Republica Moldova

AGENȚIA NAȚIONALĂ PENTRU REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

HOTĂRÂRE Nr. 420
din 22-11-2019

CODUL

REȚELELOR DE GAZE NATURALE

Codul rețelelor de gaze naturale transpune Regulamentul (UE) Nr. 2015/703 al Comisiei Europene din 30 aprilie 2015 de stabilire a unui cod de rețea pentru normele privind interoperabilitatea și schimbul de date, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (JO) nr. L 113/13 din 1 mai 2015, adaptat prin Decizia Nr. 2018/02/PHLG-EnC al Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunității Energetice din 12 ianuarie 2018 privind adoptarea Regulamentului (CE) Nr. 2015/703 al Comisiei Europene din 30 aprilie 2015 de stabilire a unui cod de rețea pentru normele privind interoperabilitatea și schimbul de date, Regulamentul (UE) Nr. 2017/459 al Comisiei din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod al rețelei privind mecanismele de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 2013/984 publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 72/1 din 17 martie 2017, adaptat prin Decizia Nr. 2018/06/PHLG-EnC al Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunității Energetice din 28 noiembrie 2018 privind implementarea Regulamentului (UE) Nr. 2017/459 al Comisiei din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod al rețelei privind mecanismele de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 2013/984 și Regulamentul (UE) Nr. 2017/460 al Comisiei din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod al rețelei privind structurile tarifare armonizate pentru transportul gazelor publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 72/29 din 17 martie 2017, adaptat prin Decizia Nr. 2018/07/PHLG-EnC al Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunității Energetice din 28 noiembrie 2018 privind implementarea Regulamentului (UE) Nr. 2017/460 al Comisiei din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod al rețelei privind structurile tarifare armonizate pentru transportul gazelor.

TITLUL I

DISPOZIȚII GENERALE

  CAPITOLUL I

DISPOZIȚII COMUNE

Secțiunea 1

                                                    Domeniul de aplicare

1. Codul rețelelor de gaze naturale (în continuare - Cod) instituie norme care asigură gestionarea unui acces eficient şi transparent la reţelele de gaze naturale.
2. Prezentul Cod se aplică la punctele de interconectare dintre sistemele de gaze naturale ale Republicii Moldova, statele membre ale Uniunii Europene (în continuare – state membre ale UE) și Părțile Contractante ale Tratatului de constituire a Comunității Energetice (în continuare - Părți Contractante). Prezentul Cod se poate aplica la punctele de intrare/ieșire spre țări terțe, în conformitate cu decizia Agenției Naționale pentru Reglementare în Energetică (în continuare - Agenţie).
3.  Prezentul Cod se aplică tuturor operatorilor de sistem și utilizatorilor de sistem, inclusiv în legătură cu tranzacțiile transfrontaliere.
4. Prezentul Cod stabilește norme privind:

1. exploatarea reţelelor de transport şi de distribuţie a gazelor naturale;
2. asigurarea interoperabilităţii în cadrul sistemului de gaze naturale;
3. schimbul de date cu operatorii de sistem, inclusiv cu operatorii sistemelor de transport (OST) din țările vecine;
4. operarea fluxurilor de gaze naturale în reţelele de gaze naturale, inclusiv prin interconexiuni;  
5. alocarea capacității la punctele de interconectare;
6. asigurarea echilibrului în sistemul de gaze naturale.

        Secțiunea 2

                                                        Termeni și noțiuni

5. În sensul prezentului Cod se utilizează noțiunile definite în Legea cu privire la gazele naturale nr. 108 din 26 mai 2016 (în continuare - Legea nr. 108/2016), precum și următoarele noțiuni și definiții:

acord de interconectare – acord încheiat între OST ale căror sisteme sunt conectate într-un anumit punct de interconectare transfrontalier și care stabilește clauzele și condițiile, procedurile de operare și dispozițiile cu privire la predarea/preluarea gazelor naturale, cu scopul de a asigura interoperabilitatea eficientă a rețelelor de transport al gazelor naturale;

acord de operare – acord încheiat între operatorii de sistem adiacenți, ale căror rețele de transport sunt conectate într-un anumit punct de interconectare și care stabilește clauzele și condițiile, procedurile de operare și exploatare a rețelelor de transport al gazelor naturale interconectate, cu scopul de a asigura interoperabilitatea eficientă a rețelelor de gaze naturale;

alocare - cantitatea de gaze naturale atribuită utilizatoruluide sistem de către un OST ca intrare sau o preluare exprimată în kWh în scopul determinării cantității de dezechilibru zilnic;

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

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

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

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

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

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

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

1. la punctele de interconectare existente;
2. prin instituirea unui nou punct sau a unor noi puncte de interconectare;
3. drept capacitate fizică de flux inversat într-unul sau mai multe puncte de interconectare, care nu a mai fost oferită anterior;

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

capacități concurente – capacitățile în cazul cărora capacitatea disponibilă într-un punct al rețelei de transport al gazelor naturale nu poate fi alocată fără a se reduce integral sau parțial capacitatea disponibilă într-un alt punct al rețelei de transport al gazelor naturale;

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

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

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

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

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

coeficient de multiplicare – coeficientul aplicat la prețul de referință pentru a calcula prețul de rezervă pentru un PCS non-anuală;

coeficient sezonier – coeficient care reflectă variația cererii în cursul anului, care poate fi aplicat în combinație cu coeficientul de multiplicare relevant;

cont de echilibrare operațională – cont între OST adiacenți, care se utilizează la gestionarea diferențelor de direcționare la un punct de interconectare în vederea simplificării contabilizării gazelor naturale pentru utilizatorii de sistem vizați de punctul de interconectare;

cont de reglementare – contul care reunește cel puțin recuperarea parțială și recuperarea în exces a venitului aferent serviciilor de transport în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea prețului;

diferență de direcționare – diferența dintre cantitatea de gaze naturale programată de OST pentru a fi transportată prin rețelele de transport al gazelor naturale și cantitatea măsurată la un punct de interconectare;

eveniment excepțional - orice eveniment neplanificat care nu poate fi controlat sau prevenit în mod rezonabil și care poate provoca pentru o perioadă limitată, reduceri ale capacității, afectând astfel cantitatea sau calitatea gazelor naturale recepționate la un anumit punct de interconectare, cu posibile consecințe asupra interacțiunilor dintre OST, precum și dintre OST și utilizatorii de sistem;

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

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

grup de puncte de intrare sau de ieșire – grup omogen de puncte, grup de puncte de intrare sau grup de puncte de ieșire situate unul în vecinătatea celuilalt și care sunt considerate drept un singur punct de intrare sau, respectiv, un singur punct de ieșire, în scopul aplicării metodei calculare a prețurilor de referință;

grup omogen de puncte – grup de puncte care aparțin unuia dintre următoarele tipuri de puncte: puncte de interconectare de intrare, puncte de interconectare de ieșire, puncte de interconectare interne, puncte de intrare spre depozitele de stocare, puncte de ieșire către depozitele de stocare, puncte de intrare spre instalații de gaze naturale lichefiate (instalații GNL), puncte de ieșire către instalații GNL și puncte de intrare de la instalațiile producătorilor de gaze naturale;

diferență de direcționare -  diferența dintre cantitatea de gaze naturale pe care OST a programat să o livreze și cantitatea măsurată într-un punct de interconectare;

licitație cu preț crescător –  licitație în care un utilizator de sistem precizează cantitățile pentru care licitează, în funcție de nivelurile de preț stabilite, care sunt anunțate în mod succesiv;

licitație cu preț uniform –  licitație în care utilizatorul de sistem face o ofertă de preț și de cantitate, în cadrul unei singure runde de licitație, și toți utilizatorii de sistem care reușesc să obțină capacitatea plătesc prețul celei mai mici oferte câștigătoare;

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

mecanism alternativ de alocare – mecanism de alocare pentru nivelul de ofertă sau pentru capacitatea incrementală, conceput de la caz la caz de către OST și aprobat de Agenție pentru a răspunde solicitărilor de cerere condiționată;

metodă implicită de alocare – metodă de alocare a capacității prin care se alocă în același timp, eventual prin intermediul unei licitații, atât capacitatea de transport, cât și cantitatea de gaze naturale corespunzătoare;

metoda de calculare a prețurilor de referință – metoda de calculare aplicată acelei părți a venitului aferent serviciilor de transport, care trebuie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale, bazate pe capacitate, în scopul determinării prețurilor de referință;

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

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

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

operator al sistemului de transport concordant – OST care realizează procesul de concordanță și care transmite rezultatul procesului de concordanță către OST inițiator;

operator al sistemului de transport inițiator – OST care inițiază procesul de concordanță prin transmiterea datelor necesare către OST concordant;

operator de sistem adiacent – OST situat la interfaţa altui OST;

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

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

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

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

preț de referință – prețul unui produs de capacitate fermă cu durata de un an, care este aplicabil în punctele de intrare și de ieșire din rețelele de transport al gazelor naturale și care este utilizat pentru a stabili tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate;

preț de rezervă – prețul minim eligibil în cadrul licitației;

primă de licitație – diferența dintre prețul de închidere și prețul de rezervă în cadrul unei licitații;

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

proces de capacitate incrementală – proces de evaluare a cererii de pe piață pentru capacitate incrementală, care include o etapă neobligatorie în care utilizatorii de sistem își exprimă și își cuantifică cererea pentru capacitatea incrementală, și o etapă obligatorie în care unul sau mai mulți OST solicită utilizatorilor de sistem angajamente obligatorii pentru contractarea capacității;

procesul de concordanță – este procesul de comparare și de aliniere a cantităților de gaze naturale prelucrate pentru utilizatorii de sistem la ambele părți ale unui punct de interconectare specific, care are ca rezultat cantități confirmate pentru utilizatorii de sistem;

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

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

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

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

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

punct virtual - punct noțional obţinut prin gruparea mai multor puncte fizice de intrare /ieșire de acelaşi tip;

putere calorifică inferioară – cantitatea de căldură care se degajă în urma arderii complete în aer a unei cantități anumite de gaze naturale, cu condiția că reacția are loc la o presiune constantă, iar toate produsele de ardere se află în stare gazoasă și sunt aduse la aceeași temperatură pe care o au reactanții;

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

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

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

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

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

scenariu de flux – combinație între un punct de intrare și un punct de ieșire care reflectă utilizarea rețelelor de transport al gazelor naturale în conformitate cu modele probabile privind oferta și cererea și pentru care există cel puțin o rută prin rețelele de transport ce permite intrarea fluxului de gaze naturale în rețeaua de transport în respectivul punct de intrare și ieșirea sa din rețeaua de transport în respectivul punct de ieșire, indiferent dacă capacitatea este sau nu contractată în punctul de intrare sau în punctul de ieșire respectiv;

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

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

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

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

utilizarea rețelei în interiorul sistemului – transportul gazelor naturale în interiorul unui sistem de intrare /ieșire către consumatorii instalațiile de utilizare ale cărora sunt racordate la același sistem de intrare / ieșire;

utilizarea rețelei între sisteme - transportul gazelor naturale în interiorul unui sistem de intrare /ieșire către utilizatorii de sistem al altui sistem de intrare /ieșire;

venit din prestarea serviciilor auxiliare – acea parte a venitului reglementat sau a venitului-țintă, care este recuperată prin aplicarea tarifelor pentru serviciile auxiliare;

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

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

venit-țintă – suma dintre venitul prognozat pentru serviciul de transport și venitul prognozat pentru prestarea serviciilor auxiliare, provenite din prestarea  serviciilor de către OST pe parcursul unei perioade de timp specifice dintr-o anumită perioadă de reglementare, în cadrul unui regim tarifar cu plafonarea tarifului;

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

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

TITLUL II

REȚELELE DE GAZE NATURALE

Secțiunea 1

Punctele de intrare și de ieșire în/din rețeaua de transport al gazelor naturale

6. În rețeaua de transport al gazelor naturale pot fi evidențiate următoarele puncte de intrare:

1. puncte fizice de intrare:

a) din rețelele de transport ale altor OST, inclusiv din țările vecine;

b) din instalațiile de producere a gazelor naturale;

c) din depozitele de stocare.

2. puncte virtuale de intrare:

a) din rețelele de transport ale altor OST, inclusiv din țările vecine;

b) din și instalațiile de producere a gazelor naturale;

d) din depozitele de stocare.

7. În rețelele de transport al gazelor naturale pot fi evidențiate următoarele puncte de ieșire:

1) puncte fizice de ieșire:

a) în rețelele de transport al gazelor naturale ale altor OST sau ale OST din țările vecine;

b) în rețelele de distribuție a gazelor naturale;

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

d) în depozitele de stocare.

2) puncte virtuale de ieșire:

a) în rețelele de transport ale altor OST, inclusiv din țările vecine;

b) în rețelele de distribuție a gazelor naturale;

c) în depozitele de stocare;

d) pentru necesitățile proprii, consumuri tehnologice și pierderile OST;

e) spre consumatorii instalațiile de utilizare ale cărora sunt racordate la rețeaua de transport al gazelor naturale.

8.  Capacitatea tehnică a fiecărui punct virtual se determină prin însumarea capacităților tehnice a punctelor fizice de același tip.
9. Lista punctelor de intrare/ieșire (grupurilor de puncte) fizice și virtuale, se elaborează de către OST după consultarea prealabilă a utilizatorilor de sistem. Agenţia examinează și aprobă lista prezentată de OST în termen de 15 zile lucrătoare de la data prezentării tuturor informațiilor necesare de către operatorul de sistem. Lista punctelor de intrare/ieșire se modifică prin Hotărârea ANRE. OST publică lista punctelor de intrare/ieșire pe pagina sa electronică în termen de o zi lucrătoare de la data aprobării/modificării acesteia.

Secțiunea 2

Regulile principale de exploatare a rețelelor de gaze naturale

10. Exploatarea rețelelor de gaze naturale este obligația titularilor de licență pentru transportul și distribuția gazelor naturale.
11. Exploatarea rețelelor de gaze naturale, care constituie obiecte industrial periculoase în condiții de siguranță, fiabilitate și eficiență a funcționării rețelelor de gaze naturale se asigură prin respectarea prevederilor Legii nr. 116 /2012 cu privire la securitatea industrială a obiectelor industrial periculoase, Cerințelor minime de securitate privind exploatarea sistemelor de distribuție a gazelor naturale combustibile naturale aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 552 din 12 iulie 2017, Regulamentul privind situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale și Planul de acțiuni pentru situații excepționale pe piața gazelor naturale aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 207 din 3 aprilie 2019, Regulamentul privind modul de transmitere a reţelelor de gaze întreprinderilor de gaze ale Societăţii pe Acţiuni "Moldovagaz" la deservire tehnică aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 683 din 18 iunie 2004.
12. Pentru exploatarea rețelelor de gaze naturale în conformitate cu reglementările și documentele normativ-tehnice în domeniu, titularii de licențe au obligația de a dispune de personal calificat și de dotare tehnică corespunzătoare categoriilor de lucrări.
13. Operatorul de sistem organizează, în conformitate cu prevederile Legii nr. 108/2016, Legii nr. 592/1995 cu privire la transportul prin conducte magistrale și Legii nr. 116/2012 privind securitatea industrială a obiectelor industriale periculoase, servicii specializate de exploatare, întreținere și intervenție tehnică, în caz de incidente sau avarii, având în posesie mijloace de transport, mecanisme, utilaje și materiale necesare, în scopul:

1. asigurării capacității pe termen lung a rețelelor de gaze naturale;
2. efectuării controlului stării tehnice a rețelelor de gaze naturale pentru determinarea necesității reparațiilor capitale sau înlocuirii lor;
3. efectuării reparației capitale a rețelelor de gaze naturale;
4. efectuării lucrărilor de întreținere a rețelelor de gaze naturale, în termenii stabiliți;
5. efectuării reparației curente a rețelelor de gaze naturale;
6. reconstrucției și modernizării rețelelor de gaze naturale sau a echipamentului învechit și uzat, în termenii stabiliți;
7. efectuării conectării și deconectării instalațiilor tehnice, sistemelor tehnologice și instalațiilor de utilizare, inclusiv și ale celor cu program sezonier;
8. efectuării deconectării rețelelor de gaze naturale, instalațiilor tehnice, sistemelor tehnologice și ale instalațiilor de utilizare, inclusiv și ale celor inactive;
9. prevenirii situațiilor de avarie și remedierea în termen a avariilor din rețelele de gaze naturale;
10. informării, conform prevederilor legale, a agenților economici și populației referitor la locul de amplasare și zonele de protecție a rețelelor de gaze naturale și cu privire la măsurile de securitate necesare.

14. Operatorul de sistem trebuie să-și îndeplinească obligațiile de exploatare a rețelelor de gaze naturale în așa mod, încât să nu afecteze sau, în anumite cazuri, să afecteze cât mai puțin funcționarea instalațiilor de gaze naturale racordate la rețelele de gaze naturale. În cazul posibilelor afectări a continuității livrării gazelor naturale, utilizatorii de sistem sunt informați, conform prevederilor Regulamentului cu privire la calitatea serviciilor de transport și de distribuție a gazelor naturale.
15. Rețelele de gaze naturale se exploatează cu respectarea zonelor de protecție stabilite în conformitate cu Regulamentul privind zonele de protecţie a reţelelor de gaze naturale, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 1104 din 14 noiembrie 2018.

Secțiunea 3

Parametrii de calitate ai gazelor naturale

16. Parametrii de calitate, indicatorii fizico-chimici şi alte caracteristici ai gazelor naturale sunt stabiliți conform standardelor de calitate aprobate de organismul naţional de standardizare și prevăzute la pct. 26 din prezentul Cod.
17. Determinarea parametrilor de calitate a gazelor naturale livrate în/din rețelele de gaze naturale se efectuează în conformitate cu condiţiile stabilite în prezentul Cod, acordurile de interconectare și acordurile de operare, încheiate între părțile implicate în procesul de predare-preluare a gazelor naturale.  
18. Determinarea parametrilor de calitate ai gazelor naturale se efectuează doar de laboratoarele chimice de încercări acreditate pentru efectuarea acestei activități.
19. Parametrii de calitate a gazelor naturale, în mod obligatoriu, se indică în acordurile de operare în punctul de interconectare și contractele de furnizare a gazelor naturale.
20. La predarea-preluarea gazelor naturale se transmite informația privind parametrii de calitate ai gazelor naturale, determinată de OST. La predarea-preluarea gazelor naturale responsabil pentru respectarea cerințelor față de parametrii de calitate ai gazelor naturale stabiliți este operatorul de sistem din amonte punctului de predare.
21. Parametrii de calitate ai gazelor naturale determinați de OST se vor utiliza pentru toate punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale din această zonă. Puterea calorifică corespunzătoare fiecărei zone de calitate a gazelor naturale se determină lunar ca media ponderată a puterilor calorifice aferente fiecărui punct de intrare, prin care se alimentează această zonă.
22. Determinarea parametrilor de calitate ai gazelor naturale în punctele de intrare în rețeaua de transport al gazelor naturale se efectuează cu utilizarea cromatografelor şi higrometrelor online, cu înregistrarea orară a valorilor acestora.
23. Operatorul de sistem este în drept să nu accepte intrarea gazelor naturale în rețelele de gaze, în cazurile în care parametrii de calitate ai gazelor naturale în punctele de intrare nu corespund cerinţelor stabilie în prezentul Cod, acordurilor de operare încheiate între părți.
24. În cazul ieşirii din funcţiune a echipamentelor online, prin coordonare cu OST adiacent, în perioada remedierii defecţiunii se admite determinarea parametrilor de calitate ai gazelor naturale de către laboratoarele chimice de încercări acreditate.
25. Locurile de prelevare a probelor pentru determinarea parametrilor de calitate ai gazelor naturale în alte puncte ale rețelelor de transport al gazelor naturale, unde nu sunt utilizate cromatografe şi higrometre online, se coordonează de către OST adiacenți, OST cu OSD sau consumatorii direct racordaţi la rețelele de transport, în baza acordurilor de operare încheiate.
26. Pentru punctele de intrare/ieşire ale rețelelor de transport al gazelor naturale se determină următorii parametri de calitate ai gazelor naturale:  

1. puterea calorifică inferioară, şi superioară, kWh/m3;
2. domeniul valorilor indicelui Wobbe (superior), kWh/m3;
3. abaterea admisibilă a indicelui Wobbe de la valoarea nominală;
4. concentrația masică a acidului sulfhidric, g/m3;
5. concentrația masică a sulfului mercaptan, g/m3;
6. fracția volumetrică a oxigenului, %;
7. masa impurităților mecanice în 1 m3, g.

27. Periodicitatea determinării parametrilor de calitate ai gazelor naturale, în cazul utilizării laboratoarelor chimice de încercări acreditate, este de cel puţin o dată pe săptămână.
28. În cazul schimbării valorii densităţii gazelor cu mai mult de 0,01 kg/m3, parametrii de calitate ai gazelor naturale se vor determina suplimentar (extraordinar) în laboratoarele chimice de încercări acreditate. Parametrii de calitate ai gazelor naturale determinați se vor modifica extraordinar (operativ) în calculatoarele de debit pentru punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale cu un debit lunar de peste 200 mii m3, în cazul schimbării valorii densităţii gazelor cu peste 0,01 kg/m3, şi pentru punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale cu un debit lunar cuprins între 50 şi 200 mii m3, la schimbarea valorii densităţii gazelor cu peste 0,02 kg/m3.
29. La prelevarea probelor de gaze naturale, pentru efectuarea încercărilor acestora în laboratoare de încercări acreditate au dreptul să asiste reprezentanţii părților, implicate în procesul de predare-preluare a gazelor naturale în punctul respectiv.
30. OST modifică gradul de odorizare a gazelor naturale predate la ieşirea din rețelele de transport, în rețelele de distribuție, la solicitarea în scris a OSD.
31.  OST prezintă utilizatorilor de sistem informația solicitată privind parametrii de calitate ai gazelor naturale predate.
32. Rapoartele lunare privind parametrii de calitate ai gazelor naturale vor fi publicate pe pagina electronică a OST.

CAPITOLUL III

INTEROPERABILITATEA ÎN CADRUL SISTEMULUI DE GAZE NATURALE ȘI SCHIMBUL DE DATE CU OPERATORII DE SISTEM

Secțiunea 1

                                                   Acordurile de operare

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

1. regulile pentru gestionarea fluxurilor de gaze naturale;
2. principiile de măsurare a cantităților (volumelor) de gaze naturale și de prezentare a informației privind parametrii de calitate ai gazelor naturale;
3. procesul de concordanță;
4. proceduri de comunicare (schimbul de informații, inclusiv termenele de transmitere a acestora);
5. detalii cu privire la parametrii tehnici pentru fiecare punct fizic de intrare/ieșire;
6. drepturile, obligațiile și răspunderea părților;
7. proceduri pentru situații excepționale;
8. procedura de soluţionare a litigiilor care decurg din acordul de operare;
9. procedura de modificare a acordului de operare.

34. OST adiacenți vor prevedea în acordurile de operare condiții specifice de determinare a cantităților (volumelor) de gaze naturale pe sectoarele de bilanț comun, precum și mecanisme de predare-preluare a gazelor naturale prin punctele de interconectare convenite de părți în care lipsesc echipamente (sisteme) de măsurare a gazelor naturale.

                                    Secțiunea 2

                                          Gestionarea fluxurilor de gaze naturale

35. În scopul asigurării condițiilor de funcționare, programare și gestionare a fluxurilor de gaze naturale prin reţelele de gaze naturale în mod continuu, fiabil și eficient operatorii de sistem vor organiza și desfășura conducerea prin dispecer a fluxurilor de gaze naturale.
36. Conducerea prin dispecer a fluxurilor de gaze naturale prin reţelele de gaze naturale este o activitate specifică sistemului de gaze naturale, exercitată prin unităţi specializate, denumite centre/servicii de dispecerat, care au relaţii ierarhizate de autoritate, competență, comandă și subordonare între ele.
37. Pentru gestionarea fluxurilor de gaze naturale este necesar ca:

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

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

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

38. OST desemnat este responsabil de gestionarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare, cu condiția, că toţi operatorii de sistem adiacenți vor respecta obligațiile contractuale privind presiunea, care va fi menţinută la un nivel de exactitate pentru asigurarea transportului fiabil de gaze naturale și la un nivel de stabilitate, asigurând funcționarea eficientă a rețelelor de transport al gazelor naturale.
39. OST desemnat, poate modifica cantităţile (volumele) de gaze naturale sau direcția fluxului de gaze naturale, iar în caz de necesitate, asupra ambelor poziţii pentru:

1. a respecta prevederile legale, precum și cerinţele acordurilor de interconectare, care reglementează gestionarea punctului de interconectare;
2. a reacționa eficient în cazul afectării rețelei de transport al gazelor naturale a OST de o situație excepțională;
3. a respecta cerințele, prevăzute în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale și în Planurile de localizare și lichidare a situațiilor de avarie, elaborate în conformitate cu Hotărârea Guvernului nr. 207 din 3 aprilie 2019.

