină competitive prin calitatea produselor şi serviciilor oferite. Aceştia consideră

că bursele, prin oferta lor, trebuie să poată atrage participanţii şi acest lucru nu ar trebui să se

datoreze unor obligaţii impuse pe cale administrativă/legală.


224

„Din punctul nostru de vedere tranzacţiile pe bursă nu ar trebui să se desfăşoare datorită unei

obligaţii. Această acţiune ar trebui să fie una avantajoasă dictată de piaţă.”241

„Obligaţia furnizorilor de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate nu a condus la dezvoltarea

unor pieţe centralizate adevărate, deoarece există obligaţia legală de a achiziţiona de pe aceste

pieţe, fapt cunoscut şi de conducătorii pieţelor centralizate. După părerea noastră, pieţele

centralizate trebuiau să se dezvolte în mod natural fără intervenţia statului şi atunci încrederea

în aceste pieţe ar fi fost mai mare.”242

„Considerăm că atractivitatea pieţelor centralizate este implicită adică nu este necesară o

obligaţie de tranzacţionare pentru creşterea lichidităţii dacă platformele, produsele, regulile de

tranzacţionare sunt atractive, dacă protejează participanţii, dacă sunt facil de utilizat, dacă

participanţii consideră că puterea pe piaţă este echilibrată între vânzători si cumpărători.”243

Se observă o abordare diferită din partea furnizorilor care au şi calitatea de producători de gaze

naturale 244

şi care percep obligaţia tranzacţionării în sistem centralizat a unei părţi

semnificative din producţia disponibilă mai degrabă ca pe o restrângere a drepturilor pe care

le au, în calitate de titulari ai licenţelor de furnizare, de a încheia tranzacţii de vânzare-

cumpărare cu orice client final de gaze naturale, indiferent de categoria în care se încadrează

acesta. În plus, în opinia producătorilor, o astfel de obligaţie încalcă dreptul de a dispune

liber de proprietatea gazelor naturale produse245

şi creează distorsiuni246

în funcţionarea

naturală a pieţei prin congestia unor mari cantităţi de gaze într-un mediu de tranzacţionare

care nu permite contractarea integrală a acestora.

Aşadar, pornind de la nivelul actual de dezvoltare a pieţei gazelor naturale, ca racterizat de

inexistenţa capacităţilor bidirecţionale de interconectare cu statele vecine, de un nivel al

capacităţilor de producţie care depăşeşte consumul intern anual, de insuficienta dezvoltare a

mecanismelor de tranzacţionare, opinia unanimă a producătorilor este aceea că participarea la

tranzacţiile de pe pieţele centralizate ar trebui să fie voluntară.

Evaluarea îndeplinirii obligaţiei legale de tranzacţionare pe pieţele centralizate, conform datelor

furnizate de operatorii chestionaţi, a arătat că, pentru perioada 2015-2016, doar cca. 20%-25%

dintre aceştia au îndeplinit integral această obligaţie, restul fie au îndeplinit-o într-un singur an

fie nu au îndeplinit-o deloc.

Aşa cum s-a evidenţiat anterior stabilirea obligaţiei furnizorilor şi producătorilor de a încheia

contracte pe pieţele centralizate nu a avut, într-o prima etapă, rezultatele scontate şi din

informaţiile transmise de furnizori a rezultat că principalele cauze ale neîndeplinirii obligaţiei de

tranzacţionare au vizat:

6.4.5 Aspecte legate de reglementare:

241

[…] 242

[…] 243

[…] 244

[…] 245

Încalcă prevederile constituţionale privind libertatea economică (art. 135 din Constituţie) şi cele privind dreptul

de proprietate privată (art.44 din Constituţie); vine în contradicţie cu art. 47 din Legea petrolului 238/2004 care

prevede că titularul de acord petrolier are dreptul de a dispune asupra cantităţilor de gaze care îi revin conform

concesiunii, drept reflectat în acordurile petroliere. [...] 246

[…]


225

lipsa cunoaşterii acestei obligaţii, această afirmaţie aparţinând în general

furnizorilor mici247

, ce au sub cote de piaţă sub 1%;

nivelul sancţiunilor prevăzute de legislaţie care a fost insuficient pentru a asigura un

caracter disuasiv; 248

modificările legislative din sector249

considerate neclare sau adoptate cu întârziere;

existenţa segmentului de piaţă reglementat pentru aproximativ jumătate din

producţia internă, astfel încât marii furnizori aveau asigurată o mare parte din

necesarul de gaze naturale (prin obligativitatea producătorilor interni de a pune la

dispoziţie necesarul consumatorilor casnici şi CPET;

Prin obligaţia producătorilor de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze

naturale rezultate din activitatea de producţie (aşa-numita „obligaţie de bandă”), necesare

consumului casnic şi CPET, furnizorii au avut certitudinea achiziţiilor pentru aceste categorii de

consumatori. Prin urmare, până la 1 aprilie 2017, furnizorii au avut asigurate, la preţ

administrativ, cantităţi semnificative de gaze naturale din producţia internă (necesare

clienţilor casnici şi CPET), ceea ce a condus la reducere importantă a cantităţilor disponibile

pieţei concurenţiale.

Prin OUG 64/2016, ce prevede eliminarea obligaţiei producătorilor de gaze naturale de a

pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din

activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului de gaze naturale al casnicilor, au fost

create premisele existenţei unei concurenţe reale între operatorii ce furnizează gaze naturale

clienţilor casnici şi CPET.

lipsa unei obligaţii de tranzacţionare pe pieţele centralizate a gazelor provenite din

import, similară cu cea pentru gazele din producţia internă, efectul fiind că nu s -a

generat concurenţă între sursele de aprovizionare;

„Este totuşi de avut în vedere un aspect, ce poate fi evaluat şi dintr-o perspectivă care

ridică problema unei îngrădiri a libertăţii competiţionale la nivelul surselor de gaze

intern/import, constând în faptul că doar producătorii sunt obligaţi să participe pe pieţele

centralizate. Nu se poate însă omite faptul că sursele din import pot constitui în prezent, prin

preţurile şi volumele oferite, o concurenţă puternică a producţiei interne. Lipsa oricărei

obligaţii în sarcina acestor surse, le va da o libertate mai mare de mişcare în piaţă şi vor

benificia categoric de vulnerabilitatea producătorilor ţinuţi obligaţi să-şi adapteze

marketarea unei mari părţi din producţie pe specificul încă „imatur”al pieţelor centralizate.

Astfel poate fi uşor anticipat faptul că locul producţiei interne în contractele bilaterale va fi

rapid cucerit de către sursele de import;”250

.

lipsa dezvoltării Punctului Virtual de Tranzacţionare (PVT).

247

Aşa cum au fost definiţi în capitolul V. 248

[…] 249

[…] 250

[…]


226

Conceptul de PVT derivă din prevederile celui de-al treilea pachet energetic, care stabileşte

crearea sistemelor angro de intrare/ieşire a gazelor naturale, spre deosebire de sistemele

bazate pe puncte fizice (point-to-point) existente anterior. PVT este un loc virtual care

permite participantilor din piaţă să transfere proprietatea volumelor de gaze în fiecare zonă

de intrare-ieşire la nivel angros.

Problematica tranzacțiilor neangajante a fost semnalată de furnizori în contextul în care, în

lipsa notificării în PVT, nu există certitudinea predării/preluării gazelor în conformitate cu

prevederile contractuale251

;

„Pana in prezent numarul mic de produse oferite a limitat derularea tranzactiilor pe pietele

centralizate, inexistenta unei piete secundare de tranzactionare de capacitate precum si a

tranzactiilor in punctul virtual de tranzactionare.”252

6.4.6 Aspecte privind capacitatea financiară a operatorilor

Din analiza informaţiilor transmise, reiese că, în special, furnizorii mici se confruntă cu o lipsă a

resurselor financiare raportată la nivelul costurilor de participare la platformele centralizate:

taxa anuală, garanţii, comisioane pentru fiecare tranzacţie, costuri destinate asigurării unui

personal specializat;

„Impedimentele legate de acest tip de tranzacţie sunt costurile cu anjajarea personalului

suplimentar pentru monitorizare/tranzacţionare, costurile cu echipamentul necesar, spaţiul

necesar şi costurile directe către operatorul platformelor”253

„Societatea noastră are o pondere atât de mică în piaţa de gaze din România (sub 0,05% ) încât

chiar dacă ar cumpăra întreaga cantitate de gaze naturale de pe burse tot nu ar reprezenta ceva

important pentru acestea. La cantităţile pe care le-am avea noi de tranzacţionat pe burse apar

următoarele probleme:

• Personal instruit şi specializat în astfel de tranzactii. Ori la un total de 7 persoane care

se ocupă de problemele inginereşti şi economice din societatea noastră, unul în plus

contează. Societatea ar cheltui în jur de 70.000 lei anual cu această persoană, fără a

avea o justificare economică;

• Plata în avans a gazelor naturale reprezintă un alt dezavantaj faţă de contractele

bilaterale;

• Pentru cantităţi mici de gaze naturale preţurile pe burse sunt de cele mai multe ori mai

mari sau egale cu preţurile din contractele bilaterale.”254

6.4.7 Aspecte privind organizarea şi funcţionarea platformelor centralizate, respectiv

problematica infrastructurii existente

În opinia unor furnizori, la momentul actual există deficienţe în ceea ce priveşte dezvoltarea

infrastructurii, remedierea acestora fiind în măsură să contribuie la mărirea transparenţei,

251

[…] 252

[…] 253

[…] 254

[…]


227

respectiv transmiterea datelor în timp real cu privire la dezechilibre, alocarea de capacităţi,

tranzacţii spot.

Astfel, unul dintre cei mai importanţi furnizori la nivel naţional, [...], susţine că „Din păcate,

România nu are infrastructura necesară pentru ca o bursă de gaze să fie competitivă şi

funcţională, neîndeplinind condiţii esențiale cu privire la: procedura de alocare a cantităților,

Codul reţelei, codul depozitelor de înmagazinare, operatorul/piaţa de echilibrare etc., niciunul

dintre aceste mecanisme nefiind funcţional la momentul de faţă, ceea ce face ca impunerea în

sarcina furnizorilor a obligaţiei de tranzacţionare pe piaţa centralizată să pună în dificultate

furnizorii în ceea ce priveşte îndeplinirea ei.”255

“Deocamdată însă există şi unele probleme, în principal lipsa pieţei de echilibrare, PZU etc.

OPCOM şi BRM au capacitatea tehnică de a pune la dispoziţie toate produsele necesare

tranzacţionării, dar deocamdată tehnic este imposibil, deoarece partea tehnica trebuie asigurată

de Transgaz, care încă nu are dispecerizat tot sistemul de transport, nici distribuitorii locali nu

au încă capacitatea tehnica de a furniza zilnic informaţii privind consumurile reale.

Deocamdată ne limitam la produse standard, contracte cu livrare în bandă, iar echilibrarea se

face prin contracte bilaterale şi tranzacţii in FTG.”256

Problematica ineficienţei pieţelor centralizate, din perspectiva furnizorilor chestionaţi,

respectiv modul în care acestea reuşesc să răspundă nevoilor de operare ale acestora, din

punct de vedere comercial, este influenţată în mod semnificativ de:

lipsa unei case de compensaţie/contrapărţi care să garanteze realizarea tranzacţiilor

(în prezent, vânzătorii se confruntă cu riscul de neplată, iar cumpărătorii cu cel al

incertitudinii livrărilor); 257

imposibilitatea realizării unei analize de risc a clienţilor, direct legată de inexistenţa

unei case de compensare şi de decontare a tranzacţiilor;

imposibilitatea obţinerii unor referinţe de preţ pe tipologii de oferte, ca urmare a

lipsei unor contracte standardizate (în funcţie de diferite paliere de volum, condiţii de

livrare, termen de plată etc.), astfel încât este dificil de format un preţ al pieţei în

condiţii similare (nu se poate realiza o comparaţie între două oferte deoarece

contractele aferente acestora au clauze diferite, flexibilitate la predare/preluare,

condiţii de plată sau garantare, condiţii de denunţare etc.)

lipsa de lichiditate cauzată de nivelul redus de tranzacţii angro, segmentarea

operatorilor şi implicit a politicilor comerciale ale acestora.

“Dezavantajele tranzacţionării gazelor naturale pe platformele centralizate:

(...) lipsa lichidității piețelor centralizate actuale, având în vedere numărul limitat de

tranzacții derulate pe piață, conducând la prețuri ridicate, precum și la lipsa unui preț de

referință”258

255

[…]. 256

[…] 257

[…] 258

[…]


228

„Principalul impediment în derularea tranzacțiilor pe piețele centralizate este lipsa

lichidității. În viziunea Societății noastre, soluțiile pentru sporirea lichidității pe piețele

centralizate sunt: facilitarea accesului la platformele de tranzacționare prin taxe reduse de

tranzacționare și produse mult mai adaptate pieței de gaze naturale (licitații cu cantități

mici de gaze naturale, Piața pentru Ziua Următoare, Piața Intra-day, FTG, platforma de

tranzacționare rezervări de capacitate).”259

lipsa unor repere corecte de preţ, acesta fiind unul din cele mai importante aspecte

semnalate; furnizorii susţin că preţurile pe platformele centralizate sunt mai mari

comparativ cu preţurile negociate în contractele bilaterale.

În opinia unor furnizori, lipsa unei referinţe de preţ/index, este dată şi de faptul ca piaţa

concurenţială a funcţionat până în prezent cu o “referinţă” de preţ dată de fapt de piaţa

reglementată, suplimentar fiind influenţată de preţuri stabilite pe cale administrativă (spre

exemplu, pragul de 72 lei/MWh folosit pentru supraimpozitarea veniturilor provenite din

dereglementare);

„Desi am incercat in foarte multe randuri sa realizam tranzactii, participand la licitatiile

organizate de BRM si OPCOM, aproape intotdeauna ne-am lovit de preturile prea mari

solicitate de catre ROMGAZ si OMV Petrom. Motivul pentru care acesti doi mari

producatori nu au fost de acord cu ofertele noastre il constituie bariera legislativa a pretului

de 72 lei/MWh, impusa prin lege ca valoare minima de impozitare. Cu alte cuvinte, desi

(teoretic) toata lumea sustine faptul ca ne dorim o piata libera, (practic) aceasta are limitari

si ingradiri clare!!!”260

„Am incercat in anul 2016 sa cumparam gaze naturale pe o piata centralizata dar am

descoperit ca pretul gazelor tranzactionate pe platformele centralizate la vremea respectiva

era mult mai mare decat pretul gazelor pe pietele bilaterale. Exemplu: in cazul nostru pretul

de achizitie prin contracte bilaterale a fost de 73,5 lei/MWh iar pretul oferit pe piata

centralizata a fost de 90 lei/MWh (mai mare cu 22.5%). Acesta este motivul pentru care nu

am tranzactionat pe piata centralizata. Procentul de 22,5% care ar fi trebuit platit in plus ar

fi acoperit in totalitate salariile personalului, din departamentul - Furnizare gaze naturale,

pe un an de zile), se pare ca acest procent mare al pretului se datoreaza cantitatii mici de

gaze naturale.”261

„Din pacate, preturile care ne-au fost oferite pe bursa au fost mai mari, fata de cele obtinute

prin negocieri bilaterale cu producatorii. Trebuie mentionat, ca scopul major a unei societati

comerciale este obtinerea de profit. Astfel, este greu si imposibil de explicat actionarilor decizia

achizitionarii unei cantitati de gaze mai scumpa in detrimentul unor cantitati la pret mai mic.”262

„Cu privire la solicitarea de a aprecia dacă prețurile actuale la care se încheie tranzacțiile

pe piețele centralizate constituie referințe corecte/reale pentru piață, inclusiv pentru

contractele de tip bilateral, vă comunicăm că din punctul nostru de vedere, acestea nu pot fi

considerate de referință deoarece sunt stabilite pe o piață cu lichiditate scăzută, atât din

259

[…] 260

[…] 261

[…] 262

[…]


229

punct de vedere al participanților, cât și al volumelor tranzacționate, cu produse

tranzacționabile irelevante pentru piața contractelor bilaterale negociate .” 263

Această situaţie este explicată în principal de lipsa produselor standardizate:

„In prezent, (...), produsele care se tranzactioneaza pe pietele centralizate din Romania nu

sunt produse standard, astfel incat este dificil sa se compare tranzactii care au la baza

conditii contractuale diferite. Factorul cantitativ si cel de flexibilitate in livrare continua sa

joace un rol important pe piata. Astfel, chiar daca constituie o indicatie de pret pentru

cantitatile de gaze care au aceeasi perioada de livrare, preturile tranzactiilor curente nu

constituie preturi de referinta in sensul celor de pe pietele externe (Hub-uri cu lichiditate

crescuta: NBP, TTF, NCG etc.) unde tranzactiile, punctele de livrare, toate conditiile

operatiunilor comerciale sunt standardizate astfel incat preturile reprezinta referinte pentru

o anumita perioada iar pe baza lor se pot calcula indici de piata.”264

Pentru contractele de tip bilateral se pot lua in considerare ca si reper preturile practicate

pe pietele centralizate insa acestea vor necesita ajustari in functie de conditiile contractuale

la care se raporteaza.”

„...dorim să menționăm că nivelul prețului reflectă inclusiv condițiile de contractare. Pentru

ca prețurile la care se încheie tranzacțiile în sistem centralizat să poată constitui o referință

corectă pentru piață, aceste prețuri trebuie să fie asociate unor produse standardizate.

Publicarea acestor prețuri ar trebui să se facă prin asocierea cu aceste condiții

standardizate de contractare, în caz contrar fiind de natură să furnizeze informații incorecte

participanților la piață.”265

Aşa cum reiese din observaţiile operatorilor din piaţă tranzacţiile încheiate pe pieţele

centralizate, până în prezent, sunt preponderent pentru produse nestandardizate, astfel încât

semnalele de preţ sunt distorsionate. Ele pot constitui referinţe de preţ pentru contractele

bilaterale doar în măsura în care acestea conţin condiţii comerciale identice cu cele ale

contractului trazacţionat.

lipsa flexibilităţii în negocierea contractelor pe platformele centralizate, în sensul în

care acestea nu permit modificarea anumitor condiţii precum cele privind modalitatea

de plată, consumul obligatoriu, perioada de contractare şi clauze;

Aşa cum am vazut în capitolele anterioare există o serie de componente ce definesc

contractele comerciale de vânzare-cumpărare de gaze naturale: cantitate, flexibilitate în

preluarea cantităţilor, durata, preţ, modalităţi de plată.

În acest context, avantajele contractelor bilaterale nu pot fi preluate de cele ale contractelor

încheiate pe platforme, fiind semnalate urmatoarele impedimente:

- necorelarea ofertei cu cererea din punct de vedere al volumelor, afirmaţie ce este

susţinută de furnizorii medii şi mici 266

.

“Produse disponibile in cantitati mari, conditiile de plata precum si garantiile solicitate

depasesc bonitatea pe care societatea noastra o detine in acest moment.”267

263

[…]. 264

[…] 265

[…] 266

[…]


230

„Problema achiziţiei gazelor de pe pieţele centralizate nu a fost strict legată de preţ ci de

condiţiile de achiziţie (garanţii, termene de plată, flexibilitate preluare cantităţi)” 268

În contextul actual al pieţei, în care pe de o parte oferta este mai mare decat cererea în cea mai

mare parte a unui an gazier, în care posibilitatea tehnică de a exporta este limitată, şi pe de altă

parte portofoliile de clienţi finali înregistrează variaţii semnificative, pe fondul variaţiilor

sezoniere semificative, producatorii sunt interesaţi să vândă volume mari, în bandă, şi pe

termen lung.

La nivelul cererii constatăm că există o segmentare a furnizorilor din punct de vedere al

volumelor pe care le achiziţionează, considerând că pe primul palier se situează furnizorii

Engie şi E.ON, singurii ce pot exercita o anumită putere de cumpărare în raport cu

producătorii. Aceştia sunt interesaţi de achiziţii în cantităţi mari, pornind de la cantităţi de

minimum 10.000 MWh/lună. Pentru palierele următoare de furnizare volumele solicitate sunt

mult mai reduse, furnizorii de talie medie şi mică reclamând faptul lipsesc ofertele pentru

cantităţi mici şi foarte mici. În acest context majoritatea furnizorilor mici au nevoie de o

segmentare/fragmentare la o scară mult mai redusă atât a cantităţilor ofertate.

- condiţiile de plată în contractele încheiate pe platformele centralizate, condiţii ce

preavăd plata în avans a produsului. Acest tip de condiţie este greu de suportat de

furnizorii din palierele 2 şi 3, ce nu deţin suficiente resurse financiare, astfel încât

contractele bilaterale au fost cele care au oferit flexibilitatea necesara în ceea ce

priveşte acest tip de condiţie contractuală.

- limitarea posibilităţii negocierii flexibilităţii în preluarea gazelor naturale iar aici

respondenţii, în special furnizorii mici, au indicat că ar putea corespunde nevoilor

lor un procent cuprins în intervalul +/- 10%, +/-20%.

Având în vedere aspectele mai sus prezentate corelate cu specificul pieţei gazelor naturale

operatorii susţin necesitatea păstrării contractelor bilaterale considerate a fi soluţia optimă

pentru a se întâlni în modul cel mai complet cererea cu oferta întrucât acestea pot oferi

posibilitatea personalizării contractelor în funcţie de necesităţile clienţilor.

Contractele bilaterale oferă mai multă flexibilitate în comparaţie cu produsele disponibile pe

pieţele organizate, din următoarele considerente:

- cantităţile comercializate pot fi ajustate prin acte adiţionale ale contractului bilateral spre

deosebire de cele încheiate pe pieţele centralizate unde cantităţile sunt fixe.

- în lipsa unei părţi care să ofere servicii de contragarantare, contractele bilaterale oferă un

risc financiar redus din punctul de vedere al partenerului de tranzacţionare.

- platformele de tranzacţionare nu au reuşit să susţinut nevoia de echilibrare a furnizorilor

prin oferirea de produse zilnice şi intra-zilnice.

Pe de altă parte, platformele centralizate, la rândul lor, ar putea oferi condiţii mai bune

pentru produsele standard şi ar putea crea referinţe pentru contractele bilaterale.

267

[…] 268

[…]


231

lipsa unor tipuri de produse este unul dintre cele mai importante aspecte

semnalate de piaţă ca şi impediment privind tranzacţionarea pe platformele

centralizate, respectiv:

- lipsa unui produs destinat activităţilor de echilibrare;

„O piata de echilibrare comerciala intre utilizatorii retelei in care sa se

tranzactioneze surplusul sau deficitul inregistrat in sistem intr-o o anumita zi trecuta

inainte de interventia TRANSGAZ pentru echilibrarea comerciala a pietei. In prezent

acest lucru definit in Codul Retelei ca FTG (facilitatea de transfer gaze) trebuie

realizat intr-o perioada de 3 zile, pentru toate zilele din luna trecuta. Din pacate nu

exista un cadru centralizat pentru astfel de tranzactii care se desfasoara azi exclusiv

bilateral, dar care ar putea functiona mult mai rapid si comod intr-un mediu

centralizat.”269

„...In situatia in care piata centralizata ar devenii si o piata de echilibrare zilnica,

acest lucru ar constitui un avantaj pentru furnizori, eliminandu-se unul din

dezavantajele cu care se confrunta acum.”270

- lipsa pieţei pentru ziua următoare (PZU);

„Piata pentru ziua urmatoare (PZU) nu este disponibila inca pentru gaze naturale, chiar

daca in prezent, ca urmare a implementarii Codului Retelei, s-a trecut de la functionarea

pietei in baza lunara la o piata zilnica. Acest instrument, datorita specificului sau pe termen

scurt, ar crea lichiditate prin atragerea unui numar mai mare de participanti care ar incerca

sa-si echilibreze pozitia estimata a portofoliului pentru ziua urmatoare prin accesarea

PZU.”271

insuficienta dezvoltare a instrumentelor de raportare/evidenţă/analiză a tranzacţiilor în

timp real (nu există instrumente de analiză şi raportare foarte utile în evaluările de

piaţă - cerere/ofertă, preţuri pe niveluri de cantitate etc - astfel încât participanţii să

poată interpreta cu uşurinţă datele disponibile);

insuficienta dezvoltare a procedurilor de tranzacţionare care nu sunt automatizate şi

care permit alterarea raporturilor reale dintre cerere şi ofertă atât la nivelul cantităţilor

cât şi al preţurilor (exemplu: procedurile permit postarea la niveluri de preţ foarte

depărtate între cel al ordinului iniţiator şi cele de răspuns; acest fapt permite prezenţa

în cadrul şedinţei de licitaţie a unor participanţi care nu au intenţia să tranzacţioneze

şi postează preţuri complet în afara pieţei, doar pentru a cunoaşte preţurile postate de

ceilalţi participanţi ca urmare a primirii raportului de tranzacţionare care nu este

anonim);

6.4.8 Adoptarea modelui pieţei energie electrică

Ca răspuns la lipsa de lichiditate a pieţei angro, unii operatori economici din piaţă consideră

că ar putea fi urmat modelul privind liberalizarea și funcționarea pieței de energie electrică

269

[…] 270

[…] 271

Idem 61.


232

(cca. 10 dintre respondenţi). Cu toate acestea, alţi operatori economici (cca.20) susţin că

există contrargumente privind preluarea acestui model272

, făcând referire la următoarele:

- existenţa unor diferenţe majore între produsul energie electrică şi produsul gaze naturale,

cele mai importante fiind date de modalitatea de consum, înmagazinare şi livrare,

- structura pieței angro de gaze naturale care prezintă un grad de concentrare semnificativ

mai mare, cu dominația a doi producători și a existenței, de facto, a unui singure surse de

import,

- calendarul de dereglementare a prețurilor gazelor naturale prezintă o deficiență structurală

față de cel de dereglementare a prețurilor electricității. Acesta din urmă a fost construit prin

creșterea treptată, în pași semestriali, a ponderii volumelor de energie electrică din pia ța

concurențială (la 1 ianuarie 2017, această pondere a devenit deja de 80% din „coșul”

consumatorilor casnici). Prin contrast, calendarul de dereglementare a prețurilor gazelor

naturale a fost construit, în mod impropriu, prin creșterea a prețurilor gazelor prin decizii

administrative anuale.

În contextul în care au fost semnalate şi o serie de dificultăţi în aplicarea Codului Reţelei, ce

au afectat operaţiunile utilizatorilor sistemului naţional de transport, considerăm că şi aceasta

poate fi considerat ca un factor de diferenţiere faţă de sectorul energiei electrice.

„Modelul din piața de energie electrica a creat si creeaza in continuare numeroase

probleme in special pentru ca pe o piata centralizata, standardizata nu exista posibilitatea

tranzactionarii de produse flexibile, care au insa un rol foarte important in gestonarea

portofoliilor. Aceste produse fac obiectul contractarii bilaterale care, pornind de la

referintele publicate pentru produsele standard, genereaza valoare prin crearea de produse

flexibile dedicate nevoilor individuale ale vanzatorului si/sau cumparatorului care intra in

respectiva negociere (de exemplu contracte pe termen lung, cu cantitati variabile indexate

sau nu la o referinta de pret, cu flexibilitati anuale, lunare, zilnice, intrazilnice, cu conditii

de plata variante).

Un efect nedorit al tranzactiilor pe pietele centralizate pentru energie electrica a fost

migrarea de la contracte pe termen mediu si lung spre multiple tranzactii pe termen scurt,

prin care participantii la piata au incercat sa-si recapete flexibilitatea pierduta. Desigur, o

piata care isi asigura sursele preponderent pe termen scurt este o piata neatractiva pentru

investitii, expusa la variatii considerabile de pret, distorsionata si distorsionabila, expusa la

riscuri care pot pune in pericol securitatea in alimentarea cu energie a consumatorilor

finali. Totodata actorii importanti de pe piata de energie electrica beneficiaza de caracterul

transparent al tranzactiilor si pot lua pozitii de natura sa influenteze liberul curs al pietei.

Preluarea unui astfel de model, care de altfel este unic in Europa, si introducerea lui pe

piata gazelor naturale in conditiile in care aceasta este caracterizata de un numar foarte

redus de participanti (cat si de o continua schimbare legislativa, ar conduce la aparitia si

propagarea mult mai acuta a evenimentelor intalnite la energie electrica cu posibile

consecinte asupra sigurantei in aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor finali.

De altfel bursele de marfuri importante din lume s-au creat de la participantii la piata care

si-au dorit sa aiba un cadru comun de intalnire al cererii cu oferta care sa determine

272

Restul respondenţilor fie nu au o opinie faţă de acestă temă, fie nu au avut această obligaţie şi nu au răspuns.


233

aparitia unui pret de piata echilibrat si recunoscut pentru produsele tranzactionate, si care

ulterior sa fie folosit ca referinta in cadrul tranzactiilor bilaterale. Aceste burse nu au fost

create printr-un ordin legislativ generat din nevoia de a asigura controlul tranzactiilor

incheiate de societatile de stat participante la piata.

In concluzie consideram, insa, foarte utila existenta pe piata a unor platforme centralizate,

care, dacă sunt gestionate corespunzator si ofera participantilor produse adecvate, vor

deveni atractive si vor determina cresterea lichiditatii, dar nu consideram benefica

impunerea participarii si preluarea tale quale a modelului de pe piata de energie

electrica.”273

Totodată, dintre furnizorii chestionaţi, doar patru dintre aceştia susţin că ar trebui

tranzacţionată pe platforme întreaga cantitate de gaze naturale (100%), în timp ce 20 de

furnizori au fost de părere că nu trebuie introdusă prin legislaţie obligaţia tranzacţionării, un

element de bază al unei pieţe libere fiind libertatea de alegere. În condiţiile în care pieţele

centralizate oferă produse atractive şi lichiditate, cu siguranţă vor apărea în mod firesc şi

beneficiile acestor platforme.

Foarte important de evidenţiat este faptul că în condiţiile impunerii prin legislaţie a acestei

obligaţii există o probabilitate ridicată de a scadea gradul de interes al administratorilor

acestor platforme, de a dezvolta produse adaptate cerinţelor pieţei.

6.4.9 Paliere cantitative şi durată

Pornind de la problematica necorelării ofertei cu cererea din punctul de vedere al volumelor,

furnizorii au fost chestionaţi privind cantităţile ce ar putea să răspundă nevoilor lor de

comercializare. În acest context au fost identificate următoarele paliere cantitative:

Cantităţi minime zilnice pornesc de la cea mai mică unitate de măsură, respectiv 1MWh, urmate

de cantităţi de 10 MWh, 50 MWh, 100 MWh, până la un maxim indicat de 500 MWh.

Cantităţile minime lunare sunt segmentate între intervalele 100-600 MWh şi 1.000-5.000 MWh.

În ceea ce priveşte cantităţile maxime ce ar putea fi tranzacţionate pentru a răspunde nevoilor

participanţilor din piaţă se pot distinge următoarele paliere propuse de aceştia: 1.000-5.000

MWh, 5.000-10.000 MWh, 10.000-30.000 MWh, 100.000-500.000 MWh.

Deşi în cadrul investigaţiei părţile chestionate şi-au manifestat interesul pentru dezvoltarea unor

produse care să fie standardizate din punct de vedere al cantităţilor oferite/solicitate conform

datelor primite de la BRM, în intervalul analizat, furnizorii nu au transmis solicitări în acest sens.

Un al doilea element de standardizare a ofertelor, alături de cel cantitativ, este cel al duratei de

livrare. Plecând de la caracterul sezonier al cererii, majoritatea respondenţilor (cca. 73% din

cei care au furnizat răspunsuri) a indicat necesitatea existenţei unor tipologii diverse de

contracte standard din punct de vedere al duratei, în special cele pe termen scurt, contracte de

scurtă durată (intra-zilnice, zi, săptămână, lună), cât și de lungă durată (trimestru, semestru,

an).

