Doriţi o formă actualizată, la zi (23.10.2021), a acestui act? Cumpăraţi acum online, rapid şi simplu actul (varianta PDF) sau alegeţi un abonament!
PLAN din 4 octombrie 2021de acţiuni preventive privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România
EMITENT
  • GUVERNUL
  • Publicată în  MONITORUL OFICIAL nr. 968 bis din 11 octombrie 2021Data intrării în vigoare 11-10-2021


    Aprobat prin HOTĂRÂREA nr. 1.077 din 4 octombrie 2021, publicată în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 968 din 11 octombrie 2021.
    Cuprins LISTĂ ACRONIME
    1. INTRODUCERE2. DESCRIEREA SISTEMULUI DE GAZE NATURALE DIN ROMÂNIA2.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze naturale din România2.1.1. Descrierea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale2.1.2. Operatorul Naţional de Transport şi de Sistem2.1.3. Sistemele de distribuţie gaze naturale2.1.4. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale în România2.1.5. Identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranţa furnizării
    2.2. Consumul de gaze naturale în România2.3. Producţia de gaze naturale în România2.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică2.5. Rolul măsurilor de eficienţă energetică şi efectul acestora asupra consumului anual de gaze naturale
    3. DESCRIEREA REŢELEI REGIONALE DE GAZE NATURALE PENTRU FIECARE GRUP DE RISC LA CARE PARTICIPĂ ROMÂNIA3.1. Grupul de risc Ucraina3.1.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze în cadrul Grupului de risc Ucraina
    3.1.2. Rolul instalaţiilor de stocare relevante pentru Grupul de risc Ucraina, inclusiv accesul transfrontalier3.1.3. Rolul producţiei interne de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina3.1.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică în cadrul Grupului de risc Ucraina
    3.2. Grupul de risc Transbalcanic
    4. REZULTATELE EVALUĂRII COMUNE A RISCURILOR4.1. Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Ucraina4.1.1.
    Scenariile de risc evaluate
    4.1.2. Concluzii
    4.2. Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcani4.2.1. Scenariile de risc evaluate4.2.2. Concluzii4.3. Evaluarea naţională a riscurilor4.3.1. Scenarii de risc privind aprovizionarea cu gaze naturale în România
    4.3.2. Matricea riscurilor4.3.3. Principalele concluzii
    5. STANDARDUL PRIVIND INFRASTRUCTURA5.1. Identificarea infrastructurii unice principale de gaze5.2. Calculul formulei N-1 la nivel naţional5.3. Capacitatea bidirecţională de transport
    6. CONFORMITATEA CU STANDARDUL DE FURNIZARE6.1. Definiţia clienţilor protejaţi6.2. Asigurarea furnizării de gaze naturale către clienţii protejaţi7. MĂSURI PREVENTIVE7.1. Măsuri de prevenire a riscurilor identificate7.2. Măsuri bazate pe piaţă axate pe cerere7.2.1. Asigurarea disponibilităţii producătorilor de energie cu capacitate de utilizare combustibili alternativi şi/sau surse regenerabile (centrale electrice pe gaze cu combustibili alternativi) de comutarea a combustibilului7.2.2.
    Depozite comerciale - alocarea nediscriminatorie a capacităţilor de înmagazinare disponibile, în regim multiciclu
    7.2.3. Facilitarea integrării în sistemul gazier a gazelor din surse regenerabile7.2.4. Diversificarea surselor şi a rutelor de aprovizionare cu gaze7.2.5. Îmbunătăţirea relevanţei interconectărilor cu flux bidirecţional7.2.6. Sinergia activităţilor de dispecerizare ale SNT şi ale Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN)7.2.7. Utilizarea armonizată a contractelor pe termen lung şi pe termen scurt, în ponderi adecvate stabilităţii pentru acoperirea cererii de gaze naturale
    7.3. Măsuri bazate pe piaţă axate pe ofertă7.3.1. Investiţii în dezvoltarea infrastructurii7.3.2. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte, bazate pe mecanisme de piaţă7.3.3. Utilizarea capacităţilor de înmagazinare în asigurarea continuităţii în furnizarea de gaze naturale, inclusiv în creşterea flexibilităţii producţiei naţionale7.3.4. Furnizarea de gaze naturale în condiţii de eficienţă energetică7.3.5. Creşterea ponderii gazelor regenerabile în activităţile de aprovizionare7.4. Alte măsuri preventive7.4.1. Asigurarea unor indicatori de performanţă relevanţi şi îmbunătăţirea sistemului de monitorizare a acestora
    7.4.2. Menţinerea unei infrastructuri funcţionale şi fiabile7.4.3. Furnizarea de ultimă instanţă a gazelor naturale
    7.5. Măsuri nebazate pe piaţă7.6. Impactul măsurilor7.7. Obligaţiile întreprinderilor din domeniul gazelor naturale
    8. PROIECTE DE INFRASTRUCTURĂ8.1. Proiecte de investiţii pentru dezvoltarea SNT8.2. Proiecte de investiţii pentru dezvoltarea sistemului de stocare a gazelor naturale9. OBLIGAŢIILE DE SERVICIU PUBLIC LEGATE DE SIGURANŢA FURNIZĂRII GAZELOR NATURALE10. CONSULTAREA CU PĂRŢILE INTERESATE11. DIMENSIUNEA REGIONALĂ11.1. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Ucraina11.2.
    Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Transbalcanic
    11.3. Mecanismele dezvoltate pentru cooperare între Statele Membre11.4. Măsuri necesare pentru punerea în aplicare a principiului solidarităţii
    12. CONCLUZII LISTA FIGURILOR LISTA TABELELOR
    LISTĂ ACRONIME: ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei
    ANRM - Autoritatea Naţională de pentru Resurse Minerale BRUA - Coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria CE - Comisia Europeană ENTSO-G - European Network of Transmission System Operators for Gas/Reţeaua Europeană a Operatorilor de Transport şi de Sistem de Gaze Naturale GNL - Gaz natural lichefiat INS - Institutul Naţional de Statistică IP/EP - Puncte de intrare/Entry points ISO - Operator independent de sistem JRC - Joint Research Center (Centrul Comun de Cercetare) OTS - Operatorul de Transport şi de Sistem mc - metri cubi mil. - Milion/Milioane mld. - Miliard/Miliarde PNIESC - Proiectul Planului Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice SEN - Sistemul Electroenergetic Naţional SMG - Staţie de Măsurare Gaze SNT - Sistemul Naţional de Transport Tep - Tone echivalent petrol TYNDP - Planul de Dezvoltare a Reţelei pe 10 ani UE - Uniunea Europeană
    UGS - Underground gas storage/Depozit subteran de gaze
    1. INTRODUCERE Siguranţa aprovizionării cu gaze naturale este responsabilitatea comună a întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a Statelor Membre şi a Comisiei Europene. În acest context, Regulamentul (UE) nr. 1938/2017 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010 (denumit, în continuare, Regulament) defineşte responsabilităţile şi obligaţiile pentru întreprinderi, autorităţi naţionale şi Comisia Europeană şi solicită Statelor Membre să stabilească din timp gestionarea eficientă a situaţiilor de criză şi să instituie măsuri sub formă de acţiuni preventive şi planuri de urgenţă. Conform prevederilor art. 8 alin. (2) lit. a) din Regulament, Autoritatea competentă a fiecărui Stat Membru, stabileşte "un plan de acţiuni preventive conţinând măsurile necesare pentru a elimina sau a atenua riscurile identificate, inclusiv efectele măsurilor în favoarea eficienţei energetice şi ale măsurilor axate pe cerere analizate în evaluările comună şi naţională ale riscurilor", elaborat în conformitate cu art. 9 şi, urmare a consultării întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a organizaţiilor relevante care reprezintă interesele clienţilor casnici şi industriali de gaze, a producătorilor de energie electrică şi a operatorului de transport şi de sistem de energie electrică. În conformitate cu art. 102 lit. l) şi o) din Legea nr. 123/2012 energiei şi gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare, Ministerul Energiei exercită calitatea de autoritate competentă în baza Regulamentului şi, în această calitate, elaborează Planul de acţiuni preventive privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale, conform prevederilor Regulamentului. În acest sens, a fost elaborat Planul de acţiuni preventive care îndeplineşte cerinţele din Regulament şi a fost realizat în conformitate cu prevederile din art. 9, modelul din Anexa VI la Regulament şi legislaţia naţională în vigoare şi cuprinde:– descrierea sistemului de gaze naturale din România;– descrierea consolidată a reţelei regionale de gaze naturale pentru fiecare grup de risc la care participă România;– rezultatele relevante ale evaluării comune şi a evaluării naţionale a riscurilor efectuate în conformitate cu prevederile art. 7 din Regulament, care includ lista scenariilor evaluate şi o descriere a ipotezelor aplicate pentru fiecare scenariu, precum şi riscurile identificate şi concluziile evaluării riscurilor;– descrierea modului de conformare cu standardul privind infrastructura, incluzând calcularea formulei N-1 nivel naţional, principalele valori utilizate pentru formula N-1, opţiunile alternative de conformare cu acest standard şi capacităţile bidirecţionale existente;
    – descrierea măsurilor adoptate în scopul conformării cu standardul de furnizare, incluzând definiţia clienţilor protejaţi, categoriile de clienţi vizate şi consumul lor anual de gaze (per categorie, valoare netă şi procentaj din consumul final anual naţional de gaze), volumele de gaze necesare, capacităţile necesare şi măsurile în vigoare pentru a se conforma;– descrierea măsurilor preventive existente sau care urmează a fi adoptate, incluzând o descriere a dimensiunii lor naţionale şi regionale, impactul lor economic şi asupra clienţilor, precum şi alte măsuri şi obligaţii care au fost impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, întreprinderilor din domeniul energiei electrice, dacă este cazul, şi altor organisme relevante care pot avea un impact asupra siguranţei furnizării de gaze, cum ar fi obligaţiile referitoare la funcţionarea sigură a reţelei de gaze;– descrierea viitoarelor proiecte de infrastructură, inclusiv proiectele de interes comun;– obligaţiile de serviciu public legate de siguranţa furnizării;– consultările cu părţile interesate;– dimensiunea regională, incluzând calcularea formulei N-1 la nivelul fiecărui grup de risc la care participă România şi mecanismele dezvoltate pentru cooperare între Statele Membre.
    2. DESCRIEREA SISTEMULUI DE GAZE NATURALE DIN ROMÂNIA2.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze naturale din România2.1.1. Descrierea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale Sistemul Naţional de Transport (SNT), prezentat în Figura 1, a fost conceput ca un sistem radial - inelar interconectat şi este reprezentat de ansamblul de conducte magistrale, precum şi de instalaţiile, echipamentele şi dotările aferente. Transportul gazelor naturale este asigurat printr-o reţea de peste 13.925 km de conducte şi racorduri de alimentare cu gaze naturale cu diametre cuprinse între 50 mm şi 1.200 mm, la presiuni cuprinse între 6 bar şi 63 bar, prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de producţie sau a celor provenite din import şi transportul acestora în vederea livrării către participanţii de pe piaţa internă de gaze naturale, export, transport internaţional etc.
    Figura 1. Harta Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale*1) *1) Sursa: Transgaz S.A. https://www.transgaz.ro/ro/consultare-publica-planul-de-dezvoltare-sistemului-national-de-transport-gaze-naturale-pentru, pag. 12. Principalele componente ale Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la 31.12.2020 sunt prezentate în Tabelul 1. Tabel 1. Infrastructura existentă a SNT*2)
    Componentele SNTValoare/UM
    Lungimea totală a conductelor magistrale și a racordurilor de alimentare cu gaze naturale, inclusiv conductele de transport internațional (Tranzit II, Tranzit III) și BRUA:13.925 km, din care 369 km conductele de tranzit și 479 km BRUA
    Numărul stațiilor de reglare măsurare (SRM) în exploatare:1.128(1.233 direcții măsurare)
    Numărul stațiilor de comprimare (SCG):6 stații de comprimare (SCG Șinca, SCG Onești, SCG Siliștea, SCG Podișor, SCG Bibești și SCG Jupa)
    Numărul stațiilor de comandă vane (SCV) și/sau a nodurilor tehnologice (NT):58 stații de comandă vane/noduri tehnologice
    Numărul stațiilor de măsurare bidirecționale a gazelor (SMG) (Giurgiu, Horia, Isaccea 1, Medieșu Aurit (unidirecțională UA-RO) - Isaccea Tranzit 1 (import), Negru Vodă Tranzit I):6 stații de măsurare a gazelor din import
    Numărul stațiilor de măsurare amplasate pe conductele de tranzit gaze (SMG) (Isaccea Tranzit II, Isaccea Tranzit III, Negru Vodă Tranzit II, Negru Vodă Tranzit III):4 stații de măsurare
    Numărul stațiilor de protecție catodică (SPC):1041 stații de protecție catodică
    Numărul stațiilor de odorizare gaze (SOG):982 stații de odorizare gaze
    Diametrul conductelor:între 50 mm și 1200 mm
    Presiunea de operare:între 6 bar și 63 bar
    Interconectări ale SNT cu alte sisteme de transport/operatorii sistemelor adiacente:
    Numărul total al punctelor de interconectare:11 puncte fizice de interconectare, după cum urmează:• Csanadpalota/FGSZ Ltd. (HU);• Negru Vodă I/Bulgartransgaz EAD (BG);• Negru Vodă II/Bulgartransgaz EAD (BG);
    • Negru Vodă III/Bulgartransgaz EAD (BG);• Medieşu Aurit/Ukrtransgaz (UA);• Isaccea I/Ukrtransgaz (UA);• Isaccea II/Ukrtransgaz (UA);• Isaccea III/Ukrtransgaz (UA);• Isaccea Import/Ukrtransgaz (UA);• Ungheni/Vestmoldtransgaz (MD);• Ruse-Giurgiu (BG-RO, RO-BG).