40. Întru gestionarea fluxului de gaze naturale, OST adiacenți vor decide asupra cantităţii și direcţiei fluxului de gaze naturale pentru fiecare punct de interconectare în parte, precum şi pentru fiecare zi gazieră.
41. Cantitatea și direcția fluxurilor de gaze naturale, stabilite de către OST adiacenți reflectă:

1) rezultatul procesului de concordanţă;

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

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

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

c) schimbarea direcției fluxului de gaze naturale;

d) eficienţa costurilor de operare;

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

Secțiunea 3

            Evidența și schimbul de informații

42. Operatorii de sistem au obligația de a întocmi și a ține evidența unui set de informații în conformitate cu prevederile prezentului Cod.
43. Operatorii de sistem realizează schimbul de informații cu alți operatori de sistem interconectați cu respectarea prevederilor stabilite în acordurile de operare.
44. La desfășurarea activităților, operatorii de sistem realizează schimbul de informații cu terții în condițiile prevăzute de prezentul Cod și Regulamentul privind accesul la rețelele de transport al gazelor naturale și gestionarea congestiilor, aprobat prin Hotărârea ANRE nr. 421/2019 (în continuare - Regulamentul privind accesul la rețelele de transport al gazelor naturale și gestionarea congestiilor).
45. În cazul situațiilor excepționale pe piața gazelor naturale schimbul de informații are loc în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale.
46. Informațiile cu caracter public se pun la dispoziția persoanelor interesate în condițiile și termenele prevăzute de prezentul Cod și Regulamentul privind accesul la rețelele de transport al gazelor naturale și gestionarea congestiilor.
47. Operatorii de sistem publică pe pagina lor electronică informații privind:

1. serviciile prestate la condițiile relevante aplicate;
2. informația de ordin tehnic necesară pentru asigurarea accesului eficient al utilizatorilor de sistem la rețelele de gaze naturale;
3. informații privind modul de formare, metodologia de calculare și structura tarifelor pentru serviciile prestate.

48. Suplimentar la informațiile prevăzute la pct. 47, OST plasează pe pagina sa electronică și prezintă, la solicitare, următoarele informații privind:

1. capacitățile tehnice, capacitățile contractate și cele disponibile la toate punctele relevante;
2. accesul la rețelele de transport al gazelor naturale și gestionarea congestiilor;
3. cererea și oferta în baza prognozelor și a fluxurilor efective de gaze naturale;
4. măsurile întreprinse, costurile suportate și veniturile obținute pentru asigurarea echilibrului în sistemul de gaze naturale.

49. Responsabilitatea pentru forma și conținutul informației, revine părții care publică sau pune la dispoziție informația corespunzătoare.
50. OST comunică operatorilor de sistem adiacenți, în momentul depistării, despre avaria declanșată pe sectoarele rețelelor de transport al gazelor naturale sau la stațiile de predare, cu sistarea ulterioară a livrării gazelor naturale la ele.
51. La cererea OST, producătorii, alți OST, OSD, operatorii depozitelor de stocare, furnizorii şi consumatorii finali, instalațiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţelele de transport al gazelor naturale, prezintă date și informaţii necesare pentru:

1. examinarea regimurilor de consum și a caracteristicilor consumului de gaze naturale, alte informaţii necesare pentru reglarea presiunii şi gestionarea schimbului de gaze naturale, a datelor privind producerea gazelor naturale;
2. monitorizarea calităţii serviciului de transport al gazelor naturale;
3. monitorizarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

52. La cererea OSD, producătorii, alți OSD, operatorii depozitelor de stocare, furnizorii şi consumatorii finali, instalațiile de gaze naturale ale cărora sunt racordate la reţelele de distribuție a gazelor naturale, prezintă, suplimentar la informațiile prevăzute la pct. 51, date și informaţii necesare pentru:

1. prognozarea cererii de gaze naturale; 
2. prestarea serviciilor de sistem.

53. OSD transmite către OST informația privind întreruperile planificate în rețeaua de distribuție a gazelor naturale a OSD, care pot avea impact asupra condițiilor de preluare a gazelor naturale în punctele de ieșire din rețeaua de transport a gazelor naturale, cu specificarea motivelor apariției întreruperilor planificate, a duratei așteptate a acestora, reducerii capacității în punctele de racordare la OST, a valorii parametrilor care nu corespund cu prevederile contractuale.
54. OSD anunță centrele/serviciile de dispecerat ale OST despre avariile apărute, care pot avea impact asupra funcționării rețelei de transport al gazelor naturale, în termen de o oră din momentul apariției acestora.
55. Operatorii de sistem adiacenți sunt obligaţi să comunice OST următoarele informaţiile care pot influența regimul curent de transport al gazelor naturale în următoarele termene şi condiţii stabilite:

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

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

b) schimbării bruște a presiunii gazelor naturale la intrarea și ieșirea în/din stația de comprimare a gazelor naturale;

c) în cazul avariei sau apariției defecțiunii în rețeaua de transport al gazelor naturale, care pot influența transportul gazelor în regim de tranzit sau livrarea acestora consumatorilor finali.

2) în termen de 5 minute din momentul depistării, despre micșorarea bruscă a presiunii gazelor la intrarea în stația de reglare-măsurare și în cazul avariei sau apariției defecțiunii în rețelele de distribuție a gazelor naturale.

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

4) și alte informații:

a) zilnic, despre: comutările armăturilor de închidere efectuate în rețelele de distribuție a gazelor naturale, în legătură cu modificările fluxului și volumelor de gaze naturale;

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

c) în decurs de 3 zile, despre termenele de executare a lucrărilor de reparație cu deconectarea instalaţiilor de utilizare a mai mult de 25 de consumatorii finali, precum și despre termenele de executare a lucrărilor complexe în rețelele de distribuție a gazelor naturale, care după posibilitate, se vor efectua concomitent cu scoaterea din funcțiune temporară pentru reparații a stațiilor de predare ale OST;

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

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

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

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

(4) planificarea lucrărilor de reamplasare a instalațiilor tehnologice sau a robinetelor, amplasate pe rețelele de transport al gazelor naturale, pentru deconectarea sau punerea în funcțiune a unor sectoare ale rețelelor de transport al gazelor naturale, care influențează regimul de lucru al rețelelor de transport sau de distribuție.

56.  OST adiacenți:

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

a) parametrii de presiune și temperatură în punctele de intrare / ieșire în/din rețeaua de transport al gazelor naturale, precum și în punctele de interconectare;

b) regimul de lucru al stațiilor de comprimare;

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

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

a) volumele gazelor naturale primite și predate prin intermediul stațiilor de predare;

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

c) volumele gazelor naturale consumate pentru necesități proprii;

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

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

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

3) zilnic, până la ora 14:00:

1. OST va transmite OSD adiacenți informația privind volumul de gaze naturale preluat de la stațiile de predare în ultimele 24 de ore;
2. OSD va transmite utilizatorilor de sistem informația privind volumele de gaze naturale utilizate în ultimile 24 de ore de către consumatorii finali cu care utilizatorii de sistem au încheiate contract de furnizare a gazelor naturale.

57. Operatorii de sistem și utilizatorii de sistem au obligația de a păstra confidențialitatea informațiilor comerciale obținute în procesul schimbului de date și de a nu admite divulgarea sau scurgerea informației către terți, precum și folosirea informației obținute într-un mod contrar practicii comerciale loiale.
58.  Operatorii de sistem și utilizatorii de sistem sunt responsabili de întreprinderea măsurilor de securitate, inclusiv prin:

1) asigurarea securității lanțului de comunicare pentru oferirea comunicațiilor securizate și fiabile, inclusiv protecția confidențialității, integritatea și autenticitatea prin mijloace și metode sigure criptare, semnătură digitală, confirmare semnată etc.

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

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

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

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

2) obținerea serviciilor și asistenței adecvate de la furnizorul de servicii de internet;

3) menținerea perioadelor de indisponibilitate, ca urmare a întreținerii IT planificate, la un nivel minim și informarea în timp util a tuturor părților interesate înainte de indisponibilitatea planificată.

TITLUL III

INTEROPERABILITATEA ȘI SCHIMBUL DE DATE

CAPITOLUL I

ACORDURI DE INTERCONECTARE

Secțiunea 1

Conținutul acordurilor de interconectare

60. OST adiacenți se asigură că cel puțin termenii și condițiile următoare, detaliate în prezentul Capitol, sunt reglementate prin acordurile de interconectare existente și viitoare pentru fiecare punct de interconectare dotat cu echipamente de măsurare:

1. proceduri privind gestionarea fluxului de gaze naturale;
2. principii de măsurare a cantităților și a calității gazelor naturale;
3. proceduri privind procesul de concordanță;
4. prevederi privind alocarea cantităților de gaze naturale;
5. proceduri de comunicare în caz de situații excepționale;
6. procedura de soluționare a litigiilor care decurg din acordurile de interconectare;
7. procedura de modificare a acordului de interconectare.

61. OST adiacenți vor prevedea în acordurile de interconectare condiții specifice de determinare a cantităților de gaze naturale pe sectoarele de bilanț comun, precum și mecanisme de predare-preluare a gazelor naturale prin punctele de interconectare, stabilite de părți, care nu sunt dotate cu echipamente (sisteme) de măsurare a gazelor naturale.
62. OST identifică informațiile cuprinse în acordurile de interconectare, care îi afectează în mod direct pe utilizatorii de sistem și îi informează cu privire la informațiile respective.
63. Înainte de a încheia sau de a modifica un acord de interconectare, care conține normele menționate la pct. 60, subpunctele 3)-5), OST invită utilizatorii de sistem să prezinte recomandări cu privire la textul propus al normelor respective, cu cel puțin 2 luni înainte ca acordul să fie încheiat sau modificat. OST iau în considerație recomandările utilizatorilor de sistem la încheierea sau modificarea acordului de interconectare.
64. Prevederile obligatorii ale acordurilor de interconectare stabilite la pct. 60 sau orice modificări aduse acestor acorduri, încheiate după intrarea în vigoare a prezentului Cod, se prezintă Agenţiei de către OST, în termen de 10 zile de la încheierea/modificarea acordului. De asemenea, OST prezintă în scris acordurile de interconectare, la cererea Organului central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii în termen de 10 zile.
65. Dacă OST adiacenți nu reușesc să convină în acordul lor de interconectare asupra unuia sau mai mulți termeni și condiții stabilite la pct. 66-79, ei încheie un acord de interconectare pe baza modelului ENTSO-G în privința prevederilor asupra cărora nu au reușit să convină.

Secțiunea 2

Norme privind gestionarea fluxului de gaze naturale

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

1. asigură că sunt stabilite norme pentru facilitarea unui flux controlabil, precis, previzibil și eficient de gaze naturale prin punctul de interconectare;
2. asigură că sunt stabilite norme pentru direcționarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare și pentru reducerea la minimum a devierilor de la flux în urma procesului de concordanță;
3. desemnează OST responsabil de direcționarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare. Dacă OST adiacenți nu reușesc să convină asupra acestei desemnări, OST care exploatează echipamentele de control al fluxului, în cooperare cu celălalt sau cu ceilalți OST, este cel responsabil pentru direcționarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare.

67. Pentru a direcționa fluxul de gaze naturale, OST adiacenți decid cu privire la cantitatea și direcția fluxului de gaze naturale pentru fiecare punct de interconectare și pentru fiecare oră a zilei gaziere.
68. OST desemnat în conformitate cu pct. 66, subpunctul 3) este responsabil de direcționarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare, cu condiția că obligațiile contractuale privind presiunea să fie respectate de toți OST adiacenți:

1. la un nivel de precizie suficient pentru a reduce la minimum diferența de direcționare;
2. la un nivel de stabilitate conform cu utilizarea eficientă a rețelelor de transport al gazelor naturale.

69. Cantitatea și direcția fluxului de gaze naturale stabilite de către OST adiacenți reflectă:

1. rezultatul procesului de concordanță;
2. corecția contului de echilibrare operațională;
3. orice măsuri eficiente de control al fluxului convenite de OST adiacenți în scopuri precum sporirea, diminuarea, fluxul minim, divizarea fluxului la punctul de interconectare virtual, dacă există, și/sau schimbarea direcției fluxului sau eficiența costurilor de exploatare;
4. orice măsură care gestionează restricțiile comerciale transfrontaliere datorate diferențelor de calitate ale gazelor naturale, în conformitate cu pct. 93-95 și practicile de odorizare, în conformitate cu pct. 102-105.

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

1. a respecta dispozițiile stabilite în legislația națională (Regulamentul privind situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale, Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 207 din 3 aprilie 2019).
2. a respecta cerințele stabilite în planurile de urgență și în planurile de acțiune preventiv elaborate în conformitate cu acquis-ul Comunității Energetice privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale; 
3. a reacționa în cazul în care rețeaua de gaze naturale a operatorului de sistem este afectată de un eveniment excepțional.

Secțiunea 3

Principii de măsurare a cantității și determinării calității gazelor naturale

71. Referitor la principiile de măsurare a cantității și calității gazelor naturale, OST adiacenți se asigură că:

1. detaliile privind standardele de măsurare aplicabile la punctul de interconectare sunt stabilite;
2. OST responsabil de instalarea, exploatarea și întreținerea echipamentului de măsurare este identificat. Acest operator de sistem are obligația de a pune la dispoziția celuilalt sau celorlalți OST adiacenți, la timp și cu o frecvență determinată, toate informațiile și datele referitoare la măsurarea fluxurilor de gaze naturale la punctul de interconectare.

72. Instalarea, exploatarea și întreținerea echipamentului de măsurare la un punct de interconectare ia în considerare cerințele tehnice impuse de reglementările naționale ale OST adiacenți.
73. OST adiacenți convin asupra principiilor de măsurare, care trebuie să includă cel puțin:

1. descrierea stației de măsurare, inclusiv echipamentele de măsurare și de analiză care urmează să fie folosite și detalii privind orice echipament secundar, care ar putea fi folosit în caz de defecțiune;
2. parametrii de calitate ai gazelor naturale, volumul și energia care se măsoară, precum și intervalul și marja maximă de eroare sau de incertitudine admisă cu care funcționează echipamentul de măsurare, frecvența măsurătorilor, unitățile de măsură folosite și standardele în conformitate cu care se realizează măsurarea, precum și orice factori de conversie utilizați;
3. procedurile și metodele utilizate pentru calcularea parametrilor care nu sunt măsurați direct;
4. descrierea metodei de calcul a erorii sau a erorii maxime admise la determinarea cantității transportate;
5. descrierea procesului de validare a datelor utilizat pentru parametrii măsurați;
6. validarea măsurărilor și măsurile de asigurare a calității, inclusiv procedurile de verificare și de ajustare care urmează să fie convenite între OST adiacenți;
7. modul, inclusiv frecvența și conținutul, în care se pun la dispoziție datele în rândul OST adiacenți referitor la parametrii măsurați;
8. lista specifică a semnalelor și alarmelor care trebuie transmise de OST sau OST adiacenți care exploatează echipamentele de măsurare către celălalt sau ceilalți OST adiacenți;
9. metoda de determinare a unei corecții pentru o măsurare și procedurile ulterioare care ar putea fi necesare într-o situație temporară în care se constată că echipamentul de măsurare realizează sau a realizat înregistrări eronate fie mai puțin, fie mai mult față de intervalul său de incertitudine definit. OST respectiv ia măsuri corespunzătoare pentru a pune capăt acestei situații;
10. normele care se aplică între OST adiacenți în cazul defectării echipamentului de măsurare;
11. normele care se aplică între OST adiacenți privind:

1. accesul la echipamentul de măsurare;
2. verificări suplimentare ale echipamentului de măsurare;
3. înlocuirea echipamentului de măsurare;
4. prezența în timpul lucrărilor de calibrare și de întreținere a echipamentului de măsurare.

74. Dacă OST adiacenți nu își respectă obligațiile prevăzute la pct. 71 și 73:

1. OST care deține controlul echipamentului de măsurare este responsabil de instalarea, exploatarea și întreținerea acestui echipament și de punerea la dispoziția celuilalt OST, în cel mai scurt timp, a datelor privind măsurarea fluxului de gaze naturale la punctul de interconectare;
2. se aplică standardul SM EN 1776,  Infrastructura pentru gaze. Sisteme de măsurare a gazelor. Prescripţii funcţionale.

Secțiunea 4

Regulile privind procesul de concordanță

75. În cadrul procesului de concordanță, OST adiacenți stabilesc:

1. normele care detaliază procesul de concordanță, ținând cont, după caz, de dispozițiile privind nominalizarea zilnică-orară;
2. normele care reglementează comunicarea și prelucrarea datelor relevante dintre OST adiacenți pentru a calcula cantitățile prelucrate și cantitățile confirmate de gaze naturale pentru utilizatorii de sistem, precum și cantitatea de gaze naturale care trebuie programată să fie livrată la punctul (punctele) de interconectare.

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

1. aplicarea unei reguli de concordanță duce la cantități confirmate identice pentru fiecare pereche de utilizatori de sistem la ambele părți ale punctului de interconectare, atunci când cantitățile prelucrate nu sunt aliniate;
2. OST adiacenți pot conveni să mențină sau să implementeze o altă regulă de concordanță decât regula valorii inferioare, cu condiția ca această regulă să fie publicată și ca utilizatorii de sistem să fie invitați să prezinte obiecții și propuneri cu privire la regula de concordanță propusă în termen de cel puțin 2 luni de la publicarea regulii de concordanță;
3. OST adiacenți precizează rolurile care le revin în procesul de concordanță, indicând dacă sunt OST inițiator sau cel concordant;
4. OST adiacenți precizează calendarul aplicabil pentru procesul de concordanță în cadrul ciclului de nominalizare sau renominalizare, având în vedere că întregul proces de concordanță nu trebuie să dureze mai mult de 2 ore de la începutul ciclului de nominalizare sau renominalizare, și iau în considerare următoarele:

1. datele care trebuie schimbate între OST adiacenți pentru ca aceștia să poată informa utilizatorii de sistem cu privire la cantitățile lor confirmate înainte de încheierea ciclului de nominalizare sau renominalizare, incluzând cel puțin datele menționate la pct. 78, subpunct 2);
2. procesul de schimb de date definit la lit. a) permite OST adiacenți să efectueze toate etapele de calcul și de comunicare în mod corect și la timp.

77. La prelucrarea nominalizărilor pentru un punct de interconectare, OST adiacenți se asigură că fluxul de gaze naturale la ambele părți ale punctului de interconectare este calculat pe o bază consecventă, care ține cont de orice reducere temporară a capacității ca urmare a oricăreia dintre condițiile menționate la pct. 70 la una sau la ambele părți ale punctului de interconectare.
78. Fiecare acord de interconectare prevede dispoziții privind schimbul de date pentru procesul de concordanță:

1. utilizarea schimbului de date între OST adiacenți pentru procesul de concordanță;
2. informațiile armonizate cuprinse în schimbul de date pentru procesul de concordanță, care trebuie să conțină cel puțin următoarele:

1. identificarea punctului de interconectare;
2. datele de identificare ale utilizatorului de sistem sau, dacă este cazul, datele de identificare ale portofoliului acestuia;
3. datele de identificare ale părții care livrează gaze naturale către sau primește gaze naturale de la utilizatorul de sistem sau, dacă este cazul, datele de identificare ale portofoliului acesteia;
4. ora de începere și de încheiere a fluxului de gaze naturale pentru care se realizează concordanța;
5. ziua gazieră;
6.  cantitățile prelucrate și confirmate;
7. direcția fluxului de gaze naturale.

79.  Cu excepția cazului în care există dispoziții contrare convenite de OST adiacenți în acordul lor de interconectare, se aplică următoarele prevederi:

1. OST folosesc “regula valorii inferioare”. Aplicarea regulii valorii inferioare ca regulă implicită poate fi restricționată, doar în cazul în care sunt îndeplinite condițiile Regulamentului privind accesul la rețelele de transport al gazelor naturale și gestionarea congestiilor, iar aplicarea acesteia ar împiedica oferirea de capacitate fermă rezultată din procedurile de gestionare a congestiilor;
2. OST care deține controlul echipamentului de control al fluxului este OST concordant;
3. OST realizează procesul de concordanță în următoarele etape consecutive:

1. calcularea și transmiterea cantităților de gaze naturale prelucrate de către OST inițiator, în termen de 45 de minute de la începerea ciclului de nominalizare sau de renominalizare;
2. calcularea și transmiterea cantităților de gaze naturale confirmate de către OST concordant, în termen de 90 de minute de la începerea ciclului de nominalizare sau de renominalizare;
3. transmiterea cantităților de gaze naturale confirmate către utilizatorii de sistem și planificarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare de către OST adiacenți, în termen de 2 ore de la începutul ciclului de nominalizare sau de renominalizare.

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

Secțiunea 5

Alocarea cantității de gaze naturale

80. Pentru alocarea cantităților de gaze naturale, OST adiacenți stabilesc norme care să asigure consecvența între cantitățile alocate la ambele părți ale punctului de interconectare.
81. Cu excepția cazului în care s-a convenit altfel în acordul de interconectare, OST trebuie să utilizeze un cont de echilibrare operațională. OST care deține controlul asupra echipamentului de măsurare recalculează în balanța contului de echilibrare operațională cantitățile validate și le comunică operatorului sau OST adiacenți.
82. În cazul în care se folosește un cont de echilibrare operațională:

1. diferența de direcționare se alocă unui cont de echilibrare operațională al OST adiacenți, iar alocările care trebuie realizate de fiecare OST adiacent, către utilizatorii săi de sistem, sunt egale cu cantitățile confirmate;
2. OST adiacenți mențin un sold al contului de echilibrare operațională care să fie cât mai apropiat de zero;
3. limitele contului de echilibrare operațională țin cont de caracteristicile specifice ale fiecărui punct de interconectare, rețelelor de transport interconectate, în special de:

1. caracteristicile fizice ale punctului de interconectare;
2. capacitatea de stocare în conductă a fiecărei rețele de transport al gazelor naturale;
3. capacitățile tehnice totale la punctul de interconectare;
4. dinamica fluxului de gaze naturale  în rețelele de transport interconectate.

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

83.  OST adiacenți pot conveni să mențină sau să implementeze o altă regulă de alocare decât contul de echilibrare operațională, cu condiția ca această regulă să fie publicată și ca utilizatorii de sistem să fie invitați să prezinte observații cu privire la regula de alocare propusă în termen de cel puțin 2 luni de la publicarea regulii de alocare.

Secțiunea 6

Proceduri de comunicare în caz de situații excepționale

84. OST adiacenți se asigură că sunt stabilite proceduri de comunicare, care permit o comunicare rapidă și simultană în cazul situațiilor excepționale. Comunicarea dintre OST implicați se realizează verbal în limba stabilită de operatorii de sistem, pentru informare, fiind urmată de o confirmare scrisă în format electronic.
85. OST afectat de o situație excepțională trebuie, ca o condiție minimă, să informeze utilizatorii de sistem cu privire la subpunctele 2) și 3) din prezentul punct, dacă există un impact potențial asupra cantităților lor confirmate, și operatorul sau OST adiacenți cu privire la subpunctele 1) și 3) în legătură cu apariția evenimentului excepțional, și, de asemenea, trebuie să furnizeze toate informațiile necesare cu privire la:

1. impactul posibil asupra cantităților și a calității gazelor naturale care pot fi transportate prin punctul de interconectare;
2. impactul posibil asupra cantităților confirmate pentru utilizatorii de sistem care sunt activi la punctul (punctele) de interconectare respective;
3. sfârșitul preconizat și cel real al situației excepționale.

Secțiunea 7

Soluționarea litigiilor care decurg din acordurile de interconectare

86. OST adiacenți depun toate eforturile pentru a soluționa pe cale amiabilă orice litigiu care decurge din sau în legătură cu acordul de interconectare și specifică în cadrul acestuia un mecanism de soluționare a litigiilor, care nu au putut fi soluționate pe cale amiabilă.
87. Mecanismul de soluționare a litigiilor precizează cel puțin:

1. legea aplicabilă; și
2. instanța competentă sau termenii și condițiile numirii experților fie în cadrul unui forum instituțional, fie pe bază ad-hoc, ceea ce poate include și arbitrajul.