273

[…]


234

Asadar, deşi furnizorii din piaţă consideră că tranzacţionarea pe platformele centralizate este de

natură a aduce multiple beneficii activităţii desfăşurate de aceştia, în momentul actual acestea nu

pot fi obţinute printr-o tranzacţionare transparentă având în vedere structura actuală a pieţei,

stadiul primar de dezvoltare al acestor platforme şi dificultăţile de natura tehnică ce ţin de

infrasatructură, inclusiv problematica legată de Codul Reţelei.

6.5 Concluzii

Având în vedere etapa actuală de evoluţie a pieţei gazelor naturale în cadrul procesului de

tranziţie către un regim de funcţionare concurenţial, este necesară impulsionarea contractării

gazelor în mediile transparente asigurate de pieţele centralizate operate de OPCOM şi BRM.

Obligaţia tranzacţionării unor cantităţi minime de gaze naturale pe pieţele centralizate este

necesară cel puţin până la maturizarea pieţei concurenţiale şi conturarea unor repere clare de

preţ în funcţie de factorii care definesc cererea şi oferta la un anumit moment. În acest sens,

pe termen scurt, se evidenţiază ca necesară dezvoltarea mecanismelor pieţelor centralizate

astfel încât să fie facilitată îndeplinirea obligaţiilor de tranzacţionare ale operatorilor din

piaţă fără afectarea strategiilor de comercializare abordate de fiecare producător/furnizor.

Ţinând cont de rigidităţile date de condiţiile actuale ale pieţei din România caraterizată prin:

surse de aprovizionare limitate (producători interni şi import din sursă unică ce nu

este prezent pe platforme),

capacitate de interconectare limitată dpdv tehnic, ceea ce limitează presiunea

concurenţială şi integrarea pieţelor,

gradul mare de concentrare al surselor şi al furnizorilor, păstrând gradul ridicat de

concentrare din perioada anterioară liberalizării, acest lucru oferind cadrul necesar

exercitării puterii de piaţă,.

este necesară o reevaluare anuală a reglementărilor cu privire la stabilirea obligaţiilor de

tranzacţionare, în scopul menţinerii unui echilibru între obiectivul propus, de a avea

lichiditate pe piaţa angro şi dezideratul asigurării unui cadru de reglementări care să sprijine

dezvoltarea operatorilor. Impunerea obligaţiei de tranzacţionare poate impulsiona

dezvoltarea pieţei angro atâta timp cât nu ajunge să reprezinte o barieră de intrare pe piaţă

pentru noi operatori şi cât nu afectează procesul de alocare eficientă a resurselor celor deja

existenţi.

O creştere a lichidităţii pieţei angro, pe lângă consolidarea rolului pieţelor centralizate, nu

poate fi atinsă fără realizarea interconexiunilor cu alte sisteme de transport şi dezvoltarea

PVT concomitent cu dezvoltarea unor pieţe de echilibrare care să poata furniza informaţii în

timp real.

Principalele bariere în ceea ce priveşte creşterea lichidităţii pe platforme, prin creşterea

numărului de participanţi, a numărului de tranzacţii şi a volumelor tranzacţionate, ar trebui

înlăturate prin:

standardizarea tipologiei contractelor;

standardizarea produselor în ceea ce priveşte perioada de livrare şi intervale de

cantităţi comercializate/cantitate minimă aferentă unui contract;

dezvoltarea de produse noi cum ar fi, în principal, PZU şi piaţa de echilibrare;


235

asigurarea unor servicii de contraparte centrală sau casă de compensaţie pentru

fiecare dintre pieţe;

demararea şi intensificarea tranzacţionării în sistem dublu competitiv, fapt ce ar

asigura un grad de competitivitate mai mare la nivelul ofertei şi al cererii;

dezvoltarea PVT prin completarea/modificarea legislaţiei existente astfel încât să

poată deveni singurul loc în care să se realizeze transferul de proprietate, în acest fel

contribuind la creşterea lichidităţii pe pieţele centralizate;

creşterea gradului de acces la informaţiile privind piaţa, astfel încât orice informaţie

relevantă din acest domeniu ar trebui publicată în mod regulat şi la timp. Eventualele

excepţii ar trebui să fie foarte strict limitate la ceea ce este necesar pentru a reduce

riscul unor înţelegeri anticoncurenţiale;

De asemenea, în condiţiile în care pe piaţă au loc tot mai multe operaţiuni de preluare a micilor

furnizori corelat cu susţinerile micilor furnizori referitoare la lipsa resurselor financiare necesare

participării la platformele centralizate: taxa anuală, garanţii, comisioane pentru fiecare tranzacţie,

costuri destinate asigurării unui personal specializat, considerăm că ar fi utilă o analiză de

oportunitate privind stabilirea unui anumit prag de la care aceştia ar putea fi exceptaţi similar

micilor producători activi pe piața energiei electrice. Scopul final este de a avea pieţe funcţionale

cu un grad cât mai redus de concentrare şi pe care activează un număr cât mai ridicat de

operatori.

Capitolul VII – Transportul gazelor naturale

236

CAPITOLUL VII – TRANSPORTUL GAZELOR NATURALE274

7.1 Descrierea activităţii de transport al gazelor naturale în România

Transportul gazelor naturale reprezintă activitatea de vehiculare a gazelor naturale printr-o

reţea, care constă în principal din conducte de înaltă presiune, alta decât o reţea de conducte de

alimentare din amonte şi decât acea parte din conductele de înaltă presiune, care este folosită în

principal pentru distribuţia de gaze naturale la nivel local, în scopul de a le livra clienţilor, dar

fără a include furnizarea.

Sistemul de transport al gazelor naturale situat pe teritoriul României formează Sistemul

Naţional de Transport (în continuare SNT), acesta aflându-se în proprietatea publică a statului.

Sistemul de transport este reprezentat de ansamblul de conducte conectate între ele, inclusiv

instalaţiile şi echipamentele aferente pentru vehicularea gazelor naturale, prin care se asigură

preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de exploatare sau a celor provenite din import

şi livrarea către distribuitori, clienţi direcţi, către depozitele de înmagazinare, şi către

beneficiarii din diverse ţări. Transportul cantităţilor de gaze naturale se realizează de la punctele

de predare/preluare comercială de la intrarea în SNT până la punctele de predare/preluare

comercială de la ieşirea din SNT.

Sistemul Naţional de Transport (fără conductele dedicate de tranzit) este considerat o zonă de

echilibrare.

Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes naţional. În

România, transportul gazelor naturale se realizează de către operatorul de transport şi de sistem,

care răspunde de exploatarea, întreţinerea şi, dacă este necesar, dezvoltarea sistemului de

transport într-o anumită zonă şi, după caz, a interconectărilor sale cu alte sisteme, precum şi de

asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului, în vederea satisfacerii cererii pentru

transportul gazelor naturale.

Operatorul de transport şi de sistem este Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale

Trangaz SA Mediaş275 (în continuare Transgaz). Transgaz este operatorul tehnic al SNT şi

asigură îndeplinirea în condiţii de eficienţă, transparenţă, siguranţă, acces nediscriminatoriu şi

competitivitate a strategiei naţionale privind transportul intern şi internaţional al gazelor

naturale şi dispecerizarea gazelor naturale, precum şi cercetarea şi proiectarea în domeniul

specific activităţii sale. Transgaz poate desfăşura complementar şi alte activităţi conexe pentru

susţinerea obiectului principal de activitate, potrivit legii şi statutului propriu, putând

achiziţiona gaze naturale doar în scopul echilibrării şi exploatării în condiţii de siguranţă a SNT.

Operarea SNT de către Transgaz cuprinde, în principal, activităţile de echilibrare comercială,

contractare a serviciilor de transport de gaze naturale, dispecerizare şi regimuri tehnologice,

274

Informaţiile conţinute în prezentul capitol au fost obţinute din următoarele surse: Legea energiei electrice şi

gazelor naturale nr. 123/2012 cu modificările şi completările ulterioare.

http://www.transgaz.ro/sites/default/files/uploads/users/admin/plan_de_dez_2017_-_2026.pdf. 275

Societate la care Statul Român, prin Ministerul Economiei, deţine circa 58,51% din capitalul social .


237

măsurare şi monitorizare a calităţii gazelor naturale; odorizarea gazelor naturale şi transportul

internaţional al gazelor naturale.

De asemenea, în calitate de operator al SNT, Transgaz are obligaţia, în conformitate cu

dispoziţiile Legii nr. 346/2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu

gaze naturale şi cu prevederile reglementărilor Uniunii Europene, să realizeze interconectările

cu sistemele similare de transport de gaze naturale din ţările vecine, în vederea creării

condiţiilor tehnice şi tehnologice pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze

naturale276.

Transgaz operează SNT în baza Acordului de Concesiune încheiat cu Agenţia Naţională pentru

Resurse Minerale, valabil până în anul 2032. Activitatea de transport de gaze naturale este

desfăşurată de Transgaz în baza licenţei de operare a sistemului de transport de gaze naturale nr.

1933/20.12.2013, emisă de ANRE, valabilă până la data de 08.07.2032. ) Transgaz este

organizat şi funcţionează după modelul “operator de sistem independent” în cadrul căruia

întreprinderea desemnată să opereze sistemul de transport nu are drept de proprietate asupra

acestuia, structura acestuia fiind prezentată mai jos.

276

http://www.transgaz.ro/sites/default/files/uploads/relatii_investitori/raportul_administratorilor_pe_anul_2016_.pdf.


238

Sursa: http://www.transgaz.ro/sites/default/files/uploads/users/admin/plan_de_dez_2017_-_2026.pdf

Lungimea totală a SNT este de 13.303 km de conducte magistrale de transport şi racorduri de

alimentare, din care 553 km sunt conducte pentru transportul internaţional de gaze naturale,

utilizate la presiuni cuprinse între 6 bar şi 40 bar,cu excepţia transportului internaţional al

gazelor naturale, care se realizează la o presiune de 63 bar.

Capacitatea tehnică totală a punctelor de intrare/ieșire în/din SNT este de 146,627 mil. mc/zi

(53,52 mld. mc/an) la intrare și de 247,381 mil. mc/zi (90,29 mld. mc/an) la ieșire.

Cantitățile de gaze naturale transportate anual prin SNT, inclusiv cele destinate înmagazinării

subterane, precum şi cele aferente consumului tehnologic, în perioada 2014-2016, sunt

prezentate în tabelul de mai jos.

Tabel nr. 16

um 2014 2015 2016

Gaze naturale transportate, inclusiv cele

destinate înmagazinării subterame

mld.mc

13,8 12,38 12,20


239

Gaze naturale transportate pentru

consumul intern

mld.mc 11,88 12,29 12,07

Consumul tehnologic mld.mc 0,097 0,088 0,109


În prezent, importul/exportul de gaze naturale în/din România se realizează prin 5 conducte de

interconectare transfrontalieră, respectiv:

interconectare cu Ucraina:

- conducta de interconectare Orlovka – Isaccea;

- conducta de interconectare Tekovo – Medieşu Aurit;

interconectare cu Ungaria:

- conducta de interconectare Szeged – Arad – Csanadpalota;

interconectare cu Republica Moldova:

- conducta de interconectare Ungheni – Iași;

interconectarea cu Bulgaria:

- conducta de interconectare Ruse – Giurgiu.

Capacitatea conductelor de transport transfrontalier este redată în tabelul următor:

Tabel nr.17

Conducta de interconectare transfrontalieră Capacitatea

(mld.mc/an)

Ucraina

Orlovka – Isaccea 8,6

Tekovo – Medieşu Aurit 4,0

Ungaria Szeged – Arad – Csanadpalota 1,75

Republica Moldova Ungheni – Iași 1,5

Bulgaria Ruse – Giurgiu 1,5


Transportul internaţional de gaze naturale se desfășoară în zona de sud-est a României, unde

sectorul românesc de conducte existent între localitățile Isaccea și Negru Vodă se include în

culoarul balcanic de transport internaţional de gaze naturale din Federația Rusă spre Bulgaria,

Turcia, Grecia și Macedonia. Pe traseul menționat, la nord de localitatea Isaccea, există 3

interconectări cu sistemul similar de transport internaţional de gaze naturale existent în Ucraina,

iar la sud de localitatea Negru Vodă există 3 interconectări cu sistemul similar de transport

internaţional de gaze naturale din Bulgaria. Activitatea de transport internaţional gaze naturale

este efectuată prin conducte dedicate, care nu sunt conectate la SNT (FIR I: pe direcţia Ucraina

– România – Bulgaria; FIR II şi FIR III: pe direcţia Ucraina – România – Bulgaria – Turcia –

Grecia) şi nu sunt interconectate între ele.

Începând cu anul gazier 2016 – 2017, capacitatea de transport a conductei FIR I se

comercializează pe bază de licitații, conform codului european privind mecanismele de alocare

a capacităților în punctele de interconectare transfrontalieră și a Ordinului ANRE nr. 34/2016.

În ceea ce privește transportul prin conductele FIR II și FIR III, acesta nu se supune în prezent

reglementărilor europene privind accesul terţilor şi se desfăşoară în baza acordurilor

guvernamentale şi a contractelor încheiate cu "Gazprom Export".


240

Capacitatea tehnică totală a punctelor de interconectare amplasate pe conductele de transport

internațional este de circa 25,55 mld. mc/an (70 mil. mc/zi), atât la intrare cât și la ieșirea din

țară, fiind repartizată astfel:

Tabel nr.18

Conducte de transport internaţional Capacitatea tehnică

(mld.mc/an)

FIR I Ucraina – România – Bulgaria 6,1

FIR II Ucraina – România – Bulgaria – Turcia –

Grecia

9,6

FIR III 9,7


Actualul plan de dezvoltare a sistemului românesc de transport al gazelor naturale cuprinde

proiecte de anvergură menite să reconfigureze rețeaua de transport de gaze naturale. În

identificarea proiectelor necesare a fi dezvoltate în sistemul național de transport de gaze

naturale, s-a pornit de la principalele cerințe pe care acesta trebuie să le asigure în actuala

dinamică a pieței regionale de gaze naturale. Astfel, proiectele planificate de Transgaz au în

vedere:

asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu țările vecine;

crearea unor rute de transport de gaze naturale la nivel regional pentru a asigura

transportul gazelor naturale provenite din diverse noi surse de aprovizionare (gazele

naturale din regiunea Mării Caspice și cele recent descoperite în Marea Neagră);

crearea infrastructurii necesare preluării și transportului gazelor naturale din perimetrele

off-shore din Marea Neagră în scopul valorificării acestora pe piața românească și pe

alte piețe din regiune;

extinderea infrastructurii de transport gaze naturale pentru îmbunătățirea aprovizionării

cu gaze naturale a unor zone deficitare;

crearea pieței unice integrate la nivelul Uniunii Europene.

Proiectele Transgaz, cuprinse în Planul de Dezvoltare al Sistemului Naţional de Transport Gaze

Naturale 2017-2026, sunt următoarele:

Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe

Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria;

Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea

gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre;

Interconectarea sistemului naţional de transport cu conductele de transport internaţional

de gaze naturale FIR I şi reverse flow Isaccea;

Dezvoltări ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătăţirii

aprovizionării cu gaze naturale a zonei, precum și a asigurării capacităţilor de transport

spre/dinspre Republica Moldova;

Amplificarea coridorului de transport de gaze naturale bidirecţional Bulgaria – România

– Ungaria – Austria (BRUA);


241

Noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la ţărmul Mării Negre – proiect

nou;

Interconectarea România – Serbia – proiect nou;

Modernizarea staţiilor de măsurare gaze naturale Isaccea 1 și Negru Vodă 1.

Totodată, în scopul creşterii gradului de interconectare, operatorii sistemelor de transport de

gaze naturale din statele învecinate se orientează spre crearea de noi capacităţi de transport

transfrontalier sau dezvoltarea celor existente.

7.2 Piaţa transportului de gaze naturale din România

Piaţa transportului de gaze naturale este reprezentată de activitatea de vehiculare a gazelor

naturale printr-o reţea, care constă în principal din conducte de înaltă presiune (alta decât o

reţea de conducte de alimentare din amonte şi decât acea parte din conductele de înaltă

presiune), care este folosită în principal pentru distribuţia de gaze naturale la nivel local, în

scopul de a le livra clienţilor, dar fără a include furnizarea.

Piaţa geografică aferentă transportului de gaze naturale este reprezentată de întreg teritoriul

României, având în vedere următoarele considerente:

- la nivel naţional există o singură reţea de conducte conectate între ele, care acoperă întreg

teritoriul României, operată de un singur operator de transport de gaze naturale;

- activitatea de transport de gaze naturale este reglementată de autoritatea naţională de

reglementare în domeniu, având în vedere caracterul de monopol natural al acesteia;

- tarifele de transport de gaze naturale sunt stabilite de autoritatea naţională de reglementare în

mod diferenţiat pentru fiecare titular al licenţei de operare a sistemului de transport şi pentru

fiecare sistem de transport operat;

Transportul de gaze naturale277 este o activitate cu caracter de monopol natural, fiind astfel

inclusă în piaţa reglementată, potrivit Legii nr. 123/2012.

Pe pieţele reglementate, inclusiv pe piaţa transportului de gaze naturale, sistemele de preţuri şi

tarife se stabilesc de ANRE, pe baza metodologiilor aprobate şi publicate de către această

autoritate. Potrivit Metodologiei de stabilire a venitului reglementat, a venitului total şi a

tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale, aprobată prin Ordinul

ANRE nr. 32/2014278, cu modificările şi completările ulterioare, în vigoare în prezent, tarifele

de transport reprezintă contravaloarea serviciilor de transport al gazelor naturale prestate pentru

rezervarea de capacităţi de transport pe puncte de intrare/ieşire şi pentru utilizarea sistemului de

transport pentru o cantitate de gaze naturale cu un conţinut energetic echivalent cu 1 MWh.

Sistemul de tarife pentru activitatea de transport al gazelor naturale cuprinde un set de tarife de

tipul „intrare-ieșire”, stabilite pentru grupul punctelor de delimitare la intrarea în sistemul de

transport în care se rezervă capacitatea, pentru grupul punctelor de delimitare la ieşirea din

sistemul de transport în care se rezervă capacitatea, precum şi un tarif volumetric pentru

utilizarea sistemului, determinat ca un tarif de tip timbru poștal.

277

Activitatea de tranzit internaţional, desfăşurată prin conducte dedicate este o activitate nereglementată, preţurile

fiind stabilite pe bază de contracte bilaterale. 278

Publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 386/26.05.2014.


242

Prin acest sistem se asigură realizarea venitului recunoscut și permis de ANRE unui titular de

licență în vederea acoperirii costurilor recunoscute pentru desfășurarea activității de transport al

gazelor naturale într-un an al perioadei de reglementare. Perioada de reglementare este de 5 ani,

cu excepţia primei perioade de reglementare (etapa tranzitorie), a cărei durată a fost stabilită la

3 ani.

Sistemul de tarife pentru conductele de transport al gazelor naturale Isaccea - Negru Vodă se

stabileşte pe baza metodologiei elaborate de către operatorul licenţiat al sistemului de transport

şi aprobate de ANRE279.

În perioada 2012 – 2016, determinarea veniturilor şi a tarifelor de transport s-a realizat având la

bază două tipuri de metodologii:

1. Metodologia pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul

gazelor naturale, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 22/2012280;

2. Metodologia de stabilire a venitului reglementat, a venitului total şi a tarifelor reglementate

pentru activitatea de transport al gazelor naturale, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 32/2014.

Trecerea de la un tip de metodologie la celălalt s-a realizat pentru conformarea și corelarea

legislației interne cu cea comunitară aplicabilă în domeniu (Directiva (UE) 73/2009,

Regulamentul (UE) 715/2009, Regulamentul (UE) 984/2009). Diferențele, de principiu, între

cele două metodologii sunt următoarele:

Față de metodologia anterioară, când tariful pentru serviciile de transport avea o structură

binomială și era determinat ca un tarif de tip timbru poștal, actuala metodologie a adus un

sistem de tarife format dintr-un set de tarife de tipul "intrare/ieșire", stabilite pentru

punctele de delimitare la intrarea/ieșirea în/din sistemul de transport în care se rezervă

capacitatea, precum și un tarif volumetric pentru utilizarea sistemului determinat ca un

tarif de tip “timbru poștal”.

Noile tarife de rezervare de capacitate se stabilesc pentru servicii ferme/întreruptibile

prestate pe termen lung/scurt, iar serviciile ferme pe termen scurt se determină prin

utilizarea unor coeficienți de multiplicare propuși de operatori și avizați de ANRE.

În punctul/punctele de interconectare cu alte sisteme de transport al gazelor naturale,

rezervarea de capacitate se efectuează pe bază de licitație, tariful de rezervare de

capacitate fermă/întreruptibilă stabilit pe baza noii metodologii fiind utilizat ca tarif de

rezervă și reprezentând tariful minim admisibil în licitație. Mecanismul de rezervare de

capacitate prin licitație nu era utilizat în vechea metodologie.

Perioada a treia de reglementare, care a început la 01.07.2012, prin excepție, urma să se

termine la 30.09.2017 (prin Ordinul ANRE nr. 74/2017, perioada a treia a fost prelungită

până în anul 2019).

Au fost revizuite formulele de stabilire a venitului reglementat și a venitului total, în

sensul aplicării ratei anuale de creștere a eficienței activității reglementate numai asupra

279

Prin Ordinul ANRE nr. 34/2016 a fost aprobată Metodologia de rezervare a capacităţii de transport şi de

stabilire a tarifelor pentru activitatea de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale prin conductele de

transport Isaccea - Negru Vodă. 280

Publicată în Monitorul Oficial al României, partea I, nr. 379/06.06.2012.


243

costurilor operaționale și a includerii diferențelor din anii precedenți închiși în elementele

de ajustare a venitului total.

Având în vedere trecerea de la structura tarifului de tip “timbru poștal” la cea determinată

pe grupe de puncte de intrare/ieșire, s-a impus stabilirea unor noi formule de calcul

pentru determinarea tarifelor de transport.

S-a introdus un nou criteriu de recunoaștere a costurilor operaționale și a celor preluate

direct, respectiv nivelul de deductibilitate fiscală.

Costul aferent consumului tehnologic se recunoaște la nivelul valorii determinate pe baza

cantității de gaze naturale stabilite pe baza metodologiei elaborate de ANRE, necesară

pentru asigurarea de către operatorul sistemului de transport a parametrilor tehnologici

necesari desfășurării activității de transport al gazelor naturale.

La determinarea bazei de active reglementate aferente activității reglementate de

transport de gaze naturale, la începutul perioadei de reglementare se iau în considerare și

„Regulile suplimentare privind modul de determinare a valorii reglementate rămase a

bazei de active reglementate aferente activității reglementate, la începutul perioadei de

reglementare”, prezentate în Anexa 2 la Metodologie.

După anul 2014, Metodologia aprobată prin Ordinul ANRE nr. 32/2014 a fost modificată prin

următoarele acte normative:

Ordinul ANRE nr. 69/2014 a vizat în principal necesitatea corelării prevederilor

metodologiei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 32/2014 cu cele din Codul Rețelei aprobat

prin Ordinul ANRE nr. 16/2013281, referitoare la revizuirea grupării punctelor de

intrare/ieșire aparținând SNT. Astfel, în vederea stabilirii tarifelor reglementate de

transport al gazelor naturale, determinarea tarifelor în punctele de interconectare cu alte

sisteme de transport trebuie să se poată realiza atât pentru un punct de interconectare

(Csanadpalota), cât și pentru un grup de puncte de interconectare (Isaccea și Medieșu

Aurit) pentru care rezervarea de capacitate se face la nivel de grup.

Ordinul ANRE nr. 31/2016 a vizat în principal necesitatea modificării metodologiei de

stabilire pe puncte de intrare/ieșire a tarifelor reglementate de transport gaze naturale, în

sensul:

- stabilirii tarifelor de rezervare de capacitate pentru două grupuri de puncte ale

unui sistem de transport, respectiv un grup al punctelor de intrare al gazelor

naturale din producție internă, din import și din depozitele de înmagazinare

subterană și un grup al punctelor de ieșire a gazelor naturale către consumatorii

direcți, distribuții, export, depozitele de înmagazinare subterană;

- alocării în mod egal a costurilor fixe luate în calcul la stabilirea venitului total, pe

grupe de puncte de intrare, respectiv de ieșire;

- analizării posibilității de revenire, înainte de începerea anului de reglementare,

asupra valorilor tarifelor de transport determinate pentru respectivul an, în situația

în care se constată o recuperare/nerecuperare cu mai mult de 5% a componentei

fixe din venitul total al anului pentru care au fost stabilite tarifele de transport,

281

Ordin privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale.


244

titularul de licență solicită aprobarea unor noi tarife de rezervare de capacitate

pentru servicii ferme de transport pe termen lung.

Ordinul ANRE nr. 10/2017, prin care s-a stabilit modul de creștere a procentului de

alocare a venitului total în componentă fixă, începând cu 01.10.2017, pornind de la

nivelul actual de 60% al componentei fixe, respectiv cu 5% anual, până la nivelul de 85%

din venitul total.

Ordinul ANRE nr. 55/2017, prin care s-a prelungit cea de-a treia perioadă de

reglementare, aferente activității de transport al gazelor naturale, până la data de

30.09.2019, astfel încât pentru noua perioadă de reglementare - a patra pentru activitatea

de transport al gazelor naturale, fundamentarea venitului reglementat, a venitului total,

precum și stabilirea tarifelor reglementate pentru primul an care reprezintă anul de bază

al perioadei, să se realizeze pe baza noii metodologii de stabilire a prețurilor de referință

pentru activitatea de transport al gazelor naturale, care trebuie elaborată și aplicată în

conformitate cu noile prevederi legislative aflate în vigoare la nivelul UE. De asemenea,

s-a introdus posibilitatea modificării duratelor reglementate, prevăzute la pct. II din anexa

- nr. 1 la Metodologia aprobată prin Ordinul ANRE nr. 32/2014, pentru imobilizările

corporale și necorporale realizate în baza unui proiect de capacitate incrementală a

sistemului de transport inclus în planurile de investiții și de dezvoltare a SNT pe 10 ani,

corelat cu prevederile Codului rețelei pentru Sistemul național de transport al gazelor

naturale, aprobat prin Ordinul ANRE nr.16/2013, cu modificările și completările

ulterioare.

În ceea ce priveşte nivelul tarifelor practicate de operatorul licenţiat Transgaz pentru activitatea

de transport al gazelor naturale, acestea au fost stabilite prin Ordinele ANRE nr. 70/2014

(pentru perioada 01.08.2014-30.09.2015), nr. 136/2016 (pentru perioada 01.10.2015-

30.09.2016), nr. 39/2016 (pentru perioada 01.10.2016-30.09.2017) şi nr. 74/2017 (pentru

perioada 01.10.2017-30.09.2018). De asemenea, prin ordinele enumerate au fost aprobate

pentru Transgaz venitul reglementat şi venitul total pentru activitatea de transport al gazelor

naturale prin SNT.

Tarifele de transport pentru rezervarea capacităţii de transport pe puncte de intrare/ieşire în/din

conductele de transport gaze naturale Isaccea 1- Negru Vodă au fost stabilite prin Ordinele

ANRE nr. 40/2016 (pentru perioada 01.10.2016-30.09.2017), nr. 43/2016 (pentru perioada

01.10.2016-30.09.2017) şi nr. 73/2017 (pentru perioada 01.10.2017-30.09.2018). Tarifele de

transport pentru rezervarea capacităţii de transport pe conductele de Isaccea 1- Negru Vodă sunt

diferenţiate doar în funcţie de perioada contractată (peste un an, un trimestru, o lună, o zi).

Totodată, potrivit Legii nr. 123/2012, accesul terţilor la sistemele de transport de gaze naturale

se realizează în regim reglementat, conform reglementărilor specifice282 aprobate de ANRE,

operatorul de transport având obligaţia de a asigura accesul terţilor la sistemul de transport, în

condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor

tehnologice. Accesul la SNT are două componente: rezervarea de capacitate şi racordarea la

SNT.

282

Hotărârea Guvernului nr. 1043 din 1 iulie 2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul la Sistemul

naţional de transport al gazelor naturale şi a Regulamentului privind accesul la sistemele de distribuţie a gazelor

naturale, publicată în Monitorul Oficial al României, nr. 693/02.08.2004.


245

7.3 Rezervarea de capacitate

Potrivit prevederilor Codului reţelei privind Sistemul de transport al gazelor naturale (în

continuare Codul reţelei), serviciile de transport sunt activităţi şi operaţiuni desfăşurate de

operatorul de transport şi de sistem (în continuare OTS), în speţă Transgaz, pentru sau în legătură

cu rezervarea capacităţii de transport283 şi transportul prin SNT al cantităţilor determinate de gaze

naturale, exprimate în unităţi de energie, pe perioada de valabilitate a unui contract de transport

al gazelor naturale.

OTS asigură accesul nediscriminatoriu la capacitatea disponibilă în punctele de intrare/ieşire

în/din SNT. Capacitatea necesară OTS pentru operarea şi întreţinerea sistemului, defalcată pe

puncte de intrare/ieşire în/din SNT, se aprobă anual de autoritatea competentă, pe baza

propunerii OTS.

OTS acordă capacitatea în punctele de intrare/ieşire în/din SNT (fizice/virtuale), pe baza

principiului "primul venit, primul servit", în următoarea ordine de prioritate:

a) pentru capacităţile solicitate în scopul îndeplinirii obligaţiilor de serviciu public;

b) pentru capacităţile solicitate în alte scopuri decât îndeplinirea obligaţiilor de serviciu

public.

Prin excepţie, principiile de acordare de capacitate pentru punctele de interconectare cu un

sistem de transport adiacent pot fi diferite, în conformitate cu acordurile stabilite între operatorii

sistemelor de transport interconectate.

Rezervarea de capacitate de transport se face de către utilizatorii de reţea (potenţialii parteneri

contractuali ai OTS, în baza contractelor prevăzute în Codul reţelei) pentru următoarele perioade

de timp:

a) un an gazier (1 octombrie anul calendaristic în curs – 1 octombrie anul calendaristic

următor) sau multiplu de ani gazieri;

b) un trimestru, începând cu 1 iulie, 1 octombrie, 1 ianuarie sau 1 aprilie;

c) o lună, începând cu prima zi gazieră a fiecărei luni;

d) o zi gazieră.

Capacitatea este rezervată de către utilizatorii de reţea (în continuare UR), prin semnarea unui

contract de transport cu OTS, în conformitate cu contractul-cadru de transport. Capacitatea

rezervată este fermă sau întreruptibilă.

UR are dreptul să solicite numai capacitatea necesară pentru:

a) îndeplinirea obligaţiilor contractuale potrivit portofoliului propriu de clienţi;

b) îndeplinirea contractelor de înmagazinare;

c) propriul consum.

UR are dreptul de a solicita capacitate peste portofoliul de clienţi existent, în condiţiile prevăzute

de Codul reţelei.

283

Capacitatea aprobată de OTS prin contract în baza solicitării UR, exprimată în MWh/zi, pe care OTS are

obligaţia de a o pune la dispoziţia UR în orice moment pe durata valabilităţii contractului de transport, în condiţii

ferme sau de întreruptibilitate.


246

Capacitatea aprobată, dar neutilizată de către UR, poate face obiectul:

a) returnării voluntare (integral sau parțial) la OTS, care are obligaţia de a prelua capacitatea

rezervată oferită de UR, numai dacă un alt UR solicită respectiva capacitate;

b) facilităţii de transfer de capacitate; capacitatea de transport rezervată de către un UR

poate face obiectul transferului integral/parţial către un alt UR sau către un solicitant care

nu deţine, la momentul iniţierii transferului de capacitate, calitatea de UR.

c) transferului obligatoriu de la un UR la altul de către OTS.

7.4 Echilibrarea

Transgaz este obligat să organizeze şi să administreze piaţa de echilibrare a gazelor naturale.

Echilibrarea fizică şi comercială a SNT defineşte o serie de activităţi şi proceduri necesare pentru

asigurarea transportului gazelor naturale în condiţii de siguranţă prin SNT şi pentru alocarea

cantităţilor de gaze naturale la nivelul UR.