    Interconectări ale SNT cu terminale GNL/operatorii sistemelor adiacente:
    Numărul total al punctelor de intrare/ieșire:6 puncte fizice de intrare/ieșire conectate la facilitățile deînmagazinare, după cum urmează:• Sărmaş/Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploiești S.R.L.;• Bălăceanca/Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploiești S.R.L.;• Butimanu/Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploiești S.R.L.;• Ghercești/Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L.;• Urziceni/Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L.;• Tg. Mureş/Depomureş S.A..
    Aceste puncte fizice de intrare/ieșire nu sunt operate de Operatorul de Transport și de Sistem (OTS).
    Interconectări ale SNT cu facilitățile de producție/producătorii:
    Numărul total al punctelor de intrare:124 puncte fizice de intrare, după cum urmează:• 77 puncte de intrare/S.N.G.N. Romgaz S.A.;• 29 puncte de intrare/OMV Petrom S.A.;• 13 puncte de intrare/Amromco Energy S.R.L.;• 1 punct de intrare/Raffles Energy S.R.L.;• 1 punct de intrare/Lotus Petrol S.R.L.;• 1 punct de intrare/Stratum Energy Romania LLC;• 1 punct de intrare/Hunt Oil Company of Romania S.A.;• 1 punct de intrare/Serinus Energy Romania S.A..
    Aceste puncte de intrare nu sunt operate de OTS.
    Interconectări ale SNT cu sistemele de distribuție/operatorii sistemelor de distribuție:
    Numărul total al punctelor de ieșire:894 puncte fizice de ieșire/32 operatori de sisteme de distribuție.
    Aceste puncte fizice de ieșire nu sunt operate de OTS.
    Interconectări ale SNT cu consumatorii direcți/tip consumator direct:
    Numărul total al punctelor de ieșire:
    225 puncte fizice de ieșire, după cum urmează:• 15 centrale electrice pe gaze;• 19 combinate industriale;• 167 consumatori comerciali;• 24 consumatori rezidențiali.
    Aceste puncte fizice de ieșire nu sunt operate de OTS.
    Interconectări între facilitățile de producție cu sistemele de distribuție:
    Numărul total al punctelor de intrare/ieșire:85 puncte fizice de intrare/ieșire pentru livrările directe de gaze naturale.
    Aceste puncte fizice de intrare/ieșire nu sunt operate de OTS.
    *2) Sursa: Transgaz S.A. https://www.transgaz.ro/ro/clienti/sistemul-de-transport/infrastructura-snt https://transgaz.ro/ro/consultare-publica-planul-de-dezvoltare-sistemului-national-de-transport-gaze-naturale-pentru, pag. 12.
    2.1.2. Operatorul Naţional de Transport şi de Sistem Operatorul Naţional de Transport şi de Sistem este Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale TRANSGAZ S.A. (denumită, în continuare, Transgaz S.A.), înfiinţată în baza Hotărârii Guvernului nr. 334/2000 privind reorganizarea Societăţii Naţionale de Gaze Naturale "Romgaz" - S.A., cu modificările şi completările ulterioare, este persoană juridică română având forma juridică de societate comercială pe acţiuni şi îşi desfăşoară activitatea în conformitate cu legile române şi cu statutul său.
    Transgaz S.A., operatorul tehnic al SNT, implementează strategia naţională privind transportul intern şi internaţional al gazelor naturale, dispecerizarea gazelor naturale, cercetarea şi proiectarea în domeniul transportului gazelor naturale, cu respectarea cerinţelor legislaţiei europene şi naţionale, precum şi operaţiuni comerciale proprii obiectului său de activitate aprobate prin Actul Constitutiv. Transgaz S.A. operează sistemul de transport de gaze naturale din România, în baza normelor privind modelul ISO, ca operator independent de sistem, în baza Licenţei de operare a sistemului de transport gaze naturale nr. 1933/20.12.2013, emisă de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).
    2.1.3. Sistemele de distribuţie gaze naturale Sistemul naţional de distribuţie a gazelor naturale este format din conducte de distribuţie a gazelor naturale şi racorduri aferente acestora în lungime totală de peste 52.259*3) km, din care peste 41.000 km sunt operate de doi mari operatori de distribuţie care furnizează pentru mai mult de 100.000 de utilizatori, respectiv DELGAZ GRID S.A. şi DISTRIGAZ SUD REŢELE S.R.L. şi care alimentează peste 3,6 milioane consumatori. *3) Sursa: ANRE Raport anual privind activitatea Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei 2020, pag. 243.2.1.4. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale în România Înmagazinarea subterană a gazelor naturale are un rol major în asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale, facilitând echilibrarea dintre consum şi sursele de gaze (producţie internă şi importuri). Capacitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale este asigurată în România prin intermediul a 6 depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale, cu o capacitate activă totală de 32,9905 TWh pe ciclu de înmagazinare, respectiv o capacitate de injecţie de 269,470 GWh/zi şi o capacitate de extracţie de 344,100 GWh/zi, ale căror caracteristici tehnice sunt prezentate în Tabelul 2. În prezent, pe piaţa de înmagazinare din România sunt activi doi operatori de sistem de înmagazinare:– Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L., filială a S.N.G.N. Romgaz S.A., care deţine licenţă pentru operarea a 5 depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale, a căror capacitate activă cumulată este de 29,836 TWh pe ciclu respectiv 90,4% din capacitatea totală de înmagazinare;– DEPOMUREŞ S.A., care operează depozitul de înmagazinare subterană a gazelor naturale Târgu Mureş, cu o capacitate activă de 3,1545 TWh pe ciclu de înmagazinare care reprezintă 9,6% din capacitatea totală de înmagazinare.