Secțiunea 8

Procedura de modificare a acordului de interconectare

88. OST adiacenți instituie o procedură transparentă și detaliată de modificare a acordurilor de interconectare, care să înceapă printr-o notificare scrisă a unuia dintre OST.
89. Dacă OST adiacenți nu reușesc să ajungă la un acord în privința procedurii de modificare, ei pot utiliza mecanismele de soluționare a litigiilor, în conformitate cu pct. 87.

CAPITOLUL III

UNITĂȚI

Secțiunea 1

Setul comun de unități

90. Fiecare OST trebuie să utilizeze setul comun de unități definit în prezenta Secțiune, pentru orice schimb de date și publicare de date în conformitate cu Legea nr. 108/2016.
91. Pentru parametrii de presiune, temperatură, volum, putere calorifică superioară, energie și indicele Wobbe, OST utilizează:

1. presiune: bar
2. temperatură: °C (grad Celsius)
3. volum: m3 
4. putere calorifică superioară: kWh/m3 
5. energie (pe baza puteri calorifice superioare): kWh
6. indicele Wobbe (pe baza puteri calorifice superioare): kWh/m3 

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

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

La comunicarea datelor privind volumul, puterea calorifică superioară, energia și indicele Wobbe, OST precizează în ce condiții de referință au fost calculate valorile respective.

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

În cazurile în care o Parte contractantă este conectat o altă Parte contractantă sau stat membru, OST adiacenți și părțile cu care aceștia comunică pot conveni să utilizeze în continuare alte condiții de referință pentru schimbul de date în conformitate cu Regulamentul privind accesul la rețelele de transport al gazelor naturale și gestionarea congestiilor în conformitate cu decizia Agenției.

92. OST și părțile cu care aceștia comunică în conformitate cu Legea nr. 108/2016 pot decide de comun acord să folosească, pe lângă setul comun de unități, unități adiționale sau condiții de referință suplimentare pentru schimbul de date sau pentru publicarea de date. Într-o astfel de situație, conversia la condițiile de referință se face pe baza compoziției reale a gazelor naturale. Dacă datele relevante privind compoziția gazelor naturale nu sunt disponibile, factorii de conversie utilizați trebuie să fie în conformitate cu Factorii de conversie între condițiile de referință, pe baza SM EN ISO 13443 „Gaz natural. Condiții de referință standard”, în versiunea aplicabilă în momentul respectiv.

CAPITOLUL IV

CALITATEA GAZELOR NATURALE ȘI ODORIZAREA

Secțiunea 1

Gestionarea restricțiilor comerciale transfrontaliere cauzate de diferențele

de calitate a gazelor naturale

93.  OST cooperează pentru a evita restricțiile în calea comerțului transfrontalier din cauza diferențelor de calitate a gazelor naturale. Aceste acțiuni, inițiate și efectuate de OST în cadrul operațiunilor lor standard, pot include, printre altele, schimbarea și amestecarea.
94. În cazul în care o restricție în calea comerțului transfrontalier datorată diferențelor parametrilor de calitate a gazelor naturale nu poate fi evitată de către OST și este recunoscută de Agenţie și autoritățile naționale de reglementare competente pentru OST adiacenți, aceste autorități pot cere OST să efectueze, în termen de 12 luni, acțiunile menționate la subpunctul  1) -5), în ordine:

1. să coopereze și să dezvolte opțiuni fezabile din punct de vedere tehnic, fără a modifica specificațiile privind calitatea gazelor naturale, printre care se pot număra angajamente privind fluxul și tratarea gazelor naturale, pentru a elimina restricția recunoscută;
2. să desfășoare în comun o analiză cost-beneficiu a opțiunilor fezabile din punct de vedere tehnic, pentru a defini soluții eficiente din punct de vedere economic care să specifice defalcarea costurilor și a beneficiilor pe categoriile de părți afectate;
3. să realizeze o estimare a duratei de implementare pentru fiecare opțiune potențială;
4. să efectueze o consultare publică cu privire la soluțiile fezabile identificate și să țină cont de rezultatele consultării;
5. să prezinte Agenţiei spre aprobare, și celorlalte autorități naționale competente a fiecărui stat Parte Contractantă implicată, spre informare, o propunere comună pentru eliminarea restricției recunoscute, inclusiv calendarul de implementare, pe baza analizei cost-beneficiu și a rezultatelor consultării publice respective.

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

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

Secțiunea 2

Monitorizarea pe termen scurt a calității gazelor naturale

și publicarea datelor

96.  OST publică pe paginile lor electronice, pentru fiecare punct de interconectare și cu o frecvență de cel puțin o dată pe oră în decursul zilei gaziere, indicele Wobbe și puterea calorifică superioară a gazelor naturale care intră în rețelele lor de transport al gazelor naturale la toate punctele fizice de interconectare.
97. Ca excepție, pentru punctele de interconectare care nu dispun de un echipament de măsurare adecvat în momentul adoptării prezentului Cod, frecvența de publicare a indicelui Wobbe și a puterii calorifice superioare este o dată pe zi gazieră. În astfel de cazuri, OST este obligat să depună fără întârziere la Agenţie o cerere de derogare. Cererea de derogare trebuie să includă o propunere privind instalarea unui echipament adecvat de măsurare, cu termenul exact de punere în funcțiune a acestuia, care nu poate depăși 2 ani. Derogarea trebuie să fie confirmată de Agenţie.

Secțiunea 3

Prezentrea informațiilor cu privire la variațiile de calitate

a gazelor naturale pe termen scurt

98. Pe lângă punctele de interconectare, prezenta Secțiune se aplică și altor puncte ale rețelei de transport al gazelor naturale la care este măsurată calitatea gazelor naturale.
99. Un OST selectează una sau mai multe din următoarele părți cărora să le transmită informații privind variația calității gazelor naturale:

1. consumatorii finali instalațiile de utilizare ale cărora sunt racordate la rețeaua de transport al gazelor naturale a OST, procesele operaționale ale cărora sunt afectate în mod negativ de variațiile de calitate a gazelor naturale sau utilizatorul de sistem care acționează în numele unui consumator final ale cărui procese operaționale sunt afectate în mod negativ de variațiile de calitate a gazelor naturale, atunci când nu este încheiat un contract direct între OST și consumatorii finali respectivi;
2. OSD racordați direct la rețeaua de transport al gazelor naturale a OST, având consumatori finali racordați ale căror procese operaționale sunt afectate în mod negativ de variațiile de calitate a gazelor naturale;
3. operatorii depozitelor de stocare racordate direct la rețeaua de gaze naturale a OST, ale căror procese operaționale sunt afectate în mod negativ de variațiile de calitate a gazelor naturale.

100.  Fiecare OST are obligația:

1. să definească și să mențină o listă a părților îndreptățite să primească informații privind calitatea gazelor naturale;
2. să coopereze cu părțile menționate în lista de mai sus, pentru a evalua:

1. informațiile cu privire la parametrii de calitate a gazelor naturale care trebuie prezentate;
2. frecvența cu care trebuie prezentate informațiile;
3. marja de timp;
4. metoda de comunicare.

101. Pct. 100 nu impune OST obligația de a instala echipamente de măsurare sau de previzionare suplimentare, cu excepția cazului în care Agenţia stabilește altfel. Informațiile menționate la pct. 100, subpunctul 2), lit. a) sunt prezentate ca fiind cea mai bună estimare a OST la un moment dat și sunt pentru uzul intern al destinatarului informațiilor.

Secțiunea 4

Gestionarea restricțiilor comerciale transfrontaliere datorate diferențelor

în privința practicilor de odorizare

102.  În cazul în care o restricție în calea comerțului transfrontalier datorată diferențelor în privința practicilor de odorizare nu poate fi evitată de către OST și este recunoscută de organul abilitat în domeniul securităţii industriale, acesta poate cere OST să ajungă, în termen de 6 luni, la un acord care poate include angajamente privind fluxul și schimbările, pentru a soluționa orice restricție recunoscută. OST prezintă acordul respectiv la Agenţie, spre aprobare.
103.  În cazul în care nu se poate ajunge la un acord între OST după perioada de 6 luni sau în cazul în care Agenţia convine cu autoritățile naționale de reglementare competente ale OST adiacenți, că acordul propus de OST adiacent nu este suficient pentru a înlătura restricția, OST, în colaborare cu Agenţia și autoritățile naționale de reglementare competente ale OST adiacenți, în următoarele 12 luni, definesc un plan detaliat care să stabilească cea mai rentabilă metodă de a elimina o restricție recunoscută la punctul de interconectare transfrontalier respectiv.
104.  În scopul îndeplinirii obligațiilor care le revin în temeiul pct. 102, OST trebuie să realizeze următoarele acțiuni, în consecutivitate:

1. să elaboreze opțiuni pentru înlăturarea restricției, prin identificarea și evaluarea:

1. unei treceri la un flux fizic transfrontalier de gaze naturale neodorizat;
2. fluxului fizic potențial de gaze naturale odorizat în rețeaua de transport neodorizată sau într-o parte a acesteia și în sistemele interconectate din aval;
3. unui nivel acceptabil de agent odorizant pentru fluxul fizic transfrontalier de gaze naturale;

1. să desfășoare în comun o analiză cost-beneficiu a opțiunilor fezabile din punct de vedere tehnic, pentru a defini soluții eficiente din punct de vedere economic. Această analiză trebuie:

1. să țină cont de nivelul de siguranță;
2. să includă informații cu privire la volumele de gaze naturale planificate să fie transportate și la detaliile privind costurile investițiilor necesare în infrastructură;
3. să specifice defalcarea costurilor și a beneficiilor pe categoriile de părți afectate;

1. să realizeze o estimare a duratei de implementare pentru fiecare opțiune potențială;
2. să efectueze o consultare publică și să țină cont de rezultatele acestei consultări;
3. să prezinte spre aprobare autorităților naționale competente soluțiile fezabile, inclusiv mecanismele de recuperare a costurilor și calendarul de implementare.

După ce este aprobată de Agenţie și autoritățile naționale de reglementare competente pentru OST adiacenți, soluția respectivă este implementată în conformitate cu calendarul prevăzut la subpunctul 5).

105. Dacă Agenţia și autoritățile naționale de reglementare competente ale OST adiacenți nu aprobă nicio soluție prezentată în temeiul pct. 104 subpunct 5) în termen de 6 luni de la prezentarea soluției sau dacă OST nu reușesc să propună o soluție în termenul de 12 luni prevăzut la pct. 103, se implementează o trecere la fluxul fizic transfrontalier de gaze naturale neodorizat, conform unui calendar aprobat de autoritățile naționale de reglementare competente, dar care nu depășește 4 ani. După o trecere completă, din punct de vedere tehnic, la gazele naturale neodorizate, OST acceptă niveluri tehnice inevitabile de reducere succesivă a cantităților reziduale de agenți odorizanți în fluxurile transfrontaliere de gaze naturale.

CAPITOLUL V

SCHIMBUL DE DATE

Secțiunea 1

Soluții comune pentru schimbul de date

106. În sensul prezentului Cod, contrapărți sunt considerați utilizatorii de sistem care sunt activi la:

1. punctele de interconectare; sau
2. atât punctele de interconectare, cât și punctele virtuale.

107. Cerințele privind schimbul de date prevăzute în Regulamentul privind accesul la rețelele de transport și gestionarea congestiilor și în prezentul Cod între OST și de la OST către contrapărțile lor sunt îndeplinite prin soluțiile comune pentru schimbul de date stabilite la pct. 108-109.
108. În funcție de cerințele privind schimbul de date prevăzute la pct. 107, se pot implementa și utiliza unul sau mai multe dintre următoarele tipuri de schimb de date:

1. schimb de date bazat pe documente: datele sunt plasate într-un fișier, schimbul făcându-se automat între sistemele IT respective;
2. schimb de date integrat: datele sunt schimbate între 2 aplicații, direct în cadrul sistemelor IT respective;
3. schimb de date interactiv: datele sunt schimbate în mod interactiv printr-o aplicație online, prin intermediul unui browser.

109. Soluțiile comune pentru schimbul de date includ protocolul, formatul datelor și rețeaua. Pentru fiecare dintre tipurile de schimburi de date enumerate la pct. 108 se utilizează următoarele soluții comune pentru schimbul de date:

1. pentru schimbul de date bazat pe documente:

1. protocolul: AS4;
2. formatul datelor: Edig@s-XML sau un format echivalent al datelor care să asigure un grad de interoperabilitate identic publicat de ENTSO- G.

2. pentru schimbul de date integrat:

1. protocolul: HTTP/S-SOAP;
2. formatul datelor: Edig@s-XML sau un format echivalent al datelor care să asigure un grad de interoperabilitate identic publicat de ENTSO- G.

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

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

Secțiunea 2

Disponibilitatea și securitatea sistemului de schimb de date

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

1. asigură securitatea lanțului de comunicare pentru a oferi comunicații securizate și fiabile, inclusiv protecția confidențialității prin criptare, integritatea și autenticitatea prin semnătura expeditorului și acceptarea printr-o confirmare semnată;
2. implementează măsuri de securitate adecvate pentru a preveni accesul neautorizat la infrastructura lor IT;
3. notifică fără întârziere celorlalte părți cu care comunică orice acces neautorizat, care are sau ar fi putut avea loc în propriul sistem.

111. Fiecare OST este responsabil pentru asigurarea disponibilității propriului sistem și:

1. ia măsuri adecvate pentru a împiedica ca un singur punct defectat să provoace indisponibilitatea sistemului de schimb de date, inclusiv până la conexiunea de rețea cu furnizorii de servicii de internet;
2. obține servicii și asistență adecvată de la furnizorul de servicii de internet;
3. menține perioadele de indisponibilitate, ca urmare a întreținerii IT planificate, la un nivel minim și își informează în timp util contrapărțile, înainte de indisponibilitatea planificată.

Secțiunea 3

Implementarea soluțiilor comune pentru schimbul de date

112. În funcție de cerințele privind schimbul de date prevăzute la pct. 107, OST pun la dispoziție și utilizează soluțiile comune pentru schimbul de date definite la pct. 108-109.
113. În cazul în care, la data intrării în vigoare a prezentului Cod sunt deja instituite soluții pentru schimbul de date între un OST și contrapărți și dacă soluțiile existente pentru schimbul de date sunt compatibile cu pct. 110 - 111 și cu cerințele privind schimbul de date prevăzute la pct. 106, soluțiile existente pentru schimbul de date se pot aplica în continuare, după consultarea utilizatorilor de sistem și după aprobarea de către Agenţie.

TITLUL IV

MECANISMELE DE ALOCARE A CAPACITĂȚII ÎN REȚELELE

DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE

CAPITOLUL I

DISPOZIȚII GENERALE

 Secțiunea 1

114. Prezentul Titlu stabilește mecanisme de alocare a capacității în rețelele de transport al gazelor naturale pentru capacitatea existentă și incrementală, precum și modalitatea de cooperare a OST adiacenți pentru a facilita vânzările de capacitate, ținând cont de normele comerciale și tehnice generale privind mecanismele de alocare a capacității.
115. Titlul IV se aplică punctelor de interconectare între Părţile Contractante. Prezentul Titlu nu se aplică la punctele de ieșire spre consumatorii finali și la punctele de ieșire spre rețelele de distribuție, la punctele de intrare spre instalațiile de producere a gazelor lichefiate (GNL), terminale și la punctele de intrare spre sau de ieșire din depozitele de stocare.
116. Mecanismele standardizate de alocare a capacității instituite în conformitate cu prezentul Cod trebuie să includă o procedură de licitație pentru PCS, care urmează să fie oferite și alocate la punctele de interconectare dintre țările Părți Contractante. În cazul în care se oferă capacitate incrementală, pot fi utilizate, de asemenea, mecanisme alternative de alocare, sub rezerva condițiilor prevăzute la pct. 292.
117. Prezentul Titlu se aplică întregii capacități tehnice și întreruptibile în punctele de interconectare, precum și capacității suplimentare în sensul Regulamentului privind accesul la rețelele de transport a gazelor naturale și gestionarea congestiilor.
118. În cazul în care se aplică un mecanism alternativ de alocare a capacității în conformitate cu pct. 291-296, se aplică pct. 136-142, pct. 153-241, pct. 242, subpunctul 2) și  pct. 312-317 nu se aplică nivelurilor de ofertă, dacă nu se decide altfel de către autoritățile naționale de reglementare.
119. În cazul în care se aplică metode implicite de alocare a capacității, autoritățile naționale de reglementare pot decide să nu aplice pct. 136-317.
120. Pentru a preveni închiderea/blocarea piețelor de aprovizionare din aval, autoritățile naționale de reglementare pot decide, după consultarea utilizatorilor de sistem, să ia măsuri proporționale pentru a limita posibilitatea ca un utilizator de sistem individual să depună în avans o ofertă pentru capacitate în punctele de interconectare dintr-o Parte Contractantă.

CAPITOLUL II

PRINCIPII DE COOPERARE

 Secțiunea 1

Standardizarea comunicării

121. În cazul în care întreținerea unei rețelele sau a părți a unei rețele de transport are impact asupra capacității rețelei de transport care poate fi oferită în punctele de interconectare, OST cooperează cu OST adiacenți referitor la planurile lor de întreținere, cu scopul de a reduce la minimum impactul asupra eventualelor fluxuri de gaze naturale și asupra capacității într-un punct de interconectare.
122. OST coordonează punerea în aplicare a procedurilor de comunicare standard, a sistemelor coordonate de informații și a comunicațiilor electronice online compatibile, cum ar fi formatele și protocoalele de schimb de date partajate, și stabilesc de comun acord, principii cu privire la modul de prelucrare a acestor date.
123. Procedurile de comunicare standard includ, în special, procedurile referitoare la accesul utilizatorilor de sistem la sistemul de licitație al OST sau la o platformă de rezervare relevantă, precum și revizuirea informațiilor prezentate privind licitația. Eșalonarea și conținutul datelor care urmează să facă obiectul schimbului trebuie să fie conforme cu dispozițiile stabilite în Capitolul III din prezentul Titlu.
124. Procedurile de comunicare standard adoptate de OST includ un Plan de acțiuni și termenul depunere în aplicare, care trebuie să fie în conformitate cu dezvoltarea platformei (platformelor) de rezervare a capacității, în conformitate cu pct. 313-317. OST asigură confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.

 Secțiunea 2

Calcularea și optimizarea capacității

125. Capacitatea tehnică maximă a rețelei de transport  a gazelor naturale este pusă la dispoziția utilizatorilor de sistem, ținând cont de integritatea sistemului, de siguranță și de exploatarea eficientă a rețelei.
126. Pentru a maximiza oferta de capacitate agregată prin optimizarea capacității tehnice, OST iau următoarele măsuri în punctele de interconectare, acordând prioritate punctelor de interconectare unde există o congestie contractuală în conformitate cu Regulamentul privind accesul la rețelele de transport a gazelor naturale și gestionarea congestiilor. OST elaborează și aplică o metodă comună, stabilind măsurile specifice care trebuie adoptate de OST pentru a realiza optimizarea necesară:

1. metoda comună trebuie să includă o analiză aprofundată a capacităților tehnice, inclusiv a oricăror diferențe existente de ambele părți ale unui punct de interconectare, precum și acțiunile specifice și calendarul detaliat – incluzând posibilele implicații și aprobările regulatorii necesare pentru recuperarea costurilor și ajustarea regimului de reglementare pentru a maximiza oferta de capacitate agregată. Aceste acțiuni specifice nu trebuie să afecteze în mod negativ oferta de capacitate în alte puncte ale rețelelor și nici în punctele către rețelele de distribuție relevante pentru securitatea aprovizionării consumatorilor finali, cum ar fi cele care deservesc instalațiile depozitelor de stocare, terminalele GNL și consumatorii protejați;
2. metodologia de calcul și normele de punere la dispoziție a capacității, adoptate de OST, răspund unor situații specifice în care capacitățile concurente între sisteme implică puncte de interconectare și puncte de intrare/ieșire către depozitele de stocare;
3. această analiză aprofundată trebuie să ia în considerare ipotezele formulate în Planul de dezvoltare a rețelelor de transport al gazelor naturale pentru 10 ani, după caz, planurile naționale de investiții, obligațiile relevante care derivă din legislația națională aplicabilă și orice alte obligații contractuale;
4. OST aplică o abordare dinamică privind recalcularea capacității tehnice, după caz, concomitent cu calcularea dinamică aplicată capacității suplimentare în conformitate cu pct. 72-73 din Regulamentul privind accesul la rețelele de transport al gazelor naturale și gestionarea congestiilor aprobat prin Hotărârea ANRE nr. 421/2019 din 22 noiembrie 2019, identificând frecvența adecvată pentru recalcularea capacității pentru fiecare punct de interconectare, ținând cont de specificul acestora;
5. în cadrul metodei comune, OST adiacenți consultă alți OST, care sunt afectați în mod specific de punctul de interconectare;
6. OST iau în considerare informațiile pe care utilizatorii de sistem le-ar putea oferi cu privire la fluxurile viitoare prognozate atunci când recalculează capacitatea tehnică.

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

1. angajamentele privind presiunea;
2. toate scenariile relevante privind cererea și oferta, inclusiv detaliile privind condițiile climatice de referință și configurația rețelei asociate unor scenarii extreme;
3. puterea calorifică.

128. În cazul în care optimizarea capacității tehnice generează costuri pentru OST, în special costuri care îi afectează în mod neuniform pe OST aflați de o parte și de alta a unui punct de interconectare, OST li se permite să recupereze astfel de costuri suportate în mod eficient, prin intermediul actelor normative aprobate de Agenţie în conformitate cu art. 7, alin. (2) lit. a), art. 98 și 99 al Legii nr. 108/2016, și, respectiv, de către autoritatea națională de reglementare competentă pentru OST adiacent.  
129. În cazul în care autoritățile naționale de reglementare competente pentru OST adiacenți nu au reușit să ajungă la un acord în termen de 6 luni de la data la care a fost sesizate sau la cererea comună a autorităților naționale de reglementare pentru OST adiacenți, Comitetul de reglementare al Comunității Energetice (în continuare – Comitetul de reglementare al CE) decide după caz, cu privire la acele aspecte de reglementare privind infrastructura transfrontalieră, care intră în competența autoritățile naționale de reglementare.  
130. Autoritățile naționale de reglementare competente pot solicita în comun ca perioada menționată la pct. 129 să fie prelungită cu până la 6 luni.
131. Autoritățile naționale de reglementare relevante și OST transmit Comitetului de reglementare al CE propunerile și observațiile necesare în vederea pregătirii unei deciziii în conformitate cu pct. 129.
132. Dacă un caz a fost înaintat spre examinare Comitetului de reglementare al CE în conformitate cu pct. 129, acesta  își adoptă decizia în termen de 6 luni de la data sesizării și, după caz, adoptă o decizie provizorie pentru a se asigura că securitatea aprovizionării sau securitatea operațională a infrastructurii este protejată.
133. Dacă este cazul, autoritățile naționale de reglementare consultă utilizatorii de sistem privind metoda de calcul aplicată și abordarea comună.

Secțiunea 3

Schimbul de informații între OST adiacenți

134. OST adiacenți fac schimb de informații privind nominalizarea, renominalizarea, corelarea și confirmarea în punctele de interconectare relevante la intervale regulate.
135. OST adiacenți fac schimb de informații privind întreținerea propriilor rețele de transport al gazelor naturale, pentru a contribui la procesul de luare a deciziilor cu privire la utilizarea tehnică a punctelor de interconectare. Procedurile privind schimbul de date între OST adiacenți sunt incluse în acordul de interconectare încheiat între aceștia.