Echilibrarea fizică reprezintă gestionarea şi echilibrarea cantităţilor de gaze naturale transportate

prin SNT prin monitorizarea şi controlarea parametrilor de debit, presiune şi putere calorifică

superioară a gazelor naturale în punctele de intrare, respectiv ieşire, precum şi în nodurile

tehnologice ale SNT.

SNT se află în stare de echilibru atunci când pe toate direcţiile de transport sunt îndeplinite

simultan următoarele condiţii:

a) sunt înregistrate valori de presiune adecvate funcţionării în condiţii de siguranţă a SNT;

b) cantităţile de gaze naturale aferente portofoliilor UR ieşite din SNT se situează pe acelaşi

nivel cu cantităţile de gaze naturale intrate în SNT în cursul unei zile gaziere.

Echilibrarea comercială reprezintă un set de acţiuni prin care UR îşi echilibrează cantităţile de

gaze naturale pe care le introduc şi le preiau din SNT, precum şi toate activităţile necesare pentru

contabilizarea şi alocarea corectă a gazelor naturale transportate.

Diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale efectiv livrate în punctele de intrare şi cele efectiv

preluate în punctele de ieşire din SNT de către fiecare UR în parte, într-o anumită zi gazieră, cu

luarea în considerare inclusiv a tranzacţiilor notificate în PVT, reprezintă dezechilibrul zilnic.

După determinarea cantităţilor finale de dezechilibru zilnic, aferente fiecărui UR şi fiecărei zile

gaziere din luna anterioară, UR se pot găsi în una dintre următoarele două situaţii:

a) excedent, în cazurile în care diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale intrate în SNT şi

cele ieşite din SNT este mai mare decât zero;

b) deficit, în cazurile în care diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale intrate în SNT şi

cele ieşite din SNT este mai mică decât zero.

Tariful de dezechilibru zilnic se calculează potrivit metodologiei prevăzute de Codul rețelei.

Pentru fiecare zi gazieră şi fiecare tip de puncte de intrare/ieşire în/din SNT la care UR a depăşit

capacitatea rezervată, UR va plăti OTS un tarif de depăşire a capacității rezervate, calculat

potrivit metodologiei prevăzute de Codul rețelei. Pentru neasigurarea capacității rezervate OTS

va plăti UR un tarif, calculat potrivit metodologiei prevăzute de Codul rețelei, pentru fiecare zi


247

gazieră şi fiecare tip de puncte de intrare/ieşire în/din SNT la care OTS nu a asigurat capacitatea

rezervată de UR.

I. În cadrul chestionarului adresat de Consiliul Concurenţei furnizorilor de gaze natuarale (unii

dintre aceştia având şi calitatea de UR) au fost adresate următoarele întrebări referitoare la

rezervarea capacităţii de transport: Cum se realizează rezervarea de capacitate de transport

pentru anul gazier/calendaristic şi care sunt elementele luate în calcul de furnizori în

dimensionarea capacităţii rezervate? Ce se întâmplă cu capacitatea de transport rezervată de

furnizor în momentul pierderii/câştigării de clienţi?

Referitor la modalitatea de realizare a rezervării de capacitate de transport pentru anul gazier,

respondenţii au avut în vedere prevederile Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport

al gazelor naturale.

Printre elementele avute de vedere la dimensionarea capacităţii rezervate, respondenţii au

identificat următoarele:

istoricul de consum al clienţilor din portofoliu,

prognoza viitoare de consum,

vârfurile de consum în baza cărora se determină maximul de capacitate,

planul de dezvoltare şi de creştere a portofoliului de clienţi/modificările portofoliului de

clienţi,

caracterul sezonier al consumurilor,

cantităţile de gaze naturale ce trebuie înmagazinate,

costurile aferente tarifelor de rezervare de capacitate specifice pentru fiecare sezon.

Rezervarea capacităţilor de transport de către furnizori se realizează prin contractarea simultană a

unui portofoliu de rezervări anuale, lunare, trimestriale (în unele cazuri şi zilnice) ori prin

contractarea anuală (în unele cazuri şi trimestrială) cu accesarea ulterioară a capacităţii

lunare/trimestriale, dacă este necesar, suplimentar existând şi posibilitatea rezervărilor zilnice.

În momentul migrării clienţilor finali către alţi furnizori pe parcursul unui an gazier, anterior

modificării Codului reţelei, capacitatea rezervată „urma consumatorul”, aceasta fiind transferată

de la vechiul furnizor la noul furnizor. Odată cu modificarea Codului reţelei, această

reglementare a fost eliminată, astfel încât clientul nu are obligaţia de a pleca de la un UR la altul

cu rezervarea de capacitate de transport, care a fost rezervată de UR în vederea asigurării

intrării/ieșirii gazelor naturale în/din SNT, şi nici UR inițial de a ceda capacitatea UR la care s-a

transferat clientul; noul furnizor are posibilitatea să preia sau nu capacitatea rezervată de vechiul

furnizor pentru respectivul client.

Practic, în momentul pierderii unui client din portfoliu, capacitatea poate să ramână la actualul

furnizor sau poate fi transferată în totalitate sau parţial noului furnizor, dacă părţile se înţeleg

astfel. În situaţia încheierii unui contract cu un client nou, noul furnizor poate asigura capacitate

de transport acestuia prin transfer intern de pe alt punct fizic (dacă există disponibil), poate să o

transfere de la fostul furnizor, dacă parţile se înţeleg, sau poate solicita suplimentare de

capacitate direct la Transgaz.


248

Conform informaţiilor furnizate de anumiţi furnizori, în ultimul timp, în cazul preluării/pierderii

unui client, capacitatea rezervată nu a urmat consumatorul.

Potrivit opiniei unora dintre furnizorii chestionaţi, plecarea unui consumator generează

incertitudine şi costuri suplimentare pentru vechiul furnizor, întrucât acesta rămâne cu capacităţi

contractate şi neutilizate, pe care trebuie să le plătească, chiar dacă nu le mai utilizează pentru a

livra gazele către consumatorul respectiv. Totodată, unii dintre furnizori apreciază că, practic,

costurile suplimentare suportate de către furnizori reprezintă venituri pentru OTS, care încasează

de două ori costul rezervării de capacitate aferent unui singur client.

Un alt aspect semnalat în răspunsurile la chestionarul adresat de către Consiliul Concurenţei

furnizorilor de gaze naturale este faptul că există consumatori cu variaţii zilnice mari, cărora, în

lipsa unor contracte cu cantităţi zilnice variabile pe punctele de intrare şi în lipsa unei pieţe de

echilibrare, coroborat cu mecanismul de transfer de rezervare de capacitate prevăzut în

reglementarea ANRE (pentru transfer de rezervare este necesar a fi transmise către Transgaz cu 2

zile lucrătoare anterior transferului), este dificil să li se asigure o flexibilitate a cantităţilor cu

costuri rezonabile (în general, astfel de flexibilităţi le pot asigura numai furnizorii care au şi

calitatea de producători). În plus, în cazul consumatorilor racordaţi direct la Transgaz (de tip

A), în situaţia în care rezervarea de capacitate a fost efectuată la nivel maxim de actualul

furnizor, nu este posibilă efectuarea unei rezervări de capacitate de căt re un alt furnizor (de la

momentul abrogării principiului potrivit căruia „rezervarea de capacitate urmează clientul”).

În concluzie, o mare parte dintre furnizorii chestionaţi au considerat că este necesar să se revină

la regula care a funcţionat (eficient) anterior modificării Codului reţelei, respectiv la regula

„rezervarea urmează clientul”.

II. Având în vedere că, în prezent, rezervarea de capacitate de transport se realizează fără o

separare între cantităţile vehiculate pentru clienţii casnici şi cei noncasnici (respectiv între

zona reglementată şi cea concurenţială), furnizorii de gaze naturale din România au fost

chestionați cu privire la necesitatea unei corecții, în sensul rezervării de capacitate distinct

pentru cele două categorii de consumatori.

Majoritatea respondenților (61%) au considerat că nu este necesară/nu se impune o diferențiere

în rezervarea capacității de transport pe cele două categorii de consumatori, casnici și noncasnici,

iar o parte dintre aceștia (30%) au apreciat că este necesară o astfel de separare. 9% dintre

furnizorii respondenți nu au avut o opinie ori nu au avut o opinie clar conturată.

Argumentele invocate de furnizori în susținerea opiniilor lor, potrivit cărora nu este necesară/nu

se impune o diferențiere în rezervarea capacității de transport între consumatorii casnici și cei

noncasnici, au fost, în principal, următoarele:

rezervarea de capacitate se utilizează în scopul asigurării necesarului maxim de consum

orar al unui consumator, indiferent de natura acestuia;

rezervarea de capacitate se face în funcţie de istoricul de consum şi nu în funcţie de tipul

clientului/categoria de consumatori;

rezervarea de capacitate de transport pe întregul portofoliu sau diferențiat pe categorii de

consumatori (zona reglementată/concurenţială) reprezintă o decizie de business; este de

preferat varianta rezervării de capacitate pe întregul portofoliu pentru optimizarea

costurilor şi a maximizării efectului de portofoliu;


249

liberalizarea pieței gazelor începând cu data de 01.04.2017;

diferentierea între zona reglementată şi cea concurenţiala ar aduce o birocratizare inutilă,

cu atât mai mult cu cât, începând cu luna martie 2017, nu mai sunt preţuri separate pentru

casnic şi noncasnic;

diferențierea ar adăuga complicații (și, prin urmare, riscuri și costuri) pe piață, având în

vedere că moleculele de gaz natural sunt identice și pot fi utilizate de orice consumator;

sistemul de transport este supradimensionat faţă de consumul național actual, ceea ce nu

justifică un sistem de tarifare pe principiul rezervării de capacitate; principiul rezervării

de capacitate a fost implementat pentru sistemele în care cererea de capacitate de

transport depășește capacitățile tehnice ale sistemului de transport, iar rezervările se fac

pe principiul licitației; implementarea unor rezervări de capacitate distincte între

diferitele categorii de clienţi ar complica şi mai mult sistemul actual de rezervare de

capacitate;

nu există o diferenţiere între serviciile prestate de către trasportator clienţilor casnici şi

noncasnici, costul prestării fiind acelaşi în ambele cazuri. Din punct de vedere al

furnizorilor, aceştia îşi pot optimiza costurile cu rezervarea de capacitate prin

compensarea între segmentul casnic şi noncasnic, având în vedere că sunt anumiţi clienţi

noncasnici (societăţi ce activează în domeniul construcţiilor şi materialelor de construcţii,

prelucrarea produselor agricole, turism ş.a.), care au consum cu predilecţie în perioada

caldă cand consumul clienţilor casnici scade, acestia preluând din capacitatea neutilizată

de consumatorii casnici. În acelaşi timp, din punct de vedere operaţional, în cazul

rezervării de capacitate diferenţiat s-ar îngreuna activitatea furnizorilor, practic dublându-

se volumul de muncă şi al documentelor care se întocmesc în acest sens;

furnizorul care pierde clienţi şi, respectiv, volume de gaze naturale, rămâne cu

capacitatea;

rezervarea de capacitate de transport trebuie să fie comună, în special prin echilibrarea

cantităților rezervate între zona reglementată și zona concurențială;

separarea ar fi justificată doar dacă ar exista trasee separate pentru cele două categorii de

consumatori.

Majoritatea furnizorilor care au susținut că este necesară/se impune o diferențiere în rezervarea

capacității de transport între consumatorii casnici și cei noncasnici au avut, în esență, în vedere

aceleași considerente, pornind de la faptul că pe piața reglementată rezervarea de capacitate

este recunoscută în costurile aprobate de ANRE. În continuare sunt prezentate câteva dintre

răspunsurile transmise de respondenți:

Separarea rezervării de capacitate este necesară pentru a evidenția toate costurile, pentru

fundamentarea prețurilor finale aferente sectorului reglementat de către ANRE.

Separarea rezervării de capacitate permite alocarea reală a cantităților consumate.

Tarifele reglementate de furnizare sunt calculate ţinând cont şi de costurile privind

rezervarea de capacitate, iar în acestea pot fi “ascunse” valori ale rezervărilor de

capacitate declarate ca având destinaţie reglementată, dar de fapt ele fiind utilizate pe

piaţa liberă. Furnizorul de gaze naturale care activează strict în cadrul pieţei libere este


250

defavorizat în competiţia cu un alt furnizor care activează atât pe piaţa liberă, cât şi pe

piaţa reglementată.

Avand în vedere că, pentru piaţa reglementată, rezervarea de capacitate este

recunoscută în costurile aprobate de ANRE, este necesară separarea rezervării de

capacitate pentru aceste categorii de clienţi. În caz contrar, poate fi posibilă utilizarea

rezervării de capacitate recunoscută de ANRE în costuri, pentru clienţii de tip eligibil.

Prețul final al fiecărei categorii de consum trebuie să reflecte întocmai costurile

generate de acel segment. Această problemă nu ar fi existat dacă nu ar fi fost eliminat

din reglementare principiul capacitatea urmează consumatorul, astfel încât furnizorul

să nu rămână încărcat cu capacitate de transport de care nu are nevoie și nici

consumatorii rămași să nu plătească o capacitate inutilă generată de plecarea altor

consumatori.

Menținerea rezervării de capacitate cumulat atât pentru clienții casnici, cât și pentru cei

industriali permite furnizorilor de gaze naturale care dețin și distribuții să oferteze clienții

industriali din piața concurențială, o parte din costurile aferente putând fi acoperite prin

alocarea netransparentă a capacității de transport către clienții casnici din piața

reglementată, costuri care într-un final sunt recunoscute de către ANRE.

Furnizorii care activează pe piața reglementată își recupereză costurile cu rezervarea de

capacitate aferentă acestor consumatori, având în vedere faptul că, la stabilirea tarifelor

reglementate, ANRE ia în calcul costurile de achiziție a gazelor comunicate de furnizori,

costuri care includ și rezervarea de capacitate. În situația în care, pe un punct de ieșire, un

furnizor are atât consumatori casnici, cât și consumatori noncasnici, acel furnizor va

comunica volumul total al capacității rezervate pe acel punct de ieșire ca fiind aferent

consumului reglementat, mărind astfel marja de profit (eventualele dezechilibre

volumetrice se vor recupera din prețul reglementat stabilit de ANRE, chiar dacă aceste

dezechilibre au fost cauzate de consumatori noncasnici pe respectivul punct de ieşire). Se

creează astfel un avantaj concurențial pentru marii furnizori care au în portofoliu atât

consumatori casnici reglementați, cât și consumatori noncasnici.

Cu precădere în perioada de primăvară/vară, furnizorii care deţin în portofoliu

consumatori casnici reglementaţi pot utiliza rezervarea lor de capacitate în ofertele pe

care le trimit consumatorilor eligibili. Cu alte cuvinte, pot folosi fizic capacitatea

rezervată pentru a livra gazul clienţilor pe care îi ofertează, dar o încasează de la clienţii

reglementaţi prin prețul stabilit de ANRE.

Există un avantaj concurențial al furnizorilor care activează și în sectorul reglementat pe

timp de vară, deoarece pot folosi vara capacitățile rezervate inițial pe termen lung pentru

sectorul reglementat (și recunoscute din punct de vedere al costurilor) pentru clienți din

piața concurențială care, de exemplu, consumă gaze doar vara, fără să-și mai rezerve

nicio capacitate suplimentară pentru aceștia.

Clienții casnici au o variație necontrolată a consumurilor în funcție de temperatură,

creând dezechilibre majore în sistem. Întrucât au preț reglementat, nu li se pot refactura

surplusurile de capacitate, astfel încât acestea rămân în sarcina furnizorului, urmând a fi

recunoscute sau nu de ANRE la un moment ulterior.


251

Se impune rezervarea de capacitate distinct pentru cele două categorii din următoarele

motive: (i) dinamica de consum a sectorului casnic este cea care determină în special

dezechilibrele, respectiv depăşirile de capacitate; (ii) această dinamică este strict legată

de variaţia de temperatură (care deseori nu poate fi prognozată cu acurateţe); de aceea,

pentru consumatorii casnici, pe toată perioada verii, se plăteşte capacitate care practic nu

se foloseşte deloc, consumurile fiind aproape de 0; (iii) ANRE poate recunoaşte în costuri

depăşirile de capacitate/sector casnic care sunt dependente de temperatură.

Furnizorii cu un portofoliu mare pe piaţa reglementată pot fi avantajaţi, folosind

capacităţile rezervate pe piaţa reglementată pentru piaţa concurenţială.

Clienții casnici au un consum mai previzibil decât cei noncasnici, astfel încât rezervarea

de capacitate de transport pentru casnici este mai riguroasă decât pentru noncasnici.

Separarea este necesară din cauza fluctuației clienților finali.

În plus, față de cele de mai sus au fost opinii potrivit cărora ar trebui schimbat sistemul de

tarifare. Astfel, în opinia unuia dintre furnizorii chestionați, cel mai bun sistem de tarifare a

serviciului de transport de gaze naturale în sistemul național de transport de gaze naturale este

cel bazat în totalitate pe componenta volumetrică (cantităţi de gaze efectiv

transportate/consumate şi nu pe principiul rezervărilor de capacitate), cu următoarele avantaje:

(i) transparenţa totală a costurilor cu transportul între diferitele tipuri şi categorii de consumatori,

întrucat se aplică principiul plăteşti pentru cât consumi; (ii) costuri logistice mici pentru toţi

actorii din piaţa furnizării gazelor naturale, având în vedere că nu ar mai fi necesară încheierea

de contracte de rezervare capacitate anuală, trimestrială, lunară şi zilnică în SNT.

Totodată, unul dintre furnizori apreciază că rezervarea de capacitate este o noțiune arbitrar

înțeleasă în România. Capacitatea este noțiune tarifară, cu scopul de eliminare a congestiilor de

sistem prin prioritizarea fluxurilor furnizorilor care plătesc mai mult. Tariful de capacitate ar

trebui sa pornească de la zero, pentru fluxuri care nu pot suferi congestii şi ar trebui licitat pentru

a obține un tarif transparent. Orice altă implementare a acestei noțiuni distorsionează competiția

în piață şi avantajează furnizorii majoritari în zonele de distribuție în detrimentul celorlalți

operatori. Capacitatea nu are nicio legătură cu consumatorii casnici sau noncasnici, ea este un

atribut tarifar al unui punct de ieșire dintr-un sistem de transport/distribuție tehnică.

III. În cadrul chestionarului adresat de Consiliul Concurenţei furnizorilor de gaze natuarale, s-a

solicitat acestora, în contextul modificărilor şi completărilor aduse Codului reţelei, să

identifice posibilele probleme de natură concurenţială care ar putea interveni odată cu

aplicarea prevederilor acestuia şi să explice, pentru fiecare aspect menţionat, cum le-a fost

influenţată activitatea de furnizare a gazelor naturale.

Codul reţelei privind Sistemul de transport al gazelor naturale (în continuare Codul reţelei) a

fost aprobat prin Ordinul Preşedintelui ANRE nr. 16/27.03.2013, fiind ulterior modificat şi

completat.

Din informaţiile transmise de furnizorii de gaze naturale ca răspuns la întrebările adresate de

Consiliul Concurenţei au rezultat următoarele aspecte:

aplicarea prevederilor Codului rețelei a generat probleme cu privire la modalitatea de

măsurare a gazelor naturale în punctele de intrare şi de ieşire, respectiv faptul că

emiterea facturilor către clienţii finali se face în baza datelor mijloacelor de măsurare


252

operate de distribuitori, Regulamentului de măsurare, iar Transgaz emite facturi în baza

datelor introduse în platforma GMOIS284

; aceste două modalităţi de măsurare/facturare

sunt contradictorii; în opinia unor furnizori, aceste aspecte generează perturbări în

activitatea comercială și economică a societăților/costuri suplimentare ocazionate de

achiziţiile suplimentare sau depăşirile de capacitate calculate în baza unor date inexacte

şi neveridice/generează un blocaj la nivelul Direcţiei Operator Piaţă Gaze Naturale

(DOPGN) din cadrul Transgaz, în sensul imposibilităţii de închidere lunară şi corelare

finală a cantităţilor furnizate şi distribuite consumatorilor finali;

la calculul depășirilor de capacitate rezervată, OTS calculează depășiri de capacitate

rezervată pe fiecare punct fizic de intrare/ieșire în/din SNT, nu ca și diferență între suma

capacităților utilizate efectiv pentru același tip de puncte de intrare/ieșire în/din SNT și

suma capacităților rezervate de către UR pentru același tip de puncte de intrare/ieșire

în/din SNT, conform art. 99 din Codul rețelei.

actualul Cod al reţelei nu oferă claritate în determinarea depăşirilor de capacitate, dând

posibilitatea la interpretări. Mai precis, Codul rețelei nu precizează în mod clar dacă

capacitatea se referă la o sumă de puncte din aceeaşi categorie sau la punctele fizice,

motiv pentru care în prezent există o serie de diferende între expeditori şi Transgaz cu

privire la depăşirea de capacitate;

introducerea rezervării de capacitate la nivel de punct de consum, precum şi facturarea

depăşirilor de capacitate la nivel de punct: dezavantajează micii furnizori (de ex.

tranzacţiile încheiate în ultima perioadă pe pieţele centralizate unde cei doi mari

distribuitori au oferte pe care micii furnizori nu pot sa le susţină) a determinat

imposibilitatea realizării unei echilibrări în interiorul portofoliului de clienţi;

aplicarea Codului reţelei la nivel de zi, în lipsa unor mecanisme de piaţă funcţionale şi

în lipsa implementării, anterior Codului reţelei, a unei pieţe de echilibrare, a

determinat transferul către furnizori a tuturor problemelor legate de lipsa flexibilităţii

pe punctele de intrare (în principal, din cauza existenţei numai a doi producători);

pentru un furnizor de gaze naturale mai mic este dificil să devină UR, având în vedere că

se solicită prezentarea unor garanții financiare destul de mari, că este necesară angajarea

de personal suplimentar, specializat pentru administrarea transportului de gaze naturale.

Iar contractele de vânzare/cumpărare care se tranzacționează pe o piața centralizată de

gaze naturale nu au inclus serviciul de transport. Prin urmare, pentru un furnizor care nu

este UR, iar serviciul de transport îl efectuează un furnizor care este deja UR, este dificil

să acceseze un nou contract de achiziție pentru care nu are asigurat serviciul de transport;

pentru a aplica Codul reţelei este nevoie de o investiţie (angajaţi, know-how,

echipamente etc.) aproape la fel de mare din partea unui furnizor mic, ca şi din partea

unui furnizor mare;

este necesar ca amenzile să fie proporţionale cu cifra de afaceri, şi nu valori fixe.

ar putea fi avantajați furnizorii care fac parte din grupuri mari, care dețin și societăți de

distribuție, prin faptul că pot gestiona mai ușor procesul de racordare pentru un client

284

Gas Market Operating Information Systems.


253

nou, dar și în ceea ce privește alocarea cantităților pe puncte de ieșire, rezultând costuri

cu dezechilibrele mult mai mici pentru aceștia, aceasta și datorită lipsei unei reglementări

specifice clare și echilibrate, care să asigure un grad de transparență adecvat, precum și o

serie de reguli clare de alocare;

obligativitatea de a transmite zilnic alocările de gaze, în platforma de specialitate,

conduce la costuri suplimentare cu personalul, care, în final, conduc la creşterea preţului

către consumatorii finali;

în ceea ce priveşte calculul dezechilibrelor zilnice şi depasirile zilnice de rezervare de

capacitate în SNT, Codul reţelei dezavantajează furnizorii mici şi avantajează furnizorii

mari, care pot atenua mult mai uşor impactul dezechilibrelor zilnice prin efectul de

portofoliu (unii furnizorii mari îşi permit să nu factureze dezechilibrele către

consumatori, obţinând astfel un avantaj comercial);

dezechilibrele pieţei nu se pot împărţi în mod real pe fiecare furnizor, ceea ce duce la

apariţia cheltuielilor ulterioare/penalităţi; aceste probleme pot dispărea doar la

implementarea unor mijloace de măsurare/citire de la distanţă la toţi consumatorii finali;

actualele reguli de alocare pe ieşire nu oferă posibilitatea alocării exacte, în funcţie de

consumul real; în practică, la începutul lunii, distribuitorul face o estimare a alocării pe

ieşire şi abia la sfârşitul lunii se reface alocarea exactă, fapt care ar putea permite

distribuitorilor să modifice alocarea, astfel încât aceştia să nu aibă dezechilibre pe

Transgaz şi, implicit, să nu înregistreze costuri cu dezechilibrele;

activităţile impuse de modificările Codului reţelei generează un cost fix mare de derulare

a operaţiunilor în platforma SNT, indiferent de dimensiunea portofoliului de clienţi,

aspect care dezavantajează furnizorii mici;

neajunsurile Codului reţelei fac dificilă activitatea de furnizare şi îngrădesc accesul

furnizorilor noi pe piaţa de furnizare de gaze naturale;

calcularea dezechilibrelor volumetrice la nivel de zi a avut un impact financiar

considerabil asupra activităţii de furnizare, generând costuri suplimentare ce nu pot fi

transpuse clienţilor, acestea neputând fi justificate. Acelaşi lucru se întâmplă şi cu

depăşirile de capacitate pe punct fizic, la nivel de zi;

penalizările prevăzute prin Codul reţelei sunt direct proporţionale cu abaterile faţă de

propriile cereri ale utilizatorilor de reţea (furnizori şi consumatori conectaţi direct în

SNT) şi nu sunt proporţionale cu “daunele” provocate SNT, în acest sens societăţile mici

fiind dezavantajate/ penalităţile pentru dezechilibre calculate la nivel de zi sunt foarte

mari;

prevederile Codului reţelei atrag o prudenţă în modificarea portofoliului de clienţi, din

cauza: alocărilor finale definite de către operatorii de distribuţie de gaze naturale în baza

unor profile de consum aprobate de către ANRE, depăşirilor de capacitate generate de

consumul inopinat al unei societăţi, precum şi de faptul că a fost eliminată obligativitatea

capacităţii rezervate să urmeze consumatorul, generând costuri suplimentare către

furnizorii de gaze naturale;


254

preţul de vânzare de către Transgaz a gazelor naturale cu titlu Excedent şi preţul de

cumpărare a gazelor naturale cu titlu Deficit, stabilite de Codul Reţelei, impactează

strategia de vânzări a furnizorilor de gaze naturale;

Transgaz nu oferă în timp util informaţii suficiente care să permită participanţilor la piaţă

o reechilibrare eficientă; nu există piaţa pentru ziua următoare sau pentru ziua respectivă,

în cadrul căreia să se realizeze echilibrarea; acest lucru creează costuri și riscuri în piață,

reprezentând o barieră de acces și favorizând companiile cu portofolii extinse care au

posibilitatea de a se echilibra în cadrul portofoliului propriu, dezavantajând astfel

companiile mai mici (și cele nou-intrate pe piață);

Actuala politică de rezervare de capacitate bazată pe tarife mari pe perioade scurte și

tarife mici pentru perioade mari este o barieră în liberalizarea reală a pieței, fiind practic

o piedică în schimbarea furnizorului de către client.

Capitolul VIII – Distribuţia gazelor naturale

255

CAPITOLUL VIII - DISTRIBUŢIA GAZELOR NATURALE

Distribuţia gazelor naturale reprezintă activitatea de vehiculare a gazelor naturale printr-un

sistem de conducte de distribuţie, pentru a fi furnizate clienţilor, dar neincluzând furnizarea.

Sistemul de distribuţie este reprezentat de reţeaua de distribuţie a gazelor naturale, inclusiv

instalaţiile aferente acestora prin care se asigură servicii de sistem, inclusiv stocarea în conducte,

precum şi instalaţiile operatorilor economici afiliaţi, necesare pentru asigurarea accesului la

sistemul de distribuţie. Reţeaua de distribuţie reprezintă ansamblul de conducte conectate între

ele, inclusiv instalaţiile şi echipamentele aferente pentru vehicularea gazelor naturale, conform

reglementărilor tehnice specifice.

Delimitarea unui sistem de distribuţie se realizează, după caz:

a) de obiectivele de producţie - de la robinetul aflat la ieşirea din staţia de reglare-măsurare-

predare a producătorului;

b) de sistemul de transport - de la ieşirea din staţia de reglare-măsurare-predare a operatorului

de transport;

c) de alt sistem de distribuţie - de la ieşirea din staţia de reglare/măsurare dintre operatorii de

distribuţie;

d) de clienţii finali - de la ieşirea din staţiile/posturile de reglare/măsurare sau, după caz, ieşirea

din robinetul de branşament către instalaţiile de utilizare ale acestora.

Activitatea de distribuţie se prestează de operatori de distribuţie, persoane fizice sau juridice, în

una sau mai multe zone delimitate, care răspund de exploatarea, întreţinerea şi dezvoltarea

sistemului în respectiva zonă şi, după caz, a interconectărilor sale cu alte sisteme, precum şi de

asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului, în vederea satisfacerii la un nivel rezonabil a

cererii pentru distribuţia gazelor natural.

Activitatea de distribuţie se prestează în regim de monopol natural, definit, potrivit Legii nr.

123/2012, drept situaţia în care serviciile de distribuţie a gazelor naturale se asigură de către un

singur operator pentru o zonă determinată.

Activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de

distribuţie închise, constituie serviciu public de interes general.

Bunurile proprietate publică aferente sistemelor de distribuţie a gazelor naturale, precum şi

serviciile de distribuţie a gazelor naturale fac obiectul concesionării către persoane juridice

române sau străine, în condiţiile legii.

8.1 Concesionarea serviciului public de distribuţie a gazelor naturale

Potrivit Legii nr. 123/2012, serviciul public de distribuţie a gazelor naturale se concesionează

pentru una sau mai multe zone delimitate - unităţi administrativ-teritoriale, concesiunea fiind

exclusivă pentru zonele delimitate în care s-a acordat. Calitatea de autoritate contractantă o are

ministerul de resort.


256

Cadrul general privind regimul juridic al contractelor de concesiune a serviciului public de

distribuţie a gazelor naturale, procedurile pentru acordarea concesiunilor, precum şi conţinutul-

cadru al caietului de sarcini sunt elaborate de autoritatea contractantă, în conformitate cu

prevederile legii, şi se aprobă prin hotărâre a Guvernului.

Ministerul de resort iniţiază procesul de atribuire a concesiunii, în urma solicitării primite de la o

persoană sau autoritate publică interesată, în condiţiile legii. Solicitarea este însoţită de un studiu

de fezabilitate aprobat de către ANRE.

Studiul de fezabilitate se întocmeşte, în conformitate cu prevederile metodologiei elaborate şi

aprobate de către ANRE, de un operator economic autorizat de ANRE, se avizează prin decizie a

ANRE şi este parte integrantă din documentaţia de atribuire a concesiunii.

Decizia favorabilă a ANRE este obligatorie pentru iniţierea procesului de atribuire a concesiunii

serviciului public de distribuţie a gazelor naturale.

Concedentul, în colaborare cu ANRE, va lua măsurile ce se impun astfel încât să se asigure, după

caz, concesionarea mai multor unităţi administrativ-teritoriale învecinate în cadrul unui singur

contract. Ministerul de resort şi autoritatea competentă vor urmări ca soluţia tehnică de

alimentare a zonei concesionate să fie realizată, de regulă, prin intermediul unui singur racord.

În condiţii justificate, concedentul serviciului public de distribuţie, cu avizul prealabil al ANRE,

poate decide extinderea zonei concesionate pentru una sau mai multe localităţi aparţinătoare

unităţii administrativ-teritoriale, din cadrul căreia, pentru cel puţin o localitate, serviciul de

distribuţie a fost deja concesionat. Extinderea zonei concesionate se realizează prin act adiţional

la contractul de concesiune încheiat cu concesionarul din zona respectivă.

După adjudecarea concesiunii, în vederea desfăşurării activităţii, concesionarul solicită

autorizaţiile/licenţele specifice prevăzute de legislaţia în vigoare. Autoritatea competentă emite

autorizaţii de proiectare/execuţie/exploatare pentru sistemele de distribuţie a gazelor naturale.