    Tabel 2. Caracteristicile tehnice ale depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale*4)
    OPERATOR SISTEM DE ÎNMAGAZINAREDEPOZITCAPACITATEA ACTIVĂCAPACITATE DE INJECȚIECAPACITATE DE EXTRACȚIE
    mil. mc/cicluTWh/ciclumil. mc/ziGWh/zimil. mc/ziGWh/zi
    Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploiești S.R.L.Bilciurești1.31014,21410,000108,50014,000151,900
    Sărmășel9009,5226,50068,7707,50079,350
    Urziceni3603,9533,00032,9404,50049,410
    Ghercești1501,6022,00021,3602,000
    21,360
    Bălăceanca500,5451,00010,9001,20013,080
    DEPOMUREŞ S.A.Târgu Mureș3003,15452,60027,0002,80029,000
    TOTAL3.07032,990525,100269,47032,000344,100
    *4) Source: site Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L. https://www.depogazploiesti.ro/en/activity/gas-storage site DEPOMUREŞ S.A. http://www.depomures.ro/despre_depozit.php
    2.1.5. Identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranţa furnizării Structura fizică a SNT gaze naturale oferă posibilitatea identificării şi constituirii unor culoare de transport gaze naturale care să răspundă atât necesităţilor privind asigurarea alimentării cu gaze naturale a diferitelor zone de consum din ţară cât şi necesităţilor privind transferul prin sistemul românesc a unor cantităţi de gaze naturale între sistemele ţărilor vecine, ca o cerinţă impusă de liberalizarea pieţelor gazelor naturale şi de reglementările europene. SNT gaze naturale din România este format în principal din culoare de transport şi o reţea de transport gaze naturale care, deşi extinsă şi complexă, a fost concepută într-o perioadă în care accentul se punea pe aprovizionarea cu gaze naturale a marilor consumatori industriali, reţea, care urmează un proces continuu de dezvoltare realizat prin implementarea proiectelor de investiţii incluse în Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale pe 10 ani al Transgaz S.A. La identificarea proiectelor necesar a fi dezvoltate în SNT gaze naturale sunt luate în considerare principalele cerinţe pe care aceste proiecte trebuie să le asigure în dinamica actuală a pieţei regionale de gaze naturale. Dezvoltările menţionate mai sus sunt coroborate cu dezvoltarea sistemului de înmagazinare care are un rol complementar în susţinerea securităţii, stabilităţii, optimizării şi flexibilizării SNT gaze naturale.
    2.2. Consumul de gaze naturale în România Tabelul 3 prezintă principalele cifre privind consumul de gaze în România, respectiv consumul total anual şi consumul total anual pe piaţa reglementată. Tabel 3. Principalele cifre privind consumul de gaze în România*5) *5) Sursa: site ANRERapoarte anuale privind activitatea Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei 2013-2020/Rapoarte lunare privind rezultatele monitorizării pieţei de gaze naturale/Rapoarte naţionale.
    AnulConsum total anual [GWh]Consum total anual pe piața reglementată[GWh]
    2013132.60350.864
    2014127.60843.786
    2015121.72632.322
    2016
    124.11035.185
    2017129.86133.538
    2018129.52531.977
    2019121.05431.750
    2020121.07019.820*)
    *) Începând cu 1 iulie 2020, piaţa internă de gaze naturale a fost liberalizată total şi pentru clienţii casnici.
    Tabelul 4 prezintă structura consumului total de gaze naturale pe tipuri de clienţi, asigurat de furnizori, în anul 2019 şi permite următoarele observaţii:– consumul înregistrat a fost de aproximativ 113 TWh, din care aproximativ 78,81 TWh a reprezentat consumul noncasnic, iar 34,20 TWh consumul casnic;– 
    ponderea cantităţilor consumate de clienţii casnici din totalul consumului final este de 30,26%, iar numărul acestor clienţi reprezintă 94,54% din numărul total al clienţilor finali de gaze naturale;
    – deşi numărul clienţilor noncasnici reprezintă doar 5,46% din totalul clienţilor finali de gaze naturale, ponderea cantităţilor consumate de aceştia este de 69,74% din consumul final total.
    Tabel 4. Structura consumului total de gaze naturale pe tipuri de clienţi finali, în anul 2019*6) *6) Sursa: ANRE Raportul anual privind activitatea Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei 2019, pag. 138. https://www.anre.ro/ro/despre-anre/rapoarte-anuale
    Clienţi finaliNumăr clienţi (contracte)Pondere în total clienţi [%]Consum[TWh]Pondere în total consum [%]
    Clienţi casnici
    3.800.24594,5434,2030,26
    Clienţi noncasnici219.5745,4678,8169,74
    TOTAL4.019.819100113,01100
    2.3. Producţia de gaze naturale în România Datorită rezervelor limitate de resurse de energie primară, producţia internă de energie primară în România a rămas practic constantă la o valoare de aproximativ 31-36 milioane tone echivalent petrol (tep). Fără contribuţia surselor de energie regenerabile, această valoare va scădea treptat în următorii ani. În Tabelul 5 se prezintă evoluţia producţiei de energie primară, pe tipuri de surse energetice, în România, în perioada 2014-2020 (primele 11 luni ale anului 2020) din care se evidenţiază următoarele:– 
    gazele naturale au o pondere de aproximativ 27% în totalul producţiei de energie primară;
    – evoluţia producţiei de energie primară în România arată o tendinţă descrescătoare, producţia totală din 2019 fiind cu aproximativ 11% mai mică decât cea înregistrată la nivelul anului 2014, aceeaşi scădere fiind înregistrată şi în cazul gazelor naturale.
    Tabel 5. Evoluţia producţiei de energie primară în România, pe tipuri de sursă*7) *7) Sursa: site INS http://www.insse.ro/cms/en/tags/buletin-statistic-lunar
    Surse primare de energie [mii tep]2014201520162017201820192020*)
    Surse totale din care:32.221,2
    32.873,633.16234.291,434.585,135.264,128.473,6
    Cărbune4.9035.235,24.738,55.164,74.809,94.330,32.755,8
    Gaze naturale9.121,28.722,18.672,69.282,19.494
    10.194,98.124,9
    Petrol10.515,710.333,611.048,811.175,911.63812.003,39.104,5
    Surse regenerabile (hidro, eoliene, solare)5.106,15.3905.504,75.203,85.294,45.295,25.052,4
    Alte surse convenționale2.110,42.690,22.691,82.985,82.905,52.955,33.073,1
    Produse petroliere importate
    *) Primele 11 luni ale anului.
    Producţia anuală de gaze naturale în România a scăzut de la 36,2 miliarde de metri cubi în 1986 (anul cu producţia maximă) la 10 miliarde de metri cubi în 2019. Conform datelor Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale (ANRM), situaţia resurselor şi rezervelor geologice existente a fost următoarea (2015):– resurse geologice: 703.227 miliarde metri cubi;
    – rezerve dovedite: 101.370 miliarde de metri cubi.