CAPITOLUL III

ALOCAREA PRODUSELOR DE CAPACITATE FERMĂ

 Secțiunea 1

Metodologia de alocare

136. Alocarea capacității la punctele de interconectare are loc prin intermediul licitațiilor, cu excepția cazului în care se aplică metodologia alternativă de alocare în conformitate cu pct. 291-296.
137. În toate punctele de interconectare se aplică același model de licitație. Procesele de licitație încep simultan pentru toate punctele de interconectare. Fiecare proces de licitație, vizând un singur PCS, alocă capacitate independent de orice alt proces de licitație, cu excepția cazului în care se oferă capacitate incrementală sau în cazul în care, sub rezerva acordului OST direct implicați și a aprobării de către Agenţie se alocă capacitatea concurentă. Autoritatea națională de reglementare a oricărui stat membru UE sau Parte Contractantă învecinată afectați comunică poziția, care trebuie luată în considerare de autoritatea națională de reglementare relevantă. În cazul în care se oferă capacitate incrementală, alocarea independentă nu se aplică proceselor de licitație simultane pentru nivelurile de ofertă respective, deoarece acestea sunt interdependente, putându-se aloca doar un singur nivel de ofertă.
138. PCS trebuie să respecte o ordine logică conform căreia se oferă mai întâi produsele care acoperă capacitatea anuală, urmate de produsul cu durata imediat inferioară pentru utilizare în aceeași perioadă. Calendarul licitațiilor prevăzute pct. 153-205 trebuie să fie în conformitate cu acest principiu.
139. Normele privind PCS prevăzute la pct. 146-152 și licitațiile stabilite la pct. 153-205 se aplică în cazul capacității agregate și al capacității neagregate într-un punct de interconectare.
140. Pentru o licitație dată, disponibilitatea PCS este comunicată conform pct. 153-205 și conform calendarului licitației.
141. În fiecare punct de interconectare se rezervă și se oferă cel puțin 20 % din capacitatea tehnică existentă în conformitate cu pct. 142. În cazul în care capacitatea disponibilă este mai mică decât proporția de capacitate tehnică care urmează să fie rezervată, se rezervă întreaga capacitate disponibilă. Această capacitate este oferită în conformitate cu pct. 142, subpunctul 2), în timp ce capacitatea rezervată rămasă este oferită în conformitate cu pct. 142, subpunctul 1).
142. Orice capacitate rezervată în conformitate cu pct. 141 este oferită sub rezerva respectării următoarelor condiții:

143. În cazul capacității incrementale, cel puțin 10 % din capacitatea tehnică incrementală în punctul de interconectare este rezervat și oferită nu mai devreme de licitația anuală a capacității trimestriale prevăzute la pct. 165-173 și desfășurate în conformitate cu calendarul de licitație în cursul anului gazier, care precede începutul anului gazier relevant.
144. Proporția exactă a capacității care urmează să fie rezervată în conformitate cu pct. 125-132 și pct. 136-145 face obiectul unei consultări între părțile interesate, al unei alinieri între OST și al aprobării de către autoritățile naționale de reglementare în fiecare punct de interconectare. Autoritățile naționale de reglementare iau în considerare în special posibilitatea de a rezerva părții mai importante ale capacității cu o durată mai scurtă, pentru a evita închiderea piețelor de aprovizionare din aval.
145.  Capacitatea creată prin intermediul unor proceduri care nu se bazează pe piață și pentru care decizia finală privind investițiile a fost luată fără angajamente anterioare din partea utilizatorilor de sistem este oferită și alocată ca PCS disponibilă, astfel cum prevede prezentul Titlu.

 Secțiunea 2

Produsele de capacitate standard

146. OST oferă PCS anuală, trimestrială, lunară, zilnică și intra-zilnică.
147. PCS anuală reprezintă capacitatea care poate fi solicitată de un utilizator de sistem pentru toate zilele gaziere dintr-un anumit an gazier (începând cu 1 octombrie).
148. PCS trimestrială reprezintă capacitatea care poate fi solicitată, de un utilizator de sistem pentru toate zilele gaziere dintr-un anumit trimestru (începând cu 1 octombrie, 1 ianuarie, 1 aprilie sau, respectiv, 1 iulie).
149. PCS lunară reprezintă capacitatea care poate fi solicitată, de un utilizator de sistem pentru toate zilele gaziere dintr-o anumită lună calendaristică (începând cu prima zi a fiecărei luni).
150. PCS zilnică reprezintă capacitatea care poate fi solicitată, de un utilizator de sistem pentru o singură zi gazieră.
151. PCS intra-zilnică reprezintă capacitatea care poate fi solicitată, de un utilizator de sistem începând cu ora de începere în cursul unei anumite zile gaziere până la sfârșitul aceleiași zile gaziere.
152. Capacitatea oferită se exprimă în unități de energie pe unitate de timp. Se utilizează următoarele unități: kWh/h sau kWh/zi. În cazul în care se utilizează kWh/zi, se presupune că există un flux constant de gaze naturale de-a lungul zilei gaziere.

 Secțiunea 3

Licitațiile anuale ale capacității anuale

153. Licitațiile anuale ale capacității anuale au loc o dată pe an.
154. Capacitatea pentru fiecare PCS anuală este licitată prin intermediul unei licitații a capacității anuale folosind un algoritm de licitație cu preț crescător, în conformitate cu pct. 209-230.
155. Procesul de licitație oferă capacitate cel puțin pentru următorii 5 ani gazieri și pentru o perioadă care nu depășește următorii 15 ani gazieri pentru capacitatea existentă. Atunci când se oferă capacitate incrementală, ofertele pot fi oferite în cadrul licitațiilor de capacitate pentru o perioadă de maximum 15 ani de la începerea utilizării operaționale.
156. În următorul an gazier din momentul intrării în vigoare a prezentului Cod, licitațiile capacității anuale încep în prima zi de luni a lunii iulie a fiecărui an, cu excepția cazului în care se specifică altfel în calendarul licitației.
157. În cursul licitației pentru capacitatea anuală, utilizatorii de sistem pot participa la una sau mai multe licitații concomitente în legătură cu fiecare punct de interconectare, pentru a solicita PCS.
158. Capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul licitației capacităților anuale este egală cu:

159. Capacitatea care urmează să fie oferită poate fi agregată sau neagregată, în conformitate cu pct. 242. Această dispoziție se aplică, de asemenea, tuturor celorlalte licitații prevăzute la pct. 165-205.
160. Cu cel puțin o lună înainte de începerea licitației, OST trebuie să informeze utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea fermă care urmează a fi oferită pentru fiecare an în cadrul viitoarei licitații a capacității anuale.
161. Rundele de licitație pentru fiecare licitație au loc între orele 8.00 și 17.00 UTC (ora de iarnă) sau între orele 7.00 și 16.00 UTC (ora de vară), în toate zilele gaziere relevante. Rundele de licitație sunt deschise și închise în fiecare zi gazieră, în conformitate cu pct. 210.
162. Rezultatele alocărilor, obținute în urma licitației, sunt puse simultan la dispoziția utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitația respectivă, cât mai curând posibil și nu mai târziu de următoarea zi lucrătoare după închiderea rundei de licitație.
163. În cazul capacității incrementale, angajamentele obligatorii ale utilizatorilor de sistem pentru contractarea capacității, inclusiv îndeplinirea sau nu a condițiilor pentru o nouă licitație în conformitate cu pct. 289, sunt puse la dispoziția utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitația respectivă, în mod simultan și nu mai târziu de următoarea zi lucrătoare după închiderea rundei de licitație. Rezultatele testelor economice sunt puse la dispoziția utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitația respectivă, în mod simultan și nu mai târziu de 2 zile lucrătoare după închiderea rundei de licitație.
164. Informațiile agregate privind rezultatele licitației sunt publicate și puse la dispoziția participanților pieței de gaze naturale.

 Secțiunea 4

Licitațiile anuale ale capacității trimestriale

165. În fiecare an gazier au loc 4 licitații anuale ale capacității trimestriale.
166. Capacitatea pentru fiecare PCS trimestrială este licitată prin intermediul licitațiilor anuale ale capacității trimestriale, folosind un algoritm de licitație cu preț crescător, în conformitate cu pct. 209-230.
167. Capacitatea pentru trimestrele următorului an gazier este licitată prin intermediul unor licitații concomitente pentru fiecare trimestru și în legătură cu fiecare punct de interconectare, după cum urmează:

168. În fiecare an gazier, licitațiile anuale ale capacității trimestriale încep în zilele următoare, cu excepția cazului în care se specifică altfel în calendarul licitației:

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

170. Cu 2 săptămâni înainte de începerea licitațiilor, OST informează utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea care urmează să fie oferită pentru fiecare trimestru în cadrul următoarei licitații a capacității trimestriale.
171. Rundele de licitație pentru fiecare licitație au loc între orele 8.00 și 17.00 UTC (ora de iarnă) sau între orele 7.00 și 16.00 UTC (ora de vară), în toate zilele gaziere relevante. Rundele de licitație sunt deschise și închise în fiecare zi gazieră, în conformitate cu pct. 210.
172. Rezultatele privind alocările, obținute în urma licitației, sunt puse simultan la dispoziția utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitația respectivă, cât mai curând posibil și nu mai târziu de următoarea zi lucrătoare după închiderea rundei de licitație.
173. Informațiile agregate privind rezultatele licitației sunt publicate și puse la dispoziția pieței.

 Secțiunea 5

Licitații periodice ale capacității lunare

174. Licitația periodică a capacității lunare are loc o dată pe lună.
175. Capacitatea pentru fiecare PCS lunară este licitată prin intermediul licitației periodice a capacității lunare folosind un algoritm de licitație cu preț crescător, în conformitate cu pct. 209-230. În fiecare lună, se licitează PCS lunară pentru luna calendaristică următoare.
176. În cadrul licitației periodice a capacității lunare, utilizatorii de sistem pot solicita un PCS lunară.
177. Licitațiile periodice ale capacității lunare încep în a 3- a zi de luni a fiecărei luni pentru următorul PCS lunară, cu excepția cazului în care se specifică altfel în calendarul licitației.
178. Capacitatea oferită în cadrul licitației periodice a capacității lunare trebuie să fie egală, în fiecare lună, cu:

179.  Cu o săptămână înainte de începerea licitației, OST trebuie să informeze utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul următoarei licitații periodice a capacității lunare.
180.  Rundele de licitație au loc între orele 8.00 și 17.00 UTC (ora de iarnă) sau între orele 7.00 și 16.00 UTC (ora de vară), în toate zilele gaziere relevante. Rundele de licitație sunt deschise și închise în fiecare zi gazieră, astfel cum se prevede la pct. 210.
181.  Rezultatele privind alocările obținute în urma licitației, sunt puse simultan la dispoziția utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitația respectivă, cât mai curând posibil și nu mai târziu de următoarea zi lucrătoare după închiderea rundei de licitație.
182.  Informațiile agregate privind rezultatele licitației sunt publicate și puse la dispoziția pieței.

 Secțiunea 6

Licitații periodice ale capacității pentru ziua următoare

183. Licitația periodică a capacității pentru ziua următoare are loc o dată pe zi.
184. În fiecare zi, un PCS pentru următoarea zi gazieră se licitează prin intermediul licitației periodice a capacității pentru ziua următoare.
185. Capacitatea pentru fiecare PCS zilnică se licitează prin intermediul licitației periodice a capacității pentru ziua următoare folosind un algoritm de licitație cu preț uniform, în conformitate cu pct. 231-241. În fiecare zi, se licitează PCS zilnică pentru următoarea zi gazieră.
186. În cadrul licitației periodice a capacității pentru ziua următoare, utilizatorii de sistem au dreptul să solicite capacitate pentru un singur PCS zilnică.
187. Runda de licitație se deschide în fiecare zi la ora 15.30 UTC (ora de iarnă) sau la ora 14.30 UTC (ora de vară).
188. O ofertă de capacitate pentru un PCS zilnică în cadrul unei licitații periodice pentru ziua următoare se desfășoară după cum urmează: prezentarea, retragerea sau modificarea ofertei are loc între orele 15:30 și 16:00 UTC (ora de iarnă) sau între orele 14:30 și 15:00 UTC (ora de vară).
189. Capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul licitației periodice a capacității pentru ziua următoare este egală, în fiecare zi, cu:

190. La momentul deschiderii rundei de licitație, OST informează utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul următoarei licitații periodice a capacității pentru ziua următoare.
191. Rezultatele privind alocările obținute în urma licitației sunt puse simultan la dispoziția utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitația respectivă, cel târziu la 30 de minute după închiderea rundei de licitație.
192. Informațiile agregate privind rezultatele licitației sunt publicate și puse la dispoziția participanților pieței.

 Secțiunea 7

Licitațiile capacității intra-zilnice

193. Cu condiția să existe capacitate disponibilă, se organizează o licitație a capacității intra-zilnice în fiecare oră în cursul unei zile gaziere, folosind un algoritm de licitație cu preț uniform, în conformitate cu pct. 231-241.
194. Prima rundă de licitație se deschide exact la ora imediat următoare publicării rezultatelor ultimei licitații pentru ziua următoare (inclusiv pentru capacitatea întreruptibilă, dacă este oferită), în conformitate cu pct. 183-192. Prima rundă de licitație se închide la ora 1.30 UTC (ora de iarnă) sau la ora 0.30 UTC (ora de vară), înainte de ziua gazieră. Alocarea ofertelor câștigătoare intră în vigoare începând cu ora 5.00 UTC (ora de iarnă) sau cu ora 4.00 UTC (ora de vară), în ziua gazieră relevantă.
195. Ultima rundă de licitație se închide la ora 0.30 UTC (ora de iarnă) sau la ora 23.30 UTC (ora de vară), în ziua gazieră relevantă.
196. Utilizatorii de sistem au dreptul să depună, să retragă sau să modifice ofertele, începând cu momentul deschiderii fiecărei runde de licitație până la închiderea rundei de licitație respective.
197. În fiecare oră a zilei gaziere relevante, capacitatea devenită efectivă, începând cu ora 4.00, este licitată ca și capacitate intra-zilnică.
198. Fiecare rundă de licitație se deschide la începutul fiecărei ore a zilei gaziere relevante.
199. Durata fiecărei runde de licitație este de 30 de minute de la deschiderea rundei de licitație.
200. Capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul licitației capacității intra-zilnice este egală, în fiecare oră, cu:

201. OST publică capacitatea fermă intra-zilnică oferită, după închiderea ultimei licitații pentru ziua următoare și în conformitate cu pct. 304.
202. OST oferă utilizatorilor de sistem, care participă la licitațiile pentru ziua următoare, posibilitatea ca ofertele necâștigătoare valabile să participe în mod automat la următoarea licitație intra-zilnică.
203. Capacitatea se alocă în termen de 30 de minute de la închiderea rundei de licitație, cu condiția ca ofertele să fie acceptate și ca OST să efectueze procesul de alocare a capacității.
204. Rezultatele licitației sunt puse în mod simultan la dispoziția utilizatorilor de sistem individuali.
205. Informațiile agregate privind rezultatele licitației sunt publicate cel puțin la sfârșitul fiecărei zile.

 Secțiunea 8

Algoritmele de licitație

206. În cazul în care, în cadrul unei licitații, sunt oferite mai multe PCS, algoritmul de licitație se aplică în mod separat pentru fiecare PCS la momentul alocării sale. Ofertele pentru diferite PCS sunt luate în considerare în mod independent unele de altele la aplicarea algoritmului de licitație.
207. Pentru licitațiile capacității anuale, ale capacității trimestriale și pentru licitațiile capacității lunare se aplică un algoritm de licitație cu preț crescător, cu mai multe runde de licitație, astfel cum se prevede la pct. 209-230.
208. Pentru licitațiile periodice ale capacității pentru ziua următoare și pentru licitațiile capacității intra-zilnice se aplică un algoritm de licitație cu preț uniform, cu o singură rundă de licitație, în conformitate cu pct. 231-241.

 Secțiunea 9

Algoritmul licitației cu preț crescător

209. Licitațiile cu preț crescător le permit utilizatorilor de sistem să facă oferte ținând cont de prețurile în creștere progresivă, care vor fi anunțate în runde de licitație consecutive, prețul de pornire fiind prețul de rezervă P0.
210. Prima rundă de licitație, cu un preț egal cu prețul de rezervă P0, trebuie să aibă o durată de 3 ore. Rundele de licitație ulterioare trebuie să aibă o durată de o oră. Trebuie să existe o perioadă de o oră între rundele de licitație.
211. Oferta trebuie să includă:

212. O ofertă este considerată valabilă dacă este depusă de un utilizator de sistem și dacă ea respectă toate dispozițiile prezentei Secțiuni.
213. Pentru ca utilizatorii de sistem să poată participa la o licitație, este obligatoriu ca aceștia să facă o ofertă în prima rundă de licitație.
214. OST le oferă utilizatorilor de sistem posibilitatea de a face în mod automat oferte pentru orice nivel de preț.
215. După închiderea rundei de licitație, nu se acceptă nicio modificare, retragere sau variație a ofertelor valabile. Toate ofertele valabile devin angajamente obligatorii prin care utilizatorul de sistem se angajează să rezerve capacitatea solicitată la prețul anunțat, cu condiția ca prețul de închidere al licitației să fie cel anunțat în cadrul rundei de licitație relevante.
216. Oferta depusă de un utilizator de sistem în cadrul oricărei runde de licitație trebuie să fie mai mică sau egală cu capacitatea oferită în cadrul unei licitații date. Oferta depusă de un utilizator de sistem la un anumit preț trebuie să fie mai mică sau egală cu oferta depusă de acest utilizator de sistem în runda anterioară, cu excepția cazului în care se aplică dispozițiile de la pct. 224.
217. Ofertele pot fi depuse, modificate sau retrase în mod liber în cursul unei runde de licitație, cu condiția ca toate ofertele să respecte dispozițiile de la pct. 216. Ofertele valabile rămân valabile până când sunt modificate sau retrase.
218. Pentru fiecare punct de interconectare și pentru fiecare PCS se definește un nivel mare de preț și un nivel mic de preț, iar acestea sunt publicate înaintea desfășurării licitației. Nivelul mic de preț se stabilește astfel încât nivelul mare de preț să fie un multiplu întreg al nivelului mic de preț.
219. Nivelul mare de preț se stabilește astfel încât să se reducă la minimum, în măsura posibilului, durata procesului de licitație. Nivelul mic de preț se stabilește astfel încât să se reducă la minimum, în măsura posibilului, capacitatea nevândută, în cazul în care licitația se închide la un preț mai mare decât prețul de rezervă.
220. În cazul în care cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este mai mică sau egală cu capacitatea oferită la sfârșitul primei runde de licitație, licitația se închide.
221. În cazul în care cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este mai mare decât capacitatea oferită la sfârșitul primei runde de licitație sau al unei runde de licitație ulterioare, se deschide o nouă rundă de licitație cu un preț egal cu prețul din runda de licitație anterioară, la care se adaugă nivelul mare de preț.
222. În cazul în care cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este egală cu capacitatea oferită la sfârșitul celei de a 2-a runde de licitație sau al unei runde de licitație ulterioare, licitația se închide.
223. Dacă survine o primă subcotare, are loc o reducere a prețului și se deschide o nouă rundă de licitație. Runda de licitație următoare va avea un preț egal cu prețul aplicabil în runda de licitație care a precedat prima subcotare, la care se adaugă nivelul mic de preț. Ulterior se deschid noi runde de licitație, în cadrul cărora au loc creșteri ale nivelului mic de preț, astfel încât cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem să devină mai mică sau egală cu capacitatea oferită, etapă în care licitația se închide.
224. Oferta depusă de fiecare utilizator de sistem în toate rundele de licitație în care se aplică niveluri mici de preț trebuie să fie mai mică sau egală cu oferta depusă de acest utilizator de sistem în runda de licitație care a precedat prima subcotare. Oferta depusă de fiecare utilizator de sistem pentru un nivel mic de preț trebuie să fie mai mică sau egală cu oferta depusă de acest utilizator de sistem în runda de licitație anterioară caracterizată de niveluri mici de preț. Oferta depusă de fiecare utilizator de sistem în toate rundele de licitație în care se aplică niveluri mici de preț trebuie să fie mai mare sau egală cu oferta depusă de acest utilizator de sistem în runda de licitație în care a survenit prima subcotare.
225. Dacă cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este mai mare decât capacitatea oferită în runda de licitație cu un preț egal cu cel care a condus la prima subcotare, minus un nivel mic de preț, licitația se închide. Prețul de închidere este prețul care a condus la prima subcotare, iar ofertele câștigătoare sunt cele depuse în runda de licitație inițială în care a survenit prima subcotare.
226. După fiecare rundă de licitație, cererile depuse de toți utilizatorii de sistem în cadrul unei licitații specifice se publică cât mai curând posibil, în formă agregată.
227. Prețul anunțat pentru ultima rundă de licitație în cursul căreia a fost închisă licitația este considerat a fi prețul de închidere al licitației specifice, cu excepția cazului în care se aplică pct. 225.
228. Tuturor utilizatorilor de sistem care au depus oferte valabile la prețul de închidere li se alocă capacitate respectivă în funcție de ofertele lor la prețul de închidere. În cazul în care se oferă capacitate incrementală, alocarea capacității incrementale este condiționată de rezultatul obținut în urma testului economic în conformitate cu pct. 250-252. Utilizatorii de sistem care au câștigat licitația plătesc prețul de închidere al licitației, recurgând la o abordare privind un preț de plătit fix sau la o abordare privind un preț de plătit variabil, astfel cum este prevăzut la pct. 390, precum și orice alte eventuale prețuri aplicabile în momentul în care capacitatea care le este alocată poate fi utilizată.
229. După închiderea fiecărei licitații, se publică rezultatul final al licitației, inclusiv capacitățile alocate agregate și prețul de închidere. Utilizatorii de sistem care au câștigat licitația sunt informați cu privire la capacitatea care le este alocată, iar informațiile individuale sunt comunicate numai părților interesate. În cazul în care se alocă capacitate incrementală, prezentul punct se aplică numai rezultatelor licitației al cărei nivel de ofertă pune la dispoziție cea mai mare capacitate care a condus la un test economic pozitiv în conformitate cu pct. 252.
230. Dacă o licitație cu preț crescător nu s-a încheiat până la momentul în care este programată să înceapă (conform calendarului licitației) următoarea licitație a capacității acoperind aceeași perioadă, prima licitație se închide și nu se alocă nicio capacitate. Capacitatea este oferită în cadrul următoarei licitații relevante.

 Secțiunea 10

Algoritmul de licitație cu preț uniform

231. În cadrul unei licitații cu preț uniform, există o singură rundă de licitație în care utilizatorul de sistem face o ofertă de preț și de capacitate.
232. În cursul unei runde de licitație, utilizatorii de sistem pot prezenta până la 10 oferte. Fiecare ofertă este tratată în mod independent de celelalte oferte. După închiderea rundei de licitație, ofertele rămase nu pot fi modificate sau retrase.
233. Oferta trebuie să specifice:

234. OST clasifică toate ofertele pentru un anumit PCS în ordinea descrescătoare a prețului lor de ofertă.
235. Toate ofertele rămase la momentul închiderii rundei de licitație se consideră ca fiind obligatorii pentru utilizatorii de sistem, cărora le este alocat, cel puțin, capacitatea minimă solicitată în conformitate cu pct. 233, subpunctul 5).
236. După clasificarea ofertelor în conformitate cu pct. 234 și sub rezerva dispozițiilor de la pct. 237-240, capacitatea se alocă ofertelor în funcție de clasamentul de preț. Toate ofertele cărora li se alocă capacitate sunt considerate ca fiind câștigătoare. După alocarea capacității, capacitatea alocată se scade din capacitatea nealocată rămasă.
237. După aplicarea pct. 236 și sub rezerva dispozițiilor de la pct. 239, în cazul când capacitatea pentru care a licitat un utilizator de sistem depășește capacitatea nealocată rămasă (după ce capacitatea a fost alocată utilizatorilor de sistem care introduc oferte mai mari), acestui utilizator de sistem i se alocă o capacitate egală cu capacitatea nealocată rămasă.
238. După aplicarea pct. 237 și sub rezerva dispozițiilor de la pct. 239 în cazul în care 2 sau mai multe oferte indică același preț de ofertă, iar capacitatea rămasă, pentru care s-a licitat în total în cadrul acestor oferte, depășește capacitatea rămasă, capacitatea nealocată rămas se alocă proporțional cu capacitățile solicitate în fiecare dintre aceste oferte.
239. În cazul în care capacitatea ce urmează să fie alocată pentru o ofertă în temeiul pct. 236, 237 sau 238 este mai mică decât capacitatea minimă prevăzută la pct. 233 subpunctul 5), oferta se consideră ca fiind necâștigătoare și se efectuează o alocare revizuită ținând cont de oferta (ofertele) de preț egală (egale) rămasă (rămase) în conformitate cu pct. 238 sau se efectuează o alocare în privința următoarei oferte de preț, în conformitate cu pct. 236.
240. În cazul în care capacitatea rămasă ce urmează să fie alocată în ceea ce privește orice ofertă în temeiul pct. 236-239 este egală cu zero, nu se mai alocă capacitate ofertelor rămase. Ofertele respective sunt considerate necâștigătoare.
241. Prețul de închidere se definește ca prețul celei mai mici oferte câștigătoare, dacă cererea depășește oferta la prețul de rezervă. În toate celelalte cazuri, prețul de închidere trebuie să fie egal cu prețul de rezervă. Utilizatorii de sistem care au câștigat licitația plătesc prețul de închidere al licitației, recurgând la o abordare privind un preț de plătit fix sau la o abordare privind un preț de plătit variabil, astfel cum se prevede la pct. 391, precum și orice alte eventuale tarife aplicabile la momentul în care capacitatea ce le este alocată poate fi utilizată.