Operatorii care deţin licenţe de operare a sistemului de distribuţie a gazelor naturale şi au

încheiate contracte pentru prestarea serviciului public de distribuţie a gazelor naturale cu

autorităţile locale, asimilate contractelor de concesiune, beneficiază de toate drepturile şi

obligaţiile concesionarului prevăzute de Legea nr. 123/2012.

8.2 Drepturile şi obligaţiile operatorului de distribuţie a gazelor naturale

Operatorul de distribuţie prestează serviciul de distribuţie pentru toţi utilizatorii sistemului de

distribuţie, în condiţii nediscriminatorii, asigurând accesul la acesta oricărui solicitant care

îndeplineşte cerinţele prevăzute de Legea nr. 123/2012, cu respectarea normelor şi standardelor

de performanţă prevăzute în reglementările tehnice în vigoare.

Obligaţiile operatorului de distribuţie a gazelor naturale

Obligaţia separării activităţilor

În cazul în care operatorul de distribuţie face parte dintr-un operator economic integrat pe

verticală, acesta trebuie să fie independent cel puţin în ceea ce priveşte forma sa juridică,

organizarea şi procesul decizional, în raport cu celelalte activităţi care nu au legătură cu

distribuţia. Această regulă nu creează obligaţia separării proprietăţii asupra activelor aparţinând

operatorului de distribuţie faţă de operatorul economic integrat pe verticală.


257

În vederea asigurării independenţei operatorului de distribuţie care face parte dintr-un operator

economic integrat pe verticală faţă de celelalte activităţi desfăşurate de acesta din urmă, se aplică

următoarele criterii:

a) persoanele care asigură conducerea operatorului de distribuţie nu pot face parte din structurile

operatorului integrat pe verticală care răspund, direct sau indirect, de gestionarea activităţilor

de producţie, transport şi furnizare a gazelor naturale;

b) luarea măsurilor corespunzătoare pentru a se asigura că interesele profesionale ale persoanelor

responsabile pentru managementul operatorului de distribuţie sunt luate în considerare, într-o

manieră de natură să asigure independenţa de acţiune a acestora;

c) operatorul de distribuţie are dreptul de a lua decizii, în mod efectiv, independent de operatorul

economic integrat pe verticală, cu privire la activele necesare pentru exploatarea, întreţinerea

sau dezvoltarea sistemului de distribuţie; pentru a îndeplini aceste atribuţii, operatorul de

distribuţie are la dispoziţie resursele necesare, inclusiv resursele umane, tehnice, financiare şi

fizice; aceasta nu trebuie să afecteze existenţa unor mecanisme de coordonare corespunzătoare

care trebuie să asigure că sunt protejate drepturile de supraveghere economică şi managerială

ale societăţii-mamă cu privire la rentabilitatea activelor de către filială; aceste mecanisme vor

permite în mod special societăţii-mamă să aprobe planul financiar anual sau orice instrument

echivalent al operatorului de distribuţie şi să stabilească limitele globale de îndatorare ale

filialei; nu se va permite însă societăţii-mamă să dea instrucţiuni privind operaţiunile curente şi

nici privind decizii individuale ce au în vedere construirea sau modernizarea obiectivelor

aparţinând sistemelor de distribuţie care nu depăşesc termenii stabiliţi în planul financiar

aprobat sau în oricare alt instrument echivalent;

d) operatorul de distribuţie trebuie să stabilească un program de conformitate, în care să prezinte

măsurile asumate ce asigură excluderea oricărui comportament discriminatoriu şi garantează că

respectarea acestuia este monitorizată în mod adecvat; acest program trebuie să prezinte şi

obligaţiile specifice ale angajaţilor pentru realizarea acestui obiectiv; persoana sau organismul

responsabil pentru monitorizarea programului de conformitate, denumit agent de conformitate,

transmite ANRE şi publică, în luna decembrie a fiecărui an, un raport cuprinzând măsurile

luate; agentul de conformitate al operatorului de distribuţie este complet independent şi are

acces la toate informaţiile operatorului de distribuţie sau ale oricărui operator economic afiliat,

care sunt necesare în vederea îndeplinirii atribuţiei sale.

Operatorii de distribuţie integraţi vertical nu trebuie, în activităţile lor de comunicare şi de

publicitate, să creeze confuzie cu privire la identitatea separată a filialei de furnizare din cadrul

operatorului economic integrat vertical. Fac excepţie de la prevederile aplicabile operatorilor

economici integraţi vertical operatorii economici care desfăşoară activităţi de distribuţie a

gazelor naturale şi care deservesc un număr de cel mult 100.000 de clienţi finali.

Obligaţia de păstrare a confidenţialităţii

Operatorul de distribuţie este obligat să păstreze confidenţialitatea asupra informaţiilor sensibile

din punct de vedere comercial obţinute în cursul desfăşurării activităţii sale. Operatorul de

distribuţie este obligat să împiedice divulgarea discriminatorie a informaţiilor privind propria

activitate, care pot fi avantajoase din punct de vedere comercial.


258

Alte obligaţii:

- să opereze, să întreţină, să repare, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de distribuţie în

condiţii de siguranţă, eficienţă economică şi de protecţie a mediului, activităţile urmând a fi

desfăşurate în baza autorizaţiilor specifice pentru proiectare şi execuţie a sistemelor de

distribuţie a gazelor naturale, iar operarea urmând să se desfăşoare în baza licenţei de

distribuţie;

- să asigure odorizarea gazelor naturale corespunzător reglementărilor aprobate de ANRE, în

baza contractelor de prestări de servicii încheiate cu operatorul din amonte, şi, acolo unde

este cazul, prin odorizare suplimentară în sistemul de distribuţie;

- să realizeze interconectări cu alte sisteme, după caz, şi să asigure capacitatea sistemului de

distribuţie pe termen lung;

- să asigure accesul terţilor la sistemele de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii, în limitele

capacităţilor de distribuţie, cu respectarea regimurilor tehnologice, conform reglementărilor

specifice elaborate de ANRE;

- să asigure racordarea terţilor la sistemul de distribuţie, conform unor reglementări specifice,

în limitele capacităţilor de distribuţie şi cu respectarea regimurilor tehnologice;

- să întocmească şi să urmărească bilanţul de gaze naturale intrate şi, respectiv, ieşite din

sistemul propriu;

- să evite subvenţia încrucişată între categoriile de clienţi finali cu privire la repartizarea

costurilor;

- să preia pentru o perioadă determinată, dar nu mai mult de 2 ani, la solicitarea şi conform

reglementărilor ANRE, operarea unui sistem de distribuţie în cazul în care operatorului iniţial

i-a fost retrasă licenţa de distribuţie sau a fost reziliat contractul de concesiune;

- să asigure echilibrul permanent al sistemului operat;

- să asigure condiţiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale;

- să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor

specifice elaborate de ANRE, în limitele stabilite prin condiţiile de valabilitate asociate

licenţei;

- să elaboreze şi să trimită ANRE planurile de investiţii pe 5 ani ale sistemelor pe care le

operează; aceste planuri se actualizează anual de către operator până la sfârşitul lunii

decembrie şi se aprobă de către ANRE.

Drepturile operatorului de distribuţie a gazelor naturale

- să desfăşoare activităţi comerciale legate de serviciul de distribuţie a gazelor naturale;

- să încaseze contravaloarea tarifelor corespunzătoare serviciilor prestate, să limiteze şi/sau să

întrerupă prestarea serviciului, conform reglementărilor specifice;

- să întrerupă funcţionarea obiectivelor sistemului de distribuţie şi alimentarea cu gaze naturale

a clienţilor pentru timpul strict necesar executării lucrărilor de întreţinere şi reparaţii, precum

şi în alte situaţii prevăzute de prezentul titlu sau în caz de forţă majoră, cu anunţarea

prealabilă a dispecerilor sistemelor afectate şi, după caz, a clienţilor;


259

- să folosească, cu titlu gratuit, terenurile proprietate publică locală ocupate de obiectivele

sistemului de distribuţie, precum şi pentru realizarea lucrărilor de execuţie, operare,

întreţinere şi reparaţii, în condiţiile legii;

- să aibă acces la instalaţiile de utilizare ale clienţilor finali pentru verificarea informaţiilor

referitoare la debitele instalate, modificările efectuate, precum şi ori de câte ori este necesară

intervenţia în scopul menţinerii siguranţei în funcţionare a acestora;

- să sisteze alimentarea cu gaze naturale a instalaţiilor de utilizare, în situaţia în care există

pericol de explozie şi este afectată siguranţa în exploatare;

- să stocheze gaze naturale în sistemele de distribuţie, conform reglementărilor aprobate de

ANRE;

- să refuze racordarea la sistemul de distribuţie în condiţiile art. 150 din Legea nr. 123/2012;

- să elaboreze norme tehnice/comerciale specifice activităţii proprii şi să le supună spre

aprobare ANRE;

- în cazul intervenţiilor de către persoane neautorizate asupra instalaţiilor de reglare - măsurare

aflate la limita de proprietate, care pun în pericol siguranţa alimentării cu gaze naturale,

operatorul de distribuţie este îndreptăţit să întrerupă alimentarea, în conformitate cu

reglementările specifice ale ANRE.

Atunci când un operator de distribuţie răspunde de echilibrarea sistemului de distribuţie a gazelor

naturale, acesta are obligaţia să elaboreze reguli obiective, transparente şi nediscriminatorii

pentru echilibrarea sistemului operat, inclusiv reguli de încadrare tarifară a utilizatorilor

sistemului în cazul unui dezechilibru în sistem. Condiţiile, inclusiv regulile şi tarifele, aplicabile

prestării serviciilor de echilibrare de către operatorul de distribuţie se stabilesc în mod

nediscriminatoriu şi ţinând seama de costuri, în conformitate cu o metodologie aprobată de

ANRE, şi sunt publicate.

Sistemul de distribuţie închis

Potrivit Legii nr. 123/2012, sistemul de distribuţie închis este acel sistem prin care se distribuie

gaze naturale într-o zonă industrială, comercială sau de servicii comune, limitată din punct de

vedere geografic şi care, fără a aduce atingere prevederilor legii, nu alimentează clienţii casnici,

dacă, din raţiuni de organizare tehnologică, activităţile derulate de utilizatorii sistemului

respectiv sunt integrate sau sistemul respectiv asigură gazele naturale în principal către

proprietarul sistemului, operatorul sistemului sau un operator economic afiliat acestora, după

caz.

Tarifele pentru serviciul de distribuţie dintr-un sistem de distribuţie închis sau metodologiile care

stau la baza calculării acestora sunt aprobate de ANRE, la cererea operatorului sistemului de

distribuţie închis.

Înfiinţarea, respectiv operarea unui sistem de distribuţie închis se realizează prin autorizaţie de

înfiinţare, respectiv pe bază de licenţă, acordate de ANRE.


260

8.3 Accesul şi racordarea la reţeaua de distribuţie a gazelor naturale

Accesul terţilor la sistemele de distribuţie a gazelor naturale se realizează în regim reglementat.

Racordarea terţilor la sistemele de distribuţie a gazelor naturale se realizează în regim

reglementat, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE.

Refuzul accesului terţilor la obiectivele/sistemele din sectorul gazelor naturale se poate face

motivat, printr-un document denumit "Refuz de acces", în următoarele situaţii:

a) capacitatea obiectivului/sistemului este insuficientă;

b) accesul la sistem împiedică îndeplinirea obligaţiilor de serviciu public şi siguranţă în

exploatare;

c) accesul la sistem poate conduce la serioase dificultăţi economice şi/sau financiare legate

de contractele de tip "take-or-pay" pentru titularul de licenţă/autorizaţie căruia i se solicită

accesul;

d) calitatea gazelor naturale care urmează să fie introduse în sisteme şi/sau în depozite nu

corespunde cerinţelor impuse de reglementările în vigoare.

Refuzul de racordare la obiectivele/sistemele din sectorul gazelor naturale se poate face în

următoarele situaţii:

a) capacitatea obiectivului/sistemului este insuficientă;

b) nu există obiective/conducte părţi componente ale sistemelor la care urmează să fie

realizată conectarea;

c) în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată a tarifului de racordare.

Operatorul de distribuţie sau operatorul de transport şi de sistem nu poate refuza racordarea la

sistem şi este obligat să finanţeze lucrările dacă realizarea obiectivelor/conductelor necesare

racordării este economic justificată. În cazul în care realizarea obiectivelor/conductelor nu este

economic justificată pentru operatorul de distribuţie, solicitantul poate participa în cotă-parte la

finanţarea obiectivelor/conductelor.

Activele care rezultă se preiau în folosinţă de către operatorul de distribuţie, pe baza unui

contract în care se stipulează în mod explicit condiţiile financiare, în baza procedurii aprobate de

ANRE.

Solicitantul are dreptul să recupereze contravaloarea sumei investite, din momentul punerii în

funcţiune a obiectivului/conductei, de la următorii utilizatori racordaţi la obiectivele/sistemele

realizate, în conformitate cu reglementările ANRE.

În vederea stabilirii oportunităţii realizării obiectivelor/conductelor, operatorul de distribuţie are

obligaţia de a realiza un studio tehnico-economic, întocmit conform unei proceduri aprobate de

către ANRE, în termen de 30 de zile de la data primirii solicitării.

Conform prevederilor Legii nr. 123/2012, operatorul de distribuţie are obligaţia de a realiza şi de

a pune în funcţiune obiectivul/conducta realizată în termen de 270 de zile de la data emiterii

avizului tehnic de racordare ori de la data semnării contractului, după caz, sau de cel mult 180 de

zile de la data obţinerii autorizaţiei de construire.


261

Etapele şi procedurile necesare pentru racordarea utilizatorilor la reţelele de distribuţie sunt

stabilite prin regulament aprobat de ANRE285

.

Potrivit dispoziţiilor Regulamentului de racordare la sistemul de distribuţie, pentru realizarea

racordării unui utilizator la reţeaua de distribuţie a gazelor naturale se parcurg, după caz,

următoarele etape:

a) depunerea de către solicitant a unei cereri de racordare la sistemul de distribuţie şi achitarea

tarifului de analiză a cererii;

b) stabilirea soluţiei tehnice de racordare la sistemul de distribuţie;

c) emiterea şi transmiterea de către operatorul de distribuţie a avizului tehnic de racordare

însoţit de schiţa cu soluţia tehnică de racordare la sistemul de distribuţie şi oferta de contract

de racordare;

d) încheierea contractului de racordare între solicitant şi operatorul de distribuţie şi, după caz,

încheierea contractului privind participarea în cotă-parte la finanţarea lucrării/contractului

privind realizarea extinderii şi/sau redimensionării obiectivului/conductei de distribuţie a

gazelor naturale necesară racordării la sistemul de distribuţie, între solicitant şi operatorul de

distribuţie, respectiv emiterea şi transmiterea de către operatorul de distribuţie a refuzului de

racordare la sistemul de distribuţie în conformitate cu prevederile art. 150 lit. a) şi b) din

Legea nr. 123/2012 în situaţia neîncheierii de către solicitant a contractului privind

participarea în cotă-parte la finanţarea lucrării;

e) achitarea de către solicitant a tarifului de racordare la operatorul de distribuţie şi, după caz, a

cotei-părţi din finanţarea lucrării privind realizarea extinderii şi/sau redimensionării

obiectivului/conductei de distribuţie a gazelor naturale necesară racordării la sistemul de

distribuţie care îi revine solicitantului sau emiterea şi transmiterea de către operatorul de

distribuţie a refuzului de racordare la sistemul de distribuţie în conformitate cu prevederile

art. 150 lit. c) din Legea nr. 123/2012;

f) încheierea contractului de prestări servicii între solicitant şi operatorii economici autorizaţi

ANRE, respectiv verificatori de proiecte atestaţi ANRE, selectaţi de acesta, pentru etapele

prevăzute la lit. h), i) şi k);

g) obţinerea certificatului de urbanism, a avizelor şi autorizaţiilor emise de organismele

abilitate, precum şi a autorizaţiei de construire a racordului şi/sau a staţiei de reglare-

măsurare a gazelor naturale/staţiei de reglare a gazelor naturale/staţiei de măsurare/postului

de reglare-măsurare a gazelor naturale/postului de reglare a gazelor naturale/postului de

măsurare şi după caz, a extinderii şi/sau redimensionării obiectivului/conductei de

distribuţie a gazelor naturale de către operatorul de distribuţie sau de către solicitant dacă în

contractele prevăzute în regulament se prevede astfel;

h) proiectarea racordului şi/sau a staţiei de reglare-măsurare a gazelor naturale/staţiei de reglare

a gazelor naturale/staţiei de măsurare/postului de reglare-măsurare a gazelor

naturale/postului de reglare a gazelor naturale/postului de măsurare de către solicitant, prin

intermediul operatorilor economici autorizaţi ANRE şi, după caz, proiectarea extinderii

şi/sau redimensionării obiectivului/conductei de distribuţie a gazelor naturale de către

285

Regulamentul privind racordarea la sistemul de distribuţie a gazelor naturale, aprobat prin ordinul ANRE nr.

32/2017.


262

operatorul de distribuţie sau solicitant prin intermediul operatorilor economici autorizaţi

ANRE;

i) verificarea documentaţiei tehnice/proiectului tehnic aferentă/aferent racordului şi/sau a

staţiei de reglare-măsurare a gazelor naturale/staţiei de reglare a gazelor naturale/staţiei de

măsurare/postului de reglare-măsurare a gazelor naturale/postului de reglare a gazelor

naturale/postului de măsurare de către solicitant, prin intermediul verificatorului de proiecte

atestat ANRE şi după caz, verificarea documentaţiei tehnice/proiectului tehnic

aferentă/aferent extinderii şi/sau redimensionării obiectivului/conductei de distribuţie a

gazelor naturale de către operatorul de distribuţie sau solicitant, prin intermediul

verificatorului de proiecte atestat ANRE;

j) controlarea de către operatorul de distribuţie a realizării verificării documentaţiei

tehnice/proiectului tehnic şi al concordanţei proiectului cu soluţia tehnică aferentă ATR;

k) execuţia racordului şi/sau a staţiei de reglare-măsurare a gazelor naturale/staţiei de reglare a

gazelor naturale/staţiei de măsurare/postului de reglare-măsurare a gazelor naturale/postului

de reglare a gazelor naturale/postului de măsurare de către solicitant, prin intermediul

operatorilor economici autorizaţi ANRE şi, după caz, execuţia extinderii şi/sau

redimensionării obiectivului/conductei de distribuţie a gazelor naturale de către operatorul

de distribuţie sau solicitant prin intermediul operatorilor economici autorizaţi ANRE;

l) urmărirea de către operatorul de distribuţie a lucrărilor privind execuţia racordului şi/sau a

staţiei de reglare-măsurare a gazelor naturale/staţiei de reglare a gazelor naturale/staţiei de

măsurare şi, după caz, execuţia extinderii şi/sau redimensionării obiectivului/conductei de

distribuţie a gazelor naturale;

m) recepţia tehnică şi punerea în funcţiune de către operatorul de distribuţie a racordului şi/sau

a staţiei de reglare-măsurare a gazelor naturale/staţiei de reglare a gazelor naturale/staţiei de

măsurare/postului de reglare-măsurare a gazelor naturale/postului de reglare a gazelor

naturale/postului de măsurare şi, după caz, a extinderii şi/sau redimensionării

obiectivului/conductei de distribuţie a gazelor naturale.

Obţinerea avizului tehnic de racordare de către un utilizator este obligatorie pentru fiecare loc de

consum/producere, nou sau care se dezvoltă, indiferent de perioada de timp solicitată şi de

mărimea puterii absorbite/produse sau a sporului acesteia.

Întrucât distribuţia de gaze naturale presupune, în principal, exploatarea comercială de către un

singur operator de distribuţie a reţelelor de distribuţie a gazelor naturale existente într-o zonă

determinată, iar prestarea serviciului este asigurată pentru toţi utilizatorii de pe un teritoriu

delimitat, fiind monopol natural, pentru activităţile desfăşurate pe piaţa de distribuţie a gazelor

naturale, precum şi pentru unele activităţi realizate în strânsă legătură cu această piaţă, se aplică

tarife reglementate

Tariful de analiză a cererii şi tariful de racordare se calculează de operatorul de distribuţie în

conformitate cu prevederile metodologiei elaborate şi aprobate de ANRE în acest sens. În

calculul tarifului de analiză a cererii de racordare la sistemul de distribuţie se iau în considerare

următoarele activităţi întreprinse de operatorul de distribuţie, respectiv:

a) stabilirea soluţiei tehnice de racordare la sistemul de distribuţie;

b) emiterea şi transmiterea avizului tehnic de racordare;


263

c) desfăşurarea activităţii de monitorizare a cererilor de racordare, precum şi a modului în care

acestea au fost soluţionate.

În calculul tarifului de racordare se iau în considerare numai activităţile întreprinse de operatorul

de distribuţie pentru racordarea la sistemul de distribuţie, dacă aceste activităţi sunt cuprinse în

contractul de racordare, respectiv:

a) obţinerea certificatului de urbanism, a avizelor şi autorizaţiilor emise de organismele

abilitate, precum şi a autorizaţiei de construire a racordului;

b) controlul realizării verificării documentaţiei tehnice/proiectului tehnic şi al concordanţei

proiectului cu soluţia tehnică aferentă avizului tehnic de racordare;

c) urmărirea lucrărilor privind execuţia racordului;

d) recepţia tehnică şi punerea în funcţiune a racordului;

e) asistenţă tehnică pentru activităţile necesare racordării, altele decât cele privind proiectarea,

verificarea documentaţiei tehnice/proiectului tehnic şi execuţia lucrărilor;

f) îndeplinirea obligaţiilor operatorului de distribuţie de informare a solicitanţilor cu privire la

procesul de racordare, de organizare a evidenţei cererilor de racordare sub forma unui

registru electronic, de publicare lunară şi anuală a valorii medii a tarifelor de racordare şi a

duratei medii de realizare a racordărilor şi de publicare lunară şi anuală a valorii medii a

finanţării extinderilor şi/sau redimensionărilor obiectivelor/conductelor de distribuţie a

gazelor naturale şi a duratei medii de realizare a extinderilor şi/sau redimensionărilor

obiectivelor/conductelor de distribuţie a gazelor naturale.

Tariful de racordare nu include:

a) obţinerea certificatului de urbanism, a avizelor şi autorizaţiilor emise de organismele

abilitate, precum şi a autorizaţiei de construire a racordului;

b) proiectarea racordului;

c) verificarea documentaţiei tehnice/proiectului tehnic aferentă/aferent racordului prin

intermediul unui verificator de proiecte atestat ANRE;

d) execuţia racordului;

e) costul aferent lucrărilor de extindere şi/sau redimensionare a obiectivului/conductei de

distribuţie a gazelor naturale necesare racordării;

f) costul echipamentului/sistemului de măsurare a gazelor naturale şi costul postului de reglare

a gazelor naturale;

g) costul lucrărilor necesare montării echipamentului/sistemului de măsurare a gazelor naturale

şi a postului de reglare.

Tarifele pentru activităţile de proiectare şi de execuţie a racordului, respectiv de verificare a

documentaţiei tehnice/proiectului tehnic a extinderii şi/sau redimensionării

obiectivului/conductei de distribuţie a gazelor naturale se negociază direct de solicitant cu

operatorii economici autorizaţi ANRE, respectiv cu verificatorul de proiecte atestat ANRE.

Operatorii economici autorizaţi ANRE, respectiv verificatorii de proiecte atestaţi ANRE publică

pe pagina proprie de internet nivelul orientativ al tarifelor activităţilor pentru care sunt autorizaţi.


264

8.4 Principiile sistemului de preţuri şi tarife reglementate

Fiind o activitate cu caracter de monopol natural, distribuţia gazelor naturale face parte din sfera

activităţilor reglementate, pentru care sistemele de preţuri şi tarife se stabilesc de ANRE, pe baza

metodologiilor aprobate şi publicate de către autoritate.

Sistemul de preţuri şi tarife pentru gazele naturale este conceput astfel încât să asigure:

a) apropierea de valoarea de piaţă a combustibililor alternativi, promovarea competiţiei pe piaţa

gazelor naturale, diversificarea surselor de alimentare cu gaze naturale şi mărirea siguranţei

furnizării;

b) recuperarea costurilor efectuate într-o manieră prudentă, aferente activităţilor reglementate,

asigurarea unei rate rezonabile a rentabilităţii pentru capitalul investit în activităţile

reglementate, stimularea dezvoltării capacităţilor de producţie, transport, înmagazinare,

distribuţie a gazelor naturale şi a terminalului GNL, atât pe termen scurt, cât şi pe termen

lung;

c) economisirea de energie la clienţii finali;

d) îmbunătăţirea calităţii gazelor naturale şi a serviciilor prestate clienţilor.

Principiile care stau la baza elaborării reglementărilor privind sistemele de preţuri şi tarife pentru

activităţile reglementate sunt următoarele:

a) preţurile şi tarifele reglementate se stabilesc pe baza metodologiilor aprobate şi publicate de

autoritatea competentă;

b) metodologiile de stabilire a preţurilor şi tarifelor reglementate se aplică nediscriminatoriu, au

la bază criterii obiective şi transparente şi sunt supuse procesului de consultare publică

înainte de aprobarea lor;

c) stimularea utilizării eficiente a gazelor naturale, asigurarea calităţii serviciilor, asigurarea

puterii calorice a gazelor naturale, promovarea concurenţei pe piaţa gazelor naturale şi

protecţia intereselor clienţilor;

d) prevenirea speculaţiilor şi a comportamentelor speculative pe piaţa gazelor naturale;

e) încurajarea trecerii cererii din perioada de vârf de consum în perioadele de consum redus.

Este interzisă recuperarea costurilor corespunzătoare serviciului asigurat pentru o anumită

categorie de clienţi finali prin tarifele practicate altor categorii de clienţi finali.

Este interzisă subvenţia încrucişată între activităţile reglementate, precum şi între activităţile

reglementate şi cele nereglementate ale unui operator economic.

8.5 Situaţia sistemelor de distribuţie din România

Până în anul 1998, distribuţia şi comercializarea gazelor naturale se făcea de către RA Romgaz

prin intermediul sucursalelor sale Distribuţia gazelor naturale Bucureşti şi Distribuţia gazelor

naturale Tîrgu Mureş.


265

În anul 1998, prin Hotărâre a Guvernului286

se înfiinţează Societatea Națională de Gaze Naturale

"Romgaz" - S.A., deținută în întregime de statul român, reprezentat de Ministerul Industriei și

Comerțului. Activitatea de distribuţie şi comercializare a gazelor naturale urma să se facă prin

intermediul celor două filiale de distribuţie a gazelor naturale ale SNGN Romgaz SA:

- Societatea Comercială de Distribuție a Gazelor Naturale "Distrigaz Sud" - S.A.;

- Societatea Comercială de Distribuție a Gazelor Naturale "Distrigaz Nord" - S.A.

În anul 2000 are loc divizarea SNGN Romgaz287

în cinci societăţi cu obiecte de activitate

diferite:

a) Societatea Națională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. - obiect principal de

activitate transportul, dispecerizarea, tranzitul internațional al gazelor naturale, cercetarea-

proiectarea în domeniul transportului de gaze naturale și asigură accesul fără discriminare la

Sistemul național de conducte de transport al gazelor naturale (SNT) pentru orice agent

economic solicitant.

b) Societatea Comercială de Explorare și Producție a Gazelor Naturale "Exprogaz" - S.A. -

obiect principal de activitate cercetarea geologică pentru descoperirea rezervelor de gaze

naturale, producția, furnizarea și depozitarea subterană a gazelor naturale, în condiții de

calitate, siguranță, eficiență economică și protecție a mediului înconjurător.

c) Societatea Comercială de Distribuție a Gazelor Naturale "Distrigaz Nord" - S.A. - obiect

principal de activitate achiziționarea de gaze naturale din producția internă și din import,

distribuția și furnizarea acestora. Societatea era şi operatorul tehnic al sistemului de

distribuție a gazelor naturale aflat în patrimoniul său și răspundea de asigurarea funcționării

acestuia în condiții de siguranță, eficiență economică și protecție a mediului înconjurător.

d) Societatea Comercială de Distribuție a Gazelor Naturale "Distrigaz Sud" - S.A. - obiect

principal de activitate achiziționarea de gaze naturale din producția internă și din import,

distribuția și furnizarea acestora. Societatea era şi operatorul tehnic al sistemului de

distribuție a gazelor naturale aflat în patrimoniul său și răspundea de asigurarea funcționării

acestuia în condiții de siguranță, eficiență economică și protecție a mediului înconjurător.

e) Societatea Națională de Depozitare Subterană a Gazelor Naturale "Depogaz" - S.A. - obiect

principal de activitate depozitarea subterană și producția de gaze naturale, precum și

cercetarea geologică pentru descoperirea de noi rezerve de gaze naturale.

Capitalul social al societăților comerciale înființate era deținut în întregime de statul român, în

calitate de acționar unic, reprezentat de Ministerul Industriei și Comerțului.

Un an mai târziu288

, Societatea Comercială de Explorare și Producție a Gazelor Naturale

Exprogaz - S.A. fuzionează cu Societatea Națională de Depozitare Subterană a Gazelor Naturale

Depogaz - S.A. înfiinţându-se Societatea Naţională de Gaze Naturale Romgaz SA.

În anul 2004 a avut loc privatizarea Distrigaz Nord prin transferul dreptului de proprietate de la

Ministerul Economiei şi Comerţului, prin intermediul Oficiului Participaţiilor Statului şi

286

Hotărârea nr. 491/1998 privind înființarea Societății Naționale de Gaze Naturale Romgaz - S.A. 287

Hotărârea nr. 334/2000 privind reorganizarea Societății Naționale de Gaze Naturale Romgaz - S.A. 288

Hotărârea nr. 575/2001 privind înființarea Societății Naționale de Gaze Naturale Romgaz - S.A. prin fuziunea

Societății Comerciale de Explorare și Producție a Gazelor Naturale Exprogaz - S.A. cu Societatea Națională de

Depozitare Subterană a Gazelor Naturale Depogaz - S.A.


266

Privatizarii în Industrie (OPSPI) către E.ON Ruhrgas AG, asupra a 30% din capitalul social

existent al Distrigaz Nord şi majorarea simultană a capitalului social pentru a permite E.ON

Ruhrgas să deţină 51% din capitalul social al Distrigaz Nord. În urma acestei majorări, în temeiul

Contractului de privatizare nr. 7/21.10.2004 referitor la achiziţionarea de acţiuni la Societatea

Comercială de Distribuţie a Gazelor Naturale “Distrigaz Nord” SA Tîrgu Mureş. Începând cu

data de 1 aprilie 2006 Distrigaz Sud şi-a schimbat denumirea în E.ON Gaz România.

În acelaşi an, are loc şi privatizarea celei de-a doua societăţi de distribuţie şi comercializare a

gazelor naturale, Distrigaz Sud, ca urmare a încheierii la data de 18.10.2004 a Contractului de

Privatizare referitor la achiziţionarea de acţiuni la Societatea Comercială de Distribuţie a Gazelor

Naturale Distrigaz Sud SA Bucureşti, contract încheiat între Ministerul Economiei şi Comerţului

prin Oficiul Participaţiilor Statului şi Privatizării în Industrie (OPSPI), GDF International în

calitate de cumpărator şi Gaz de France (societatea mamă a Grupului GDF), în calitate de garant.

După finalizarea tranzacţiei, GDF International deţinea o participaţie majoritară de 51% din

acţiuni şi controlul unic asupra societăţii Distrigaz Sud SA.

Conform legislaţiei româneşti289

şi europene290

, agenţii economici din sectorul gazelor naturale,

care practică activităţi reglementate conform prevederilor art. 100 alin. (2), sunt obligaţi să

asigure separarea legală, funcţională şi organizatorică a acestora. Separarea legală nu implică

modificarea controlului asupra întreprinderii integrate pe verticală. Astfel, cele două mari

societăţi de distribuţie a gazelor naturale şi-au separat activitatea de distribuţie şi cea de furnizare

a gazelor naturale, în urma separării rezultând societăţile E.On Gaz Distribuţie şi Distrigaz Sud

Reţele.