    Tabelul 6 prezintă producţia internă de gaze naturale (producţie curentă şi înmagazinare) în România în perioada 2018 - 2020. Producţia internă de gaze naturale în 2019, care a intrat în consum, a înregistrat o scădere faţă de 2018, şi anume a reprezentat aproximativ 78,00% din totalul surselor consumate, în timp ce în anul 2020 s-a înregistrat o creştere. Tabel 6. Producţia internă de gaze naturale în România*8) *8) Sursa: site ANRE https://www.anre.ro/ro/gaze-naturale/rapoarte/rapoarte-piata-gaze-naturale
    LunaProducția internă[MWh]% Totalul surselor consumateProducția internă[MWh]% Totalul surselor consumateProducția internă[MWh]% Totalul surselor consumate
    2018
    20192020
    Ianuarie14.302.067,50881,4515.139.418,64176,9615.194.033,91580,19
    Februarie13.556.216,34883,2212.347.443,58479,7211.950.963,27479,82
    Martie12.574.446,70178,8310.441.578,232
    83,9810.166.012,81381,65
    Aprilie6.863.810,04499,817.784.260,30386,376.870.723,29081,17
    Mai6.032.372,67799,885.317.963,20586,425.087.443,63778,35
    Iunie6.051.831,63799,96
    3.345.487,46583,744.550.261,47574,79
    Iulie5.587.916,67695,943.980.103,54674,545.087.514,97277,18
    August5.546.094,18190,494.064.958,62468,655.061.946,33376,18
    Septembrie5.977.256,609
    90,314.437.576,85068,885.666.367,69583,50
    Octombrie8.466.072,86892,796.599.951,77471,277.621.052,02789,89
    Noiembrie12.264.479,96686,848.421.727,66973,8212.056.335,70183,44
    Decembrie
    16.019.359,00184,4712.647.174,63081,0313.926.299,27283,06
    TOTAL113.241.924,21690,3394.527.644,52377,95103.240.974,40480,77
    Importul de gaze naturale (import curent şi extras din înmagazinare) livrat către consum în România în perioada 2016-2020 şi o defalcare la nivelul surselor de import de gaze sunt prezentate în Tabelul 7 şi Tabelul 8. Tabel 7. Importul de gaze naturale în România*9) *9) Sursa: site ANRE https://www.anre.ro/ro/gaze-naturale/rapoarte/rapoarte-piata-gaze-naturale https://www.anre.ro/ro/gaze-naturale/rapoarte/rapoarte-piata-gaze-naturale/rapoarte-anuale-de-monitorizare
    Luna
    Import(MWh)
    20162017201820192020
    Ianuarie1.029.066,6203.853.722,5312.747.261,7684.260.647,1673.397.402,070
    Februarie491.253,6052.681.639,3932.346.560,0302.960.779,9412.937.524,894
    Martie169.428,450766.516,2183.231.454,0561.896.527,7322.209.332,124
    Aprilie407.374,05357.304,81612.434,2231.288.419,5451.653.139,846
    Mai478.577,99730.944,3963.353,7131.185.490,7351.617.548,008
    Iunie406.009,10645.990,604
    4.061,5151.479.598,2851.844.852,562
    Iulie589.422,9085.284,446240.550,5431.909.583,7851.588.459,042
    August695.118,3334.660,782625.339,8962.229.829,5451.527.138,260
    Septembrie853.850,06910.796,2611.305.626,1552.236.293,937
    1.056.878,940
    Octombrie3.204.526,395901.863,676756.377,2762.991.879,270861.476,030
    Noiembrie3.439.669,8021.263.414,2941.828.398,2982.857.726,1441.994.207,720
    Decembrie4.175.255,7643.220.576,3233.120.928,1403.493.356,0902.460.768,370
    TOTAL
    15.939.553,10212.842.713,74016.222.345,61328.790.132,17623.148.727,866
    Tabel 8. Importul de gaze naturale pe surse de origine*10) *10) Sursa: site ANRE https://www.anre.ro/ro/gaze-naturale/rapoarte/rapoarte-piata-gaze-naturale https://www.anre.ro/ro/gaze-naturale/rapoarte/rapoarte-piata-gaze-naturale/rapoarte-anuale-de-monitorizare
    Surse Import2017201820192020
    UE[%]Non UE Federația Rusă[%]UE
    [%]
    Non UE Federația Rusă[%]UE[%]Non UE Federația Rusă[%]UE[%]Non UE Federația Rusă[%]
    Ianuarie0,6199,39109038,3961,6151,4148,59
    Februarie1,4798,537,2892,7242,3657,6452,8747,13
    Martie1,5998,416,9293,0865,3334,6784,9215,08
    Aprilie0
    100010093,476,5395,294,71
    Mai0100010099,590,4189,4810,52
    Iunie01000
    10099,690,3197,272,73
    Iulie0100010084,1715,8373,1226,88
    August0100010079,16620,83459,3040,70
    Septembrie01004,5895,4281,4018,6022,9077,10
    Octombrie010016,2383,7771,0528,9523,96
    76,04
    Noiembrie1,4598,5517,0682,9456,5943,4126,0273,98
    Decembrie1,5098,5030,9169,0935,6864,3235,2564,75
    2.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică În anul 2019, producţia totală de energie electrică din România s-a ridicat la 57,02 TWh, în scădere faţă de cea produsă în anul 2018, de 61,97 TWh. În acelaşi timp energia electrică livrată de respectivii producători în reţele a fost de aproximativ 53,63 TWh, în scădere cu aproximativ 8% comparativ cu cea livrată în anul precedent. În Tabelul 9 se prezintă structura puterii instalate, în funcţie de tipul de combustibil, din care se poate observa că procentul puterii instalate a centralelor electrice care utilizează hidrocarburi (gaze naturale şi petrol) a scăzut de la 23,43% în 2017, la 15,65% în 2020. Tabel 9. Structura puterii instalate pe tipuri de combustibili*11) *11) Sursa: Transelectrica S.A., pag. 36. https://www.transelectrica.ro/documents/10179/11109053/Planul+de+dezvoltare+a+RET+2020_2029.pdf/5524ca56-0166-4964-8bf9-b1d2cfadeea0
    Tip centralăPuterea instalată[MW]
    01.01.201701.01.201801.01.201901.01.2020
    Total din care:24714*)24738*)24606*)20696**)
    [MW][%][MW][%][MW][%][MW][%]
    Cărbune624025,25624025,22623225,33478723,13
    Hidrocarburi579223,43
    578923,40565622,99323915,65
    Nucleară14135,7214135,7114135,7414136,83
    Hidro674427,29676127,33
    675927,47670432,40
    Eoliană302512,24303012,25303212,32302414,61
    Fotovoltaică13715,5513755,5613825,61
    13926,72
    Biomasă1290,521300,531320,541370,66
    *) Nu sunt incluse grupurile aflate în conservare şi grupurile retrase din exploatare pentru o perioadă mai mare de un an care se află în reabilitare. Sunt incluse şi grupurile aflate în probe tehnologice în vederea punerii în funcţiune. **) Putere instalată în capacităţile de producere a energiei electrice aflate în exploatare comercială (licenţe valabile, în conformitate cu site-ul www.anre.ro).