CAPITOLUL IV

AGREGAREA /GRUPAREA CAPACITĂȚII ÎN PUNCTELE DE INTERCONECTARE

 Secțiunea 1

Produsele de capacitate agregată

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

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

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

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

243. OST în baza acordului Agenţiei, pot aplica clauzele și condițiile stabilite în modelul publicat pe site-ul web al ENTSO- G, care prevede dispoziții contractuale ce nu sunt afectate de diferențele fundamentale în principiile legislației naționale sau jurisprudenței, pentru oferta de produse de capacitate agregată, în cazul produselor de capacitate agregată nou contractate.

 Secțiunea 2

Agregarea în cazul contractelor pentru prestarea serviciilor de transport existente

244. Utilizatorii de sistem care sunt părți la contractele pentru prestarea serviciilor de transport pentru capacitate neagregată în punctele de interconectare respective urmează să ajungă la un acord privind agregarea capacității în bază de contract („acord de agregare”), în conformitate cu dispozițiile prevăzute la pct. 242 și 243. Acești utilizatori de sistem și OST informează Agenţia cu privire la toate acordurile de agregare încheiate de toate părțile la contractele privind prestarea serviciilor de transport existente.
245. OST care sunt părți la contractele pentru prestarea serviciilor de transport existente pot participa în orice moment la discuțiile cu privire la acordurile de agregare, la invitația utilizatorilor de sistem, care sunt părți la contractele de transport existente.
246. OST oferă un serviciu gratuit de conversie a capacității utilizatorilor de sistem care dețin capacitate neagregată necorelată la unul dintre capetele unui punct de interconectare. Acest serviciu de conversie a capacității se aplică în cazul produselor de capacitate anuală, trimestrială sau lunară pentru capacitatea agregată fermă la punctul de interconectare respectiv, pe care utilizatorul de sistem a trebuit să o achiziționeze, deoarece la celălalt capăt al punctului de interconectare, OST adiacent a oferit capacitate neagregată insuficientă. Acest serviciu se oferă în mod nediscriminatoriu și scutește utilizatorul de sistem de plata unei taxe suplimentare pentru capacitatea pe care o dețin deja. În special, plățile pentru partea din capacitatea agregată contractată pe care utilizatorii de sistem o dețin deja sub formă de capacitate neagregată necorelată sunt limitate la o eventuală primă de licitație. Acest serviciu se bazează pe modelul de conversie elaborat de ENTSO-G. Punerea în aplicare poate fi facilitată de platforma de rezervare a capacității conform pct. 312-316. OST informează anual Agenţia despre utilizarea acestui serviciu.  
247. În cazul în care se ajunge la un acord de agregare între utilizatorii de sistem respectivi, OST implicați în punctul de interconectare sunt informați de îndată de către părți cu privire la acordul de agregare prevăzut și se efectuează transferul de capacitate. Acordul de agregare este pus în aplicare sub rezerva respectării clauzelor și condițiilor aplicabile ale contractelor privind prestarea serviciilor de transport existente. După punerea în aplicare a acordului de agregare, capacitatea relevantă este considerată drept capacitate agregată.
248. Durata acordurilor de agregare, privind capacitatea agregată stabilită în temeiul modificării contractelor existente, nu depășește durata contractelor privind prestarea serviciilor de transport inițiale.
249. Toate capacitățile sunt agregate cât mai curând posibil. Contractele privind prestarea serviciilor de transport existente pentru capacitatea neagregată nu pot fi reînnoite, prelungite sau reportate după data expirării lor. Aceste capacități devin disponibile începând cu data expirării contractelor privind prestarea serviciilor de transport.

CAPITOLUL V

CAPACITATEA INCREMENTALĂ

 Secțiunea 1

Testul economic

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

251. Rezultatul aplicării testului economic este:

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

 Secțiunea 2

Factorul f

253.  Atunci când aplică testul economic menționat la pct. 250–252, Agenţia stabilește nivelul factorului f  pentru un nivel de ofertă dat, ținând cont de următoarele aspecte:

254. Dacă testul economic dă un rezultat pozitiv, costurile investițiilor asociate cu capacitatea incrementală se reflectă într-o creștere a venitului reglementat sau a venitului-țintă în conformitate cu normele naționale aplicabile.

 Secțiunea 3

Comasarea într-un test economic unic

255.  Pentru a facilita oferirea de produse de capacitate agregată, parametrii individuali ai testului economic utilizați de OST pentru un nivel de ofertă dat sunt comasați într-un test economic unic.
256. Testul economic unic este alcătuit din următorii parametri:

257. Rezultatul aplicării testului economic unic este pozitiv dacă toate testele economice de fond duc la rezultate pozitive, astfel cum se prevede la pct. 251 subpunctul 1), ținând cont de o posibilă redistribuire a veniturilor în conformitate cu pct. 258 și 259. În caz contrar, rezultatul aplicării testului economic este negativ.
258. În cazul în care o redistribuire a veniturilor ar putea duce la o scădere a nivelului de angajamente obligatorii ale utilizatorilor de sistem pentru contractarea capacității necesare pentru un rezultat pozitiv al testului economic unic, OST pot transmite autorităților naționale de reglementare relevante, în vederea unor aprobări coordonate, mecanismele de redistribuire a veniturilor ce provin din capacitatea incrementală.
259. O redistribuire a veniturilor poate fi efectuată după cum urmează:

Secțiunea 4

Cerințele de publicare referitoare la testul economic

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

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

 Secțiunea 5

Evaluarea cererii de pe piață

262. Imediat după începerea licitației anuale pentru capacitatea anuală cel puțin în fiecare an impar, OST cooperează în cadrul proceselor de evaluare a cererii de capacitate incrementală de pe piață și efectuează studii tehnice pentru proiectele de capacitate incrementală pentru punctele lor comune de interconectare.
263. În termen de cel mult 8 săptămâni de la începerea licitației pentru capacitățile anuale, cel puțin în fiecare an impar, OST aflați de fiecare parte a graniței unui sistem de intrare/ieșire elaborează Rapoarte comune de evaluare a cererii de pe piață, fiecare dintre acestea acoperind toate punctele de interconectare aflate la cel puțin una dintre granițele unui sistem de intrare /ieșire. Raportul de evaluare a cererii de pe piață va determina cererea prognozată de capacitate incrementală de la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem, în conformitate cu pct. 269 și va preciza dacă este necesară inițierea unui proiect de capacitate incrementală.
264. Raportul de evaluare a cererii de pe piață se publică în una sau mai multe limbi oficiale a Părții Contractante și, în măsura posibilului în limba engleză, pe site-urile web ale OST, în termen de cel mult 16 săptămâni de la începerea licitației anuale a capacității anuale, cel puțin în fiecare an impar.
265. OST realizează rapoartele de evaluare a cererii, bazat pe un model standard elaborat de ENTSO-G și publică rapoartele pe pagina sa electronică.
266. În cazul în care utilizatorii de sistem își depun cererile de capacitate în termen de cel mult 8 săptămâni de la începerea licitației anuale a capacității anuale în anii cu număr par, OST pot conveni să efectueze o evaluare a cererii de pe piață și într-un an par, cu condiția ca:

267. OST examinează indiciile neobligatorii privind cererea depusă în termen de cel mult 8 săptămâni de la începerea licitației anuale în cadrul evaluării în curs a cererii de pe piață.
268. OST pot lua în considerare indicii neobligatorii privind cererea depusă după termenul stabilit la pct. 267 în cadrul evaluării în curs a cererii de pe piață sau le pot include în următoarea evaluare a cererii de pe piață.
269. Indicii neobligatorii privind cererea menționată la pct. 267 și 268 trebuie să conțină cel puțin următoarele informații:

270. Utilizatorii de sistem indică dacă cererea lor face obiectul unor condiții conform pct. 269, subpunctul 1) -4).
271. OST răspund indiciilor neobligatorii privind cererea în termen de 16 săptămâni de la începerea licitațiilor anuale sau în termen de 8 săptămâni de la primirea indiciilor privind cererea în conformitate cu pct. 262. Răspunsul trebuie să includă cel puțin următoarele elemente:

272. Un OST are dreptul de a percepe taxe pentru activitățile care decurg din depunerea indiciilor neobligatorii privind cererea. Aceste taxe reflectă costurile administrative pentru depunerea cererii, fac obiectul aprobării de către Agenţie și sunt publicate pe site-ul web al OST. Aceste taxe sunt rambursate respectivului utilizator de sistem în cazul în care testul economic pentru, cel puțin, un nivel de ofertă care include capacitatea incrementală în fiecare punct de interconectare dă rezultate pozitive.
273. Raportul de evaluare a cererii de pe piață ia în considerare următoarele criterii:

274. Raportul de evaluare a cererii de pe piață trebuie să includă cel puțin următoarele elemente:

275. OST și autoritățile naționale de reglementare publică punctele de contact aferente proiectelor de capacitate incrementală, inițiate odată cu publicarea raportului de evaluare a cererii de pe piață, și actualizează aceste informații în mod regulat pe întreaga durată a proiectului.

 Secțiunea 6

Etapa de proiectare

276. În ziua următoare datei de publicare a raportului de evaluare a cererii de pe piață începe etapa de proiectare, în cazul în care raportul de evaluare a cererii de pe piață identifică o cerere de proiecte de capacitate incrementală.
277. OST care își desfășoară activitatea la punctul de interconectare respectiv efectuează studii tehnice vizând proiectele de capacitate incrementală în vederea conceperii proiectului de capacitate incrementală și a proiectării nivelurilor de ofertă coordonate pe baza fezabilității tehnice și a rapoartelor de evaluare a cererii de pe piață.
278. În termen de cel mult 12 săptămâni de la începutul etapei de proiectare, OST efectuează o consultare publică comună privind propunerile de proiect, în limba română și, în măsura posibilului, în limba engleză, pe o perioadă de cel puțin o lună și de cel mult 2 luni. Acești OST iau toate măsurile rezonabile pentru a asigura coordonarea transfrontalieră.
279. Consultarea trebuie să cuprindă cel puțin următoarele elemente:

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

 Secțiunea 7

Aprobarea și publicarea

281. În urma consultării și finalizării etapei de proiectare pentru un proiect de capacitate incrementală în conformitate cu pct. 276-280, OST implicați transmit autorităților naționale de reglementare propunerea de proiect pentru proiectul de capacitate incrementală, în vederea obținerii unor aprobări coordonate din partea acestora. Propunerea de proiect este publicată, de OST implicați în limba română și, în măsura posibilului, în limba engleză cuprinzând, cel puțin, următoarele informații:

282. În termen de 6 luni de la primirea propunerii complete de proiect de către autoritățile naționale de reglementare competente, acestea publică decizii coordonate privind propunerea de proiect definită la pct. 281, în una sau mai multe limbi oficiale ale Părții Contractante și, în măsura posibilului, în limba engleză. Aceste decizii trebuie să includă justificări. Autoritățile naționale de reglementare se informează reciproc în legătură cu primirea propunerii de proiect și cu integralitatea ei, pentru a determina începutul perioadei de 6 luni.
283. Atunci când pregătește decizia fiecare autoritate națională de reglementare ia în considerare punctele de vedere ale celorlalte autorități naționale de reglementare implicate. Autoritățile naționale de reglementare iau în considerare orice efecte dăunătoare asupra concurenței sau asupra funcționării eficiente a pieței interne a gazelor naturale asociată cu proiectele de capacitate incrementală.
284. În cazul în care o autoritate națională de reglementare relevantă aduce obiecții în legătură cu propunerea de proiect depusă, ea informează, cât mai curând posibil, celelalte autorități naționale de reglementare implicate. Într-o astfel de situație, toate autoritățile naționale de reglementare trebuie să ia toate măsurile rezonabile pentru a colabora și pentru a ajunge la un acord comun.
285. În cazul în care autoritățile naționale de reglementare relevante nu reușesc să ajungă la un acord privind mecanismul alternativ de alocare propus în termenul de 6 luni prevăzut la pct. 282, Comitetului de reglementare al CE decide cu privire la mecanismul alternativ de alocare, care urmează să fie pus în aplicare, urmând procedura prevăzută la pct. 128.
286. Odată cu publicarea deciziilor luate de autoritățile naționale de reglementare relevante, în conformitate cu pct. 282 și nu mai târziu de 2 luni înainte de oferta de capacitate incrementală din cadrul licitației anuale a capacității anuale, OST publică un anunț comun în limba română și, după caz, în limba engleză, incluzând următoarele informații minime:

 Secțiunea 8

Licitarea capacității incrementale

287. Sub rezerva finalizării etapelor prevăzute la pct. 276-280, OST implicați oferă capacitatea incrementală împreună cu capacitatea disponibilă în cadrul licitației anuale a capacității anuale ca produse agregate standard în cadrul licitațiilor cu preț crescător în conformitate cu pct. 209-230, în mod implicit, și în conformitate cu pct. 143, 144, 242 și 243.
288. Licitațiile pentru nivelurile de ofertă respective se desfășoară în paralel și în mod independent unele de altele, în conformitate cu pct. 209- 230 și sub rezerva dispozițiilor pct. 137. Se licitează doar nivelurile de ofertă coordonate.
289. Pentru a reduce la minimum posibilele prime de licitație și pentru a obține rezultate pozitive în urma testului economic pentru cel mai ridicat nivel de ofertă posibil, poate fi inițiată o nouă licitație, o singură dată și numai în cazul în care:

În cazul în care aceste condiții sunt îndeplinite, noua licitație poate fi inițiată pentru cel mai mic nivel de ofertă necâștigător menționat la  subpunctul  2).

290. În cazul în care noua licitație nu înregistrează un rezultat pozitiv în urma testului economic, rezultatele privind alocarea licitației inițiale menționate la pct. 289, subpunctul 3) prevalează în conformitate cu pct. 228 și 229.

 Secțiunea 9

Principiile mecanismelor alternative de alocare a capacității

291. Un mecanism alternativ de alocare a capacității poate prevedea o perioadă de maximum 15 ani de la începerea utilizării operaționale. În cazul în care testul economic nu duce la rezultate pozitive pe baza rezervărilor pe 15 ani, Agenţia are dreptul să extindă în mod excepțional termenul cu până la încă 5 ani.
292. Un mecanism alternativ de alocare a capacității poate fi utilizat numai dacă este aprobat de către Agenţie, în cazul în care este rezonabil să se concluzioneze, în urma evaluării cererii de pe piață efectuate în temeiul pct. 262-275 sau în urma consultării prevăzute la pct. 278, potrivit căreia, licitația cu preț crescător nu este potrivită și că proiectul de capacitate incrementală îndeplinește următoarele 2 condiții:

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

294. Mecanismul alternativ de alocare se aprobă de către Agenţie, în conformitate cu pct. 282. Mecanismul trebuie să fie transparent și nediscriminatoriu, dar el poate permite prioritizarea duratei de rezervare sau a ofertelor de capacitate pentru un PCS anuală.
295. În cazul în care se acordă prioritate termenului (perioadei) de rezervare sau ofertelor mai mari de capacitate, autoritățile naționale de reglementare decid să rezerveze cel puțin 10 % din capacitatea tehnică și până la 20 % din capacitatea tehnică pentru fiecare punct de interconectare, atunci când aplică pct. 143. Capacitatea rezervată în acest mod este oferită în conformitate cu pct. 142.
296.  În cazul proiectelor de capacitate incrementală inițiate înainte de data intrării în vigoare a prezentului Cod, se aplică prevederile pct. 262-295, cu excepția cazului în care aceste proiecte au primit aprobările aplicabile pentru alocarea capacității din partea autorităților naționale de reglementare competente înainte de expirarea a 4 luni de la data intrării în vigoare a prezentului Cod.

CAPITOLUL VI

CAPACITATE ÎNTRERUPTIBILĂ

 Secțiunea 1

Alocarea serviciilor întreruptibile

297. OST oferă un produs de capacitate zilnică pentru capacitatea întreruptibilă acolo unde este posibil în ambele direcții, în punctele de interconectare în care respectivul PCS pentru capacitate fermă a fost epuizat pentru ziua următoare sau nu a fost oferit. În punctele de interconectare unidirecționale în care capacitatea fermă este oferită doar într-o singură direcție, OST oferă cel puțin un produs zilnic pentru capacitate întreruptibilă în direcția opusă.
298. În cazul în care se oferă capacitate întreruptibilă, acest fapt nu trebuie să afecteze oferta de capacitate fermă. OST nu rezervă capacitate care poate fi oferită drept capacitate fermă pentru a o oferi în calitate de capacitate întreruptibilă.
299. În măsura în care se oferă produse de capacitate întreruptibilă, altele decât produse zilnice, aceleași PCS pentru capacitatea fermă se aplică și pentru capacitatea întreruptibilă, în ceea ce privește durata produselor.
300. În măsura în care se oferă capacitate întreruptibilă, aceasta se alocă prin intermediul unui proces de licitație, cu excepția capacității întreruptibile intra-zilnice.
301. Capacitatea întreruptibilă intra-zilnică se alocă prin intermediul unei proceduri de supranominalizare.
302. Capacitatea întreruptibilă intra-zilnică se alocă numai atunci când capacitatea fermă, indiferent dacă este vorba despre capacitate tehnică sau capacitate suplimentară, este epuizată.
303. În cazul în care se organizează licitații pentru produse întreruptibile cu o durată mai mare decât cea intra-zilnică, OST publică volumele de capacitate întreruptibilă oferite, în cazul în care acestea sunt cunoscute, înainte de începerea procesului de licitație.
304. Dacă se oferă capacitate întreruptibilă, aceasta se alocă prin intermediul unei licitații separate după ce a fost alocată o capacitate fermă cu o durată echivalentă, dar înainte să înceapă licitația pentru capacitatea fermă cu o durată mai mică, cu excepția capacității întreruptibile intra-zilnice.
305. Dacă se oferă posibilitatea de derulare a unor licitații de capacitate întreruptibilă, acestea se desfășoară în conformitate cu aceleași principii de proiectare și cu aceeași frecvență ca și cele aplicate în cazul capacității ferme. Datele exacte pentru desfășurarea licitațiilor care vor fi utilizate în cazul licitațiilor capacității întreruptibile sunt prezentate în detaliu în calendarul licitației, cu excepția capacității întreruptibile intra-zilnice. Pentru licitațiile anuale ale capacității anuale, pentru toate licitațiile anuale ale capacității trimestriale și pentru toate licitațiile periodice ale capacității lunare, OST informează utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea întreruptibilă care urmează să fie oferită cu o săptămână înainte de începerea licitației. În cazul în care o licitație de capacitate fermă nu s-a închis în ziua de începere stabilită pentru licitațiile întreruptibile, licitațiile de capacitate întreruptibilă se deschid cel târziu în următoarea zi lucrătoare după închiderea licitațiilor de capacitate fermă. În astfel de cazuri, orice modificare a volumelor oferite se notifică cu, cel puțin, 12 ore înainte de începerea licitației de capacitate întreruptibilă.

 Secțiunea 2

Duratele minime ale întreruperilor

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

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

307. OST care inițiază întreruperea informează OST adiacent. OST adiacenți informează cât mai curând posibil utilizatorii de sistem afectați, acordând însă o atenție corespunzătoare fiabilității informațiilor oferite.

 Secțiunea 3

Ordinea stabilită a întreruperilor

308. Ordinea în care se efectuează întreruperile, în cazul în care totalul nominalizărilor depășește cantitatea de gaze naturale care poate trece printr-un anumit punct de interconectare, se stabilește în funcție de data încheierii contractelor privind prestarea serviciilor de transport pe o bază întreruptibilă. În cazul unei întreruperi, contractul privind prestarea serviciilor de transport care intră în vigoare mai devreme prevalează asupra contractelor privind prestarea serviciilor de transport care intră în vigoare mai târziu.
309. Dacă, după aplicarea procedurii prevăzute la pct. 308, două sau mai multe nominalizări sunt clasificate la aceeași poziție în cadrul ordinii întreruperilor, iar OST nu le întrerupe pe toate, se aplică o reducere proporțională a acestor nominalizări specifice.
310. Pentru a ține cont de diferențele dintre diferitele servicii de capacitate întreruptibilă din cadrul Comunității Energetice, OST adiacenți pun în aplicare și coordonează procedurile comune prevăzute la prezenta Secțiune pentru fiecare punct de interconectare în parte.
311. OST trebuie să includă motivele întreruperilor fie direct în contractele pentru prestarea serviciului de transport de capacitate întreruptibilă, fie în clauzele și condițiile generale care reglementează aceste contracte. Drept motive de întrerupere pot servi calitatea gazelor naturale, presiunea, temperatura, structura fluxului, utilizarea contractelor de capacitate fermă, întreținerea, constrângerile din amonte sau din aval, obligațiile de serviciu public și gestionarea capacității ce derivă din procedurile de gestionare a congestiilor, fără însă a se limita la acestea.

CAPITOLUL VII

PLATFORMELE DE REZERVARE A CAPACITĂȚII

 Secțiunea 1

Platformele de rezervare a capacității

312. OST oferă capacitate prin intermediul unei singure platforme de rezervare online comune sau prin intermediul unui număr limitat de astfel de platforme. OST pot exploata de sine stătător aceste platforme sau o pot face prin intermediul unei părți stabilite de comun acord care, dacă este necesar, acționează în numele acestora în relația cu utilizatorii de sistem.
313. Platformele de rezervare comune aplică următoarele norme:

314. În cazul în care alegerea unei platforme de rezervare la un punct de interconectare sau într-un punct de interconectare virtual a fost făcută fie de autoritățile naționale de reglementare ale OST adiacenți, fie de Comitetul de reglementare al CE, OST ajung la un acord contractual cu privire la utilizarea unei platforme de rezervare cel mai târziu până la finalul perioadei menționate în ultima propoziție de la pct. 439, care a fost aleasă de autoritățile naționale de reglementare sau Comitetul de reglementare al CE. Dacă nu se ajunge la un acord contractual, se reia procedura stabilită la pct. 439
315. Instituirea unei singure platforme de rezervare comune sau a unui număr limitat de astfel de platforme facilitează și simplifică rezervarea de capacitate în punctele de interconectare din întreaga Comunitate Energetică, acest lucru fiind în beneficiul utilizatorilor de sistem.
316. Referitor la creșterile capacității tehnice, rezultatele alocărilor sunt publicate pe platforma de rezervare care este utilizată pentru scoaterea la licitație a capacității existente, iar referitor la noua capacitate creată, acolo unde în prezent nu există niciuna, rezultatele alocărilor sunt publicate pe o platformă de rezervare comună asupra căreia au convenit OST relevanți.
317. Agenţia și OST prezintă informațiile solicitate de Consiliul de reglementare al CE în activitatea sa de evaluare și monitorizare.

TITLUL V

STRUCTURILE TARIFARE ARMONIZATE PENTRU TRANSPORTUL

GAZELOR NATURALE

CAPITOLUL I

Secțiunea 1

318. Prezentul Titlu stabilește normele privind structurile tarifare armonizate pentru transportul gazelor naturale, inclusiv norme privind aplicarea metodei de calculare a prețurilor de referință, cerințele conexe în materie de consultare și de publicare, precum și norme privind calcularea prețurilor de rezervă pentru PCS.
319. Prezentul Titlu se aplică tuturor punctelor de intrare și tuturor punctelor de ieșire ale rețelelor de transport al gazelor naturale, cu excepția Capitolelor III, V și VI, pct. 403-406, 413, 414 și a capitolului IX din prezentul Titlu, care se aplică numai punctelor de interconectare. Capitolele III, V și VI, pct. 403-406 și Capitolul IX din prezentul Titlu se aplică punctelor de intrare spre țările terțe sau punctelor de ieșire către țările terțe sau ambelor tipuri de puncte, în cazul în care Agenţia ia decizia de a aplica la punctele respective, Titlul IV din prezentul Cod.

Secțiunea 2

Serviciile de transport, serviciile auxiliare și tarifele pentru acestea

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

1) costurile aferente serviciului respectiv sunt influențate de următorii factori de cost: capacitatea tehnică sau capacitatea contractată prognozată și distanța;

2) costurile serviciului respectiv sunt legate de investițiile în infrastructura care face parte din baza reglementată a activelor pentru prestarea serviciilor de transport, precum și de funcționarea acestei infrastructuri.