Tot ca urmare a legislaţiei româneşti şi europene prin care s-a impus companiilor integrate

vertical din sectorul energiei să aplice o separare clară, inclusiv la nivel de identitate vizuală,

între operațiunile de furnizare și cele de distribuție, astfel încât să fie evitată orice confuzie între

aceste activități din perspectiva consumatorului, începând cu data de 1 ianuarie 2017, E.On Gaz

Distribuţie şi-a schimbat denumirea în Delgaz Grid.

Delgaz Grid operează o rețea de gaze naturale în lungime de peste 21.600 km care deserveşte în

total circa 1,4 milioane de clienți și acoperă județele din partea de nord a României.

Distrigaz Sud Reţele operează o reţea de gaze naturale în lungime de cca. 19.000 km, care

deserveşte un portofoliu de circa 1,7 milioane de clienţi şi acoperă judeţele din partea de sud a

României.

Ceilalţi operatori licenţiaţi de ANRE pentru prestarea serviciului de distribuţie operează sisteme

de distribuţie a gazelor naturale mult mai reduse în comparaţie cu cei doi mari operatori de

distribuţie, atât din punct de vedere al numărului de puncte de consum din reţea, cât şi din punct

de vedere al cantităţilor de gaze naturale vehiculate prin reţeaua de distribuţie. Sistemele de

distribuţie operate de aceştia deservesc, împreună, un număr de circa 500.000 clienţi.

Aceştia se încadrează în excepţia prevăzută de Legea nr. 123/2012 cu privire la obligaţia

separării activităţilor operatorilor economici integraţi vertical, respectiv sunt operatori economici

289

Legea Gazelor nr. 351/2004 publicată în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 679/28 iulie 2004, Decizia preşedintelui

Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale nr. 1139/16.10.2006 pentru aprobarea

Regulamentului privind separarea contabilă, legală, funcţională şi organizatorică a activităţilor reglementate din


Directiva 2003/55/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 26 iunie 2003 privind normele comune

pentru piața internă în sectorul gazelor naturale și de abrogare a Directivei 98/30/CE.


267

care desfăşoară activităţi de distribuţie a gazelor naturale şi care deservesc un număr de cel mult

100.000 de clienţi finali. Conform prevederilor legii, aceşti operatori pot presta atât activitatea de

distribuţie a gazelor naturale, cât şi activitatea de furnizare a gazelor naturale.

La sfârşitul anului 2016 în România erau în vigoare 4 autorizaţii de înfiinţare a unui sistem de

distribuţie, 38 de licenţe de operare a sistemului de distribuție a gazelor naturale şi 2 licenţe de

operare a sistemelor de distribuție închise acordate de ANRE291

.

Potrivit licenţelor în vigoare, la sfârşitul anul 2016 funcţionau 39 de operatori de reţele de

distribuţie în România:

1. Distrigaz Sud Reţele SRL

2. E.On Gaz Distribuţie SA

3. Amarad Distribuţie SRL

4. Covi Construct 2000 SRL

5. Euro Seven Industry SRL

6. Gaz Nord Est SA

7. Gaz Sud SA

8. Gaz Vest SA

9. Grup Dezvoltare Rețele SA

10. Hargaz Harghita Gaz SA

11. Instant Construct Company SA

12. Intergaz-Est SRL

13. Megaconstruct SA

14. Mehedinti Gaz SA

15. Mihoc Oil SRL

16. Nord Gaz SRL

17. Oligopol SRL

18. Premier Energy SRL

19. Nova Power & Gas SRL

20. Timgaz SA

21. Wirom Gas SA

22. B.E.R.G. Sistem Gaz SA

23. Congaz SA

24. Coni SRL

25. Cpl Concordia Filiala Cluj Romania SRL

26. Gaz Est SA

27. Macin Gaz SRL

28. Mm Data SRL

29. Prisma Serv Company SRL

30. Progaz P&D SA

31. Societatea Națională De Gaze Naturale “Romgaz” SA

32. Salgaz SA

33. Tulcea Gaz SA

34. Vega 93 SRL

35. Cordun Gaz SA

291

Raportul anual al Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei din 2016.


268

36. Distrigaz Vest SA

37. Gazmir Iaşi SRL

38. Tehnologica Radion SRL

39. Design Proiect SRL

Sistemul tarifar al activităţii de distribuţie a gazelor naturale din România

Pentru activitatea de distribuţie prestată, sistemul tarifar cuprinde tarife diferenţiate pe operatori

licenţiaţi de distribuţie şi pe categorii de clienţi.

Pentru perioada 2013-2016, categoriile de clienţi pentru care s-au stabilit diferenţiat tarifele de

distribuţie şi tariful de distribuţie de proximitate au fost următoarele:

Tabel nr.19

Tarif de distribuţie

Categorie clienţi Consum

B.1. ≤ 23,25 MWh

B.2. 23,26 MWh - 116,28 MWh

B.3. 116,29 MWh - 1.162,78 MWh

B.4. 1.162,79 MWh - 11.627,78 MWh

B.5. 11.627,79 MWh - 116.277,79 MWh

B.6. > 116.277,79 MWh

Tarif de distribuţie de proximitate

Categorie clienţi Consum

B.6.1. > 250.000 MWh

Sursa: rapoarte anuale ANRE

Pentru activităţile reglementate de distribuţie, mecanismele de calcul al preţurilor şi al tarifelor

reglementate sunt de tipul „price-cap”.

Perioada de reglementare pentru oricare din activităţile reglementate este de 5 ani, cu excepţia

primei perioade de reglementare (etapa tranzitorie), a cărei durată a fost stabilită la 3 ani.

Astfel, pentru activitatea de distribuție se stabilește un venit reglementat unitar care acoperă

costurile unitare aferente unui an al perioadei de reglementare. Tarifele de distribuţie sunt de tip

monom şi cuantifică costurile fixe şi variabile legate de realizarea activităţii de distribuţie.

Tarifele de distribuţie se aplică la cantităţile de gaze naturale distribuite. Contravaloarea

serviciilor de distribuţie prestate unui utilizator al sistemului de distribuţie se facturează lunar.

Prin Ordinul ANRE nr. 42/2013 a fost aprobată Metodologia de stabilire a tarifelor reglementate

pentru serviciile de distribuție în sectorul gazelor naturale, începând cu a treia perioadă de

reglementare și de modificare a Metodologiei pentru aprobarea prețurilor și stabilirea tarifelor

reglementate în sectorul gazelor naturale, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 22/25.05.2012, care s-


269

a aplicat începând cu 1 aprilie 2014 pentru determinarea tarifelor reglementate în perioada a treia

de reglementare (2013 - 2017), modificată și completată prin Ordinul ANRE nr. 17/2014.

Tototdată, în anul 2014, a fost elaborată o metodă unitară de calcul al consumului tehnologic de

gaze naturale în sistemele de distribuție prin Ordinul ANRE nr. 18/2014 pentru aprobarea

Metodologiei de calcul al consumului tehnologic din sistemele de distribuție a gazelor naturale.

În conformitate cu prevederile Metodologiei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 42/2013, ANRE a

stabilit pentru fiecare operator care desfășoară activități reglementate în domeniul gazelor

naturale valoarea veniturilor nerealizate din a doua perioadă de reglementare, respectiv anii

2008-2012, în condițiile în care ultima ajustare a tarifelor a avut loc la data de 1 mai 2009292

.

În anul 2013, ca urmare a aprobării Ordinului ANRE nr. 42/2013, pentru toți cei 39 operatori de

distribuție licențiați, la data de 1 iulie 2013 ANRE a indexat tarifele de distribuție în vigoare cu

rata inflației realizată în anul precedent, determinată pe baza datelor statistice publicate pe site-ul

www.insse.ro, respectiv cu 4,95%.293

În perioada 2013 – 2016, pentru fiecare an în parte, autoritatea de reglementare a analizat

documentele conținând datele de fundamentare și ajustare a veniturilor reglementate din perioada

de raportare, precum și propunerile de prețuri și tarife reglementate aplicabile în perioada

urmatoare, înaintate de către cei 39/40294

de operatori de distribuţie, cuprinzând în principal

următoarele elemente:

- structura gazelor distribuite pe categorii de clienţi;

- costurile preluate direct efectiv înregistrate, reprezentând taxe, impozite, contribuţii la fonduri

speciale, altele asemenea, impuse de autorităţile locale şi centrale, conform prevederilor

legislaţiei în vigoare;

- situaţia imobilizărilor corporale şi necorporale realizate şi puse în funcţiune pe parcursul celei

de a doua perioade de reglementare;

- veniturile realizate din activitatea de distribuţie, pe baza fişelor de cont aferente;

- cantitatea şi valoarea totală a consumului tehnologic realizat.

În baza ordinelor emise anual de ANRE privind stabilirea tarifelor reglementate pentru prestarea

serviciului de distribuție a gazelor naturale realizat de fiecare dintre operatorii de distribuţie

licenţiaţi, a fost analizată evoluţia tarifelor de distribuţie în perioada 2012-2016 pentru principalii

operatori de distribuţie din România, DISTRIGAZ SUD REŢELE SRL şi E.ON GAZ

DISTRIBUŢIE SA. Aceştia deţin, împreună, o pondere de cca. 85% din totalul punctelor de

consum aferente sistemelor de distribuţie din România.

Graficele de mai jos reflectă evoluția în timp a tarifelor de distribuție a gazelor naturale pentru

cei doi operatori în perioada 2012-2016, pentru categoriile de clienţi B1 şi B6. Categoria de

clienţi B1 este cea mai numeroasă la nivel naţional, iar categoria B6 este relevantă din

perspectiva volumelor mari de gaze naturale care se vehiculează prin sistemele de distribuţie

pentru fiecare consumator.

292

Raportul anual al Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei din 2015. 293

Raportul anual al Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei din 2013. 294

În cursul anului 2015 au fost 40 de operatori de distribuţie licenţiaţi, iar în restul perioadei 39.


270

Grafic nr. 79


Grafic nr.80


Astfel, din graficele prezentate anterior se constată că pentru ambii operatori de distribuţie

tarifele aprobate de ANRE au avut o tendinţă crescătoare până în anul 2014, după care au început

să scadă constant. Scăderea a fost determinată de reducerea cantităţilor de gaze naturale

vehiculate prin sistemele de distribuţie, în timp ce venitul total unitar pentru fiecare operator de

distribuţie, luat în calcul la stabilirea tarifelor de distribuţie, a rămas relativ constant în perioada

2014-2016.

23.65 24.82

32.23 30.19

27.52

26.24 27.54

36.57 36.46

33.21

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2009-2012 2013 2014 2015 2016

Evoluţia tarifelor de distribuţie ale E-ON Gaz Distribuţie SA în perioada 2012-2016

B6 B1

25.03 26.27 26.82

37.75

29.71 29.47

19.59 20.56 20.56 20.56 19.98 19.74

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2009-2012 2013 1 ian. 2014 1 apr. 2014 2015 2016

Evoluţia tarifelor de distribuţie ale Distrigaz Sud Reţele SRL în perioada 2012-2016

B1 B6


271

Trebuie menţionat că o pondere semnificativă în structura tarifelor de distribuție o au taxa pe

monopol și taxa pe construcții speciale295

. Spre exemplificare, la nivelul datei de 1 aprilie 2015,

în tarifele de distribuție aprobate pentru operatorul DISTRIGAZ SUD REŢELE SRL nivelul

acestora reprezenta circa 14% în tarif, iar pentru operatorul E.ON GAZ DISTRIBUŢIE SA,

nivelul acestora reprezenta circa 10% în tarif.

De asemenea, în cadrul tarifelor de distribuție stabilite în anul 2015, nivelul costurilor asupra

cărora operatorul nu poate interveni (taxe, impozite impuse de autoritățile centrale și locale)

reprezintă o pondere de circa 20% pentru operatorul DISTRIGAZ SUD REŢELE SRL, iar

pentru operatorul E.ON GAZ DISTRIBUŢIE SA, nivelul acestora reprezintă o pondere de circa

14%.

Pentru ceilalţi operatori licenţiaţi, prin ordinele anuale pe care ANRE le emite, sunt stabilite atât

tarifele reglementate pentru prestarea serviciului de distribuție, cât şi prețurile pentru furnizarea

reglementată.

295

Raportul anual al Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei din 2015.

Capitolul IX – Înmagazinarea

272

CAPITOLUL IX – ÎNMAGAZINAREA

9.1 Cadrul legal

Potrivit prevederilor Legii nr. 123/2012, înmagazinarea reprezintă ansamblul de activităţi şi

operaţiuni desfăşurate de operatorul de înmagazinare pentru sau în legătură cu rezervarea

capacităţii de înmagazinare în depozitele subterane şi pentru injecţia, depozitarea şi extracţia din

aceste capacităţi a unor cantităţi determinate de gaze naturale.

Activitatea de înmagazinare a gazelor naturale este realizată de operatorii de înmagazinare, în

scopul:

a) asigurării securităţii în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor finali;

b) armonizării variaţiilor consumului sezonier, zilnic şi orar cu sursele de gaze disponibile;

c) asigurării permanente a echilibrului fizic al Sistemului Naţional de Transport;

d) realizării altor activităţi comerciale.

Potrivit legii, operatorul de înmagazinare este persoana fizică sau juridică ce realizează

activitatea de înmagazinare şi răspunde de exploatarea instalaţiei de înmagazinare a gazelor

naturale. Depozitul de înmagazinare subterană este spaţiul din scoarţa terestră având calităţi

naturale sau dobândite ca urmare a unor operaţiuni petroliere sau activităţi miniere anterioare,

proprii pentru injectarea, depozitarea şi extragerea unor volume de gaze naturale, aflat în

proprietatea publică a statului.

Operatorul de înmagazinare are, în principal, următoarele obligaţii:

a) să opereze, să întreţină, să reabiliteze şi să modernizeze instalaţiile tehnologice de suprafaţă

aferente depozitelor de înmagazinare, în condiţii de siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a

mediului;

b) să asigure accesul terţilor la depozitele de înmagazinare, pe baza unor criterii obiective,

transparente şi nediscriminatorii, conform reglementărilor ANRE;

c) să publice lista instalaţiilor de înmagazinare sau a unor părţi dintre acestea care sunt oferite

spre acces terţilor;

d) să furnizeze informaţii utilizatorilor sistemului de înmagazinare, necesare pentru un acces

eficient la sistem;

e) să elaboreze şi să trimită ANRE planurile de investiţii pe 5 ani ale sistemelor pe care le

operează; aceste planuri se actualizează anual de către operator până la sfârşitul lunii

decembrie şi se aprobă de către ANRE;

f) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public.

În ceea ce priveşte drepturile operatorului depozitului de înmagazinare, acestea sunt, în principal,

următoarele:

a) să încaseze tariful aferent prestării serviciului de înmagazinare subterană a gazelor naturale,

să limiteze şi/sau să întrerupă prestarea serviciului, conform reglementărilor specifice;


273

b) să elaboreze norme tehnice/comerciale specifice activităţii proprii şi să le supună spre

aprobare ANRE;

c) să întrerupă funcţionarea instalaţiilor pentru timpul strict necesar, în vederea executării

lucrărilor de întreţinere şi de reparaţii, precum şi în alte situaţii prevăzute de lege, cu

anunţarea prealabilă a dispecerilor sistemelor afectate şi, după caz, a clienţilor;

d) să refuze în mod justificat accesul terţilor la depozitele de înmagazinare, în condiţiile legii.

Operatorii de înmagazinare acordă accesul solicitanţilor în funcţie de următoarele criterii296

:

a) ordinea de prioritate:

1. operatorului SNT - pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării permanente a

echilibrului fizic al SNT;

2. producătorilor - pentru cantităţile de gaze naturale necesare desfăşurării proceselor

tehnologice;

3. furnizorilor, titulari ai licenţelor de distribuţie - pentru cantităţile de gaze naturale

necesare realizării serviciului public obligatoriu;

4. consumatorilor eligibili - pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării

consumului propriu, furnizorilor de pe piaţa angro, altor solicitanţi, persoane juridice

străine conform art. 2 lit. e) din Legea nr. 123/2012;

b) "primul venit - primul servit": în cadrul fiecărui nivel de prioritate prevăzut la lit. a)

operatorii de înmagazinare vor realiza alocarea capacităţilor în ordinea înregistrării cererilor.

9.2 Rolul activităţii de înmagazinare

Activitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale deţine un rol foarte important în

asigurarea siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale, facilitând echilibrarea balanței consum -

producție internă - import de gaze naturale, prin acoperirea vârfurilor de consum cauzate în

principal de variaţiile de temperatură, precum şi menţinerea caracteristicilor de funcţionare

optimă a sistemului național de transport gaze naturale.

În acelaşi timp, înmagazinarea subterană a gazelor naturale are rolul strategic de a asigura

furnizarea de gaze naturale din depozitele de înmagazinare, în cazuri de forță majoră (calamităţi,

cutremure şi alte evenimente neprevăzute).

Activitatea de înmagazinare este reprezentată de ciclicitatea următoarelor procese:

- Injecţia gazelor naturale în depozitul subteran – cuprinde activităţile şi operaţiunile

desfăşurate de titularul licenţei de înmagazinare, în perioada aprilie – septembrie a unui an,

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 – cuprinde activităţile şi operaţiunile

desfăşurate de titularul licenţei de înmagazinare, în perioada octombrie – martie a unui an,

pentru a asigura scoaterea gazelor naturale din depozitul subteran, tratarea, vehicularea şi

măsurarea acestora prin facilităţile de suprafaţă şi predarea la transportator şi/sau la beneficiar.

296

În conformitate cu Decizia ANRE nr. 824/2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la

depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale.


274

9.3 Concurenţi

În România, companiile care deţin depozite şi desfăşoară activitatea de înmagazinare de gaze

naturale sunt SNGN Romgaz SA şi SC Depomureş SA.

Principalele elemente care compun un depozit subteran de gaze sunt următoarele:

- rezervorul subteran;

- sondele de: injecţie, extracţie, injecţie –extracţie, observaţie;

- instalaţiile de suprafaţă: staţii de compresoare, conducte injecţie – extracţie, grupuri de sonde,

staţia de uscare a gazelor extrase, instalaţia pentru recuperarea energiei de detentă, conducte

de legături între instalaţii.

SNGN Romgaz SA şi Depomureş SA deţin în România capacităţile de depozitare prezentate în

tabelul următor:

Tabel nr. 20

Operator Denumire depozit de

înmagazinare

Capacitatea de

înmagazinare

activă

(TWh/ciclu)

Capacitatea de

extracţie

(GWh/zi)

Capacitatea de

injecţie

(GWh/zi)

SNGN Romgaz Bălăceanca 0,55 13,18 10,98

SNGN Romgaz Bilciureşti 14,33 152,78 109,13

SNGN Romgaz Cetatea de Baltă 0,65 2,13 0

SNGN Romgaz Gherceşti 1,63 21,4 21,4

SNGN Romgaz Sărmăşel 9,6 79,03 68,5

SNGN Romgaz Urziceni 4,02 50,16 33,44

Depomureş Târgu Mureş 3,19 21,02 21,02

Total 33,93 339,7 264,47

Sursa: raport Transgaz 2016

Din tabelul de mai sus, rezultă că Romgaz deţine cca. 90,7% din capacitatea totală de

înmagazinare din România, iar restul de 9,3% este deţinut de Depomureş SA.

Aşa cum a fost prezentat la paragraful 4.1.3 din prezentul Raport, Romgaz este o companie

controlată de statul român (prin Ministerul Energiei care deţine o participaţie de 70%), restul

acţiunilor fiind deţinute de alţi acţionari, persoane fizice sau juridice.

Depomureş SA are ca acţionar majoritar compania franceză Gaz de France International, activă

în sectorul gazelor naturale la nivel european. În prezent, structura acţionariatului la Depomureş

SA este următoarea:

- GDF International – 59%;

- SNGN Romgaz – 40%;

- SC Foraj Sonde SA – 0,5%;

- SC MIF SA – 0,5%.

9.4 Evoluţia tarifelor de înmagazinare

Activitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale este o activitate reglementată și poate fi

desfășurată numai de operatori licențiați de către ANRE în acest scop. De asemenea, accesul la

depozitele de înmagazinare, cât şi tarifele pentru desfășurarea acestei activități, sunt reglementate

de ANRE.

Tarifele pentru activitatea de înmagazinare stabilite, de către ANRE pentru fiecare operator

licenţiat au o structură dintr-o componentă fixă pentru rezervarea capacităţii în depozitul


275

subteran, exprimată în lei/MWh/ciclu complet de înmagazinare şi din componentele volumetrice

pentru injecţia şi extracţia gazelor din depozite, exprimate în lei/MWh. Componenta fixă pentru

rezervarea capacităţii cuantifică costurile fixe generate de rezervarea de capacitate pe durata unui

ciclu complet de înmagazinare. Componentele volumetrice pentru injecţia/extracţia gazelor

cuantifică costurile variabile generate de preluarea, măsurarea, tratarea, vehicularea acestora prin

facilităţile de suprafaţă şi introducerea în depozit respectiv, scoaterea gazelor din depozit,

tratarea, vehicularea, măsurarea acestora prin facilităţile de suprafaţă şi predarea la transportator

şi/sau beneficiar.

În următorul tabel se observă diferenţele înregistrate de componentele tarifelor de înmagazinare

în primul şi ultimul dintre anii perioadei de analiză.

Tabel nr.21

Componentă tarif U.M SNGN Romgaz Depomureş

2012 2016 2012 2016

Componentă fixă

pentru rezervarea

capacităţii

Lei/MWh/ciclu

complet

înmagazinare

5,65 13,68 5,24 7,64

Componentă

volumetrică pentru

injecţia gazelor

naturale

Lei/MWh 2,76 2,37 1,56 3,11

Componentă

volumetrică pentru

extracţia gazelor

naturale

Lei/MWh 2,76 1,87 1,06 1,21

În structura tarifelor de înmagazinare s-a înregistrat, pe parcursul perioadei de analiză, o

schimbare a ponderilor deţinute de componenta fixă şi cele variabile cu precădere în cazul

Romgaz. Astfel, în cazul Romgaz ponderea în tariful de înmagazinare a componentei fixe a ajuns

la circa 76% în 2016, faţă de aproximativ 50% în 2012. În cazul tarifelor de înmagazinare

practicate de Depomureş ponderea componentei volumetrice a fost de 64% în 2016 faţă de

66,6% în 2012. Prin majorarea componentei volumetrice din structura tarifului de înmagazinare

se realizează o dimiunare a volatilităţii veniturilor rezultate din activitatea de înmagazinare.

Evoluţia tarifelor de înmagazinare a gazelor naturale, utilizate de operatori în perioada 2008 –

2016, este prezentată în graficul de mai jos:


276

Grafic nr. 81


Creşterea tarifului de înmagazinare, pe perioada 2012-2016 a fost de circa 60 % la Romgaz şi de

52% la Depomureş. Tarifele de înmagazinare ale Romgaz au fost mai mari faţă de cele ale

Depomureş şi se remarcă o majorare cu 80% a decalajului dintre tarifele celor doi operatori, în

perioada de analiză

Prognoze privind înmagazinarea subterană a gazelor naturale297

În contextul necesităţii dezvoltării sistemului de transport al gazelor naturale şi a dezvoltării

perimetrelor off-shore de la Marea Neagră, cele mai importante proiecte de investiţii promovate

de SNGN Romgaz pentru perioada 2017-2026 cuprind următoarele acțiuni:

investiții în modernizarea depozitelor de înmagazinare în vederea creșterii capacității de

livrare zilnică a gazelor naturale (depozitele Bilciurești, Ghercești, Sărmăşel);

evaluarea posibilităților de transformare a unui depozit de înmagazinare într-un depozit

cu operare multiciclu (program pilot);

creșterea capacității de înmagazinare prin promovarea unor noi depozite de înmagazinare.

9.5 Opiniile furnizorilor cu privire la activitatea de înmagazinare

În vederea cunoaşterii problemelor cu care se confruntă furnizorii de gaze naturale din România

în contextul activităţii de înmagazinare, au fost solicitate acestora opiniile în acest sens.

Răspunsurile la problemele ridicate în cadrul investigaţiei pot fi structurate pe cele trei

problematici prezentate în continuare.

a) referitor la capacitatea de înmagazinare din România

O serie de furnizori activi în piaţă au considerat capacităţile actuale de înmagazinare ca fiind

suficiente pentru a asigura alimentarea cu gaze naturale în condiţii tehnice optime şi funcţionarea

297

Potrivit Planului de Dezvoltare al Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale 2016 – 2025 (SNTGN

Transgaz SA).

8.67 10.68 11.17 11.17

17.29 17.47 17.92 17.92

6.38 7.44 7.44 7.86

12.38 11.74

9.41

11.96

0 2 4 6 8

10 12 14 16 18 20

Evoluţia tarifelor de înmagazinare în perioada 2008 - 2016 (lei/MWh)

Romgaz Depomureş


277

în parametri normali a SNT. În acelaşi timp, o parte dintre operatori au declarat că ar fi nevoie de

capacităţi suplimentare.

Într-adevăr, dacă sunt luate în considerare perspectivele de creştere a producţiei de gaze naturale

în România, în special în contextul demarării proiectelor de exploatare de noi zăcăminte de gaze

naturale în Marea Neagră şi, implicit, apariţia unor cantităţi excedentare consumului intern, o

majorare a capacităţii de înmagazinare pare justificată ca o măsură pe termen lung.

b) referitor la flexibilitatea sistemului în operare

În ceea ce priveşte flexibilitatea sistemului de înmagazinare, marea majoritate a furnizorilor

chestionaţi au subliniat problemele care au apărut ca urmare a unui debit orar/zilnic insuficient

pentru acoperirea necesarului vârfurilor de consum de gaze naturale din sezonul rece (lunile de

iarnă). Astfel, deşi furnizorii aveau cantităţi de gaze naturale înmagazinate, nu au avut acces la

acestea, fiind nevoiţi să satisfacă cererea suplimentară din sursele alternative (de cele mai multe

ori din import).

Soluţiile propuse pentru rezolvarea acestor probleme ar putea fi următoarele:

- creşterea capacităţii de înmagazinare sau modernizarea staţiilor de compresoare care să asigure

extracţia unor cantităţi suplimentare necesare pentru acoperirea cererii în perioada vârfurilor de

consum;

- realizarea de investiţii de către deţinătorii depozitelor de înmagazinare, pentru modificarea

modului de funcţionare a acestora, din funcţionare bazată pe ciclul bianual în funcţionarea de tip

multiciclu. Aceasta ar presupune creşterea elasticităţii funcţionale a depozitelor care să permită,

cel puţin parţial, realizarea concomitentă a operaţiunilor de injecţie şi extracţie, proces care nu

este posibil în prezent din punct de vedere tehnic.

c) referitor la numărul de participanţi şi sistemul de gestionare a activităţii de înmagazinare

Aşa cum am arătat mai sus, în România activează doi operatori pe segmentul de înmagazinare de

gaze naturale, respectiv Romgaz şi Depomureş.

Cu privire la acest aspect, există furnizori care consideră ca fiind suficient numărul companiilor

care gestionează activitatea de depozitare de gaze naturale, precum şi faptul că sistemul actual,

reglementat de ANRE, de tarifare a serviciilor de înmagazinare nu a generat probleme pe piaţă.

De asemenea, există opinia că, dat fiind caracterul strategic al activităţii de înmagazinare, aceasta

ar trebui să fie reglementată şi, în acelaşi timp, prestată de un operator în care acţionar majoritar

să fie statul român. În acelaşi timp însă, există operatori care apreciază că dubla calitate deţinută

de Romgaz – atât de furnizor de gaze naturale, concurent cu ceilalţi furnizori care trebuie să

înmagazineze gaze naturale, cât şi de operator licenţiat pentru activitatea de înmagazinare – este

de natură să îi ofere acestuia un avantaj concurenţial.

Temerile manifestate de aceşti operatori pot fi considerate fără temei, dacă se iau în considerare

prevederile Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare

subterană a gazelor naturale potrivit cărora, în cazul în care face parte dintr-o întreprindere

integrată pe verticală, operatorul de înmagazinare trebuie să asigure:

a) confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial;

b) comportamentul nediscriminatoriu, în vederea prevenirii oricăror avantaje comerciale în

favoarea sucursalei de furnizare afiliate.


278

Cu toate acestea, există o diferenţă între nivelul informaţiilor la care un operator care desfăşoară

activitatea de înmagazinare are acces faţă de ceilalţi furnizori din piaţă. Potrivit prevederilor

Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a

gazelor naturale (denumit, în continuare, Regulament)298, la solicitarea accesului la depozite

pentru capacitatea de injecţie, furnizorii trebuie să prezinte documentul din care să rezulte sursa

pentru cantităţile de gaze naturale destinate înmagazinării, în original sau în copie legalizată.

Aceasta înseamnă că furnizorii trebuie să depună la operatorul depozitului de înmagazinare

contractele de achiziţie a gazelor naturale ce urmează a fi înmagazinate, documente ce conţin o

serie de informaţii de natură comercială. De asemenea, toate informaţiile cu privire la activităţile

de extracţie/injecţie realizate de furnizorii de gaze naturale, precum şi tipurile de clienţi

alimentaţi din această sursă, sunt la dispoziţia operatorului de înmagazinare.

Din aceste motive, independenţa activităţii de înmagazinare faţă de restul activităţilor (producţie,

furnizare) pe care le derulează un operator integrat vertical trebuie să fie una reală, care să ofere

celorlalţi participanţi din piaţă garanţia manifestării concurenţei în condiţii egale pentru aceştia.

În acest sens, analiza situaţiei separării activităţilor de înmagazinare desfăşurate de Romgaz de

celelalte activităţi, pe care le are în portofoliu, este prezentată în cele ce urmează.

Separarea activităţilor de înmagazinare derulate de Romgaz

Potrivit prevederilor Legii nr. 123/2012, care a transpus în legislaţia românească Directiva

2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului privind normele comune pentru piaţa

internă în sectorul gazelor naturale și de abrogare a Directivei 2003/55/CE, un operator de

înmagazinare care face parte dintr-un operator economic integrat pe verticală trebuie să fie

independent cel puţin în ceea ce priveşte forma juridică, organizarea şi procesul de luare a

deciziilor faţă de alte activităţi care nu au legătură cu transportul, distribuţia sau înmagazinarea.

În acest sens, legea prevede anumite criterii minime care trebuie îndeplinite pentru a se asigura

independenţa operatorului de înmagazinare faţă de operatorul economic integrat pe verticală din

care face parte şi care desfăşoară cel puţin una din activităţile de producţie sau de furnizare.

Acestea sunt următoarele:

a) persoanele care asigură conducerea operatorului de înmagazinare nu pot face parte din

structurile operatorului economic integrat pe verticală care răspund, direct sau indirect, de

coordonarea activităţii de producţie şi furnizare a gazelor naturale;

b) trebuie luate măsuri adecvate pentru a garanta că interesele profesionale ale persoanelor cu

funcţii de conducere din cadrul operatorului de înmagazinare sunt luate în considerare, astfel

încât să se asigure faptul că acestea au posibilitatea de a acţiona independent;

c) operatorul de înmagazinare dispune de suficiente competenţe de luare a deciziilor,

independent de societatea-mamă, cu privire la elementele de active necesare pentru exploatarea,

întreţinerea sau dezvoltarea instalaţiilor de înmagazinare; aceasta nu împiedică existenţa unor

mecanisme de coordonare adecvate care să garanteze protejarea drepturilor de supraveghere

economică şi a celor de supraveghere a gestiunii ale societăţii-mamă asupra randamentului

activelor unei filiale; societatea-mamă are dreptul să aprobe planul financiar anual al

operatorului de înmagazinare sau orice document echivalent şi să stabilească limite globale ale

nivelului de îndatorare a filialei sale; societatea-mamă nu are dreptul să dea instrucţiuni privind

298

Aprobat prin Decizia ANRE nr. 824/2004.