    În Tabelul 10 se prezintă structura producţiei anuale de energie electrică pe tip de combustibil, în GWh, în perioada 2015 - 2019, din care se poate observa că procentul de energie electrică produs din hidrocarburi (gaze naturale şi petrol) a rămas aproape de o valoare de aproximativ 16%. Tabel 10. Structura producţiei anuale de energie electrică în perioada 2015-2019*12) *12) Sursa: Transelectrica S.A., pag. 43. https://www.transelectrica.ro/documents/10179/11109053/Planul+de+dezvoltare+a+RET+2020_2029.pdf/5524ca56-0166-4964-8bf9-b1d2cfadeea0
    Tip centralăProducția de energie electrică
    [GWh]
    2015[%]2016[%]2017[%]2018[%]2019[%]
    Nucleară1163817,741128617,511150918,051137717,671127018,93
    Cărbune1834527,971609124,961715426,911586924,651388623,33
    Hidrocarburi*13)939914,33996015,451080316,95
    1094117,00945915,89
    Hidro1662225,341827228,341460822,921778327,621595526,81
    Eoliană706210,76659010,22
    740311,6163229,82677311,38
    Biomasă5290,814530,704010,633120,493980,67
    Fotovoltaic20033,05
    18202,8218702,9317712,7517772,99
    TOTAL6559810064472100637481006437510059518100
    *13) În conformitate cu Raportul anual privind activitatea Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei 2019, gazele naturale reprezintă aproximativ 99% din hidrocarburi.
    În Tabelul 11 se prezintă producţia naţională de energie electrică şi termică în cogenerare, din care se evidenţiază faptul că procentul de energie electrică produs în cogenerare este de aproximativ 8,7% din producţia totală naţională în perioada 2014-2018, întrucât capacităţile maxime de energie electrică şi termică în cogenerare din România în 2018 au fost următoarele: 4135 MW brut (electricitate) şi 8838 MW net (căldură). Tabel 11. Producţia naţională de energie electrică şi termică în cogenerare*14) *14) Sursa: ANRE Raportul anual privind activitatea Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei 2019, pag. 300. https://www.anre.ro/ro/despre-anre/rapoarte-anuale
    AnulEnergie electrică total produsă în unități de cogenerare [TWh]Energie electrică produsă în cogenerare [TWh]Energie electrică produsă în cogenerare din total producţie naţională [%]Energie termică utilă produsă în unităţi de cogenerare[PJ]
    201410,76,19,455,4
    20159,25,68,551,0
    20168,95,298,245,9
    20178,915,799,147,0
    20187,915,398,447,2
    2.5. Rolul măsurilor de eficienţă energetică şi efectul acestora asupra consumului anual de gaze naturale Prin adoptarea în anul 2018 a Directivei (UE) 2018/2002 a Parlamentului European şi a Consiliului din 11 decembrie 2018 de modificare a Directivei (UE) privind eficienţa energetică (denumită, în continuare, Directiva (UE) 2018/2002) la nivelul Uniunii Europene a fost stabilit obiectivul privind îmbunătăţirea eficienţei energetice care vizează reducerea consumului de energie primară cu 32,5% în 2030, în vederea îndeplinirii obiectivelor prevăzute în Acordul de la Paris din 2015 privind schimbările climatice. Pentru a se conforma obligaţiilor prevăzute la art. 7 din Directiva 2018/2002, România a decis să elaboreze şi să implementeze măsuri şi politici alternative care să încurajeze economiile de energie. În consecinţă, pentru a garanta îndeplinirea obiectivului privind îmbunătăţirea eficienţei energetice (şi a celorlalte obiective privind energia şi clima la nivelul anului 2030, şi anume reducerea emisiilor interne de gaze cu efect de seră cu cel puţin 40% până în 2030, comparativ cu 1990 şi un consum de energie din surse regenerabile de 32% în 2030) fiecare Stat Membru a fost obligat să transmită Comisiei Europene un Proiect al Planului Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice (PNIESC) pentru perioada 2021-2030, prin care se stabilesc obiectivele şi contribuţiile naţionale la realizarea obiectivelor Uniunii Europene privind schimbările climatice. Trebuie precizat că economiile noi de energie rezultate în urma aplicării măsurilor de politică de eficienţă energetică, pentru anii 2021-2030, precum şi contribuţia României la obiectivul Uniunii Europene de eficienţă energetică vor fi stabilite în Planul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice, care va fi aprobat prin hotărârea Guvernului. Politicile şi măsurile pe care România îşi propune să le adopte pentru realizarea ţintelor de consum au o sferă largă de aplicare şi necesită, după caz, o perioadă mai lungă de confirmare a efectelor generate, datele disponibile în prezent nu permit nicio declaraţie fiabilă cu privire la ce măsuri de eficienţă energetică vor afecta piaţa gazelor naturale. Din acest motiv, majoritatea efectelor consistente în sensul reducerii consumului de energie, se vor resimţi începând cu anul 2025, când tendinţa reducerilor este în creştere, fiind influenţată de efectele investiţiilor realizate în perioada 2020 - 2025. În contextul tranziţiei energetice, putem considera însă că gazele naturale reprezintă o sursă de energie care aduce deja o contribuţie rapidă şi eficientă prin, intermediul tehnologiilor disponibile şi inovatoare, la valorificarea potenţialului de eficienţă energetică. Trebuie menţionat potenţialul actual de aplicare a cogenerării de înaltă eficienţă şi a termoficării şi răcirii centralizate eficiente. În timp ce cogenerarea contribuie semnificativ la economiile de energie primară, aceasta ar trebui să fie luată în considerare şi în contextul de competitivitate industrială, securitatea aprovizionării, flexibilitatea sistemului, cuplarea sectorului şi decarbonizarea, prin aplicarea ei tot mai mult la surse de energie scăzute de carbon sau decarbonizate.
    3. DESCRIEREA REŢELEI REGIONALE DE GAZE NATURALE PENTRU FIECARE GRUP DE RISC LA CARE PARTICIPĂ ROMÂNIA3.1. Grupul de risc Ucraina*15) *15) Sursa: Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din est - Ucraina.3.1.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze în cadrul Grupului de risc Ucraina Grupul de risc Ucraina include: Bulgaria, Republica Cehă, Germania, Grecia, Croaţia, Italia, Luxemburg, Ungaria, Austria, Polonia, România, Slovenia şi Slovacia.