321. Dacă oricare dintre criteriile stabilite la pct. 320 nu sunt îndeplinite, un serviciu poate fi considerat un serviciu de transport, fie un serviciu auxiliar, în funcție de rezultatele consultării periodice efectuate de către Agenţie sau de către OST desemnat de Agenţie, în conformitate pct. 395-419.
322. Tarifele pentru serviciul de transport pot fi stabilite astfel încât să țină cont de condițiile aplicabile produselor de capacitate fermă.
323. Venitul reglementat al OST pentru serviciul de transport al gazelor naturale se obține prin aplicarea tarifului pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazat pe capacitate.
324. Ca excepție, în baza Hotărârii ANRE, o parte din venitul din prestarea serviciului de transport al gazelor naturale poate fi obținut prin aplicarea tarifelor volumetrice, care sunt calculate separat unele de altele:

1) o plată bazată pe flux, care trebuie să respecte următoarele criterii:

a) este percepută în vederea acoperirii costurilor generate în principal de fluxul de gaze naturale;

b) este calculată pe baza fluxurilor de gaze naturale prognozate sau istorice ori pe baza ambelor tipuri de fluxuri și este stabilită în așa fel încât să fie aceeași la toate punctele de intrare și la toate punctele de ieșire;

c) este exprimată în termeni monetari sau în natură;

2) o plată complementară pentru recuperarea veniturilor, care trebuie să respecte următoarele criterii:

a) este percepută în scopul gestionării recuperării parțiale sau în exces a veniturilor;

b) este calculată pe baza alocărilor de capacitate și a fluxurilor prognozate sau istorice ori pe baza ambelor;

c) este aplicată la alte puncte decât la punctele de interconectare;

d) este aplicată după ce Agenţia a realizat o evaluare în ce măsură plata respectivă reflectă costurile și impactul ei asupra subvențiilor încrucișate între punctele de interconectare și alte puncte decât punctele de interconectare.

325. Venitul din prestarea serviciilor auxiliare se recuperează prin tarifele pentru serviciile auxiliare în conformitate cu Metodologia de calculare, de aprobare şi de aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciile auxiliare prestate de operatorii de sistem din sectorul gazelor naturale aprobată prin Hotărârea ANRE nr. 271/2018 din 28 septembrie 2018. Aceste tarife trebuie:

1) să reflecte costurile, să fie nediscriminatorii, obiective și transparente;

2) să fie facturate beneficiarilor serviciilor auxiliare, în scopul reducerii la minimum a subvențiilor încrucișate între utilizatorii de sistem dintr-o Parte Contractantă sau din afara acestuia.

326. Dacă, potrivit Agenţiei un anumit serviciu aduce beneficii tuturor utilizatorilor de sistem, costurile aferente serviciului respectiv se recuperează de la toți utilizatorii de sistem.

Secțiunea 3

Evaluarea alocării costurilor

327. Agenţia sau OST desemnat de Agenţie efectuează următoarele evaluări și le publică în cadrul consultării finale menționate la  pct. 394-399:

1) o evaluare a alocării costurilor referitoare la venitul aferent serviciilor de transport, care trebuie recuperat prin tarife pentru serviciul de transport bazate pe capacitate și care se bazează exclusiv pe următorii factori de cost:

a) capacitatea tehnică; sau

b) capacitatea contractată prognozată; sau

c) capacitatea tehnică și distanța; sau

d) capacitatea contractată prognozată și distanța.

2) o evaluare a alocării costurilor referitoare la venitul aferent serviciilor de transport, care trebuie recuperat prin tarife volumetrice, dacă este cazul, și care se bazează exclusiv pe următorii factori de cost:

a) volumul fluxurilor de gaze naturale; sau

b) volumul fluxurilor de gaze naturale și distanța.

328. Evaluările alocării costurilor indică nivelul subvențiilor încrucișate între utilizarea rețelei în interiorul sistemului și utilizarea rețelei între sisteme pe baza metodei de calculare a prețurilor de referință.
329. Evaluarea alocării costurilor, menționată la pct. 328, se realizează după cum urmează:

1. venitul bazat pe capacitate, aferent serviciilor de transport care trebuie obținut din utilizarea rețelei în interiorul sistemului, atât în toate punctele de intrare, cât și în toate punctele de ieșire, se împarte la valoarea factorilor de cost relevanți privind capacitatea pentru utilizarea rețelei în interiorul sistemului, pentru a calcula rata capacității în interiorul sistemului (), care este definită ca unitate monetară per unitate de măsură, de exemplu în MDL sau EURO per MWh/zi, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

 reprezintă venitul, în MDL sau EURO, care se obține din tarifele pentru capacitate și se facturează pentru utilizarea rețelei în interiorul sistemului;

 – reprezintă valoarea factorilor de cost ce țin de capacitate pentru utilizarea rețelei în interiorul sistemului, de exemplu suma capacităților zilnice medii prognozate, contractate în fiecare punct sau grup de puncte de intrare din interiorul sistemului și în fiecare punct sau grup de puncte de ieșire din interiorul sistemului, și este definită printr-o unitate de măsură, de exemplu MWh/zi.

2. venitul bazat pe capacitate aferent serviciilor de transport care trebuie obținut din utilizarea rețelei între sisteme, atât în toate punctele de intrare, cât și în toate punctele de ieșire, se împarte la valoarea factorilor de cost privind capacitatea pentru utilizarea rețelei între sisteme, pentru a calcula rata capacității între sisteme, în MDL sau EURO per MWh/zi, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

  reprezintă venitul în MDL sau EURO care se obține din tarifele bazate pe capacitate și se facturează pentru utilizarea rețelei între sisteme;

  reprezintă valoarea factorilor de cost ce țin de capacitate pentru utilizarea rețelei în interiorul sistemelor, de exemplu suma capacităților zilnice medii prognozate, contractate în fiecare punct sau grup de puncte de intrare și de ieșire între sisteme, și este definită printr-o unitate de măsură, de exemplu MWh/zi;

3. indicele de comparație a alocării costurilor aferente capacității dintre ratele menționate la subpunctul 1 și 2, definit în procente, se calculează în conformitate cu următoarea formulă:

330. Evaluarea alocării costurilor menționată la pct. 327, subpunctul 2) se realizează după cum urmează:

1) venitul bazat pe produsul aferent serviciilor de transport care trebuie obținut din utilizarea rețelei în interiorul sistemului, atât în toate punctele de intrare, cât și în toate punctele de ieșire, se împarte la valoarea factorului (factorilor) de cost ce țin de produse pentru utilizarea rețelei în interiorul sistemului, pentru a calcula rata produselor în interiorul sistemului, care este definită ca unitate monetară per unitate de măsură, de exemplu MDL sau EURO per MWh, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

 reprezintă venitul, în  MDL sau EURO, care se obține din tarifele volumetrice și se facturează pentru utilizarea rețelei în interiorul sistemului;

  reprezintă valoarea factorilor de cost ce țin de produse pentru utilizarea rețelei în interiorul sistemului, de exemplu suma fluxurilor zilnice contractate medii prognozate în fiecare punct sau grup de puncte de intrare și de ieșire în interiorul sistemului, și este definit printr-o unitate de măsură, de exemplu MWh;

2) venitul bazat pe produsul aferent serviciilor de transport care trebuie obținut din utilizarea rețelei între sisteme, atât în toate punctele de intrare, cât și în toate punctele de ieșire, se împarte la valoarea factorilor de cost ce țin de produse pentru utilizarea rețelei între sisteme, pentru a calcula rata produselor între sisteme, care este definită ca unitate monetară per unitate de măsură, în MDL sau EURO per MWh, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

 reprezintă venitul, în  MDL, care se obține din tarifele volumetrice și se facturează pentru utilizarea rețelei între sisteme;

 este valoarea factorilor de cost ce țin de produse pentru utilizarea rețelei între sisteme, de exemplu suma fluxurilor zilnice medii contractate prognozate în fiecare punct sau grup de puncte de intrare și de ieșire între sisteme, și este definită printr-o unitate de măsură, de exemplu MWh;

3) indicele de comparație a alocării costurilor aferente produselor  dintre ratele menționate la subpunctele 1) și 2), definit în procente, se calculează în conformitate cu următoarea formulă:

331. Venitul din prestarea serviciului de transport al gazelor naturale care trebuie obținut din utilizarea rețelei în interiorul sistemului în punctele de intrare menționate la pct. 329, subpunctul 1) și pct. 330, subpunctul 1) se calculează după cum urmează:

1) capacitatea alocată sau, respectiv, al fluxurilor atribuite prestării serviciilor de transport utilizatorilor de sistem transfrontalieri în toate punctele de intrare este considerat a fi egal cu capacitatea sau, respectiv, fluxurile atribuite prestării serviciilor de transport pentru utilizarea rețelei între sisteme în toate punctele de ieșire;

2) capacitatea și, respectiv, fluxurile, determinate în conformitate cu subpunctul 1), se utilizează pentru a calcula venitul aferent serviciilor de transport care trebuie obținut din utilizarea rețelei între sisteme la punctele de intrare;

3) diferența dintre venitul total aferent serviciilor de transport care trebuie obținut în punctele de intrare și valoarea rezultată menționată la subpunctul 2) este egală cu venitul aferent serviciilor de transport care se obține din utilizarea rețelei în interiorul sistemului în punctele de intrare.

332. În cazul în care distanța este utilizată ca factor de cost în combinație cu capacitatea tehnică sau contractată prognozată sau cu fluxuri, se utilizează distanța medie ponderată bazată pe capacitate sau, respectiv, distanța medie ponderată bazată pe volum. În cazul în care rezultatele indicilor de comparație al alocării costurilor aferente capacității sau, respectiv, produselor menționate la pct. 330, subpunctul 3) sau, respectiv, la pct. 331, subpunctul 3) depășesc 10 %, Agenţia prezintă justificarea acestor rezultate în Hotărârea menționată la pct. 402.

CAPITOLUL II

METODE DE CALCULARE A PREȚURILOR DE REFERINȚĂ

 Secțiunea 1

Aplicarea metodei de calculare a prețurilor de referință

333. Metoda de calculare a prețurilor de referință este parte componentă a Metodologiei de aprobare și aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale aprobată de către Agenţie, în conformitate cu pct. 400- 417 (Secțiunea 2, Capitolul 7 din prezentul Titlu). Metoda de calculare a prețurilor de referință urmează să fie aplicată în funcție de rezultatele consultărilor periodice desfășurate în conformitate cu pct. 394-399 (Secțiunea 1, Capitolul 7 din prezentul Titlu) conform Hotărârii ANRE.
334. Aplicarea metodei de calculare a prețurilor de referință permite calcularea unui preț de referință.
335. În toate punctele de intrare și de ieșire dintr-un sistem de intrare/ieșire se aplică aceeași metodă de calculare a prețurilor de referință, sub rezerva excepțiilor prevăzute la Secțiunea 5 din prezentul Capitol.
336. Aplicarea metodei de calculare a prețurilor de referință în toate punctele de intrare și de ieșire poate fi ajustată numai în conformitate cu pct. 341-342 sau ca urmare a uneia sau a mai multe dintre următoarele măsuri:

1) efectuarea unei evaluări comparative de către Agenţie prin care prețurile de referință dintr-un anumit punct de intrare sau de ieșire sunt ajustate, astfel încât valorile rezultate să atingă nivelul competitiv al prețurilor de referință;

2) aplicarea de către OST a aceluiași preț de referință în unele puncte sau în toate punctele dintr-un grup omogen de puncte;

3) efectuarea de OST a unei reclasificări prin care prețurile de referință din toate punctele de intrare sau din toate punctele de ieșire ori din ambele tipuri de puncte să fie ajustate fie prin înmulțirea valorilor lor cu o constantă, fie prin adunarea sau scăderea din valorile lor a unei constante.

Secțiunea 2

Alegerea unei metode de calculare a prețurilor de referință

337. Metodologia de aprobare și aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale care include metoda de calculare a prețurilor de referință trebuie să respecte dispozițiile articolului 99 din Legea nr. 108/2016, cerințele expuse în continuare, și are drept scop:

1) de a permite utilizatorilor de sistem să reproducă calculul prețurilor de referință și previzibilitatea exactă a acestora;

2) de a lua în considerare costurile reale suportate pentru prestarea serviciului de transport, având în vedere complexitatea rețelei de transport;

3) de a asigura nediscriminarea și de a preveni subvenționarea încrucișată nejustificată, inclusiv prin faptul că ține cont de evaluările alocării costurilor prevăzute la pct. 341-353 (Secțiunea 5, Capitolul 1 din prezentul Titlu);

4) de a garanta că nu li se atribuie consumatorilor finali din cadrul unui sistem de intrare/ieșire un risc semnificativ în materie de volum legat în special de transportul în cadrul acelui sistem de intrare/ieșire;

5) de a garanta că prețurile de referință rezultate nu distorsionează comerțul transfrontalier.

Secțiunea 3

Metoda de calculare a prețurilor de referință în funcție de

 distanța medie ponderată bazată pe capacitate

338. Metoda de calculare a prețurilor de referință în funcție de distanța medie ponderată bazată pe capacitate trebuie să respecte următorii parametri:

1) partea din venitul aferent serviciilor de transport care trebuie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate;

2) capacitatea contractată prognozată în fiecare punct de intrare sau într-un grup de puncte de intrare și în fiecare punct de ieșire sau într-un grup de puncte de ieșire;

3) în cazul în care punctele de intrare și punctele de ieșire pot fi combinate într-un scenariu de flux relevant, distanța cea mai scurtă a rutelor prin rețelele de transport dintre un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare și un punct de ieșire sau un grup de puncte de ieșire;

4) combinațiile de puncte de intrare și puncte de ieșire, în cazul în care unele puncte de intrare și unele puncte de ieșire pot fi combinate într-un scenariu de flux;

5) raportul intrare/ieșire menționat la pct. 409, subpunctul 5) lit. b) este de 50/50.

339. În cazul în care punctele de intrare și punctele de ieșire nu pot fi combinate într-un scenariu de flux, această combinație de puncte de intrare și de ieșire nu se ia în calcul.
340. Prețurile de referință se determină în conformitate cu următoarele etape consecutive:

1) se calculează distanța medie ponderată pentru fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare și pentru fiecare punct de ieșire sau grup de puncte de ieșire, luând în considerare, după caz, combinațiile menționate la pct. 338, subpunctul 4), în conformitate cu formulele corespunzătoare de mai jos:

a) Distanța medie ponderată pentru un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare, în anul de reglementare „n” () reprezintă suma produselor dintre capacitatea în fiecare punct de ieșire sau grup de puncte de ieșire și distanța dintre punctul de intrare sau grupul de puncte de intrare respectiv și fiecare punct de ieșire sau grup de puncte de ieșire, raportată la suma capacităților în fiecare punct de ieșire sau grup de puncte de ieșire. Astfel, pentru un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare :

unde:

 - capacitatea prognozată care urmează a fi contractată în anul de reglementare „n” într-un punct de ieșire sau un grup de puncte de ieșire ;

 - distanța dintre un anumit punct de intrare sau un grup de puncte de intrare și un punct de ieșire dat sau un grup de puncte de ieșire, menționate în pct. 338, subpunctul 4).

b) Distanța medie ponderată pentru un punct de ieșire sau un grup de puncte de ieșire, în anul de reglementare „n” () reprezintă suma produselor dintre capacitatea în fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare și distanța dintre fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare și respectivul punct de ieșire sau grup de puncte de ieșire, raportată la suma capacităților în fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare. Astfel, pentru un punct de ieșire sau un grup de puncte de ieșire :

unde :

 - capacitatea prognozată care urmează a fi contractată în anul de reglementare „n” într-un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare.

2) Se calculează ponderea fiecărui punct de intrare sau fiecărui grup de puncte de intrare și fiecărui punct de ieșire sau fiecărui grup de puncte de ieșire din venitul total reglementat în conformitate cu următoarele formule:

unde:

 - ponderea unui anumit punct de intrare sau unui grup de puncte de intrare din venitul total reglementat în anul de reglementare „n”;

- ponderea unui anumit punct de ieșire sau unui grup de puncte de ieșire din venitul total reglementat în anul de reglementare „n”.

3)  Se determină partea din venitul aferent serviciilor de transport care urmează să fie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în toate punctele de intrare și partea din venitul aferent serviciilor de transport care urmează să fie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în toate punctele de ieșire prin aplicarea raportului intrare/ieșire din venitul total reglementat;

4) Se calculează partea din venitul aferent serviciilor de transport care urmează să fie obținută  prin aplicarea tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate, în fiecare punct de intrare sau în fiecare grup de puncte de intrare și pentru fiecare punct de ieșire sau grup de puncte de ieșire, conform formulelor:

unde:

 - partea din venitul aferent serviciilor de transport al gazelor naturale care urmează să fie obținută, în anul de reglementare „n”, prin aplicarea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate într-un punct de intrare sau într-un grup de puncte de intrare;

 - partea din venitul aferent serviciilor de transport care urmează să fie obținută, în anul de reglementare „n”, din aplicarea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate într-un punct de ieșire sau într-un grup de puncte de ieșire.

5) Se determină prețurile de referință prin împărțirea valorilor rezultate menționate la subpunctul 4) la capacitatea prognozată care urmează a fi contractată în fiecare punct de intrare sau în fiecare grup de puncte de intrare și în fiecare punct de ieșire sau în fiecare grup de puncte de ieșire, în conformitate cu formulele corespunzătoare de mai jos:

unde:

 - prețul de referință într-un punct de intrare sau în fiecare punct de intrare dintr-un grup de puncte de intrare;

- prețul de referință într-un punct de ieșire sau în fiecare punct de ieșire dintr-un grup de puncte de ieșire.

Secțiunea 4

Ajustarea tarifelor în punctele de intrare spre depozitele de stocare

și în punctele de ieșire dinspre acestea și în punctele de intrare spre

instalațiile GNL și infrastructurile care pun capăt izolării

341. Tarifelor pentru serviciul de transport bazate pe capacitate li se aplică, în punctele de intrare spre depozitele de stocare și în punctele de ieșire dinspre acestea, o reducere de cel puțin 50 %, cu excepția cazului și în măsura în care un depozit de stocare care este conectat la mai multe rețele de transport sau de distribuție este utilizat pentru a concura cu un punct de interconectare.
342. La punctele de intrare spre instalațiile GNL și la punctele de intrare spre și de ieșire către infrastructurile dezvoltate cu scopul de a pune capăt izolării Părților Contractante în ceea ce privește sistemele lor de transport de gaze naturale, se poate aplica o reducere a tarifelor respective pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în scopul sporirii securității aprovizionării.

Secțiunea 5

Norme privind sistemele de intrare /ieșire dintr-o Parte Contractantă în care sunt

activi doi sau mai mulți OST

343. În conformitate cu pct. 335, toți OST din cadrul unui sistem de intrare/ieșire dintr-o Parte Contractantă aplică aceeași metodă de calculare a prețurilor de referință.
344. Ca o excepție de la pct. 343 și în conformitate cu pct. 345, Agenţia are dreptul să decidă:

1) ca fiecare OST din cadrul unui sistem de intrare/ieșire să aplice separat aceeași metodă de calculare a prețurilor de referință;

2) ca o excepție de la pct. 335, în momentul planificării fuziunii sistemelor de intrare/ieșire, cu privire la etapele intermediare care permit aplicarea separată a diferitelor metode de calculare a prețurilor de referință de către fiecare OST din cadrul sistemelor de intrare/ieșire. Această decizie stabilește perioada de aplicare a etapelor intermediare. Înainte de implementarea acestor etape intermediare, Agenţia sau OST, desemnat de Agenţie, efectuează o evaluare a impactului și o analiză cost-beneficiu.

345. Ca urmare a aplicării separate a metodelor diferite de calculare a prețurilor de referință, venitul aferent serviciilor de transport ale OST implicați se ajustează în consecință.
346. Pentru a permite aplicarea corespunzătoare, în comun, a aceleiași metode de calculare a prețurilor de referință, poate fiinstituit un mecanism eficace de compensare între OST.
347. Decizia menționată la pct. 344, subpunctul  1) sau, respectiv, la pct. 344, subpunctul  2) poate fi luată în cazul în care sunt îndeplinite următoarele condiții:

1) se instituie un mecanism eficace de compensare între OST, care are drept scop:

a) să prevină efectele negative asupra venitului aferent serviciilor de transport ale OST implicați;

b) să evite subvenționarea încrucișată între utilizarea rețelei în interiorul sistemului și utilizarea rețelei între sisteme;

2) prin această aplicare separată se asigură faptul că costurile corespund celor aplicate de un OST eficient.

348. Perioada maximă stabilită în decizia menționată la pct. 344, subpunctul 1) sau, respectiv, la pct. 344, subpunctul 2) trebuie să fie de cel mult 5 ani. Cu suficient timp înainte de data stabilită în Hotărârea respectivă, Agenţia poate decide să amâne această dată.
349. În paralel cu consultarea finală prevăzută în pct. 394- 399 (Secțiunea 1, Capitolul 7 din prezentul Titlu), Agenţia efectuează o consultare cu privire la principiile unui mecanism eficace de compensare între OST, precum cel menționat la pct. 346, și la consecințele acestuia asupra nivelurilor de tarife. Mecanismul de compensare între OST se aplică de către Agenţie și se publică împreună cu rezultatele consultării.
350. Prețul de rezervă menționat la pct. 388, subpunctul 1) se calculează în conformitate cu dispozițiile Secțiunii respective. În cazul în care se aplică pct. 344, se efectuează următoarele 2 calcule:

1) fiecare OST implicat efectuează calculul prevăzut la pct. 388;

2) media ponderată a valorilor rezultate menționate la subpunctul 1) se calculează în conformitate cu formula prevăzută la pct. 388, subpunctul 2), mutatis mutandis.

351. Consultarea finală menționată la pct. 394-399 (Secțiunea 1, Capitolul 7 din prezentul Titlu) se efectuează de către toți OST, în comun, sau de către Agenţie. În cazul în care se aplică pct. 343, această consultare trebuie efectuată de către fiecare OST, în mod separat, sau de către Agenţie, în conformitate cu Hotărârea ANRE.
352. Informațiile menționate la pct. 407-411 (Secțiunea 1, Secțiunea 2, Capitolul VIII din prezentul Titlu) se publică la un nivel agregat pentru toți OST implicați. În cazul în care se aplică pct. 344 se iau următoarele 2 măsuri:

1) informațiile respective sunt publicate în mod individual pentru fiecare OST implicat;

2) informațiile cu privire la raportul intrare/ieșire menționat la pct. 409, subpunctul 5), lit. b) pentru sistemul de intrare/ieșire sunt publicate de către Agenţie.

353. În cazul în care într-un sistem de intrare/ieșire care include 2 sau mai multe Părți contractante sau includ Părți contractante și state membre în care sunt activi 2 sau mai mulți OST, poate fi aplicată, în comun sau în mod separat, aceeași metode de calculare a prețurilor de referință sau pot fi aplicate separat diferite metode de calculare a prețurilor de referință.

CAPITOLUL III

PREȚURILE DE REZERVĂ

Secțiunea 1

Dispoziții generale

354. În cazul PCS anuală pentru capacitate fermă, prețurile de referință se utilizează ca prețuri de rezervă. În cazul PCS non-anuală pentru capacitate fermă, prețurile de rezervă se calculează în conformitate cu prezentul Capitol. În cazul PCS, atât anuală, cât și non-anuală pentru capacitate întreruptibilă, prețurile de rezervă se calculează în conformitate cu prezentul Capitol. Nivelul coeficienților de multiplicare și al coeficienților sezonieri, stabilit în conformitate cu pct. 357-358, precum și nivelul reducerilor pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă, stabilit în conformitate cu pct. 366-370, pot fi diferite în punctele de interconectare.
355. În cazul în care perioada tarifară nu coincide cu anul gazier, pot fi aplicate prețuri de rezervă separate, respectiv:

1) pentru perioada cuprinsă între data de 1 octombrie și sfârșitul perioadei tarifare în curs; și

2) pentru perioada cuprinsă între începutul perioadei tarifare care urmează după perioada tarifară în curs și data de 30 septembrie.

356. Prețurile de rezervă publicate în conformitate cu pct. 408-411, sunt obligatorii pentru anul gazier următor sau pentru perioada ulterioară anului gazier următor, în cazul prețului de plătit fix, și prețului de după licitația anuală a capacității anuale, cu excepția cazului în care:

1) reducerile pentru PCS anuală sau lunară pentru capacitate întreruptibilă sunt recalculate în cursul perioadei tarifare, dacă probabilitatea de întrerupere menționată la pct. 366-370 se modifică cu peste 20 %;

2) prețul de referință este recalculat în cursul perioadei tarifare din cauza unor circumstanțe excepționale în care neajustarea tarifelor ar periclita activitatea OST.

Secțiunea 2

Nivelul coeficienților de multiplicare și al coeficienților sezonieri

357. Nivelul coeficienților de multiplicare trebuie să se înscrie în următoarele intervale:

1) pentru PCS trimestrială și pentru PCS lunară, nivelul coeficientului de multiplicare trebuie să fie mai mare sau egal cu 1, dar maximum 1,5;

2) pentru PCS zilnică și pentru PCS intra-zilnică, nivelul coeficientului de multiplicare  trebuie să fie mai mare sau egal cu 1, dar maximum 3. În anumite cazuri justificate corespunzător, nivelul coeficienților de multiplicare respectivi poate fi mai mic de 1, dar mai mare de 0, sau mai mare de 3.