279

gestionarea curentă, nici cu privire la deciziile individuale referitoare la construirea sau

modernizarea instalaţiilor de înmagazinare, care nu depăşesc limitele din planul financiar

aprobat sau orice document echivalent;

d) operatorul de înmagazinare stabileşte un program de conformitate, care conţine măsurile

luate pentru a garanta excluderea practicilor discriminatorii şi stabileşte şi obligaţiile specifice

impuse angajaţilor pentru realizarea obiectivului de independenţă;

e) operatorul de înmagazinare desemnează o persoană sau un organism, denumit agent de

conformitate, care să asigure monitorizarea adecvată a respectării programului de conformitate

şi care transmite autorităţii competente în luna decembrie a fiecărui an un raport cu privire la

măsurile luate, raport care se publică pe site-ul operatorului de înmagazinare.

Potrivit informaţiilor furnizate de Romgaz, în vederea identificării variantelor optime de separare

legală şi funcţională în concordanţă cu cerințele legii, compania a recurs la servicii de

consultanţă299. […]

Potrivit[…]300 ANRE a constatat301 faptul că societatea Romgaz nu şi-a îndeplinit obligaţia legală

privind realizarea independenţei operatorului de înmagazinare, care ar fi trebuit să se realizeze

prin separarea legală, funcţională şi organizatorică a activităţii de înmagazinare a gazelor

naturale faţă de activităţile de producţie, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale. Ca urmare,

ANRE a sancţionat Romgaz cu amendă contravenţională […].

Potrivit […] AGEA Romgaz a decis crearea unei filiale deținute în procent de 100% de către

Romgaz, filială care să aibă ca obiect de activitate înmagazinarea subterană a gazelor naturale,

fără ca această operaţiune să presupună transferul dreptului de proprietate asupra activelor

necesare desfăşurării activităţii de înmagazinare. Filiala a fost înfiinţată în august 2015 şi a fost

înregistrată la ORC Prahova, cu denumirea “SNGN ROMGAZ SA – Filiala de Înmagazinare

Gaze Naturale Depogaz Ploieşti SRL” (denumită, în continuare, Filiala Depogaz), sub numărul

J29/1181/21.08.2015, având codul unic de înregistrare 34915261. Prin Hotărârea […] Consiliul

de Administraţie al Romgaz a decis renunţarea la activitatea de înmagazinare în favoarea Filialei

Depogaz.

[…]

Romgaz, în calitate de titular al Licenţei de operare a sistemului de înmagazinare subterană a

gazelor naturale nr. 1942/2014, în conformitate cu prevederile art. 141 din Legea nr. 123/2012,

precum şi cu prevederile art. 22 alin. (4) din Ordinul Preşedintelui ANRE nr.34/2013 privind

aprobarea Regulamentului pentru acordarea autorizaţiilor şi licenţelor în sectorul gazelor

naturale, a solicitat ANRE modificarea Licenţei menţionate, în vederea transferării acesteia către

Filiala Depogaz.

Astfel, prin Decizia Preşedintelui ANRE nr. 2588/30.12.2015, a fost modificat titularul licenţei

de operare a sistemului de înmagazinare subterană a gazelor naturale, în sensul schimbării

Romgaz cu Filiala Depogaz. Decizia urma să îşi producă efectele începând cu data de

01.04.2016. Această decizie a fost modificată prin Deciziile Preşedintelui ANRE nr.

446/23.03.2016 şi nr. 474/30.03.2017, termenul de intrare în vigoare a articolului 3 din Decizia

299

[…]

301

[…]


280

ANRE nr. 2588/30.12.2015302

fiind prorogat succesiv până la data de 1 aprilie 2017, respectiv 1

aprilie 2018.

Filiala Depogaz, în conformitate cu prevederile art. 2 alin. (3) din Decizia nr. 2588/30.12.2015, a

înaintat către ANRE documentele necesare fundamentării tarifului de înmagazinare a gazelor

naturale pentru ciclul de înmagazinare 2016-2017. Procesul de negociere cu ANRE privind

modalitatea de separare a activităţii de înmagazinare a continuat pe parcursul anilor 2016 şi

2017.

[…]

Având în vedere deciziile ANRE nr. 446/2016 şi nr. 474/2017, activitatea Filialei Depogaz este,

la acest moment, suspendată. Activitatea de înmagazinare este desfăşurată, în continuare, de

către Romgaz SA în cadrul Sucursalei Ploieşti.

Prin urmare, având în vedere aspectele semnalate anterior, pe de o parte, cât şi prevederile legale

cu privire la necesitatea realizării separării juridice şi funcţionale a activităţii de înmagazinare

derulate în cadrul Romgaz SA, se propune derularea cu celeritate a discuţiilor dintre

reprezentanţii ANRE şi Romgaz SA în vederea identificării soluţiilor care să asigure

conformarea activităţii de înmagazinare cu cadrul legal incident.

302

[…]

Capitolul X – Concluzii privind funcţionarea pieţelor din sectorul gazelor naturale în perioada

2012-2016

281

CAPITOLUL X - Concluzii privind funcţionarea pieţelor din sectorul

gazelor naturale în perioada 2012-2016

Analiza derulată în cadrul investigaţiei a vizat, în principal, modul de funcţionare a pieţelor

din sectorul gazelor naturale în perioada 2012 – 2016 (denumită în continuare „perioada de

analiză” sau „perioada de referinţă”), acesta fiind intervalul de timp pentru care au fost

solicitate informaţiile de piaţă (preţuri, cantităţi, contracte etc). Cu toate acestea, având în

vedere procesul continuu de formare a pieţei concurenţiale care a impus modificări

legislative ale căror efecte sunt resimţite de operatorii din sector începând cu anul 2017,

autoritatea de concurenţă a solicitat inclusiv semnalarea/evidenţierea aspectelor cu impact

asupra funcţionării curente a întreprinderilor din sectorul gazelor naturale. Prezenta analiză

privind activitatea de furnizare a gazelor naturale se bazează pe informaţiile transmise

autorităţii de concurenţă de un număr de 73 de furnizori activi pe piaţă în perioada 2012-

2016. Pieţele prezentate în prezentul Raport, cu caracteristicile, mecanismele şi cotele

deţinute de participanţii pe acestea, nu reprezintă în mod automat pieţe relevante care ar

putea fi definite de autoritatea de concurenţă în diversele situaţii, în funcţie de

particularităţile specifice fiecărui caz analizat.

A. Sursele de aprovizionare: producţie internă, import, export

Activităţile de explorare şi exploatare a gazelor naturale sunt reglementate de Legea

petrolului şi sunt denumite generic, în industria de specialitate, activităţi de upstream,

care se desfăşoară onshore sau offshore. Resursele de petrol situate în subsolul ţării şi

al platoului continental românesc al Mării Negre fac obiectul exclusiv al proprietăţii

publice şi aparţin statului român.

Operaţiunile petroliere onshore şi offshore se realizează de către persoane juridice,

române sau străine, în baza acordurilor petroliere încheiate cu ANRM, după aprobarea

acestora prin Hotărâre a Guvernului. Pentru exploatarea unui zăcământ petrolier şi a

bunurilor aflate în domeniul public, în scopul transportului şi tranzitului petrolului pe

conducte magistrale, precum şi operării terminalelor petroliere, titularii acordurilor

petroliere datorează bugetului de stat redevenţa petrolieră.

Redevenţa petrolieră se stabileşte ca o cotă procentuală din valoarea producţiei brute

extrase, din valoarea veniturilor brute realizate din operaţiuni petroliere de transport şi

tranzit al petrolului prin SNT sau din valoarea venitului brut realizat din operaţiunile

de înmagazinare subterană a gazelor naturale, după caz.

Producția totală de gaze naturale din ultimii 50 de ani a fost de aproximativ 1.100

mld. mc, iar gradul de epuizare a zăcămintelor este de aproximativ 90%. Presupunând

o producție medie anuală la nivelul actual de aproximativ 11 mld. mc gaze naturale,

rezervele ar fi suficiente pentru o perioadă de aproximativ 15-20 de ani.


2012-2016

282

România va continua să consume cantități însemnate de gaze naturale și produse

petroliere în următoarele decenii. Prin urmare, sunt necesare investiţii atât în

prelungirea duratei de viață a zăcămintelor existente, cât și în dezvoltarea de noi

zăcăminte. Măsura în care acest lucru va fi realizat depinde atât de factori

internaționali, precum prețul țițeiului și al gazului natural, precum și de factori interni,

precum cadrul fiscal de reglementare, dezvoltarea sistemului de

transport/inmagazinare.

Cantitatea totală de gaze naturale extrasă în România s-a situat pe un trend ascendent

în perioada 2012-2015, înregistrându-se o creştere de circa 3,5%. Creşterea a fost

determinată, în cea mare parte, de majorarea producţiei micilor producători, aceştia

înregistrând cumulat o majorare cu [50% - 60%] a producţiei realizate în această

perioadă. În anul 2016 cantităţile de gaze naturale extrase au înregistrat o scădere de

circa 11% generată, în principal, de reducerea producţiei Romgaz.

Cererea totală de gaze naturale pe piața românească a înregistrat un declin accentuat,

de circa 16% în perioada 2012-2015 cauzat, pe de o parte, de restrângerea activităţii

industriale şi, pe de altă parte, de măsurile de eficientizare a consumurilor atât la

nivelul întreprinderilor cât şi la nivelul locuinţelor (programul de anvelopare a

clădirilor). Anul 2016 a adus o uşoară revigoare de circa 2% a consumului naţional

ajustând contracţia consumului pe ansamblul întregii perioade de analiză (2012-2016)

la 15%.

Cei mai importanţi producători din România sunt Romgaz şi OMV Petrom, aceştia

deţinând în medie, pe perioada de analiză, o pondere cumulată de aproximativ 95%

din totalul producţiei de gaze natural extrase anual.

În sectorul de upstream al gazelor naturale numărul întreprinderilor active este relativ

limitat. În plus, se remarcă poziția importantă pe piață, prin dimensiunea foarte

ridicată, apropiată și stabilă în timp a primilor doi jucători, ceea ce conduce la un grad

ridicat de concentrare a pieței.

În perioada 2013 - 2015, gradul de concentrare a pieței, exprimat atât prin

intermediul HHI, cât și a celor două rate de concentrare (CR2 şi CR4), crește

constant, [...].

În anul 2016, pe fondul creșterii semnificative a cantităților importate, gradul de

concentrare a pieței înregistrează o scădere importantă, în special ca urmare a

expansiunii importurilor față de anul 2015. Cu toate acestea, gradul de concentrare la

nivelul surselor primare de aprovizionare cu gaze naturale din România rămâne foarte

ridicat, indiferent de indicatorul utilizat în această evaluare: HHI>3000, CR2>80%,

CR4>90%.

Piața producției de gaze naturale din România a fost una extrem de concentrată în

intervalul analizat (2013-2016) şi cel mai probabil își va păstra caracterul duopolist și

în perioada următoare, ceea ce necesită continuarea monitorizării din partea autorității

de concurență.


2012-2016

283

Între principalii concurenți activi în segmentul producției de gaze naturale (incluzând

aici și importul de gaze naturale) nu există legături structurale (de exemplu, societăți

în comun, asocieri pentru participări comune la licitații, dețineri încrucișate de acțiuni,

acorduri de cooperare).

În ceea ce privește simetria costurilor, există anumite diferențe între principalii

jucători, generate în special de tipologia zăcămintelor aflate în exploatare, dar și de

modalitatea de organizare a societăților.

Date fiind particularitățile sectorului analizat, barierele la intrare sunt apreciate drept

ridicate, intrarea semnificativă pe piață depinzând fundamental de

descoperirea/existența unor zăcăminte de gaze naturale cu potențial de exploatare.

Una din principalele problemele sesizate de producătorii din România cu privire la

activitatea de explorare-exploatare a rezervelor de gaze naturale este reprezentată de

accesul la terenurile necesare săpării sondelor sau efectuării intervenţiilor la sondele

existente şi la terenurile pe care se amplasează facilităţile de producţie şi transport

gaze naturale. În acest sens, se recomandă implicarea autorităţilor locale din zonele în

care se situează terenurile vizate de activităţi petroliere, în vederea identificării

soluţiilor optime pentru deblocarea situaţiilor de conflict dintre proprietarii terenurilor

şi operatorii economici ce urmează să desfăşoare activităţile specifice în respectivele

zone.

Din punct de vedere al omogenităţii produsului, oferta diferiților producători

autohtoni și a importatorilor este similară, altfel spus, gazele naturale oferite de

jucătorii pe piață nu se diferențiază semnificativ din punct de vedere al

caracteristicilor sau calității.

Dată fiind lipsa unor produse substituibile gazelor naturale, dar și stringența nevoilor

pe care consumul de gaze le satisface, atât pe palierul industrial, cât și pe cel casnic,

cererea de gaze naturale poate fi apreciată ca având un caracter inelastic în funcţie de

preț.

Cantităţile de gaze naturale rezultate în urma activităţii de producţie au fost

comercializate de producători atât în sectorul reglementat, cât şi în cel concurenţial.

Accelerarea procesului de liberalizare a pieţei şi-a pus amprenta asupra evoluţiei

volumelor de gaze naturale comercializate în cele două sectoare menţionate, trendul

de creştere a sectorului concurenţial în detrimentul celui reglementat fiind demonstrat

de cantităţile tranzacţionate în cadrul fiecăruia dintre acestea.

Consumul de gaze naturale din România a fost acoperit în perioada 2012-2016 din

două surse: producţia internă şi import. În ceea ce priveşte importurile, Federaţia Rusă

constituie principala sursă de provenienţă a acestora.

Importul de gaze naturale în România se realizează prin cele trei puncte de

interconectare transfrontalieră ale SNT: Medieşul Aurit (importuri Ucraina),

Csanadpalota (importuri Ungaria), Isaccea (importuri Ucraina).


2012-2016

284

În perioada 2012-2015 se observă o evoluţie anuală invers proporţională a cantităţilor

importate şi a preţurilor gazelor din import. Astfel, România a importat cantităţi

semnificative de gaze naturale atunci când preţurile acestora erau semnificativ mai

mari faţă de preţurile gazelor din producţia internă, pentru ca ulterior, în perioada în

care preţurile gazelor din import au intrat pe un trend descendent, să se diminueze şi

cantităţile importate.

Pe fondul reducerii preţului gazelor din import, ar fi fost de aşteptat o creştere a

cantităţilor intrate în ţară din surse externe. Acest lucru nu s-a întâmplat din cauza

scăderii consumului total de gaze naturale din România, care a influenţat în mod

direct volumul importurilor. Mai exact, ajustarea ofertei de gaze naturale pe piaţa

naţională, în funcţie de contracţia cererii, s-a realizat pe seama scăderii cantităţilor

importate.

Anul 2016 a marcat o ieşire din tipare prin inversarea, în premieră, a raportului preţ

din producţia internă/preţ din import. Consecinţa directă a scăderii preţului gazelor

din import sub nivelul celor din producţia internă a fost majorarea cantităţilor de gaze

importate. Cu toate acestea, principala sursă de gaze naturale pentru consumatorii din

România a fost reprezentată, pe întreaga perioadă de analiză, de cei doi mari

producători, Romgaz şi OMV Petrom.

Tendinţa de majorare a importurilor din anul 2016 s-a suprapus cu menţinerea cererii

la un nivel scăzut, care a determinat diminuarea obligaţiei furnizorilor de a importa

anumite cantităţi de gaze pentru respectarea „coşului de gaze” stabilit de ANRE.

Schimbările survenite pe piaţa gazelor naturale în anul 2016, respectiv reducerea

preţurilor gazelor din import sub nivelul celor din producţia internă şi menţinerea

nivelului scăzut al cererii, au evidenţiat faptul că importurile vor exercita o presiune

concurenţială din ce în ce mai mare asupra producţiei interne, cu efect de diluare a

puterii de piaţă a producătorilor români.

Exporturile de gaze naturale au început din anul 2013 şi s-au situat la cote modice,

cauza principală fiind lipsa unei infrastructuri adecvate şi necesitatea unui volum

ridicat de investiţii pentru dezvoltarea acesteia.

Sistemul de transport din România a fost gândit cu scopul principal de a asigura

consumurile de gaze naturale la nivelul întregului teritoriu naţional, în condiţiile în

care acest consum depăşea semnificativ nivelul producţiei interne. Prin urmare,

România are o infrastructură de transport a gazelor naturale care funcţionează la

presiuni între 6 şi 35 bari (cu excepţia conductelor prin care se realizează transportul

internaţional - cele trei fire Isaccea – Negru Vodă), mult mai scăzute faţă de presiunile

sistemelor de transport din ţările vecine.

Integrarea României în piaţa unică s-a realizat în baza unor angajamente de respectare

a cerinţelor politicii UE în domeniul energiei, inclusiv cele vizând realizarea unor

sisteme de transport integrate la nivel european, ca urmare a investiţiilor pentru

dezvoltarea interconectărilor cu sistemele de transport gaze naturale din ţările vecine.


2012-2016

285

Conform reglementărilor europene, România trebuie să asigure fluxurile

bidirecţionale pe fiecare dintre punctele de interconectare, pe care există în prezent

limitări de ordin tehnic.

Contracţia consumului de gaze la nivel naţional în paralel cu stabilizarea nivelului

producţiei, până la situaţia în care consumul să poată fi asigurat doar din producţia

internă, au accentuat necesitatea existenţei unei interconectări a SNT care să permită

valorificarea gazelor din producţia internă mai ales în contextul surselor potenţiale din

Marea Neagră.

Infrastructura limitată de export reprezintă o barieră structurală semnificativă la

intrarea pe piaţa producţiei de gaze naturale şi, implicit, în dezvoltarea de noi

exploatări de gaze, barieră accentuată pe parcursul perioadei de analiză de

modificarea condiţiilor de piaţă.

Lipsa unei strategii coerente de dezvoltare economică care să conducă la proiecţii

consolidate privind evoluţia pe termen lung a consumului de gaze naturale la nivel

naţional nu este de natură a încuraja investiţiile în sectorul de upstream.

B. Activitatea de furnizare

În perioada de analiză (2012-2016) pe piaţa furnizării gazelor naturale în regim

concurenţial au existat restricţii comerciale derivate din reglementările aferente

procesului de tranziţie de la o piaţă reglementată la o piaţă liberă. Prin urmare,

condiţiile de comercializare în regim concurenţial nu au reflectat în totalitate/în mod

real opţiunea liberă a participanţilor la piaţă cu privire la modul de

operare/tranzacţionare pe piaţă.

În perioada de analiză evoluţia volumelor de gaze naturale comercializate la nivelul

întregii pieţe reflectă o scădere de 16%. Urmare a procesului de liberalizare se

observă, în perioada 2013-2017, o reducere a volumelor comercializate în regim

reglementat (cu 30%) în paralel cu majorarea cantităţilor comercializate în regim

concurenţial (cu 13%).

Primii patru furnizori ca mărime din punct de vedere al cantităţilor comercializate la

nivelul întregii pieţe sunt Romgaz, OMV Petrom Gas, Engie şi E.ON Energie.

Vânzările cumulate ale acestora au oscilat, în perioada de analiză, între [80% şi 90%]

din totalul cantităţilor de gaze naturale comercializate.

Furnizorii care au comercializat cantităţi de gaze naturale ce au depăşit 1% din totalul

vânzărilor de gaze naturale din România pe toată perioada de analiză au fost Wiee

România, Conef Gaz şi Amromco Energy. Alţi furnizori au avut ponderi de peste 1%

numai în anumite intervale ale perioadei de analiză: Stratum Energy (începând din

2014), Arelco Power (în 2012 şi 2013) şi Met România (în 2013 şi 2014).


2012-2016

286

Furnizarea în regim reglementat

Furnizarea în regim reglementat a fost asigurată în anul 2016 de un număr iniţial de

38 de operatori, respectiv 37 începând cu data de 30 septembrie 2016. Având în

vedere că furnizarea în regim reglementat a fost asigurată de furnizorii care provin din

grupurile de întreprinderi ce deţin şi societăţile de distribuţie şi de furnizorii care au şi

activitate de distribuţie, numărul acestora nu a înregistrat fluctuaţii semnificative în

perioada de analiză.

Clientul final reglementat are asigurată furnizarea de gaze strict de la furnizorul din

grupul care deţine şi distribuitorul în a cărui reţea este conectat respectivul

consumator. Decizia clientului final reglementat de schimbare a furnizorului

echivalează cu trecerea acestuia în piaţa concurenţială.

Consumul clienţilor finali reglementaţi a înregistrat în perioada 2012 - 2016 o scădere

de circa 40%, în principal ca urmare a procesului de liberalizare şi, implicit, a

transferului clienţilor finali în zona de furnizare în regim concurenţial. Diminuarea

consumurilor este şi rezultatul extinderii măsurilor de eficienţă energetică

(anveloparea locuinţelor).

Cu toate că, în perioada de analiză, toţi clienţii finali noncasnici au trecut etapizat la o

furnizare în regim concurenţial, ceea ce ar fi trebuit să conducă la o reducere a

numărului de consumatori pentru care furnizarea se realiza în regim reglementat, nu s-

a întâmplat acest lucru ca urmare a dezvoltării/extinderii reţelelor de distribuţie şi

conectării unor noi clienţi. Numărul clienţilor finali pentru care furnizarea se realiza

în regim reglementat a crescut de la 3.198.686 în 2012 la 3.395.841 în 2016.

Furnizarea în regim reglementat a fost realizată în baza unui mecanism prin care se

asigura trasabilitatea cantităţilor de gaze naturale puse la dispoziţia pieţei de către

surse (producători), preluate de furnizorii care aveau consumatori în regim

reglementat şi ajunse în consumul acestora. Pentru asigurarea integrală a

consumurilor în regim reglementat, cantităţile erau completate cu gaze din import în

procentul stabilit de autoritatea de reglementare. Rigurozitatea în monitorizarea

cantităţilor de gaze naturale puse la dispoziţie de către producători şi ajunse în

consumurile reglementate a fost o rezultantă a condiţiilor de comercializare specifice

cu privire la preţuri.

Existenţa mecanismului prin care s-au asigurat sursele de gaze din producţia internă

ce aveau ca destinaţie consumurile reglementate a creat premisele unui potenţial risc

cu privire la respectarea destinaţiei cantităţilor puse la dispoziţia pieţei concurenţiale

de producători.

Preţul de achiziţie al gazelor naturale din producţia internă pentru zona reglementată a

fost stabilit administrativ303

, cu o creştere liniară trimestrială, conform angajamentelor

303

Hotărârea Guvernului nr. 22/2013 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia

internă pentru piaţa reglementată de gaze naturale.


2012-2016

287

asumate faţă de organismele financiare internaţionale, respectiv Calendarul de

eliminare treptată a preţurilor reglementate pentru clienţii finali.

Principalele surse care au asigurat consumurile în regim reglementat au fost

producătorii (direct sau prin afiliat) Romgaz, OMV Petrom Gas şi Amromco.

Cumulat, minimul asigurat de cei trei operatori din totalul consumurilor reglementate,

în perioada 2013-2016, a fost de 85%.

Pe piaţa furnizării cu amănuntul în regim reglementat primii doi furnizori, GDF Suez

Energy România (în prezent Engie) şi E.ON Energie România, deţin împreună o

pondere de circa 90%, fiind observată o tendinţă de egalizare a poziţiilor pe piaţa

reglementată.

Mecanismul prin care au fost asigurate sursele de gaze pentru consumurile

reglementate, în perioada 2012-2016, coroborat cu lipsa resurselor financiare la

nivelul unora dintre furnizorii mici care aveau şi activitate de distribuţie, a condus la

apariţia unei verigi intermediare între producătorii care puneau la dispoziţia pieţei

cantităţile pentru zona reglementată şi furnizorii care aveau consumatori în regim

reglementat. Au existat furnizori care, deşi nu aveau consumatori reglementaţi,

cumpărau de la producători cantităţi de gaze la preţ reglementat şi le vindeau mai

departe furnizorilor care aveau consumatori reglementaţi, asigurându-le acestora

finanţarea achiziţiilor pe o perioadă de timp.

Existenţa regimului de furnizare reglementată a permis/asigurat menţinerea pe piaţă a

unor furnizori care aveau şi activitate de distribuţie, cu toate că aceştia se confruntau

cu dificultăţi în asigurarea fluxurilor financiare impuse de specificul activităţii de

furnizare. Sporadic, unii dintre aceşti furnizori au fost prezenţi şi pe piaţa furnizării cu

amănuntul în regim concurenţial. Se poate anticipa că, pe măsura liberalizări pieţei

pentru consumatorii casnici, va avea loc o reaşezare pe piaţa furnizării cu amănuntul

în regim concurenţial, în sensul creşterii gradului de concentrare (scade numărul de

participanţi pe piaţă).

Furnizarea în regim concurenţial

În piaţa concurenţială, tranzacţiile comerciale cu gaze naturale pot fi realizate angro

(între furnizori) sau cu amănuntul (între furnizori şi clienţii eligibili), iar preţurile se

formează pe baza cererii şi a ofertei, ca rezultat al mecanismelor concurenţiale.

Comercializarea gazelor pe piaţa concurenţială se face prin contracte bilaterale şi/sau

pe pieţele centralizate.

Raportat la cantităţile anuale de gaze naturale comercializate în regim concurenţial,

se poate observa că vânzările destinate pieţei cu amănuntul au reprezentat circa 59% -

64% din totalul vânzărilor în regim concurenţial, ceea ce înseamnă că o parte

semnificativă a pieţei cu amănuntul este aprovizionată direct de către producătorii

interni.


2012-2016

288

Producătorii sau afliliaţii acestora, prezenţi în calitate de furnizori atât pe piaţa angro,

cât şi pe piaţa cu amănuntul, sunt Romgaz şi OMV Petrom Gas. În funcţie de

strategia proprie, aceştia comercializează cantităţile de gaze naturale în regim

concurenţial fie către revânzători, fie către clienţi finali. Romgaz şi OMV Petrom Gas

sunt furnizorii-producători care au capacitatea de a furniza gaze naturale oricărui

consumator din România, alături de furnizorii tradiţionali Engie şi E.ON Energie.

În perioada de analiză, condiţionalităţile generate de existenţa regimului reglementat

au determinat obligaţii inclusiv pe piaţa furnizării în regim concurenţial. Furnizarea în

regim concurenţial s-a realizat pornind de la un set de obligaţii (obligaţia de ”bandă”,

obligaţia de stoc minim, „coşul de gaze”) care au condus la o limitare privind

libertatea de comercializare/operare a furnizorilor.

B.1 Piaţa furnizării angro în regim concurenţial

Piaţa furnizării angro în regim concurenţial a înregistrat, în perioada de analiză, o

creştere a numărului de furnizori activi cu aproape 40%, astfel că la nivelul anului

2016 numărul acestora ajunsese la 46.

Raportat la numărul redus de furnizori care derulează activitate specifică tradingului

(vânzare/cumpărare de gaze naturale pe piaţa angro) se constată că această activitate

nu s-a dezvoltat pe piaţa din România, ceea ce indică faptul că piaţa are un grad

incipient de dezvoltare. Activitatea de trading presupune accesarea unor surse de gaze

suficient de rentabile încât să poată fi comercializate pe o anumită piaţă cu o marjă de

profit, acest lucru implicând inclusiv operaţiuni de import/export. Având în vedere că

pe piaţa din România preţul gazelor din producţia internă s-a situat, în cea mai mare

parte a perioadei de analiză, sub nivelul preţului gazelor din import şi că, în ceea ce

priveşte exportul, au existat limitări tehnice, nu au existat fundamentele dezvoltării

unei activităţi de furnizare specifice tradingului.

În prezent, legislaţia naţională nu are definită noţiunea de trader, dar există iniţiative

în acest sens, cu atât mai mult cu cât de la 1 aprilie 2017 piaţa angro funcţionează

integral în regim concurenţial, ceea ce ar trebui să conducă la o concurenţă între

sursele aflate la dispoziţia pieţei (intern/import).

Piaţa furnizării angro în regim concurenţial prezintă în perioada 2013 - 2015 un grad

ridicat de concentrare cu valori ale indicelui HHI de peste 2300 de unităţi pentru ca în

anul 2016 să se înregistreze o scădere a HHI până la aproximativ 1860.

Scăderea importantă (de peste 530 de unități) a HHI din anul 2016 este rezultatul

reducerii prezenței pe piață a celor doi mari producători, în special Romgaz […],

concomitent cu creșterea prezenței pe această piață a altor furnizori.

Date fiind valorile HHI, în anul 2016 piața furnizării angro de gaze naturale din

România devine o piață cu concentrare medie, după ce anterior putea fi privită drept o

piață puternic concentrată.


2012-2016

289

Reducerea recentă a gradului de concentrare pe piață reiese și din analiza ratelor de

concentrare (en. concentration ratio, CR). Chiar dacă, pe întreaga perioadă analizată,

principalii producători de gaze naturale din România, Romgaz și OMV Petrom (prin

afiliat), sunt și rămân și principalii participanți pe piața furnizării angro, CR2 se

reduce [...]. Scăderea prezenței pe piața furnizării angro a celor doi producători

autohtoni de gaze naturale [...] este compensată în special de avansul altor doi

furnizori [...], fapt pentru care CR4 rămâne relativ constant în intervalul 2013-2016.

În concluzie, tendința recentă pe piața furnizării angro în regim concurențial din

România pare a fi de echilibrare a principalilor jucători. Reducerea prezenței celor doi

mari producători este suplinită de creșterea importanței a doi furnizori de gaze

naturale, ceea ce face ca HHI și CR2 să se reducă puternic în anul 2016. CR4 rămâne

la valori relativ ridicate, peste 75%, păstrându-se astfel caracterul oligopolist al

acestei piețe.

Din perspectiva condiţiilor existente pe piaţă, s-a evidenţiat faptul că pe perioade

limitate de timp, în perioada sezonului rece, sursele de gaze naturale aflate la

dispoziţia pieţei au o flexibilitate limitată. Pe perioada rece sursele de gaze naturale

sunt producţia internă curentă, importul curent şi gazele din depozitele de

înmagazinare. Nefuncţionarea uneia dintre cele trei surse poate conduce la probleme

în aprovizionare, mai ales în contextul creşterii consumului de gaze naturale specific

perioadei de iarnă.

Existenţa unor cantităţi de gaze naturale înmagazinate, pentru perioada sezonului rece,

reprezintă o condiţionalitate tehnică a sistemului de care depinde continuitatea în

funcţionare. Necesitatea existenţei acestor cantităţi de gaze naturale în depozite cu rol

în securitatea aprovizionării conduce la ideea constituirii unor stocuri de siguranţă,

altele faţă de cele comerciale.

Piaţa furnizării angro în regim concurenţial s-a structurat pe două paliere, existând

furnizori care achiziţionează gazele naturale direct de la surse (producţie

internă/import) şi furnizori care realizează achiziţiile de gaze de la ceilalţi furnizori.

Structurarea pieţei angro pe cele două paliere a rezultat ca urmare a decalajelor

importante existente la nivelul revânzătorilor prin prisma capacităţii de finanţare.

Astfel, există furnizori care nu dispun de suficiente lichidităţi pentru a achiziţiona

gazele naturale în condiţiile solicitate de deţinătorii de surse (termene de plată,

flexibilitate, dimensiunea cantităţilor scoase la vânzare) având în vedere că

recuperarea contravalorii gazelor livrate consumatorilor se realizează la un moment

ulterior.

În perioada de analiză se remarcă o evoluţie pozitivă cu privire la posibilitatea

accesării directe a surselor de gaze de către furnizori. Astfel, numărul furnizorilor care

au achiziţionat gaze direct de la producători/afiliat s-a dublat în perioada 2012-2016.

Creşterea numărului de furnizori care au achiziţionat direct de la producători/afiliat

reflectă un trend de ajustare a modului de comercializare a gazelor naturale provenite

de la cei doi mari producători, prin fragmentarea cantităţilor ofertate.


2012-2016

290

Pe piaţa furnizării angro în regim concurenţial, pe întreaga perioada de analiză,

modalitatea dominantă de comercializare a fost contractarea bilaterală, ceea ce a

determinat reducerea gradului de transparenţă. Consecinţa directă a lipsei de

transparenţă a fost lipsa oricăror referinţe de preţ.