358. În cazul în care se aplică coeficienți sezonieri, media aritmetică pentru întregul an gazier, a produselor dintre coeficientul de multiplicare aplicabil pentru respectivul PCS și coeficienții sezonieri relevanți trebuie să se înscrie în același interval ca cel stabilit la pct. 357 pentru nivelul multiplicatorilor corespunzători.

Secțiunea 3

Calcularea prețurilor de rezervă pentru PCS non-anuală pentru capacitate

fermă  în absența coeficienților sezonieri

359. Prețurile de rezervă pentru PCS non-anuală pentru capacitate fermă se calculează după cum urmează:

1) pentru PCS trimestrială, pentru PCS lunară și pentru PCS zilnică, în conformitate cu formula de mai jos:

unde:

 - prețul de rezervă pentru PCS respectiv în anul de reglementare „n”;

− nivelul coeficientului de multiplicare corespunzător PCS;

 – prețul de referință;

 - durata PCS respetiv exprimată în zile gaziere.

Formula se ajustează pentru anii bisecți, numărul 365 fiind înlocuit cu numărul 366.

2) pentru PCS intra-zilnică, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

 - durata PCS pe parcursul zilei, exprimat în ore.

Formula se ajustează pentru anii bisecți, numărul 8760 fiind înlocuit cu numărul 8784.

Secțiunea 4

Calcularea prețurilor de rezervă pentru PCS non-anuală pentru capacitate fermă

 cu ajutorul coeficienților sezonieri

360. Dacă se aplică coeficienți sezonieri, prețurile de rezervă pentru PCS non-anuală pentru capacitate fermă se calculează în conformitate cu formulele stabilite la pct. 359, după care se înmulțesc cu coeficientul sezonier corespunzător, calculat în conformitate cu pct. 361-365.
361. Metoda de calcul stabilită la pct. 362 se bazează pe fluxurile prognozate. În cazul în care volumul de gaze naturale pentru cel puțin o lună este egal cu 0, atunci, metoda se bazează pe capacitatea contractată prognozată.
362. Pentru PCS lunară pentru capacitate fermă, coeficienții sezonieri se calculează respectând următoarele etape consecutive:

1) pentru fiecare lună dintr-un anumit an gazier, utilizarea sistemului de transport se calculează pe baza fluxurilor prognozate sau a capacității contractate prognozate, în baza:

a) datelor privind punctul de interconectare individual, în cazul în care coeficienții sezonieri sunt calculați pentru fiecare punct de interconectare;

b) datelor medii privind fluxurile prognozate sau capacitatea contractată prognozată, în cazul în care coeficienții sezonieri sunt calculați pentru unele puncte de interconectare sau pentru toate.

2) valorile ce rezultă menționate la  subpunctul 1) se adună;

3) rata de utilizare se calculează prin împărțirea fiecăreia dintre valorile rezultate menționate la subpunctul 1) la valorile rezultate menționate la subpunctul 2);

4) fiecare dintre valorile rezultate menționate subpunctul 3) se înmulțește cu 12. În cazul în care valorile rezultate sunt egale cu 0, ele trebuie ajustate la cea mai mică dintre următoarele valori: 0,1 sau cea mai mică dintre valorile rezultate diferită de 0;

5) nivelul inițial al coeficienților sezonieri respectivi se calculează prin ridicarea fiecăreia dintre valorile rezultate menționate la subpunctul 4) la aceeași putere, cuprinsă între 0 și 2;

6) se calculează media aritmetică a produselor dintre valorilor rezultate menționate la   subpunctul 5) și coeficientul de multiplicare pentru PCS lunară;

7) valoarea rezultată menționată la subpunctul 6) se compară cu intervalul menționat la pct. 357, după cum urmează:

a) dacă valoarea respectivă se înscrie în acest interval, că nivelul coeficienților sezonieri este egal cu valorile rezultate corespunzătoare menționate la subpunctul 5);

b) dacă valoarea respectivă nu se înscrie în acest interval, se aplică subpunctul 8);

8) nivelul coeficienților sezonieri se calculează ca fiind produsul dintre valorile corespunzătoare ce rezultă, menționate la subpunctul 5) și coeficientul de corecție calculat după cum urmează:

a) dacă valoarea care rezultă din subpunctul 6) este mai mare de 1,5, coeficientul de corecție se calculează prin împărțirea lui 1,5 la valoarea respectivă;

b) dacă valoarea care rezultată din subpunctul 6) este mai mică de 1, coeficientul de corecție se calculează prin împărțirea lui 1 la valoarea respectivă.

363. Pentru PCS zilnică pentru capacitate fermă și pentru PCS intra-zilnică pentru capacitate fermă, coeficienții sezonieri se calculează respectând etapele stabilite la pct. 362, subpunctul 6)-8), mutatis mutandis.
364. Pentru PCS trimestrială pentru capacitate fermă, coeficienții sezonieri se calculează respectând următoarele etape consecutive:

1) nivelul inițial al coeficienților sezonieri respectivi se calculează într-unul dintre următoarele moduri:

a) ca medie aritmetică a coeficienților sezonieri corespunzători, aplicabili pentru cele 3 luni relevante;

b) ca valoare cuprinsă între nivelul cel mai redus și nivelul cel mai ridicat al respectivilor coeficienți sezonieri aplicabili celor 3 luni relevante;

2) etapele stabilite la pct. 362, subpunctul 6)-8) se realizează, mutatis mutandis, utilizându-se valorile rezultate menționate la  subpunctul 1).

365. Pentru PCS non-anuală pentru capacitate fermă, valorile rezultate din calculele menționate la pct. 362-364 pot fi rotunjite în sus sau în jos.

Secțiunea 5

Calcularea prețurilor de rezervă pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă

366. Prețurile de rezervă pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă se calculează prin înmulțirea prețurilor de rezervă pentru PCS pentru capacitate fermă, calculate în conformitate cu pct. 360-365, după caz, cu diferența dintre 100 % și nivelul reducere ex-ante calculat în conformitate cu pct. 367 și 368.
367. Reducere ex-ante se calculează în conformitate cu următoarea formulă:

Diex-ante = Pro × A × 100 % (14)

unde:

Diex-ante este nivelul reducerii ex-ante;

Factorul Pro reprezintă probabilitatea de întrerupere care este stabilită sau aprobată de către Agenţie, în temeiul pct. 403-406 și care se referă la tipul de PCS pentru capacitate întreruptibilă;

A este coeficientul de ajustare stabilit sau aprobat de către Agenţie în temeiul pct. 403 -406, aplicat pentru a reflecta valoarea economică estimată a tipului de PCS pentru capacitate întreruptibilă, calculată pentru fiecare punct de interconectare, pentru unele puncte de interconectare sau pentru toate, și care trebuie să fie de minimum 1.

368.  Factorul Pro menționat la pct. 367 se calculează, pentru fiecare punct de interconectare, pentru unele puncte de interconectare sau pentru toate aceste puncte, per tip de PCS pentru capacitate întreruptibilă oferit în conformitate cu următoarea formulă, pe baza informațiilor estimate legate de componentele acestei formule:

 (15)

unde:

N este estimarea numărului de întreruperi pe durata D;

Dint este durata medie a întreruperilor prognozate, exprimată în ore;

D este durata totală a respectivului tip de PCS pentru capacitate întreruptibilă, exprimată în ore;

CAPav. int este volumul mediu estimat de capacitate întreruptibilă pentru fiecare întrerupere, în cazul în care acest volum este legat de respectivul tip de PCS pentru capacitate întreruptibilă;

CAP este volumul total de capacitate întreruptibilă pentru respectivul tip de PCS pentru capacitate întreruptibilă.

369. Ca alternativă la aplicarea reducerilor ex-ante în conformitate cu pct. 366, Agenţia poate decide să aplice o reducere ex-post, prin care utilizatorii de sistem să fie compensați ca urmare a întreruperilor reale suportate. Această reducere ex-post poate fi utilizată numai în punctele de interconectare în care, în cursul anului gazier anterior, nu a avut loc nici o întrerupere a capacității din cauza congestiei fizice.
370. Compensarea ex-post plătită pentru fiecare zi în care a avut loc o întrerupere trebuie să fie egală cu trei prețuri de rezervă pentru PCS zilnică pentru capacitate fermă.

CAPITOLUL IV

RECONCILIEREA VENITURILOR

Secțiunea 1

Dispoziții generale

371.  În cazul și în măsura în care OST funcționează în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea prețului, se aplică următoarele principii:

1) recuperarea parțială sau recuperarea în exces a venitului aferent serviciilor de transport trebuie redusă la minimum, ținând cont în mod corespunzător de investițiile necesare;

2) nivelul tarifelor de transport trebuie să garanteze că venitul aferent serviciilor de transport este recuperat la timp de OST;

3) în măsura posibilului, trebuie evitate diferențele semnificative între nivelul tarifelor de transport aplicabile pentru 2 perioade tarifare consecutive.

372. În cazul și în măsura în care OST funcționează în cadrul unui regim tarifar cu plafonarea prețului sau aplică abordarea bazată pe prețul de plătit fix prevăzută la pct. 391, subpunctul 2), nu are loc nicio reconciliere a veniturilor și toate riscurile legate de recuperarea parțială sau de recuperarea în exces sunt acoperite exclusiv din prima de risc. În aceste cazuri, pct. 374-380 și 381-383 nu se aplică.
373. Veniturile aferente altor serviciilor auxiliare pot fi reconciliate în conformitate cu dispozițiile prezentului Capitol, mutatis mutandis, cu respectarea cerințelor privind consultările periodice în temeiul pct. 394-399 (Secțiunea 1, Capitolul 7 din prezentul Titlu) și a aprobării de către Agenţie.

Secțiunea 2

Recuperarea parțială și recuperarea în exces

374.  Recuperarea parțială și recuperarea în exces a venitului aferent serviciilor de transport sunt egale cu:

RA – R

unde:

RA -  venitul efectiv obținut în legătură cu prestarea serviciilor de transport;

R- venitul aferent serviciilor de transport.

Valorile RA și R se atribuie aceleiași perioade tarifare și, în cazul în care este instituit un mecanism eficace de compensare între OST, precum cel menționat la pct. 347 și 348, ele iau în considerație acest mecanism.

375. Dacă diferența calculată în conformitate cu pct. 374 este pozitivă, ea indică o recuperare în exces a venitului aferent serviciilor de transport. Dacă diferența calculată este negativă, ea indică o recuperare parțială a venitului aferent serviciilor de transport.

Secțiunea 3

Contul de reglementare

376. Contul de reglementare indică informațiile menționate la pct. 374 pentru o anumită perioadă tarifară și poate include alte informații, cum ar fi diferența dintre elementele de cost anticipate și cele reale.
377. Recuperarea parțială sau recuperarea în exces de către OST a venitului aferent serviciilor de transport se atribuie contului de reglementare, cu excepția cazului în care au fost adoptate alte norme de către Agenţie.
378. În cazul în care sunt implementate mecanisme de stimulare pentru vânzările de capacitate, în baza unei Hotărâri aprobate de către Agenţie, numai o parte a recuperării parțiale sau în exces efectuate de OST se atribuie contului de reglementare. În acest caz, suma restantă a recuperării respective trebuie păstrată sau plătită, după caz, de OST.
379. Fiecare OST utilizează un singur cont de reglementare.
380. Prima de licitație câștigată, după caz, poate fi atribuită unui cont special separat de contul de reglementare menționat la pct. 379 în conformitate cu decizia Agenţiei. Agenţia poate decide să utilizeze această primă de licitație pentru reducerea congestiei fizice sau, dacă OST activează numai în cadrul unui regim tarifar  fără plafonarea prețului, să reducă tarifele pentru serviciul de transport pentru următoarea  perioadă (perioade) tarifară, în conformitate cu pct. 381-383.

Secțiunea 4

Reconcilierea contului de reglementare

381. Reconcilierea totală sau parțială a contului de reglementare se realizează în conformitate cu metoda de calculare a prețurilor de referință aplicată și, în plus, utilizând taxa menționată la pct. 324, subpunctul 2), dacă această taxă este aplicată.
382. Reconcilierea contului de reglementare se realizează în temeiul normelor adoptate de către Agenţie în cursul unei perioade de reconciliere date, mai precis în cursul perioadei în care trebuie reconciliat contul de reglementare menționat la pct. 376-380.
383. Scopul reconcilierii contului de reglementare este de a rambursa OST suma recuperată parțial și de a le returna utilizatorilor de sistem suma recuperată în exces.

CAPITOLUL V

CALCULAREA PREȚURILOR PENTRU CAPACITATEA AGREGATĂ ȘI PENTRU CAPACITATEA ÎN PUNCTELE DE INTERCONECTARE VIRTUALE

Secțiunea 1

Calcularea prețurilor pentru capacitatea agregată

384. Prețul de rezervă pentru un produs de capacitate agregată este egal cu suma prețurilor de rezervă pentru capacitățile care contribuie la produsul respectiv. Prețurile de rezervă pentru capacitățile de intrare și de ieșire corespunzătoare se pun la dispoziție atunci când este oferit produsul de capacitate agregată și se alocă cu ajutorul unei platforme de rezervare comune, menționate la pct. 312-317.
385. Venitul rezultat din vânzarea produselor de capacitate agregată corespunzător prețului de rezervă pentru aceste produse se atribuie OST respectivi, după cum urmează:

1) după fiecare tranzacție pentru un produs de capacitate agregată;

2) proporțional cu prețurile de rezervă pentru capacitățile care contribuie la produsul respectiv.

386. Prima de licitație rezultată din vânzarea produselor de capacitate agregată se atribuie în conformitate cu acordul dintre respectivii OST, care trebuie aprobat de către Agenţie sau reprezentanții autorităților naționale de reglementare cu cel mult 3 luni înainte de începutul licitațiilor anuale ale capacității anuale. În absența acestei aprobări de către autoritățile naționale de reglementare implicate, prima de licitație se atribuie în mod egal respectivilor OST.
387. Dacă punctul de interconectare conectează sisteme de intrare/ieșire adiacente din 2 Părți Contractante, autoritățile naționale de reglementare competente transmit Comitetul de reglementare al CE, cu titlu informativ, acordul menționat la pct. 386.

Secțiunea 2

Calcularea prețurilor pentru capacitatea într-un punct

de interconectare virtual

388. Prețul de rezervă pentru un PCS neagregată oferit într-un punct de interconectare virtual se calculează în conformitate cu una din următoarele abordări:

1) prețul respectiv se calculează pe baza prețului de referință, în cazul în care metodologia de calculare a prețurilor de referință aplicată permite luarea în considerare a punctului de interconectare virtual stabilit;

2) prețul respectiv este egal cu media ponderată a prețurilor de rezervă, în cazul în care această medie se calculează pe baza prețurilor de referință pentru fiecare punct de interconectare care contribuie la respectivul punct de interconectare virtual, în cazul în care metodologia de calculare a prețurilor de referință aplicată nu permite luarea în considerare a punctului de interconectare virtual stabilit, în conformitate cu următoarea formulă:

(16)

unde:

Pst, PIV este prețul de rezervă pentru un anumit PCS neagregată într-un punct de interconectare virtual;

i este un punct de interconectare care contribuie la punctul de interconectare virtual;

n este numărul de puncte de interconectare care contribuie la punctul de interconectare virtual;

Pst, i este prețul de rezervă pentru un anumit PCS neagregată într-un punct de interconectare i;

CAPi este capacitatea tehnică sau capacitatea contractată prognozată, după caz, într-un punct de interconectare i.

389. Prețul de rezervă pentru un PCS agregată oferit într-un punct de interconectare virtual se calculează în conformitate cu pct. 384.

CAPITOLUL VI

PREȚUL DE ÎNCHIDERE ȘI PREȚUL DE PLĂTIT

Secțiunea 1

Calcularea prețului de închidere în punctele de interconectare

390. Prețul de închidere pentru un anumit PCS într-un punct de interconectare se calculează în conformitate cu următoarea formulă:

Pcl = PR,au + AP,  (17)

unde:

Pcl este prețul de închidere;

PR,au este prețul de rezervă aplicabil pentru un PCS, care este publicat în momentul în care este licitat produsul respectiv;

AP este prima de licitație, dacă este cazul.

Secțiunea 2

Calcularea prețului de plătit în punctele de interconectare

391. Prețul de plătit pentru un anumit PCS într-un punct de interconectare se calculează în conformitate cu oricare dintre următoarele formule:

1) dacă se aplică abordarea privind prețul variabil:

Pflo = PR,flo + AP,  (18)

unde:

Pflo este prețul de plătit variabil;

PR,flo este prețul de rezervă pentru un PCS, aplicabil în momentul în care produsul respectiv poate fi utilizat;

AP este prima de licitație, dacă este cazul.

2) dacă se aplică abordarea privind prețul de plătit fix:

Pfix = (PR,y × IND) + RP + AP,  (19)

unde:

Pfix este prețul de plătit fix;

PR,y este prețul de rezervă aplicabil pentru un PCS anuală, care este publicat în momentul în care este licitat produsul respectiv;

IND este raportul dintre indicele ales la momentul utilizării și același indice la momentul în care a fost licitat produsul;

RP este prima de risc ce reflectă beneficiile certitudinii cu privire la nivelul tarifului pentru prestarea serviciului de transport, în cazul în care această primă este mai mare sau egală cu 0;

AP este prima de licitație, dacă este cazul.

Secțiunea 3

Condiții pentru determinarea tipului de preț de plătit

392. În cazul și în măsura în care OST funcționează în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea prețului, condițiile pentru oferirea de abordări privind prețul de plătit sunt următoarele:

1) pentru cazurile în care este oferită doar capacitatea existentă:

a) este oferită abordarea privind prețul de plătit variabil;

b) nu este permisă abordarea privind prețul de plătit fix.

2) pentru capacitatea incrementală și capacitatea existentă oferite în cadrul aceleiași licitații sau al aceluiași mecanism alternativ de alocare:

a) poate fi oferită abordarea privind prețul de plătit variabil;

b) abordarea privind prețul de plătit fix poate fi oferită dacă este îndeplinită una dintre următoarele condiții:

1. este utilizat un mecanism alternativ de alocare, prevăzut la pct. 291-296;
2. un proiect este inclus în lista proiectelor de interes pentru Comunitatea Energetică sau un Proiect de interes comun, astfel cum este prevăzut la articolul 3 din Regulamentul (UE) nr. 2013/347, după cum a fost adoptat și adaptat prin Decizia Consiliului Ministerial 2015/09 / MC-EnC.

393.  În cazul și în măsura în care OST funcționează în cadrul unui regim tarifar cu plafonarea prețului, poate fi oferită fie abordarea privind prețul de plătit variabil sau abordarea privind prețul de plătit fix, sau ambele.

CAPITOLUL VII

CERINȚE PRIVIND CONSULTAREA

Secțiunea 1

Consultarea periodică

394. Agenţia sau OST în cazul în care este desemnat de Agenţie, efectuează una sau mai multe consultări. În măsura posibilităților și pentru a spori eficacitatea procesului de consultare, documentul de consultare se publică în limba română și, după caz, în limba engleză. Consultarea finală înainte de Hotărârea menționată la pct. 402 respectă cerințele stabilite în Secțiunea 1 și Secțiunea 2 din prezentul Capitol și include următoarele informații:

1) descrierea metodei propuse de calculare a prețurilor de referință, precum și a următoarelor elemente:

a) informațiile prevăzute la pct. 409, subpunctul 1), inclusiv:

(1) justificarea parametrilor utilizați ce țin de caracteristicile tehnice ale sistemului;

(2) informații  privind valorile acestor parametri și ipotezele aplicate;

b) valoarea ajustărilor propuse pentru tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate, în temeiul pct. 341-342;

c) prețurile de referință orientative care fac obiectul consultării;

d) componentele,  rezultatele  pentru evaluarea alocării costurilor prevăzute la pct. 327-332;

e) evaluarea metodei propuse de calculare a prețurilor de referință în conformitate cu pct. 338;

f) dacă metoda de calculare a prețurilor de referință propusă este alta decât metoda de calculare a prețurilor în funcție de distanța ponderată cu capacitatea, prezentată la pct. 338-340, comparația între cele 2 metode, și cu informațiile prevăzute la lit. c);

2) informațiile prevăzute la pct. 409 subpunctele 1), 4), 5);

3) informații cu privire la tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale și tarifele pentru serviciile auxiliare:

a) dacă sunt propuse tarifele volumetrice pentru serviciul de transport, conform  pct. 325:

(1) modul în care sunt calculate tarifele;

(2) proporția din venitul reglementat sau din venitul-țintă care se preconizează a fi fi recuperată din aceste tarife;

(3) tarifele pentru serviciul de transport volumetrice estimative;

b) dacă utilizatorilor de sistem le sunt propuse servicii auxiliare:

(1) Metodologia de calculare, de aprobare şi de aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciile auxiliare prestate de operatorii de sistem din sectorul gazelor naturale nr. 271 /2018 din 28 septembrie 2018 de calculare ;

(2) proporția din venitul reglementat sau din venitul-țintă care se preconizează că va fi recuperată din aceste tarife;

(3) modul în care venitul conex aferent serviciilor auxiliare este reconciliat în conformitate cu pct. 373;

(4) tarifele estimative, pentru serviciile auxiliare prestate de OST utilizatorilor de sistem;

4) informațiile prevăzute la pct. 410;

5) dacă abordarea privind prețul fix menționată la pct. 391, subpunctul 2) este considerată a fi oferită în cadrul unui regim tarifar cu plafonarea prețului pentru capacitatea existentă:

a) indicele propus;

b) calculul propus și modul de utilizare a venitului rezultat din prima de risc;

c) punctul (punctele) de interconectare și perioada (perioadele) tarifară (tarifare) pentru care se propune această abordare;

d) procesul de oferire a capacității într-un punct de interconectare în cazul în care se oferă ambele abordări menționate la pct. 392, și anume cea privind prețul variabil și cea privind prețul fix.

395. Consultarea finală înainte de Hotărârea menționată la pct.  402 are loc timp de cel puțin 2 luni. Documentele de consultare pentru oricare dintre consultările menționate la pct. 394 pot impune ca răspunsurile prezentate urmare a consultării să includă o versiune neconfidențială care poate fi publicată.
396. În termen de o lună de la încheierea consultării, OST sau Agenţia, în funcție de entitatea care publică documentul de consultare menționat la pct. 395, publică rezultatele consultării și rezumatul acestora. În măsura posibilităților și pentru a spori eficacitatea procesului de consultare, rezumatul trebuie realizat în limbile română și engleză.
397. Consultările periodice ulterioare se desfășoară în conformitate cu pct. 441.
398.  Pentru metodologia de calculare a prețului de referință, care conține detalii privind aspectele indicate la pct. 394, subpunctul 1), lit. a) - e), poate fi utilizat modelul elaborat de Agenția pentru Cooperarea Autorităților Europene de Reglementare ( în continuare - ACER).
399. Procesul de consultare menționat în prezentul Capitol va fi efectuat în paralel cu procedura de consultare publică prevăzută de Legea nr. 100/2017 privind actele normative.

Secțiunea 2

Procesul decizional periodic al autorității naționale de reglementare

400. În momentul lansării consultării finale în temeiul Secțiunii I din prezentul Capitol, înainte de Hotărârea menționată la pct. 402, Agenţia sau OST desemnat de Agenţie, transmite documentele de consultare Comitetului de reglementare al CE, care va analiza următoarele aspecte:

1) dacă au fost publicate toate informațiile menționate la pct. 394;

2) dacă elementele supuse consultării în conformitate cu pct. 394-399 (Secțiunea I din prezentul Capitol) respectă următoarele cerințe:

a) dacă metoda de calculare a prețurilor de referință respectă cerințele prevăzute la pct. 337;

b) dacă sunt îndeplinite criteriile privind calcularea tarifelor pentru serviciul de transport volumetrice, conform pct. 324;

 c) dacă sunt îndeplinite criteriile privind stabilirea tarifelor pentru serviciile auxiliare, conform pct. 325-326.

401. În termen de 2 luni de la încheierea consultării menționate la pct. 402, Agenţia sau OST, în funcție de entitatea care a publicat documentul de consultare precum și Secretariatul Comunității Energetice, recepționează de la Comitetul de reglementare al CE,  în limba engleză, concluzia analizei realizate cu respectarea confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.
402. În termen de 5 luni de la încheierea consultării finale, Agenţia, acționând în conformitate cu articolul 7, alin. (2) lit. a) al Legii 108/2016, adoptă și publică Hotărârea privind aprobarea Metodologiei de calculare, aprobare și aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale cu motivarea tuturor elementelor prevăzute la pct. 394. În ziua publicării, Agenţia transmite Hotărârea sa Comitetului de reglementare al CE și Secretariatului Comunității Energetice.