Având în vedere evoluţiile pieţei în perioada de analiză se remarcă totuşi că, faţă de

perioada 2012 – 2014, când piaţa a funcţionat exclusiv pe bază de tranzacţii bilaterale,

începând cu anul 2015 debutează procesul de transparentizare a pieţei odată cu

introducerea obligaţiilor de tranzacţionare pe pieţele centralizate.

Elemente negociate în contractele de achiziţii

Pe perioada de analiză piaţa furnizării angro în regim concurenţial a parcurs o etapă

de modelare a procesului de contractare din punct de vedere al condiţiilor/

elementelor ce fac obiectul negocierilor în contractele bilaterale, modelare rezultată

din evoluţia cadrului legislativ. Preţul a devenit elementul central al negocierilor în

achiziţiile bilaterale de la producători după data de 1 ianuarie 2015, având în vedere

că până la acel moment preţurile aveau ca referinţă nivelele stabilite în calendarul de

liberalizare.

Odată cu implementarea prevederilor Codului Reţelei, rolul unora dintre elementele

ce făceau obiectul negocierilor bilaterale pe piaţa angro s-a accentuat, devenind

prioritar. Astfel, gradul de flexibilitate a cantităţilor contractate este un element care a

căpătat o importanţă deosebită în negocierea contractelor de achiziţii aproximativ

similară cu cea a preţului. De asemenea, negocierea cu o acurateţe cât mai ridicată a

cantităţilor achiziţionate, prin raportare la consumurile generate de portofoliul de

clienţi al respectivului furnizor, a devenit esenţială, în condiţiile în care până la

aplicarea prevederilor Codului Reţelei obligaţiile de plată rezultate din procesul de

contractare se refereau strict la achitarea contravalorii gazelor efectiv consumate de

clienţii finali. Tot ca urmare a modificărilor survenite prin aplicarea prevederilor

Codului Reţelei a apărut nevoia de contracte pe termen mai scurt de o lună, precum şi

de contracte de echilibrare.

Pe piaţa furnizării angro există o diferenţiere a condiţiilor de contractare în cazul

achiziţiilor realizate de la producători faţă de cele realizate de la revânzătorii care nu

au şi calitatea de producători. Ca regulă generală, în cazul achiziţiilor de la

revânzători, se poate asigura o flexibilitate mai mare a cantităţilor comparativ cu

achiziţiile de la producători, ceea ce conduce la posibilitatea preluării de către

cumpărător a unor cantităţi mult mai bine dimensionate pe specificul de consum al

propriilor clienţi şi implicit o gestionare mai bună a dezechilibrelor.

Modul de construire a portofoliilor anuale de achiziţii

Pe piaţa furnizării angro în regim concurenţial contractarea gazelor naturale se

realizează, în general, fără servicii logistice (revânzătorii au încheiate în nume propriu


2012-2016

291

contracte pentru transportul gazelor prin SNT, precum şi contracte de distribuţie),

procesul de negociere vizând în principal preţul gazului, cantităţile, termenele de

plată, perioada de livrare şi flexibilitatea. Revânzătorii îşi construiesc portofoliile de

achiziţie de gaze naturale prin încheierea unei multitudini de contracte cu furnizorii-

producători interni, cu furnizorii care importă gazele naturale de la traderi externi şi

cu ceilalţi furnizori-revânzători.

În general, revânzătorii îşi construiesc portofoliile având un contract anual de

achiziţie, aşa-numitul contract de bază, care le asigură cea mai mare parte din

necesarul de gaze pe care trebuie să le revândă consumatorilor proprii (la care se

încheie acte adiţionale prin care se pot ajusta cantităţile lunare achiziţionate şi

preţurile gazelor naturale) şi dintr-o multitudine de contracte,

semestriale/trimestriale/lunare sau pe durate de câteva zile, încheiate fie bilateral, fie

prin tranzacţii pe pieţele centralizate.

Modalităţile de construire a portofoliilor de achiziţie diferă de la un revânzător la

altul, existând cazuri când aceştia preferă să încheie, cu precădere, contracte

lunare/spot sau multi-lunare (în general, în situaţiile în care nu pot avea o

predictibilitate a consumurilor clienţilor finali proprii). Există, de asemenea, situaţii în

care revânzătorii au în derulare mai multe contracte anuale cu acelaşi furnizor

(decalate în timp ca dată de începere şi de finalizare), caz în care cantităţile necesare a

mai fi achiziţionate pe contracte pe termen scurt (lunar/spot) sunt mai reduse.

Ca urmare a manifestării în ultimii ani ai perioadei de analiză a unei tendinţe de

volatilitate a preţurilor, se remarcă orientarea către contractele derulate pe perioade

scurte, respectiv trimestru sau semestru.

Pe parcursul perioadei de analiză, se observă trecerea spre un sistem de achiziţii

fragmentat, bazat pe o diversitate a duratelor de contractare, rezultat ca urmare a

evoluţiilor pieţei şi condiţiilor de comercializare.

Modul în care furnizorii îşi construiesc portofoliile de achiziţii este influenţat

semnificativ de prevederile legislative, ceea ce face ca pe o piaţă caracterizată de

schimbări legislative continue, greu de previzionat, puse în practică în ultimul

moment, aşa cum este cea din România, să fie necesare strategii de achiziţie flexibile

şi adaptabile tuturor acestor modificări.

Distincţia între gazele din producţia internă şi cele din import

În perioada de analiză s-a evidenţiat o diferenţă între preţul gazelor naturale din

producţia internă şi preţul gazelor naturale din import, care a fost semnificativ mai

mare până în anul 2016, când a început să scadă în contextul reducerii cotaţiilor

petroliere. Diferenţele de preţ nu au permis manifestarea unei concurenţe reale între

cele două surse de aprovizionare, conducând la segmentarea cererii și a ofertei de

gaze naturale pe piață.


2012-2016

292

Distincţia între sursele de gaze naturale (interne/import), ce a pornit de la diferenţa

mare de preţ, a atras după sine o diferenţiere şi din punct de vedere al reglementărilor

aplicabile celor două surse (fiscale şi de tranzacţionare), ceea ce poate conduce, odată

cu modificarea condiţiilor de piaţă (producţie internă care acoperă consumul, preţuri

intern/import la nivele apropiate) la crearea unor avantaje concurenţiale ale unor

furnizori în detrimentul altora, chiar dacă pe perioade de timp limitate.

Referinţe de preţ pe piaţa angro

Preţul de achiziţie al gazelor naturale pe piaţa furnizării angro în regim concurenţial s-

a raportat, până la 1 ianuarie 2015, la preţul de achiziţie, stabilit administrativ

conform calendarului de liberalizare, pentru consumatorii a căror furnizare se realiza

în regim reglementat (casnic, noncasnic). Practic, de la acel moment a debutat

procesul de formare a preţului gazelor din producţia internă ca rezultat al cererii şi

ofertei.

Începând cu anul 2015, odată cu liberalizarea pieţei interne pentru clienţii noncasnici

referinţele de preţ obişnuite au devenit neclare. Pentru segmentul protejat (casnici şi

asimilaţi) a existat până în martie 2017 un preţ reglementat pentru gazele din

producţia internă şi există preţul de import publicat de ANRE. Pentru segmentul

neprotejat (noncasnici) există preţurile publicate ex-post de către ANRE (cu un

decalaj faţă de luna la care se referă).

În cazul achiziţiilor de gaze din import, referinţele pentru întreaga piaţă erau preţurile

de import, care de regulă erau disponibile ex-post (publicate în rapoartele de

monitorizare ale ANRE) şi care nu erau transparente ex-ante pentru toţi operatorii din

piaţă decât în măsura în care aceştia deţineau contracte forward de import cu preţuri

definite.

Într-o piaţă relativ izolată aşa cum este cea din România, cu schimburi transfrontaliere

limitate, cu sursă unică de import (gaze din Federaţia Rusă) şi cu exporturi

nesemnificative, este cu atât mai dificil de identificat o referinţă corectă de preţ pentru

gazul comercializat din producţia internă. Prin urmare, în acest interval de circa doi

ani de identificare a unor niveluri de preţ care să reflecte corect condiţiile de piaţă,

pârghiile/elementele care au acţionat şi au forţat joncţiunea dintre cerere şi ofertă au

fost capacitatea redusă de comercializare a producţiei interne pe alte pieţe

(producătorii au fost captivi pe piaţa internă), pe de o parte, şi gradul de

suportabilitate a costurilor cu achiziţia gazelor de către clienţii finali, pe de altă parte.

Pe măsura consolidării segmentului concurenţial şi extinderii modalităţii de

comercializare prin platformele centralizate, acestea au început să ofere prima

indicaţie de preţ. Totuşi, această indicaţie de preţ este la un nivel general, brut, fără a

fi ajuns să asigure transpunerea cu acurateţe a tuturor condiţiilor de comercializare.

Referinţele oferite de platformele centralizate, în perioada 2015-2016, nu au

reprezentat un indicator/semnal real de preţ în condiţiile unei lichidităţi scăzute şi a


2012-2016

293

unei transparenţe insuficiente. În opinia marilor furnizori pe piaţă nu există un

indicator real în ceea ce priveşte referinţele ex-ante.

În lipsa unor referinţe acceptate de întreaga piaţă, un element de la care s-a pornit ca

indicaţie de preţ în construirea portofoliilor de achiziţii ale furnizorilor a fost preţul de

vânzare la consumatorul final. Multe dintre contractele clienţilor finali sunt negociate

pentru o perioadă de un an, înainte ca volumele respective să fie achiziţionate. Prin

urmare, preţurile încheiate cu clienţii finali au reprezentat, la rândul lor, un indicator

în procesul de stabilire a preţului de achiziţie.

Piaţa furnizării angro încă parcurge etapa de tatonare în privinţa construirii/oferirii

unor referinţe de preţ care să reflecte cât mai fidel condiţiile de comercializare

existente în piaţă la momentul contractării. Preţurile din contractele bilaterale pe piaţa

furnizării angro au fost rezultatul unor negocieri directe care nu au reflectat un set de

condiţii standard raportate în urma negocierilor la conjunctura de moment a pieţei

(raport cerere/ofertă).

Modificarea cadrului legislativ prin OUG 64/2016 a condus, începând cu precădere

din anul 2017, la impulsionarea tranzacţionării pe pieţele centralizate şi, deşi procesul

de construire a unor referinţe de preţ care să reflecte corect raportul dintre cerere şi

ofertă şi condiţiile reale de contractare este în derulare, preţurile rezultate din

tranzacţiile pe pieţele centralizate sunt considerate un prim indicator pentru

participanţii la piaţă.

Elemente care influenţează preţul pe piaţa angro

Principalele elemente care influenţează preţul de achiziţie pe piaţa furnizării angro

sunt cantitatea, flexibilitatea, perioada contractuală, termenul de plată. Alte elemente

de influenţă sunt, în cazul contractării bilaterale, istoricul relaţiilor contractuale şi

bonitatea financiară, iar în cazul tranzacţiilor încheiate pe platformele centralizate,

garanţiile financiare.

Alte elemente care mai pot influenţa preţurile se referă la tipul de gaze naturale

(intern/import curent, intern/import din înmagazinare), punctul de livrare (la intrare în

SNT/în SNT/la ieşire din SNT), servicii asociate

(transport/înmagazinare/distribuţie/echilibrare), tip preţ (fix sau variabil).

Elementele menţionate influenţează stabilirea preţurilor existând, de la caz la caz, un

grad diferit de impact în funcţie de nevoile specifice ale părţilor contractante. De

exemplu, pentru contracte cu durate mai mici de un an, perioada pentru care se

contractează (vară, iarnă) este foarte importantă (iarna preţurile sunt semnificativ mai

mari), iar pentru contracte similare termenul de plată şi/sau garanţia diferenţiază

preţul. Pentru contractele încheiate pentru aceeaşi lună de livrare diferenţele de preţ

pot proveni din cantitate şi flexibilitate.

Preţul mai este influenţat şi de factori conjuncturali care reflectă condiţiile existente în

piaţă la momentul încheierii contractelor: cantităţile diponibile pe care le au


2012-2016

294

producătorii, preţul gazelor naturale din import, existenţa unor cantităţi excedentare

pe care furnizorii preferă să le vândă - pentru a nu fi penalizaţi pentru nerespectarea

obligaţiei de preluare sau pentru a nu înregistra costuri de înmagazinare - reducând

preţul uneori chiar sub preţul de achiziţie (tranzacţiile spot). Astfel, pot exista cantităţi

similare de gaze naturale având în aceeaşi perioadă de livrare preţuri diferite,

determinate de momentele diferite de încheiere a tranzacţiilor.

Piaţa furnizării angro nu este caracterizată de contracte standard, ceea ce a condus la

existenţa unei multitudini de forme de contracte şi produse aferente care, în fapt,

reflectă nevoile specifice ale părţilor contractuale.

În contextul procesului de liberalizare, preţul gazelor naturale din producţia internă s-

a situat pe un trend ascendent în perioada 2012 - 2015, marcând o creştere de circa

67% la nivelul mediei ponderate. Excepţie a făcut anul 2016 când, în contextul

internaţional de scădere a preţurilor gazelor naturale, preţul gazelor din producţia

internă s-a diminuat la nivelul mediei ponderate cu 8% faţă de anul 2015.

Preţul mediu al gazelor naturale din import s-a situat în perioada 2012 - 2015 peste

media ponderată a preţului gazelor din producţia internă comercializate de

producători, cu menţiunea că ecartul dintre cele două preţuri s-a diminuat cu 67% în

2015 fată de 2012. În anul 2016, în premieră, preţul mediu al gazelor din import a fost

mai mic (cu circa 4%) faţă de cel al gazelor naturale din producţia internă.

Deficienţe/Bariere la intrarea pe piaţă

Una din principalele bariere la intrarea pe piaţa furnizării este volatilitatea cadrului de

reglementare, care are drept consecinţă necesitatea alocării de resurse suplimentare.

Lipsa de predictibilitate cu privire la cadrul legislativ a necesitat o adaptare

conjuncturală a furnizorilor, influenţând relaţiile comerciale dintre toţi participanţii la

piaţă şi determinând o incoerenţă în ofertare şi achiziţii.

O altă problemă semnalată se referă la volumul ridicat de raportări, precum şi la

obligaţia transmiterii aceloraşi informaţii sub mai multe forme în lipsa unei platforme

funcţionale comune care să centralizeze la nivelul ANRE datele comunicate de

operatorii din piaţă.

Structura pieţei la nivelul surselor de aprovizionare (numărul mic de concurenţi la

nivelul surselor de aprovizionare) constituie, în opinia furnizorilor, o barieră

semnificativă pe piaţa furnizării angro, ce are ca efect o tendinţă de reducere a

diferenţelor între preţurile de cumpărare.

Intrarea pe piaţă a unor noi furnizori poate fi dificilă din perspectiva asigurării

cantităţilor de gaze pentru construirea portofoliilor de achiziţii, în lipsa unor

mecanisme de piaţă care să asigure un acces facil şi transparent la sursele de

aprovizionare.

Un alt obstacol pentru noii operatori la intrarea pe piaţă este acela al optimizării

costurilor (preţurile de achiziţie a gazelor, serviciile de transport, calculul


2012-2016

295

dezechilibrelor) în lipsa unui portofoliu de clienţi care să permită acest lucru şi în

condiţiile în care există o reticenţă faţă de un furnizor nou intrat pe piaţă.

B.2 Piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale

Piaţa furnizării cu amănuntul este segmentul de piaţă în care gazele naturale sunt

comercializate de către titularii de licenţă de furnizare, producători şi furnizori, către

clienţii finali care cumpără gazele naturale pentu uz propriu.

În perioada de analiză numărul clienţilor finali alimentaţi în regim concurenţial şi

cantităţile consumate de aceştia au crescut constant, concomitent cu trecerea

progresivă a clienţilor, în special noncasnici, din piaţa reglementată în piaţa

concurenţială.

Deschiderea graduală a pieţei de gaze naturale se reflectă şi în raportul dintre

consumul anual în regim concurenţial în consumul anual de gaze la nivel naţional,

care indică o creştere susţinută a ponderii vânzărilor cu amănuntul pe piaţa liberă, de

la 36,3% în 2012 la 57,7% în 2016, concomitent cu scăderea ponderii vânzărilor cu

amănuntul în regim reglementat.

Pe piaţa furnizării cu amănuntul consumatorii de gaze naturale se împart în mai multe

categorii, definite prin regulamentele ANRE, în funcţie de consumul anual şi de

reţeaua de transport sau distribuţie la care sunt conectaţi.

Din totalul consumatorilor de gaze naturale din România, aproximativ 60-65 de

consumatori au înregistrat, în perioada de referinţă, un consum mai mare de 100.000

MWh. Din această categorie fac parte, în principal, centralele de producere a energiei

termice şi marii consumatori industriali ce deţin unităţi de producţie, consumul

acestora având, în perioada de analiză, o pondere între 44% şi 39% din consumul

naţional.304

În perioada de analiză, la nivelul pieţei concurenţiale cu amănuntul au fost prezenţi

peste 70 de furnizori. Cei mai importanţi jucători pe acest segment sunt producătorii

(direct sau prin afiliat) Romgaz şi OMV Petrom Gas şi furnizorii tradiționali provenţi

din fostele monopoluri de distribuţie, respectiv Engie și E.On Energie, vânzările

acestora reprezentând circa 90% din vânzările totale pe piaţa concurenţială cu

amănuntul.

Cotele de piață ale furnizorilor tradiționali au înregistrat creșteri importante în

perioada de analiză, de peste 80% , în detrimentul cotelor producătorilor.

Există furnizori care din cauza specificului de consum aleg să se adreseze mai

degrabă clienților noncasnici cu consumuri mari, chiar dacă aceştia prezintă şi riscul

unor dezechilibre semnificative, în timp ce alţi furnizori se orientează cu precădere

către clienţii casnici şi noncasnici mici şi medii.

304

Consumul naţional a fost calculat prin scăderea din totalul consumului de gaze din România a consumurilor

tehnologice şi a cantităţilor livrate de producători către sucursalele proprii.


2012-2016

296

Din punct de vedere al gradului de concentrare situaţia pe piaţa furnizării cu

amănuntul este similară cu cea de pe piaţa furnizării angro: cei doi mari producători

de gaze naturale (direct şi prin afiliat) sunt și principalii jucători de pe piața furnizării

cu amănuntul de gaze naturale.

În anul 2015 a avut loc o reducere importantă a gradului de concentrare, evaluat prin

prisma HHI. Reducerea de peste 500 de unități a HHI se datorează diminuării poziției

pe piață a OMV Petrom Gas și Romgaz și creșterii prezenței Engie și E.ON. Cu toate

acestea, nivelul HHI rămâne ridicat, piața fiind considerată în continuare drept una

puternic concentrată.

Faptul că gradul de concentrare a fost ridicat pe parcursul întregii perioade analizate

este susținut și de evoluția CR4: primii patru jucători pe această piață, respectiv cei

doi mari producători autohtoni (direct sau prin afiliat) și cei doi mari furnizori

tradiţionali, dețin împreună aproximativ 90% din această piață. În ceea ce privește

CR2, după cum am arătat mai sus, reducerea din anul 2015 se datorează diminuării

prezenței celor doi mari producători în favoarea celor doi mari furnizori tradiţionali,

caracterul oligopolist al acestei piețe fiind prezent pe parcursul întregii perioade

analizate.

Preţul de furnizare a gazelor naturale la consumatorul final cuprinde următoarele

componente:

- costul de achiziţie a gazelor naturale;

- tariful de transport;

- tariful de înmagazinare;

- tariful de distribuţie;

- marja de furnizare.

Marjele aferente activităţii de furnizare pentru fiecare categorie de consumatori

noncasnici, din piaţa concurenţială au variat foarte mult de la un an la altul, în special din

cauza schimbărilor intervenite în piaţa de gaze naturale: stabilirea calendarului de

majorare a preţurilor gazelor, renunţarea la preţurile reglementate pentru consumatorii

noncasnici, anularea amestecului de gaze pentru consumatorii noncasnici, implementarea

obligativităţii de a tranzacţiona anumite cantităţi de gaze naturale pe pieţele centralizate,

implementarea Codului reţelei etc.

Marja de furnizare este principala pârghie de negociere a unui furnizor şi, în funcţie de

structura portofoliului de clienţi, fiecare furnizor îşi stabileşte strategia proprie de ofertare,

astfel că marjele pot fi diferite de la un client la altul, dar evaluarea profitabilităţii

activităţii de furnizare se face, de regulă, pe întreg portofoliul de clienţi din piaţa

concurenţială.

Deşi, în mod teoretic, oferta pe piaţa furnizării cu amănuntul este reprezentată de toţi

furnizorii licenţiaţi, în practică au fost identificate o serie de impedimente care nu permit

tuturor furnizorilor să oferteze toate categoriile de consumatori.


2012-2016

297

Deşi există şi furnizori care se adresează tuturor categoriilor de consumatori, indiferent de

cantitatea solicitată, cea mai mare parte a acestora, cu excepţia furnizorilor care au şi

calitatea de producători, apreciază că există consumatori finali cărora nu le pot asigura

furnizarea de gaze naturale, în special din cauza cantităţilor foarte mari şi a condiţiilor

specifice solicitate: de livrare, de preţ, de flexibilitate în consum şi de plată.

În condiţiile în care marea majoritate a furnizorilor achiziţionează gazele naturale cu plata

în avans, iar consumatorii finali doresc plata după luna de livrare, unii furnizori nu au

resursele financiare necesare pentru achiziţia gazelor naturale astfel încât să oferteze

clienţii cu consumuri mari. Practic, aceşti furnizori nu pot susţine financiar întârzierea

plăţilor sau neplata facturilor de către consumatori.

Din punct de vedere al profilului de consum, există consumatori cu variaţii zilnice mari

cărora este dificil să le poată asigura o flexibilitate a cantităţilor cu costuri rezonabile, în

lipsa unor contracte cu cantităţi zilnice variabile pe punctele de intrare şi în lipsa unei pieţe

de echilibrare, coroborate cu mecanismul de transfer al rezervării de capacitate prevăzut în

reglementările ANRE.

De la momentul liberalizării pieţei pentru consumatorii noncansici, respectiv 1 ianuarie

2015, portofoliile furnizorilor au fluctuat atât din punct de vedere al numărului de

consumatori, cât şi din punct de vedere al cantităţilor furnizate, determinate de opţiunile

consumatorilor exprimate în vederea schimbării furnizorului. Acestea se traduc, astfel, în

creşteri ale numărului de clienţi pentru unii furnizori şi scăderi pentru alţii, în procente

care diferă semnificativ de la un furnizor la altul.

Liberalizarea de la 1 ianuarie 2015 a adus în piaţa concurenţială circa 170.000 de

consumatori noncasnici a căror furnizare fusese asigurată, până la acel moment, în regim

reglementat, de către furnizorii tradiţionali care făceau parte din grupurile de întreprinderi

ce deţineau şi sistemele de distribuţie a gazelor naturale.

În perioada de analiză au avut loc noi intrări pe piaţa furnizării cu amănuntul, numărul

furizorilor crescând cu circa 10%, fiind astfel create premisele creşterii concurenţei şi

reducerii preţului către consumatorii finali.

Trecerea în eligibilitate a clienţilor noncasnici a generat anumite fluctuaţii în piaţă, însă

majoritatea clienților au rămas captivi furnizorilor cu care aveau anterior contracte

reglementate. Acest progres lent în extinderea bazei de clienți a fost determinat şi de lipsa

unor informații de ordin tehnic privind consumul clienților eligibili, care ar fi permis

furnizorilor să realizeze o ofertare relevantă a acestor categorii de consumatori.

În general, pe piaţa cu amănuntul ofertele de furnizare a gazelor naturale sunt construite în

raport de elementele reglementate, componente ale preţului de furnizare, respectiv

costurile cu transportul, înmagazinarea şi distribuţia gazelor naturale până la clientul final,

de condiţiile de achiziţie şi de modificările legislative ce urmează să intre în vigoare pe

parcursul derulării relaţiei contractuale şi de adaosul comercial sau marja de furnizare.

Construirea ofertelor pentru consumatorii finali pe piaţa concurenţială este influenţată, în

principal, de următoarele elemente:


2012-2016

298

- preţul de achiziţie a gazelor pentru perioada ofertată;

- evoluţia preţului gazelor pe pieţele centralizate pentru perioada ofertată;

- evoluţia preţului gazelor din import pentru perioada ofertată;

- preţul gazelor naturale din depozite luat în considerare în procentul stabilit de ANRE

pentru perioada contractuală;

- termenul de plată solicitat de client;

- flexibilitate lunară de preluare a gazelor şi flexibilitate zilnică cerută de client;

- cantitatea ce urmează a fi tranzacţionată;

- compararea cu alte oferte pe care consumatorul le-ar putea obţine sau chiar le-a obţinut

de la alţi furnizori, inclusiv cu ofertele tip afişate pe site-ul fiecărui furnizor;

- cererea clientului pentru un anumit preţ (ţinând cont de alte oferte primite de acesta de la

alţi furnizori);

- existenţa unei relaţii contractuale mai îndelungate cu clientul respectiv, bonitatea,

reputaţia acestuia, riscul de neplată;

- cheltuielile cu transportul gazelor naturale prin sistemul naţional de transport şi tariful de

distribuţie al distribuitorului;

- un adaos comercial care variază în funcţie de consumul din perioada contractuală a

consumatorului şi de linearitatea consumului clientului respectiv (un consumator cu o

evoluţie a consumului sezonier sau cu un consum relativ constant în cursul anului), care să

asigure recuperarea tuturor cheltuielilor realizate cu furnizarea gazelor naturale şi un minim

de profit.

C. Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale

În contextul derulării accelerate a procesului de liberalizare, sectorul gazelor naturale

a traversat un proces complex de regândire a mecanismelor de funcţionare a pieţei,

care a implicat o amplă transformare a cadrului de reglementare secundar, dar şi

primar. Finalizarea procesului de tranziţie din zona reglementată spre cea

concurenţială pentru consumatorii noncasnici, precum şi schimbarea condiţiilor de

bază ale pieţei (consumuri, preţuri pentru sursele interne şi cele de import), au condus

la accentuarea influenţelor date de funcţionarea pieţei reglementate asupra celei

concurenţiale.

„Obligaţia de bandă”

Obligaţia producătorilor de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de

gaze naturale rezultate din activitatea de producţie (aşa-numita „obligaţie de bandă”),

necesare consumului CPET, este reglementarea cu cel mai puternic impact pe piaţa

concurenţială, având în vedere că dimensiunea acesteia (mărimea cantităţilor de gaze

naturale destinate acoperirii consumurilor lunare pe piaţa reglementată) a influenţat în

mod direct cantităţile rămase la dispoziţia producătorilor pentru piaţa concurenţială.


2012-2016

299

Pornind de la obligativitatea stabilită prin cadrul legal primar de asigurare cu

prioritate, de către producători, a consumurilor din piaţa reglementată, Metodologia

elaborată de ANRE a avut în vedere principiul proporţionalităţii la nivelul

producătorilor, în aşa fel încât sarcina să fie resimţită uniform la nivelul acestora,

proporţional cu dimensiunea producţiei de gaze naturale a fiecăruia.

Mecanismul bazat pe previzionarea lunară a consumurilor CPET, precum şi pe

estimarea de către producători a cantităţilor ce urmau a fi produse lunar, a condus în

practică la diferenţe semnificative între ceea ce se previziona şi ceea ce se consuma

efectiv pentru CPET, cu impact direct asupra cantităţilor destinate pieţei

concurenţiale. Prin urmare, existenţa constrângerilor impuse de funcţionarea pieţei

reglementate a determinat anumite restricţii comportamentale la nivelul producătorilor

de gaze naturale pe piaţa concurenţială, una dintre acestea fiind reprezentată de

predictibilitatea scăzută/limitată în stabilirea cantităţilor pe care aceştia le puteau

vinde lunar pe piaţa concurenţială.

Dificultăţile în funcţionarea curentă, generate la nivelul producătorilor de “obligaţia

de bandă”, au fost accentuate de lipsa oricărei obligaţii la nivelul furnizorilor cu

privire la achiziţia cantităţilor puse la dispoziţie de producători.

Modificarea legislaţiei în sensul limitării în timp, până la data de 31 martie 2017, a

obligaţiei producătorilor de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de

gaze naturale destinate consumului clienţilor casnici, inclusiv cantităţile destinate

producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la

producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice

destinate consumului populaţiei, au condus la eliminarea interferenţei între piaţa

reglementată şi cea concurenţială.

Prin înlăturarea preţului stabilit administrativ pentru achiziţia gazelor din producţia

internă s-a realizat o corecţie la nivelul unei pieţe concurenţiale, aşa cum este cea a

comercializării angro de gaze naturale şi s-au creat premisele formării unui preţ de

achiziţie a gazelor naturale de către furnizori ca rezultat al procesului de confruntare

între cerere şi ofertă, care reflectă în mod real condiţiile de piaţă.

În concluzie, „obligaţia de bandă”:

a fost considerată de CE ca o restricţie de facto asupra exporturilor de gaze

naturale;

a creat incertitudine cu privire la cantităţile de gaze naturale pe care

producătorii le puteau comercializa lunar pe piaţa concurenţială;

era incompatibilă cu piaţa de echilibrare zilnică;

îngreuna aplicarea obligaţiei de tranzacţionare pe pieţele centralizate;

determina o ordine de prioritate la stabilirea programelor de extracţie din

depozite, care conducea la diferenţieri în rândul furnizorilor şi la suspiciunea

conform căreia furnizorii care aveau acces prioritar pentru piaţa reglementată

beneficiau, implicit, de un avantaj pe piaţa concurenţială.


2012-2016

300

„Obligaţia de bandă”, coroborată cu obligaţia de constituire a stocurilor minime şi cu

prevederile privind impozitarea veniturilor suplimentare obţinute din dereglementarea

preţului gazelor naturale, au condus, în anul 2016, la distorsiuni semnificative ale

pieţei concurenţiale. Deşi este vorba de reglementări în baza cărora piaţa gazelor

naturale a funcţionat dinainte de anul 2016, în acest an, cu precădere, s-a accentuat

impactul acestor reglementări asupra zonei concurenţiale, ca urmare a schimbării

condiţiilor de piaţă ce au fost avute în vedere la momentul stabilirii acestor obligaţii.

Obligaţia de stoc minim

Obligaţia de stoc minim revine, conform legii, furnizorilor de gaze naturale, care au în

portofoliu consumatori finali casnici şi/sau noncasnici, pentru care trebuie să

constituie anual un stoc de gaze naturale în depozitele de înmagazinare, calculat în

baza metodologiei elaborate de ANRE.

Stocul minim are un rol esenţial în funcţionarea, în ansamblu, a sistemului/sectorului

de gaze naturale din România, având în vedere specificul anual de consum

caracterizat de variaţii sezoniere foarte mari. Siguranţa şi continuitatea aprovizionării

cu gaze a consumatorilor finali, cu creşteri majore ale consumului în sezonul rece,

depind de existenţa unui anumit nivel al acestor stocuri obligatorii, având în vedere că

există constrângeri de natură tehnică la nivelul depozitelor de înmagazinare, care au o

anumită capacitate de extracţie şi un anumit grad de dezvoltare a infrastructurii.

Existenţa obligaţiei de stocare a asigurat un debuşeu pentru producţia de gaze naturale

în perioadele de vară, când consumul este minim. În condiţiile unei infrastructuri de

export limitate în sectorul gazelor naturale din România, producătorii sunt constrânşi,

în perioadele în care cererea pe piaţă este semnificativ mai mică faţă de nivelul

producţiei, fie să înmagazineze o parte din cantităţile produse, fie să îşi

ajusteze/reducă producţia, cu riscul unor costuri ridicate.

Existenţa stocurilor obligatorii implică însă, apariţia unor costuri suplimentare (faţă de

cele ale gazelor consumate din producţia curentă) generate de activitatea de

înmagazinare, astfel că, nu de puţine ori, în practică, deşi obligaţia asigurării

cantităţilor aferente stocurilor obligatorii revenea tuturor furnizorilor din piaţă, cei

care preluau această sarcină, pe perioada ciclului de injecţie, erau producătorii, în

principal, şi ca o consecinţă a faptului că nu aveau unde să îşi valorifice producţia.