Secțiunea 3

Consultările privind reducerile, coeficienții de multiplicare și coeficienții sezonieri

403. În paralel cu consultarea finală desfășurată în conformitate cu pct. 394, Agenţia consultă autoritățile naționale de reglementare din toate statele membre ale UE, Părțile Contractante ale Comunității Energetice conectate în mod direct și cu părțile interesate, cu privire la următoarele aspecte:

1) nivelul coeficienților de multiplicare;

2) nivelul coeficienților sezonieri și calculele prevăzute la pct. 360-365, după caz;

3) nivelurile reducerilor stabilite la pct. 342 și 366-370.

404. După încheierea consultării, Agenţia adoptă o Hotărâre motivată cu privire la toate aspectele menționate la pct. 403, subpunctele 1)-3). Agenţia trebuie să ia în considerare pozițiile autorităților naționale de reglementare din statele membre ale UE conectate în mod direct și Părțile Contractante ale Comunității energetice.
405. Consultările ulterioare se desfășoară în fiecare perioadă tarifară începând cu data Hotărârii menționate la pct. 402. După fiecare consultare și în conformitate cu pct. 415, subpunctul 1), Agenţia adoptă și publică o Hotărâre motivată cu privire la aspectele menționate la pct. 402, subpunctele 1)-3).
406. Atunci când adoptă Hotărârea menționată la pct. 403-405, Agenţia ia în considerare recomandările  primite în cadrul consultării, precum și următoarele aspecte:

1) referitor la coeficienții de multiplicare:

a) echilibrul dintre facilitarea comerțului cu gaze naturale pe termen scurt și tendințele pe termen lung, în vederea unor investiții eficiente în sistemul de transport;

b) impactul asupra venitului aferent serviciilor de transport și asupra recuperării acestuia;

c) necesitatea de a evita subvenționarea încrucișată între utilizatorii de sistem și de a spori capacitatea prețurilor de rezervă de a reflecta costurile;

d) situațiile de congestie fizică și contractuală;

e) impactul asupra fluxurilor transfrontaliere.

2) referitor la coeficienții sezonieri:

a) impactul asupra facilitării utilizării eficiente și economice a infrastructurii;

b) necesitatea de a spori capacitatea prețurilor de rezervă de a reflecta costurile.

CAPITOLUL VIII

CERINȚE PRIVIND PUBLICAREA

Secțiunea 1

Informații care trebuie publicate înainte de licitația anuală a capacității anuale

407. Pentru punctele de interconectare și, în cazul în care Agenţia ia decizia de a aplica Titlul IV a prezentului Cod pentru alte puncte decât punctele de interconectare, următoarele informații trebuie publicate înainte de licitația anuală a capacității anuale, în conformitate cu cerințele pct. 412-418, de către Agenţie sau de către OST desemnat de Agenţie:

1) pentru PCS pentru capacitate fermă:

a) prețurile de rezervă aplicabile cel puțin până la sfârșitul anului gazier care începe după licitația anuală a capacității anuale;

b) coeficienții de multiplicare și coeficienții sezonieri aplicați prețurilor de rezervă pentru PCS non-anuală;

c) argumentarea Agenţiei privind nivelul coeficienților de multiplicare;

d) dacă se aplică coeficienți sezonieri, argumentarea aplicării acestora.

2) pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă:

a) prețurile de rezervă aplicabile cel puțin până la sfârșitul anului gazier care începe după licitația anuală a capacității anuale;

b) o evaluare a probabilității de întrerupere, care să includă:

(1) lista tuturor tipurilor de PCS pentru capacitate întreruptibilă oferită, inclusiv probabilitatea de întrerupere corespunzătoare și nivelul reducerii aplicate;

(2) explicația modului în care se calculează probabilitatea de întrerupere pentru fiecare tip de produs menționat la alin. (1);

(3) datele istorice sau prognozate sau ambele tipuri de date, utilizate pentru estimarea probabilității de întrerupere menționate la alin. (2).

                Secțiunea 2

Informații care urmează a fi publicate înainte de perioada tarifară

408. Agenţia sau OST desemnat (desemnați) de Agenţie, publică înainte de perioada tarifară, în conformitate cu cerințele Secțiunii 2-3 din prezentul Capitol, informații privind parametrii utilizați în Metodologiei de calculare, aprobare și aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale (metoda de calculare a prețurilor de referință aplicată), care sunt corelate de caracteristicile tehnice ale sistemului de transport, precum:

1. capacitatea tehnică în punctele de intrare și de ieșire și prevederi legate de aceasta;
2. capacitatea contractată estimată în punctele de intrare și de ieșire și altă informație relevantă referitor la aceasta;
3. cantitatea și direcția fluxului de gaze naturale pentru punctele de intrare și de ieșire și pentru ipotezele conexe, cum ar fi scenariile de cerere și ofertă pentru fluxul de gaze naturale în perioada de vârf;
4. structura detaliată a rețelei de transport;
5. informații tehnice suplimentare cu privire la rețeaua de transport, cum ar fi lungimea și diametrul rețelelor și puterea stațiilor de comprimare a gazelor naturale.

409. Suplimentar informației indicate la pct. 408, Agenţia sau OST desemnat (desemnați) de Agenţie publică următoarele informații:

1. venitul reglementat și venitul-țintă, sau ambele tipuri de venit ale OST;
2. informații referitoare la modificările, de la un an la altul, ale venitului menționat la subpunctul 1);
3. următorii parametri:

1. tipurile de active incluse în baza reglementată a activelor și valoarea lor agregată;
2. costul de capital și metodologia de calculare a acestuia;
3. cheltuielile de capital, inclusiv:

(1) metodologiile de determinare a valorii inițiale a activelor;

(2) metodologiile de reevaluare a activelor;

(3) explicații privind evoluția valorii activelor;

(4) perioadele de depreciere și sumele per tip de activ.

4. cheltuielile operaționale;
5. mecanismele de stimulare și obiectivele în materie de eficiență;
6.  indicii de inflație.

4. venitul aferent serviciilor de transport;
5. următoarele raporturi pentru venitul menționat la subpunctul 4):

1. raportul capacitate/produse, adică defalcarea între venitul generat de tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate și venitul generat de tarifele volumetrice;
2. raportul intrare/ieșire, adică repartizarea venitului generat de tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în toate punctele de intrare și venitul generat de tarifele bazate pe capacitate în toate punctele de ieșire;
3. raportul dintre utilizarea rețelei în interiorul sistemului și utilizarea rețelei între sisteme, adică repartizarea dintre venitul generat din utilizarea rețelei în interiorul sistemului, atât în punctele de intrare, cât și în punctele de ieșire, și venitul generat din utilizarea rețelei între sisteme, atât în punctele de intrare, cât și în punctele de ieșire, calculate în conformitate cu pct. 327-332.

6. în cazul și în măsura în care OST funcționează în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea prețului, următoarele informații referitoare la reconcilierea contului de reglementare:

a) venitul real obținut, sumele recuperate parțial sau în exces din venitul reglementat și partea din aceste sume atribuită contului de reglementare și, dacă este cazul, subconturilor din cadrul respectivului cont de reglementare;

b) perioada de reconciliere și mecanismele de stimulare implementate.

7. utilizarea preconizată a primei de licitație.
8. următoarele informații privind tarifele pentru serviciul de transport și tarifele pentru serviciile auxiliare, însoțite de informații relevante legate de determinarea acestora:

a) în cazul în care sunt aplicate, tarifele pentru serviciul de transport volumetrice menționate la pct. 324;

b) în cazul în care sunt aplicate, tarife pentru serviciile auxiliare prevăzute la pct. 325 și 326;

c) prețurile de referință și alte prețuri aplicabile în alte puncte, decât cele menționate la pct. 407.

410. Suplimentar, trebuie publicate următoarele informații cu privire la tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale:

1) explicații privind:

a) diferența dintre nivelul tarifelor pentru serviciul de transport pentru același tip de serviciu de transport, aplicabil în perioada tarifară în curs și în perioada tarifară pentru care se publică informațiile;

b) diferența estimată dintre nivelul tarifelor pentru serviciul de transport pentru același tip de servicii de transport, aplicabil în perioada tarifară pentru care se publică informațiile și în fiecare perioadă tarifară din cadrul perioadei de reglementare rămase;

2) cel puțin un model simplificat de tarif, actualizat periodic, însoțit de explicația modului de utilizare a acestuia, care să permită utilizatorilor de sistem să calculeze tarifele pentru serviciul de transport aplicabile în perioada tarifară în curs și să estimeze posibila evoluție a acestora după încheierea acestei perioade tarifare.

411. Pentru punctele excluse de la definiția punctelor relevante menționate în Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor aprobat ptin Hotărârea ANRE nr. 421/2017, informațiile privind volumul capacității contractate estimate și volumul estimat al fluxului de gaze naturale se publică în conformitate cu pct. 15 al acestui Cod.

Secțiunea 3

Forma de publicare

412. Pentru Părțile Contractante ale căror OST sunt membri sau observatori ai ENTSO-G,   informațiile prevăzute la pct. 407-411 se publică  de către OST în conformitate cu cerințele pct. 417-418, prin intermediul unui link, inserat pe platforma stabilită de către ENTSO- G, către pagina sa electronică.

Aceste informații trebuie să fie accesibile publicului în mod gratuit și fără nicio limitare la utilizarea lor. Informațiile se publică:

1) într-un format ușor de utilizat;

2) într-un mod clar, ușor accesibil și pe bază nediscriminatorie;

3) într-un format care poate fi descărcat;

4) în limba română și, în măsura în care este posibil, în limba engleză.

413.  Pentru părțile contractante ale căror OST sunt membri sau observatori ai ENTSO-G următoarele informații cu privire la punctele de interconectare trebuie publicate pe platforma stabilită de către ENTSO-G:

1) simultan cu momentul stabilit la pct. 407, prețurile de rezervă pentru PCS pentru capacitate fermă și pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă;

2) simultan cu momentul stabilit la pct. 408-411, taxa bazată pe flux menționată la pct. 324, subpunctul 1), în cazul în care această taxă este aplicată.

Pentru alte Părți Contractante, această informație trebuie publicată pe pagina electronică a OST.

414. Informațiile menționate la pct. 413 se publică în modul următor:

1) în conformitate cu pct. 412, subpunctele 1)-3);

2) în limba română și în limba engleză;

3) într-un tabel standardizat care trebuie să includă cel puțin următoarele informații:

a) punctul de interconectare;

b) direcția fluxului de gaze naturale;

c) denumirea OST;

d) ora de începere și de încheiere a produsului;

e) tipul de capacitate (fermă sau întreruptibilă);

f) indicele PCS;

g) tariful aplicabil per kWh/h și per kWh/zi, în MDL și în EURO luând în considerare următoarele elemente:

(1) în cazul în care unitatea de capacitate aplicată este kWh/h, informațiile privind tariful aplicabil per kWh/zi nu sunt obligatorii, și viceversa;

 (2) în cazul în care moneda locală este alta decât EURO, informațiile privind tariful aplicabil în EURO nu sunt obligatorii.

415. În plus, tot în perioada stabilită la pct. 408-411, respectivul tabel standardizat trebuie să includă simularea tuturor taxelor percepute pentru trecerea unui flux de 1 GWh/zi/an pentru fiecare punct de interconectare, în MDL sau în EURO după caz, sub rezerva pct. 416, subpunctul 3), lit. g),  alin. 2).
416. În cazul în care informațiile stabilite la pct. 414 sunt diferite de informațiile corespunzătoare menționate la pct. 413, prevalează informațiile corespunzătoare menționate la pct. 413.

Secțiunea 4

Termenele de publicare a informațiilor

417. Termenul pentru publicarea informațiilor prevăzute la pct. 408-411 este următorul:

1) pentru informațiile prevăzute la pct. 408, cel târziu cu 30 de zile înainte de licitația anuală a capacității anuale;

2) pentru informațiile prevăzute la pct. 408-411, cel târziu cu 30 de zile înainte de respectiva perioadă tarifară;

3) pentru tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale actualizate în cadrul perioadei tarifare - imediat după aprobarea de către Agenţie, în conformitate cu pct. 356.

418. Fiecare actualizare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale trebuie să fie însoțită de informații care să indice motivele pentru care nivelul tarifului a fost modificat. În cazul în care se aplică pct. 355, subpunctul 2), fiecare actualizare a tarifelor pentru serviciul de transport trebuie să fie însoțită și de raportul actualizat menționat la pct. 407, subpunctul 2) pentru tipurile respective de PCS pentru capacitate întreruptibilă.

CAPITOLUL IX

CAPACITATEA INCREMENTALĂ

Secțiunea 1

Principii tarifare privind capacitatea incrementală

419. Prețul minim la care OST acceptă cererea de capacitate incrementală este prețul de referință. Pentru calcularea testului economic, prețurile de referință trebuie să fie determinate prin includerea în metoda de calculare a prețurilor de referință a ipotezelor relevante legate de oferta de capacitate incrementală.
420. În cazul în care abordarea privind prețul fix prevăzută la pct. 391, subpunctul 2) este considerată a fi oferită pentru capacitatea incrementală, prețul de rezervă menționat la pct. 391, subpunctul 2) se bazează pe costurile de investiții și de funcționare estimate. Odată ce capacitatea incrementală este comandată, respectivul preț de rezervă se ajustează proporțional cu diferența dintre costurile de investiții estimate și cele reale, indiferent dacă această diferență este pozitivă sau negativă.
421. În cazul în care alocarea capacității incrementale la prețul de referință nu ar genera venituri suficiente pentru a obține un rezultat pozitiv la testul economic, poate fi aplicată o primă minimă obligatorie în cadrul primei licitații sau al primului mecanism alternativ de alocare în care se oferă capacitate incrementală. Prima minimă obligatorie poate fi aplicată, de asemenea, în licitațiile ulterioare, atunci când se oferă capacitatea care a rămas inițial nevândută sau capacitatea care a fost inițial rezervată în conformitate cu pct. 143 și 144 a prezentului Cod. Decizia privind oportunitatea aplicării unei prime minime obligatorii și licitațiile în cadrul cărora trebuie aplicată aceasta se adoptă de către Agenţie în conformitate cu art. 98-99 din Legea nr. 108/2016.
422. Nivelul primei minime obligatorii trebuie să permită obținerea unui rezultat pozitiv la testul economic cu veniturile generate de capacitatea oferită în cadrul primei licitații sau al primului mecanism alternativ de alocare în care se oferă capacitate incrementală. Intervalul în care se situează nivelul primei minime obligatorii, în funcție de capacitatea alocată estimată, este transmis spre aprobare Agenţie în conformitate cu pct. 260, subpunctul 3).
423. O primă minimă obligatorie aprobată de Agenţie se adaugă la prețul de referință pentru produsele de capacitate agregată în punctul de interconectare corespunzător și se atribuie exclusiv OST pentru care prima minimă obligatorie a fost aprobată de Agenţie. Acest principiu implicit de atribuire a primei minime obligatorii nu aduce atingere unei eventuale prime de licitație suplimentare în conformitate cu pct. 384, nici unui acord alternativ între autoritățile naționale de reglementare implicate.

CAPITOLUL X

Secțiunea 1

Metodologiile și parametrii utilizați pentru a determina venitul reglementat

sau venitul-țintă al OST. Contractele existente

424. Agenţia transmite Comitetului de reglementare al CE, în conformitate cu procedura definită de acesta, toate informațiile necesare cu privire la metodologiile și parametrii utilizați pentru determinarea venitului reglementat și a venitului-țintă al OST.
425. Prezentul Cod nu aduce atingere nivelurilor tarifelor pentru serviciul de transport rezultate din contractele sau din rezervările de capacitate încheiate înainte de aprobarea a noilor tarife elaborate în conformitate cu prezentul Cod, dacă aceste contracte sau rezervări de capacitate nu prevăd nicio modificare a nivelurilor tarifelor pentru serviciul de transport bazate pe capacitate și/sau volumetrice, cu excepția indexărilor, dacă este cazul.
426. Prevederile contractuale ce țin de tarifele pentru serviciul de transport și de rezervările de capacitate menționate la pct. 425 nu pot fi reînnoite, modificate sau prelungite după data expirării lor.

Secțiunea 2

Monitorizarea punerii în aplicare

427. În contextul implementării responsabilităților de monitorizare și analizare a modului în care OST pune în aplicare prezentul Cod, Agenţia și OST transmit informația solicitată de Secretariatul Comunității Energetice și ENTSO-G.
428. Confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial este asigurată de Secretariatul Comunității Energetice, Comitetul de reglementare al CE și ENTSO-G.

Secțiunea 3

Acordarea derogărilor

429. La cererea unei entități care exploatează o conductă de interconectare care a beneficiat de o derogare de la art. 98 și 99 din Legea nr. 108/2016 sau de o derogare similară, autoritățile naționale de reglementare au dreptul de a acorda entității respective, în comun, o derogare de la aplicarea unuia sau mai multor puncte din prezentul Cod, în conformitate cu prezenta Secțiune, dacă aplicarea acesteia în cazul entității respective are una sau mai multe dintre consecințele negative enumerate în continuare :

1) nu facilitează comerțul cu gaze naturale și nici concurența efectivă în domeniu;

2) nu furnizează stimulente pentru investiții în capacitate nouă sau în vederea menținerii nivelurilor de capacitate existente;

3) denaturează în mod nerezonabil comerțul transfrontalier;

4) denaturează concurența cu alți operatori de infrastructură care oferă servicii de natură similară cu cele ale conductei de interconectare;

5) este imposibil de pus în aplicare, având în vedere natura specifică a conductelor de interconectare.

430. Entitatea care solicită o derogare în temeiul pct. 429 trebuie să includă în cererea sa o motivare detaliată, însoțită de toate documentele justificative, inclusiv, dacă este cazul, o analiză cost-beneficiu, care să demonstreze îndeplinirea uneia sau mai multor condiții prevăzute la pct. 429, subpunctele 1) -5).
431. Autoritățile naționale de reglementare din țările vecine examinează în comun cererea de derogare și o soluționează în strânsă cooperare. În cazul în care acordă o derogare, autoritățile naționale de reglementare relevante specifică durata acesteia în deciziile/hotărârile lor.
432. Autoritățile naționale de reglementare notifică Comitetul de reglementare al CE și Secretariatul Comunității Energetice despre deciziile/hotărârile privind acordarea unor astfel de derogări.
433. Autoritățile naționale de reglementare pot revoca o derogare dacă împrejurările sau motivele care stau la baza acestora, sau ambele, nu mai sunt valabile sau ca urmare a unei recomandări motivate din partea Comitetului de reglementare al CE sau a Secretariatului Comunității Energetice de a revoca o derogare din cauza lipsei de justificare a acesteia.

TITLUL VI

DISPOZIȚII FINALE ȘI TRANZITORII

434. OST adiacenți vor realiza analiza necesară și vor determina punctele de interconectare virtuale funcționale până la data de 1 noiembrie 2021.
435. În termen de 9 luni de de la expirarea termenului de transpunere a Regulamentului Comisiei (UE) 2017/459 din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod de rețea privind mecanismele de alocare a capacităților în sistemele de transport al gazelor și care abrogă Regulamentul UE nr. 984/2013 (text cu relevanță pentru SEE) publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 72/29 din 17 martie 2017, astfel cum a fost modificat prin Decizia 2018/06 / PHLG-EnC a Grupului Permanent la Nivel Înalt din Comunitatea Energetică din 28 noiembrie 2018 în Comunitatea Energetică, OST pot oferi numai PCS pentru capacitate întreruptibilă cu o durată mai mare de o zi, dacă PCS lunară, trimestrială sau anuală pentru capacitate fermă a fost vândută cu o primă de licitație, au fost epuizate sau nu au fost oferite.
436. În termen de 9 luni de la data intrării în vigoare a prezentului Cod, OST oferă un serviciu gratuit de conversie a capacității utilizatorilor de sistem care dețin capacitate neagregată necorelată la unul dintre capetele unui punct de interconectare, în conformitate cu pct. 246 din prezentul Cod.
437. Prima evaluare a cererii de capacitate incrementală de pe piață în conformitate cu pct. 262-263 va fi realizată în anul 2021.
438. În termen de 6 luni de la expirarea termenului de transpunere a Regulamentului Comisiei (UE) 2017/459 din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod de rețea privind mecanismele de alocare a capacităților în sistemele de transport al gazelor și care abrogă Regulamentul UE nr. 984/2013 (text cu relevanță pentru SEE) publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 72/29 din 17 martie 2017, astfel cum a fost modificat prin Decizia 2018/06 / PHLG-EnC a Grupului Permanent la Nivel Înalt din Comunitatea Energetică din 28 noiembrie 2018 privind punerea în aplicare a Regulamentului Comisiei (UE) 2017/459 din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod de rețea privind mecanismele de alocare a capacităților în sistemele de transport al gazelor și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 984/2013 în Comunitatea Energetică, (pînă la 28 februarie 2020), toți OST ajung la un acord contractual în privință utilizării unei platforme de rezervare unice pentru a oferi capacitate de ambele părți ale punctelor de interconectare sau ale punctelor de interconectare virtuale respective. În cazul în care nu se ajunge la un acord între OST în acest termen, OST înaintează fără întârziere cazul pentru examinare autorităților naționale de reglementare. Autoritățile naționale de reglementare selectează de comun acord și în termen de 6 luni de la data înaintării cazului, platforma de rezervare unică pentru o perioadă care nu depășește 3 ani. Dacă în termen de 6 luni de la data înaintării cazului, autoritățile naționale de reglementare nu pot selecta de comun acord o platformă de rezervare unică, se aplică pct. 129 al prezentului Cod. Comitetul de reglementare al CE decide cu privire la platforma de rezervare care urmează să fie utilizată în punctul de interconectare sau în punctul de interconectare virtual, pentru o perioadă care nu depășește 3 ani.
439. În contextul monitorizării și analizării modului în care OST pune în aplicare prezentul Cod, OST prezintă în termen de cel mult 9 luni de la data intrării în vigoare a prezentului Cod toate informațiile solicitate de Secretariatul Comunității Energetice, care va păstra confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.
440. Până la 1 octombrie 2025 nivelul maxim al coeficienților de multiplicare pentru PCS zilnică și pentru PCS intra-zilnică trebuie să fie de maximum 1,5, dacă până la 1 octombrie 2023 Comitetul de reglementare al CE emite o recomandare conform căreia nivelul maxim al coeficienților de multiplicare ar trebui să fie redus până la acest nivel. Această recomandare ia în considerare următoarele aspecte legate de utilizarea coeficienților de multiplicare și a coeficienților sezonieri până la data de 31 mai 2021 și ulterior acestei date:

1) modificările tendințelor de rezervare de capacitate;

2) impactul asupra venitului aferent serviciilor de transport și asupra recuperării acestuia;

3) diferențele dintre nivelul tarifelor pentru serviciul de transport aplicabile pentru 2 perioade tarifare consecutive;

4) subvenționarea încrucișată între utilizatorii de sistem care au contractat PCS anuală și non-anuală;

5) impactul asupra fluxurilor transfrontaliere.

441. Procedura de consultare ale cărei etape sunt: consultarea finală în conformitate cu pct. 394-399, adoptarea Hotărârii de către Agenţie în conformitate cu pct. 404, calcularea tarifelor pe baza acestei Hotărâri și publicarea tarifelor în conformitate cu pct. 407-417 (Capitolul VIII, Titlul V), poate fi inițiată începând cu data intrării în vigoare a prezentului Cod și trebuie încheiată cel târziu la 31 mai 2021. Cerințele stabilite în capitolele II, III și IV al Titlului V se iau în considerare în această procedură. Tarifele aplicabile pentru perioada tarifară în curs la data de 31 mai 2021 vor fi aplicabile până la încheierea perioadei respective. Această procedură trebuie repetată cel puțin o dată la 5 ani, începând de la 31 mai 2021.
442. La data intrării în vigoare a prezentului Cod, OST trimite Agenţiei cu titlu informativ, contractele sau informațiile privind rezervările de capacitate, în conformitate cu pct. 424.
443. OST transmit toate informațiile solicitate de Secretariatul Comunității Energetice pentru a-și îndeplini obligațiile în conformitate cu pct. 427, respectând următoarele termene:

1) 1 iulie 2020, referitor la cerințele de la capitolul VIII, Titlul V;

2) 31 decembrie  2021, referitor la toate celelalte dispoziții ale Titlului V.