Furnizorii care nu au şi calitatea de producători percep obligaţia referitoare la

înmagazinarea gazelor naturale pentru consumatorii din piaţa concurenţială ca fiind o

măsură ce generează costuri suplimentare, cu un risc ridicat de nerecuperare, şi care

conduce la reducerea flexibilităţii produsului oferit prin impunerea unor cantităţi ce

trebuie furnizate din depozite. Schimbările frecvente şi semnificative ale portofoliilor

de clienţi, survenite odată cu liberalizarea pieţei, determină riscuri la nivelul

furnizorilor cu privire la posibilitatea recuperării costurilor aferente cantităţilor de

gaze înmagazinate pentru clienţii care ulterior aleg să treacă la alt furnizor.


2012-2016

301

Obligaţia de stoc minim poate reprezenta o barieră la intrarea pe piaţa furnizării din

perspectiva costurilor suplimentare pe care le generează, cu posibil efect de

consolidare a poziţiilor operatorilor tradiţionali.

Sintetic, implicaţiile existenţei obligaţiei de stoc minim vizează următoarele aspecte:

obligaţia de stoc minim induce costuri la nivelul furnizorilor pe piaţa

concurenţială, care nu sunt întotdeauna recuperate sau care sunt transferate

consumatorilor;

infrastructura de înmagazinare insuficient dezvoltată conduce la necesitatea

asigurării unui stoc ale cărui dimensiuni incumbă obligaţii asupra modului în

care furnizorii aleg să îşi constituie portofoliile de achiziţie pentru

consumatorii din piaţa liberă;

similar “obligaţiei de bandă”, şi în acest caz stabilirea ordinii de prioritate la

extracţia cantităţilor de gaze din depozite (din cauza infrastructurilor

insuficient dezvoltate) conduce la diferenţieri în rândul furnizorilor şi la

suspiciunea conform căreia furnizorii care au acces prioritar pentru piaţa

reglementată beneficiază, implicit, de un avantaj pe piaţa concurenţială;

recunoaşterea costurilor de înmagazinare pentru furnizorii care asigură

consumurile din piaţa reglementată poate reprezenta un avantaj pentru aceştia

prin comparaţie cu furnizorii care au doar clienţi pe piaţa concurenţială;

nu există o departajare clară, după destinaţia/utilizarea cantităţilor de gaze

naturale stocate, între stocurile comerciale care intră în consumurile anuale

curente şi stocurile pe care reglementările europene le impun în scopul

securităţii aprovizionării în situaţii excepţionale.

Impozitul asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării

Impredictibilitatea privind sistemul de impozitare din sectorul gazelor naturale

reprezintă o barieră importantă la intrarea pe piaţă, mai ales în ceea ce priveşte

activitatea de producţie. Începând cu anul 2013 s-a evidenţiat o volatilitate crescută a

sistemului de impozitare care poate conduce, în timp, la stagnarea investiţiilor, cu atât

mai mult cu cât preţul gazelor naturale s-a situat pe un trend descendent, în anul 2016.

Existenţa unui sistem de impozitare (impozitul asupra veniturilor suplimentare

obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor în sectorul gazelor naturale) care a

generat un tratament fiscal diferenţiat între diferitele surse de aprovizionare cu gaze

naturale (producţie internă/import) poate conduce la distorsiuni pe piaţa concurenţială

şi la referinţe de preţ administrative decuplate de preţul real rezultat din procesul de

confruntare a cererii cu oferta.

Producţia de gaze naturale reprezintă o activitate în care deciziile de investiţii şi

amploarea sumelor necesar a fi investite se subscriu unor strategii de dezvoltare pe

termen lung asumate de operatori. Având în vedere specificul sectorului gazelor

naturale, cu necesităţi de investiţii ample cu ciclu lung de realizare şi recuperare, cu

costuri şi riscuri ridicate, industria are nevoie de un regim fiscal stabil şi predictibil,


2012-2016

302

care să fie gândit în perspectivă pentru stimularea investiţiilor şi creşterea

competitivităţii întregului sector de gaze naturale din România.

Obligaţia tranzacţionării pe pieţele centralizate

Tranzacţionarea pe pieţele centralizate, devenită obligatorie începând cu anul 2014, a

marcat debutul etapei de reformare a sistemului de comercializare a gazelor naturale

din România, în sensul transparentizării pieţei şi construirii unor referinţe de preţ.

Cadrul legislativ aplicabil în perioada 2014-2015 nu a condus la rezultate notabile în

privinţa creşterii lichidităţii pieţelor centralizate şi, implicit, în privinţa asigurării unor

semnale de preţ. Factorii care au influenţat acest bilanţ caracterizat printr-un nivel

redus al volumelor tranzacţionate au fost, pe de o parte, nivelul accesibilităţii scăzute

la platformele centralizate din punct de vedere al costurilor şi beneficiilor certe ale

contractării bilaterale, iar pe de altă parte, nivelul scăzut al amenzii contravenţionale

prevăzute de legislaţie, care nu a asigurat efectul disuasiv al sancţiunii.

Interesul redus al producătorilor de a tranzacţiona pe pieţele centralizate în această

perioadă a fost justificat de aceştia pornind de la modul în care a fost concepută

obligaţia. În opinia producătorilor, obligaţia acestora de a vinde pe pieţele centralizate

nu a fost stabilită corelativ cu obligaţia furnizorilor de a cumpăra respectivele

cantităţi. Obligaţia prevedea procente mai mici în sarcina furnizorilor comparativ cu

cele ale producătorilor, iar furnizorii îşi puteau îndeplini obligaţia atât prin

cumpărarea, cât şi prin vânzarea gazelor naturale, respectiv prin vânzări succesive

fără să existe obligativitatea achiziţionării respectivelor cantităţi de la producători.

Implementarea prin OUG 64/2016 (începând cu 1 decembrie 2016) a unui nou cadru

legislativ privind obligaţiile de tranzacţionare, cu un regim sancţionatoriu mult mai

drastic/riguros a condus la efecte rapide şi consistente în ceea ce priveşte creşterea

cantităţilor tranzacţionate.

În perioada de la momentul introducerii obligaţiei de tranzacţionare şi până la nivelul

lunii septembrie 2017, s-au evidenţiat următoarele aspecte:

la nivelul cadrului legal există o lipsă de predictibilitate, în ceea ce priveşte

obligaţia tranzacţionării pe platforme, cauzată de faptul că sunt preconizate o

serie de modificări substanţiale la nivelul pieţei determinate de neadoptarea

prin lege a OUG 64/2016;

majoritatea tranzacţiilor realizate în perioada 2015 - sem I. 2017 au fost

încheiate pe platformele BRM, în principal pe platforma „disponibil”;

BRM este platforma pe care se tranzacţionează majoritar gaze naturale, atât

angro, cât şi retail; cantităţile tranzacţionate pe piaţa angro ating până la 98%

din totalul volumelor tranzacţionate;

există o concurenţă redusă la nivelul surselor de aprovizionare pe platforme,

sursa import fiind aproape inexistentă;

există o evoluţie crescătoare a volumului cantităţilor tranzacţionate anual;


2012-2016

303

se remarcă un interes sporit pentru intervalele cantitative ce depăşesc 10.000

MWh;

gradul ridicat de concentrare a pieţei se păstrează inclusiv pe platformele

centralizate, tranzacţiile cu cantităţi importante fiind încheiate tot între cei mai

importanţi furnizori din piaţă;

La nivelul operatorilor din piaţă, se remarcă o inerţie în acceptarea/adaptarea la

mecanisme care să conducă la transparentizarea tranzacţiilor. Din acest motiv,

apreciem că se impune ca, cel puţin pe termen scurt şi mediu (în funcţie de evoluţia

pieţei), să existe o obligaţie de tranzacţionare pe pieţele centralizate.

Comercializarea gazelor naturale în medii transparente aşa cum sunt pieţele

centralizate facilitează accesul furnizorilor la clienţi finali noi şi, de asemenea, accesul

tuturor furnizorilor la sursele primare de gaze.

O creştere a lichidităţii pieţei angro, pe lângă consolidarea rolului pieţelor

centralizate, nu poate fi atinsă fără realizarea interconexiunilor cu alte sisteme de

transport şi dezvoltarea PVT concomitent cu dezvoltarea unor pieţe de echilibrare

care să poată furniza informaţii în timp real.

E. Transportul gazelor naturale

Sistemul de transport al gazelor naturale din România se află în proprietatea publică a

statului. Operarea tehnică a acestuia este asigurată de Transgaz, în baza Acordului de

concesiune cu ANRM şi a licenţei de operare emise de ANRE.

Transgaz este organizat şi funcţionează după modelul „operator de transport şi de sistem

independent”, în cadrul căruia întreprinderea desemnată să opereze sistemul de transport

nu are drept de proprietate asupra acestuia.

Operarea SNT de către Transgaz cuprinde, în principal, activităţile de echilibrare

comercială, contractare a serviciilor de transport de gaze naturale, dispecerizare şi regimuri

tehnologice, măsurare şi monitorizare a calităţii gazelor naturale, odorizarea gazelor

naturale şi transportul internaţional al gazelor naturale.

În perioada de analiză, sistemul de tarifare a activităţii de transport a parcurs o etapă de

modelare etapizată, trecând de la o metodologie în care tariful de transport avea o structură

binomială şi era determinat ca un tarif de tip timbru poştal, la o metodologie structurată pe

tarife de tipul ”intrare-ieşire” în/din sistemul de transport în care se rezervă capacitatea,

precum şi un tarif volumetric pentru utilizarea sistemului determinat ca tarif de tip „timbru

poştal”.

Principalele probleme semnalate de furnizori în legătură cu activitatea de transport a

gazelor naturale vizează aplicarea prevederilor Codului Reţelei în ceea ce priveşte

gestionarea rezervărilor de capacitate şi modul de calcul al dezechilibrelor.

Furnizorii au solicitat reglementarea transferului automat de capacitate de la un furnizor la

altul, în momentul pierderii/preluării de clienţi. O astfel de reglementare, care asigura


2012-2016

304

transferul capacităţii rezervate pentru clienţii finali care schimbau furnizorul, a fost

eliminată odată cu modificările aduse Codului Reţelei.

Conform reglementărilor în vigoare, clientul nu are obligaţia de a pleca de la un furnizor la

altul cu rezervarea de capacitate de transport, care a fost contractată de furnizor în vederea

asigurării intrării/ieșirii gazelor naturale în/din SNT şi nici furnizorul inițial nu are

obligaţia de a ceda capacitatea furnizorului la care s-a transferat clientul. Prin urmare,

vechiul furnizor poate alege dacă îi transferă noului furnizor capacitatea de transport

rezervată şi noul furnizor poate decide dacă va prelua sau nu această capacitate.

Situaţia actuală conduce la apariţia unor disfuncţionalităţi, de exemplu în situaţia în care,

în timpul sezonului rece, vechiul furnizor nu este de acord cu transferul de capacitate, iar

noul furnizor este nevoit să rezerve capacitate pe termen scurt la tarife ridicate, astfel că

există riscul descurajării clienţilor în schimbarea furnizorului.

Netransferarea automată a capacităţii de transport rezervate, la schimbarea furnizorului,

are ca efect înregistrarea de către transportator a unor venituri nejustificate pentru acelaşi

client.

Un alt aspect semnalat de furnizori este faptul că există consumatori cu variaţii zilnice

mari cărora, în lipsa unor contracte cu cantităţi zilnice variabile pe punctele de intrare şi în

lipsa unei pieţe de echilibrare, coroborat cu mecanismul de transfer de rezervare de

capacitate prevăzut în reglementarea ANRE, este dificil să li se asigure o flexibilitate a

cantităţilor cu costuri rezonabile. În general, astfel de flexibilităţi pot fi asigurate numai de

furnizorii care au şi calitatea de producători.

De la momentul abrogării principiului potrivit căruia „rezervarea de capacitate urmează

clientul”, în cazul consumatorilor racordaţi direct la reţeaua de transport, în situaţia în

care rezervarea de capacitate a fost efectuată la nivel maxim de actualul furnizor, nu

este posibilă efectuarea unei rezervări de capacitate de către un alt furnizor.

O problemă cu care s-au confruntat furnizorii din piaţă este legată de faptul că prevederile

Codului Reţelei nu asigură claritate în determinarea depăşirilor de capacitate, lăsând loc la

interpretări. Reglementarea nu precizează în mod clar în ce măsură capacitatea se referă la

o sumă de puncte din aceeaşi categorie sau la punctele fizice, motiv pentru care în prezent

există o serie de diferende între aceştia şi Transgaz cu privire la depăşirea de capacitate.

OTS calculează depășirile de capacitate rezervată pe fiecare punct fizic de intrare/ieșire

în/din SNT, nu ca și diferență între suma capacităților utilizate efectiv pentru același tip de

puncte de intrare/ieșire în/din SNT și suma capacităților rezervate de către UR pentru

același tip de puncte de intrare/ieșire în/din SNT.

Introducerea rezervării de capacitate la nivel de punct de consum, precum şi facturarea

depăşirilor de capacitate la nivel de punct dezavantajează micii furnizori în competiţia cu

furnizorii mari, care au capacitatea de a atenua mult mai uşor impactul dezechilibrelor

zilnice prin efectul de portofoliu (unii furnizori mari îşi permit să nu factureze

dezechilibrele către consumatori, obţinând astfel un avantaj comercial).


2012-2016

305

Aplicarea prevederilor Codului Reţelei a evidenţiat faptul că, în etapa actuală de

dezvoltare, dezechilibrele pieţei nu se pot împărţi în mod real pe fiecare furnizor, ceea ce

duce la apariţia penalităţilor. Problemele sunt generate de lipsa unui sistem de măsurare de

tip „smart metering” care să permită citirea la distanţă a consumurilor clienţilor finali.

Există diferenţe de măsurare şi facturare între ceea ce înregistrează şi facturează operatorii

de distribuţie şi ceea ce facturează Transgaz. Emiterea facturilor către clienţii finali se face

în baza datelor mijloacelor de măsurare operate de distribuitori, Regulamentului de

măsurare, iar Transgaz emite facturi în baza datelor introduse în Platforma GMOIS.

Neasigurarea în timp util, de către operatorul de transport, a unor informaţii suficiente care

să permită participanţilor la piaţă o echilibrare eficientă, lipsa pieţelor pentru ziua

următoare sau intraday, în cadrul cărora să se atenueze dezechilibrele, generează costuri și

riscuri în piață, putând reprezenta o barieră de acces.

F. Înmagazinarea gazelor naturale

În sectorul gazelor naturale din România activează doi operatori care deţin depozite şi

desfăşoară activitatea de înmagazinare, respectiv Romgaz şi Depomureş. Capacitatea de

stocare cumulată deţinută de cei doi operatori a reprezentat în perioada de analiză, între

20% şi 30% din totalul consumului la nivel naţional.

Există o diferenţă majoră între cei doi operatori din punct de vedere al dimensiunii

capacităţilor de stocare, depozitele operate de Romgaz reprezentând peste 90% din totalul

capacităţii existente.

Tarifele de înmagazinare au crescut în perioada de analiză pentru ambii operatori, în

cazul Romgaz majorarea fiind de circa 60%, iar în cazul Depomureş de aproximativ 52%.

Cele mai mari tarife le-a avut Romgaz, remarcându-se o majorare cu 80% a decalajului

dintre tarifele celor doi operatori, în perioada de analiză.

În opinia furnizorilor, nivelul actual al tarifelor de înmagazinare este mult prea ridicat

pentru a stimula interesul în stocarea gazelor naturale pentru sezonul rece, în condiţiile în

care gazele extrase din depozite devin necompetitive la vânzare. Raportat la preţul mediu

ponderat al gazelor din producţia internă vândute de producători/afiliaţi pe piaţa angro, în

anul 2016, costul de înmagazinare a reprezentat un procent suplimentar de aproape 25%

în cazul tarifelor practicate de Romgaz, respectiv de circa 17% în cazul tarifelor

Depomureş.

Pe parcursul perioadei de analiză, structura tarifelor de înmagazinare a înregistrat

modificări în ceea ce priveşte ponderea componentelor fixe şi variabile, cu precădere în

cazul Romgaz.

Astfel, prin majorarea componentei volumetrice din structura tarifului de înmagazinare, s-

a realizat o diminuare a volatilităţii veniturilor rezultate din activitatea de înmagazinare.

Din punct de vedere al dimensiunii capacităţii de stocare existente pe piaţa din România,

furnizorii consideră că aceasta este suficientă pentru a asigura alimentarea în condiţii

tehnice optime raportat la nivelul actual de dezvoltare a pieţei dar că, în perspectiva


2012-2016

306

exploatării zăcămintelor din Marea Neagră, se impune o majorare a capacităţii de

înmagazinare pe termen lung.

O deficienţă majoră a infrastructurii de înmagazinare, cu impact asupra modului în care

furnizorii pot opera pe piaţă şi, implicit, asupra costurilor acestora, este reprezentată de

restricţiile tehnice cu privire la capacitatea de extracţie din depozite, în perioadele cu vârf

de consum. Astfel, deşi furnizorii aveau cantităţi de gaze naturale înmagazinate în

depozite, aceştia nu le-au putut accesa, fiind nevoiţi să satisfacă cererea suplimentară din

surse alternative, respectiv din import. În acelaşi timp, scăderea cantităţilor înmagazinate

determină reducerea presiunilor în depozite şi, implicit, a capacităţii de extracţie.

O caracteristică a infrastructurii de înmagazinare din România, unică în Europa, este

funcţionarea bazată pe ciclu bianual - injecţie/extracţie - ceea ce limitează capacitatea

furnizorilor de valorificare a avantajelor stocării în funcţie de oportunităţile pieţei.

Trecerea la o funcţionare multiciclu, ce presupune realizarea concomitentă a operaţiunilor

de injecţie şi de extracţie, ar conduce la o creştere a flexibilităţii în operarea capacităţilor

de stocare, cu efecte în optimizarea gestionării din punct de vedere comercial a

cantităţilor înmagazinate de furnizori.

În România, independenţa activităţii de înmagazinare nu este asigurată în conformitate cu

prevederile europene, având în vedere că cel mai mare operator al capacităţilor de stocare,

respectiv Romgaz, este şi producător prezent pe piaţa furnizării angro şi cu amănuntul.

În perioada de analiză, demersurile în sensul asigurării unei independenţe reale a

operatorului de înmagazinare, care să ofere celorlalţi participanţi la piaţă garanţia

manifestării concurenţei în condiţii egale, nu au avut finalitate. Romgaz a decis crearea

unei filiale deţinute în procent de 100%, având ca obiect de activitate înmagazinarea

subterană a gazelor, fără ca operaţiunea să presupună transferul dreptului de proprietate

asupra activelor necesare desfăşurării activităţii de înmagazinare. În urma discuţiilor cu

ANRE au fost identificate o serie de neclarităţi cu privire la procesul de separare juridică

propus de Romgaz, astfel că activitatea filialei Depogaz este suspendată, termenul de la

care Filiala Depogaz ar urma să devină titularul licenţei de operare a sistemului de

înmagazinare fiind prorogat până la 1 aprilie 2018.

Dubla calitate deţinută de Romgaz, atât de furnizor de gaze naturale concurent cu ceilalţi

furnizori care trebuie să înmagazineze gaze naturale, cât şi de operator licenţiat pentru

activitatea de înmagazinare, îi poate conferi acestuia un avantaj concurenţial.

Capitolul XI – Recomandări

307

CAPITOLUL XI – RECOMANDĂRI

Funcţionarea sectorului gazelor naturale, a fost marcată, în perioada 2012-2016, de procesul

accelerat de modificare a cadrului de reglementări (odată cu tranziţia dinspre regimul

reglementat spre cel concurenţial) precum şi de multiple problematici vizând insuficienta

dezvoltare a infrastructurilor, limitările tehnice structurale - care au necesitat condiţii

specifice pentru asigurarea securităţii în aprovizionare - cu efect în restricţionarea modului de

operare pe piaţa concurenţială a furnizorilor şi asupra posibilităţii actuale de dezvoltare a

unor mecanisme complexe de piaţă. Aceste elemente coroborate cu constrângerile privind

gradul de suportabilitate la nivelul consumatorilor, dau o specificitate aparte sectorului de

gaze din România şi evidenţiază faptul că o construcţie a pieţei concurenţiale de gaze naturale

funcţionale pe termen lung, nu poate avea loc fără un cumul de măsuri generate la nivelul

tuturor instituţiilor statului.

Ca urmare a aspectelor semnalate pe parcursul analizei din prezentul Raport, se evidenţiază

următoarele măsuri necesare pentru îmbunătăţirea climatului concurenţial şi pentru asigurarea

sustenabilităţii investiţiilor care să susţină dezvoltarea unor mecanisme complexe de piaţă:

Lipsa de predictibilitate şi accentuarea pe parcursul perioadei de analiză a volatilităţii

cadrului legislativ, care a determinat o adaptare conjuncturală a furnizorilor la

reglementări, cu consecinţe în alocarea de resurse suplimentare, reprezintă una dintre

problemele majore ale pieţei de gaze naturale din România. În acest context, definirea

cadrului legal prin adoptarea OUG 64/2016, inclusiv cu modificările şi ajustările care

se impun la nivelul legislaţiei primare, trebuie să reprezinte o prioritate.

Modificarea cadrului legislativ primar trebuie să clarifice inclusiv aspectele

referitoare la posibilitatea racordării la conductele din amonte. Legea energiei

prevede305

posibilitatea racordării la conductele din amonte, aparţinând

producătorilor, pentru anumite categorii de operatori economici, printre care şi clienţii

industriali noi. În scopul evitării unei interpretări alternative potrivit căreia cadrul

legal conduce la o posibilă discriminare a clienţilor deja racordaţi în alte reţele, se

recomandă analizarea oportunităţii reformulării prevederilor legale, în vederea

clarificării situațiilor cu caracter excepțional.

În acelaşi timp, este necesară clarificarea pe termen lung a sistemului de impozitare

aplicabil în sectorul gazelor naturale, respectiv redevenţele, impozitul asupra

veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor etc. În acest

305

art. 148 alin. (2) statuează că racordarea la conductele de alimentare din amonte și la sistemul de transport, în

regim reglementat, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, este permisă următoarelor categorii

de solicitanți: a) titularilor contractelor de concesiune a serviciului public de distribuție a gazelor naturale, în

vederea îndeplinirii obligațiilor contractuale ce le revin în această calitate, b) operatorilor terminalului GNL, c)

operatorilor depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, d) clienților industriali noi, e) operatorilor

economici titulari ai licenței de distribuție și f) producătorilor de gaze naturale305

.


308

sens, trebuie avute în vedere corelarea sistemului de impozitare cu evoluţiile pieţei,

precum şi asigurarea caracterului unitar al acestuia pentru operatorii activi pe piaţă. În

acelaşi timp, trebuie avut în vedere ca sistemul de impozitare să nu conducă la

stabilirea unor referinţe administrative de preţ care să afecteze politicile comerciale

ale companiilor.

Oportunitatea modificării sistemului de impozitare a companiilor din sector trebuie să

fie fundamentată prin studii de impact care să evalueze atât beneficiile obţinute de stat

pe termen lung, cât şi efectele asupra companiilor active în sector, dar şi a funcţionării

pieţei în ansamblu.

Având în vedere liberalizarea integrală a pieţei de furnizare angro, în condiţiile

menţinerii unui segment reglementat pentru clienţii casnici, este necesară

monitorizarea condiţiilor de comecializare pe piaţa concurenţială angro cel puţin până

la momentul liberalizării integrale a pieţei, respectiv anul 2021. Monitorizarea ar

urma să se realizeze în cadrul unui mecanism de colaborare instituţională dezvoltat

împreună cu ANRE, şi care va facilita obţinerea informaţiilor cu privire la tranzacţiile

încheiate pe piaţa angro, fie în sistem centralizat, fie prin contracte bilaterale.

Liberalizarea pieţei pentru clienţii noncasnici, începând cu 1 ianuarie 2015, a generat

migrarea unora dintre clienţi către alţi furnizori prezenţi pe piaţa concurenţială, însă

majoritatea consumatorilor trecuţi în eligibilitate au rămas clienţi ai furnizorilor cu

care aveau anterior contracte reglementate. Acest progres lent în extinderea bazei de

clienți a fost determinat şi de lipsa unor informații privind consumul clienților

eligibili, care ar fi permis furnizorilor să realizeze o ofertare relevantă a acestor

categorii de consumatori. În acest context, în scopul creşterii presiunii concurenţiale

la nivelul ofertei, considerăm că este necesară creşterea gradului de informare a

clienţilor în ceea ce priveşte posibilitatea schimbării furnizorului de gaze naturale.

Având în vedere că reglementările cu privire la obligaţia de stoc minim au avut

impact asupra pieţei concurenţiale, considerăm că se impune o modificare a acesteia

în limita a ceea ce este necesar pentru asigurarea condiţiilor tehnice de funcţionare a

sistemului şi de siguranţă în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor finali. Apreciem

că această obligaţie ar putea fi stabilită numai pentru un nivel care să asigure

eliminarea restricţiilor de natură tehnică şi de siguranţă în funcţionarea sistemului,

nivel determinat ca urmare a unei analize tehnice de specialitate privind funcţionarea

infrastructurilor sistemului la parametri optimi. În acelaşi timp trebuie avută în

vedere necestitatea implementării prevederilor Regulamentului 994/2010 privind

măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale, vizând constituirea

unor stocuri pentru situaţii de urgenţă.

În ceea ce priveşte obligaţia de tranzacţionare pe pieţele centralizate, apreciem că se

impune menţinerea acesteia cel puţin pe termen scurt şi mediu, în funcţie de evoluţia

pieţei. Menţinerea obligaţiei este necesară atât în scopul transparentizării tranzacţiilor

şi construirii unor referinţe de preţ care să reflecte corect raportul dintre cerere şi

ofertă şi condiţiile reale de contractare din piaţa gazelor naturale, cât şi al


309

impulsionării tranzacţionării pe platformele centralizate, având în vedere că la nivelul

operatorilor se remarcă o reticenţă în adaptarea la mecanismele de tranzacţionare.

În contextul posibilelor modificări ale cadrului legal cu privire la obligaţiile de

tranzacţionare instituite la nivelul producătorilor şi furnizorilor, în sensul majorării

cotelor procentuale obligatorii pentru vânzarea/cumpărarea pe pieţele centralizate, se

recomandă realizarea unei evaluări privind impactul acestora asupra nivelului

investiţiilor în acest sector.

Plecând de la identificarea principalelor bariere în ceea ce priveşte creşterea

lichidităţii pe platformele centralizate, prin creşterea numărului de participanţi, a

numărului de tranzacţii şi a volumelor tranzacţionate, se impune dezvoltarea

mecanismelor existente pe platformele centralizate prin:

standardizarea tipologiei contractelor;

standardizarea produselor în ceea ce priveşte perioada de livrare şi intervalele de

cantităţi comercializate/cantitate minimă aferentă unui contract;

dezvoltarea de produse noi cum ar fi, în principal, cele spot (ex: PZU, piaţa

intraday şi piaţa de echilibrare);

asigurarea unor servicii de contraparte centrală sau casă de compensaţie pentru

fiecare dintre pieţe;

demararea şi intensificarea tranzacţionării în sistem dublu competitiv, fapt ce ar

asigura un grad de competitivitate mai mare la nivelul ofertei şi al cererii;

dezvoltarea PVT prin completarea sau modificarea legislaţiei existente astfel încât

să poată deveni singurul loc în care să se realizeze transferul de proprietate, în

acest fel contribuind la creşterea lichidităţii pe pieţele centralizate;

creşterea gradului de acces la informaţiile privind piaţa, astfel încât orice

informaţie relevantă din acest domeniu ar trebui publicată în mod regulat şi la

timp. Eventualele excepţii ar trebui să fie foarte strict limitate la ceea ce este

necesar pentru a reduce riscul unor înţelegeri anticoncurenţiale.

În condiţiile în care pe piaţă au loc tot mai multe operaţiuni de preluare a micilor

furnizori, corelate cu susţinerile micilor furnizori referitoare la lipsa resurselor

financiare necesare participării la platformele centralizate, respectiv taxe anuale,

garanţii, comisioane pentru fiecare tranzacţie, costuri destinate asigurării unui

personal specializat, considerăm că ar fi utilă o analiză de oportunitate privind

stabilirea unui anumit prag de la care aceştia ar putea fi exceptaţi, similar micilor

producători activi pe piața energiei electrice. Scopul final este de a avea pieţe

funcţionale cu un grad cât mai redus de concentrare şi pe care activează un număr cât

mai ridicat de operatori.

În contextul problemelor semnalate de furnizori cu privire la aplicarea prevederilor

Codului Reţelei referitoare la transferul rezervării de capacitate, se evidenţiază

necesitatea revenirii la reglementarea potrivit căreia „capacitatea urmează clientul” în


310

procesul de migrare a consumatorilor de la un furnizor la altul. În acest fel, se elimină

atât riscurile unor costuri suplimentare la nivelul furnizorilor, cât şi posibilitatea

încasării de către OTS a unor venituri necorelate cu serviciile prestate.

Se impune clarificarea prevederilor Codului Reţelei cu privire la modul în care se

calculează dezechilibrele la nivelul SNT (pentru fiecare punct fizic de intrare/ieşire

din SNT sau pentru categorii de puncte), în aşa fel încât să nu conducă la înregistrarea

de către furnizori a unor costuri penalizatoare excesive, scopul fiind acela al unor

penalităţi care să cuantifice efectul real al dezechilibrului generat de respectivul

furnizor, la nivelul infrastructurii de transport.

Aplicarea prevederilor Codului Reţelei a evidenţiat faptul că nivelul actual de

dezvoltare a sistemelor de măsurare existente la nivelul infrastructurilor de transport

şi distribuţie generează dificultăţi în alocarea corectă a dezechilibrelor pe fiecare

furnizor, ca urmare a diferenţelor de măsurare/facturare între ceea ce înregistrează şi

facturează operatorii de distribuţie şi ceea ce facturează Transgaz. Implementarea

unui sistem de măsurare de tip „smart metering”, care să permită măsurarea la distanţă

a consumurilor clienţilor finali, poate conduce la soluţionarea acestor probleme.

În contextul prevederilor europene referitoare la independenţa operatorilor de

înmagazinare, se recomandă finalizarea procesului de separare juridică şi comercială a

activităţii de înmagazinare din structura producătorului Romgaz şi asigurarea unei

funcţionări a noului operator de înmagazinare rezultat în urma acestui proces, în

deplină corelare cu criteriile minime de independenţă prevăzute de Directiva

2009/73/CE.

Într-o etapă ulterioară procesului de separare se poate avea în vedere analizarea

oportunităţii trecerii activităţii de înmagazinare de la un sistem de funcţionare integral

reglementat la un sistem cu componentă concurenţială. În această perspectivă, pentru

asigurarea beneficiilor de natură concurenţială, trebuie evaluată oportunitatea creşterii

numărului de operatori prezenţi în acest segment de activitate.

Având în vedere caracteristicile infrastructurii de înmagazinare din România, bazată

pe cicluri bianuale - injecţie/extracţie - se recomandă analizarea oportunităţii

dezvoltării unor depozite cu o funcţionare multiciclu, ce presupune realizarea

concomitentă a operaţiunilor de injecţie şi de extracţie, efectele preconizate fiind

acelea de optimizare a gestionării din punct de vedere comercial a cantităţilor

înmagazinate de furnizori şi de îmbunătăţire a condiţiilor de aprovizionare în

perioadele cu vârf de consum.

Infrastructura de înmagazinare este la un nivel de dezvoltare care conduce la limitarea

opţiunii furnizorilor în modul de operare pe piaţă, astfel că, în acest context,

majorarea capacităţii de extracţie din depozite reprezintă o prioritate pentru piaţa din

România, care trebuie gestionată printr-un program de investiţii proiectat astfel încât

să ia în considerare costurile ce ar putea fi generate la nivelul tarifelor de

înmagazinare.

Documents

Raport al investigației privind...Definiţii 7 DEFINIŢII 1. acces la conductele de alimentare din amonte - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau al unui