    Figura 2. Componenţa grupului de risc Ucraina
    În 2017, consumul total de gaze naturale în Statele Membre care formează Grupul de risc Ucraina a fost de 243,69 mld. mc (2 673 TWh). Cel mai mare consum de gaze naturale în acest Grup de risc a fost înregistrat în Germania (74 mld. mc, adică 802 TWh), iar cel mai mic în Croaţia (0,11 mld. mc, adică 1,15 TWh). Tabelele 12. şi 13. prezintă date principale privind reţeaua de gaze naturale în cadrul Grupului de risc Ucraina, respectiv capacitatea infrastructurii punctelor de interconectare pentru fiecare Stat Membru şi instalaţiile de regasificare a GNL. Tabel 12. Capacitatea punctelor de interconectare între Statele Membre din Grupul de risc Ucraina
    (MSmc/zi)
    Ianuarie 2019Ianuarie 2021
    Bulgaria
    Strandja/Malkoclar05,5
    Gueshevo/Jidilovo09,1
    TOTAL014,6
    Germania
    Bocholtz45,345,3
    Bocholtz-Vetschau1,31,3
    Bunde0,00,0
    Dornum68,568,5
    Ellund2,82,8
    Elten/Zevenaar46,6
    46,6
    Emden EPT48,948,9
    Eynatten/Raeren/Lichtenbusch29,229,2
    Greifswald NEL64,164,1
    Greifswald Opal101,7101,7
    Haanrade0,50,5
    Medelsheim0,00,0
    Oude Statenzijl H Gasunie
    5,65,6
    Oude Statenzijl H OGE6,26,2
    Oude Statenzijl L30,230,2
    RC Basel0,00,0
    RC Thayngen-Fallentor0,00,0
    Vreden/Winterswijk20,120,1
    TOTAL471,0471,0
    Grecia
    Kipi (TR) / Kipi (GR)4,54,5
    Kipi (TAP)031,6
    TOTAL4,536,1
    Ungaria
    Beregdaroc 140071,371,3
    Beregdaroc 8000
    0
    TOTAL71 ,371 ,3
    Italia
    Mazara del vallo110,8108,4
    Gela49,344,5
    TOTAL160,1152,9
    Luxemburg
    GDLux (BE) /Bras Petange (LU)
    4,34,3
    TOTAL4,34,3
    Polonia
    Tietierowka0,70,7
    Kondratki104,7104,7
    Wysokoje15,815,8
    Drozdovichi (UA) -Drozdowicze (PL)16,516,5
    TOTAL137,7137,7
    Slovacia
    Uzhgorod (UA) - Velke Kapusany (SK)227,4191,7
    Budince23,616,7
    TOTAL250,9208,4
    România
    Ungheni0
    0.2
    Isaccea (RO) - Orlovka (UA) I18,818,8
    Isaccea (RO) - Orlovka (UA) II26,927,4
    Isaccea (RO) - Orlovka (UA) III23,427,6
    Medieșu Aurit - Isaccea34,629,8
    TOTAL103,7103,8
    Tabel 13. Terminale de regasificare a GNL
    MSmc/ziIanuarie 2019 & 2021
    Grecia13,2
    Italia51,9
    Polonia14,4
    3.1.2. Rolul instalaţiilor de stocare relevante pentru Grupul de risc Ucraina, inclusiv accesul transfrontalier Capacitatea activă totală de stocare subterană a gazelor naturale în 2017 în Statele Membre care formează Grupul de risc Ucraina a fost de 59,1 mld. mc (648 TWh). Cea mai mare capacitate de stocare a gazelor naturale s-a înregistrat în Germania, aproximativ 24 mld. mc (263 TWh), cu menţiunea că Grecia, Luxemburg şi Slovenia nu au infrastructură pentru înmagazinarea gazelor naturale. În Tabelele 14. şi 15. se prezintă date privind instalaţiile de stocare relevante pentru Grupul de risc Ucraina, după cum urmează:– capacitatea de stocare (volumul total şi volumul util de gaze) şi accesul transfrontalier;– capacitatea zilnică maximă de extracţie la diferite niveluri de completare a stocurilor, respectiv 100% şi 30% şi cererea excepţional de mare de gaze (care apare cu o probabilitate statistică de o dată la 20 de ani). Tabel 14. Capacitatea de stocare (total şi volum util) şi accesul transfrontalier
    2018
    Capacitate de stocare [GSmc]Acces transfrontalier
    Volum utilRezervă strategicăTotal
    Austria5.744-5.744da
    Bulgaria0.1410.5090.65permis
    Croația0.532-0.532
    da
    Republica Cehă3.121-3.121indisponibil
    Germania25.339-25.339-
    Grecia----
    Ungaria5.13012006.330
    da
    Italia13.0654.6217.685permis
    Luxemburg----
    Polonia3.1504-3.1504-
    România3.070-3.070
    permis
    Slovacia3.495-3.495da
    Slovenia----
    TOTAL62.9226.32969.116
    Tabel 15. Capacitatea maximă zilnică de extracţie pentru niveluri diferite de umplere în comparaţie cu cererea maximă
    (MSmc/zi)
    20192021
    Nivel de umplere 100%Nivel de umplere 30%Cerere de gazeNivel de umplere 100%Nivel de umplere 30%Cerere de gaze
    Austria66,444,455,366,444,455,3
    Bulgaria4,22,918,2
    4,22,920,3
    Croația5,83,216,65,83,216,6
    Republica Cehă59,141,068,259,141,068,2
    Germania612,4479,3
    474,8612,4479,3474,8
    Grecia--20,1--21,1
    Ungaria78,66877,478,669,589,5
    Italia263,2171,8443,0291,3190,8438,0
    Luxemburg--4,8--4,8
    Polonia51,540,786,751,540,797
    România
    29,0-72,029,0-72,0
    Slovacia52,6139,545,152,6139,534,7
    Slovenia--4,9--6,1
    TOTAL1.222,81890,801.387,101.250,91911,31.398,40
    3.1.3. Rolul producţiei interne de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina Producţia totală de gaze naturale în Grupul de risc Ucraina în 2017 a fost de 33,61 mld. mc (369 TWh), ceea ce reprezintă aproximativ 13,8% din consumul total de gaze naturale din acest grup. Cea mai mare producţie a fost înregistrată în România (11,18 mld. mc, adică 122,67 TWh), în timp cea mai mică a fost înregistrată în Grecia şi Slovenia (8 mil. mc, sau 87,8 GWh). În Tabelul 16. se prezintă producţia naţională a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina aferentă anilor 2019 şi 2021, care evidenţiază o uşoară tendinţă de scădere. Tabel 16. Producţia internă de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina
    Producția [MSmc/zi]20192021
    Austria3,43,4
    Bulgaria0,61,1
    Croația3,53,5
    Republica Cehă0,50,4
    Germania26,226,2
    Grecia--
    Ungaria5,53,6
    Italia15,5
    18,9
    Luxemburg--
    Polonia7,27,2
    România26,026,5
    Slovacia0,20,3
    Slovenia--
    TOTAL88,691,1
    3.1.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică în cadrul Grupului de risc Ucraina Consumul total de gaze naturale utilizat pentru producţia de energie electrică în 2016 în cadrul Grupului de risc Ucraina a fost de 65,65 mld. mc (720 TWh). Cea mai mare utilizare a gazelor naturale în producerea energiei electrice în 2016 s-a înregistrat în Italia de 27,76 mld. mc (305 TWh), iar cea mai mică în Luxemburg 92 mil. mc (1 009 GWh). O sinteză privind rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a statelor membre din Grupul de risc Ucraina se prezintă în Tabelul 17. Tabel 17. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina
    Grupul de Risc Ucraina (BG, CZ> DE, EL, HR, IT, LU, HU, AT, PL, RO, SI, SK)
    Gaz natural 2016. % din consumu1 intern brutEnergie PrimarăImporturiÎnmagazinare-schimbări ale stocurilorExporturiConsumu1 intern brutCentrale termiceCentrale pentru încălzire TermoficareConsumu1 final de energieIndustrieTransportAlte sectoareSectorul rezidenția-casnic
    AT
    13.57%165,11%0,65%79,33%100,00%23,39%3,87%64,40%37,96%3,58%22,86%16,79%
    BG2.85%96,54%0,69%0,09%100,00%23,05%7,72%
    48,87%34,24%8,56%6,07%2,19%
    CZ2,57%95,71%1,72%0,00%100,00%11,75%8,81%75,31%28,72%0,78%45,81%28,41%
    DE9,31%116,04%2,13%27,48%100,00%21,63%3,13%74,53%27,71%0,63%46,18%14,77%
    EL0,27%99,22%0,51%0,00%100,00%63,99%0,00%30,02%
    15,79%0,54%13,68%9,43%
    HR63,08%48,43%3,40%14,91%100,00%20,21%2,72%47,48%16,44%0,17%30,87%21,46%
    HU17,80%90,00%
    3,32%11,12%100,00%15,94%6,83%69,99%16,42%0,60%52,97%35,05%
    IT8,16%92,06%0,08%0,30%100,00%39,15%0,00%57,23%14,40%
    1,90%40,93%29,44%
    LU0,00%99,34%0,00%0,00%100,00%10,90%0,42%88,67%39,21%0,00%49,46%31,01%
    PL24,28%83,27%-2,66%
    4,89%100,00%10,13%1,39%63,04%23,31%2,61%37,12%23,69%
    RO86,41%13,06%0,54%0,01%100,00%27,21%2,57%57,77%23,14%0,01%
    34,62%25,40%
    SI0,61%99,39%0,00%0,00%100,00%11,09%3,19%84,87%58,93%0,40%25,54%16,30%
    SK1,97%92,85%5,19%0,00%
    100,00%10,46%6,10%65,75%20,39%3,64%41,73%27,42%
    Total14,23%99,17%1,04%14,44%100,00%26,35%2,45%65,34%22,73%1,43%41,17%
    22,09%
    3.2. Grupul de risc Transbalcanic*16) *16) Sursa: Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic. Grupul de risc Transbalcanic include: Bulgaria, România şi Grecia. România, Bulgaria şi Grecia sunt considerate ca o "singură zonă". Esenţiale pentru acest grup de risc sunt cele 5 puncte de intrare (PI sau EP - varianta în limba engleză) (vezi Figura 3.) care conectează regiunea cu ţări din afara regiunii: ● În nord punctul transfrontalier dintre Ucraina şi România este Medieşu Aurit (EP1), la graniţa dintre România şi Ucraina punctul transfrontalier este Isaccea (EP2) şi la graniţa dintre România şi Ungaria punctul transfrontalier este Csanadpalota (EP3); ● În sud: punctul de intrare (EP4) este la Kipi, care conectează Turcia şi Grecia şi terminalul GNL la Revithoussa; ● În estul şi vestul Bulgariei, există, de asemenea, două puncte de ieşire din regiunea Transbalcanică, EXP1 către Turcia la Strandzha/Malkoclar şi EXP2 către Macedonia de Nord la Kyustendil/ Zhidilovo.
    Figura 3. Harta punctelor transfrontaliere din Grupul de risc Transbalcanic Tabelul 18. prezintă date principale privind reţeaua de gaze naturale în cadrul Grupului de risc Transbalcanic, respectiv capacitatea fermă şi întreruptibilă a punctelor trannsfrontalieră pentru fiecare Stat Membru. Tabel 18. Capacitatea fermă şi întreruptibilă în punctele transfrontaliere din Grupul de risc Transbalcanic*17) *17) Sursa: Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic; DESFA, Transgaz, Bulgartransgaz, 2019.
    Stat MembruPunct de inetrconectareDirecțieCapacitate fermă (Întreruptibilă) [M(S)mc/zi]Presiune minimă de livrare [bar-g]
    GreciaKulata (BG)/Sidirokastron (EL)BG -> EL11.4047.75
    EL -> BG4.33*)40
    KipiTR -> EL4.54**)50
    RomâniaOrlovka (UA) - Isaccea I (RO)UA -> RO18.76
    47
    Către RomaniaUA-> dRO23.6035
    Orlovka (UA) - Isaccea II (RO)UA -> RO26.9350
    Orlovka (UA) - Isaccea III (RO)UA -> RO23.4350
    Tekovo (UA) - Medieșu Aurit - Isaccea (RO)UA -> RO10.9847
    Csanadpalota (HU) - Arad (RO)HU -> RO4.80
    40
    RO - > HU0.24 (4.80)20 (40)
    Ungheni (MO) - Iaşi (RO)RO -> MD0.129
    Ruse (BG) - Giurgiu (RO)RO -> BG0.1530
    BG -> RO3.0030
    Negru Voda IRO -> BG17.4431.5
    Negru Voda II
    RO -> BG26.9338
    Negru Voda IIIRO -> BG23.4338
    BulgariaNegru Voda 1 (RO)/Kardam (BG)RO -> BG19.9231.5
    Negru Voda 2,3 (RO)/Kardam (BG)RO -> BG57.2538
    Kulata (BG)/Sidirokastron (GR)BG -> EL10.882 (0.147)47.75
    EL - > BG4.42 (0.59)40
    Strandzha (BG)/Malkoclar (TR)BG -> TR44.3550
    Kyustendil (BG)/Zidilovo (MK)BG -> MK2.5340
    Ruse (BG)/Giurgiu (RO)RO - > BG0.1530
    BG -> RO4.47(0.732)30
    Punct de transfer dintre NGTN și GTNTT***)
    Tranzit -> BG3.93 (1.96)
    BG -> Tranzit1.96 (3.93)
    *) Echivalent cu 4.1 M(N)mc/zi. **) Înainte de ianuarie 2019 doar 2.27 M(S)mc/zi, unde să fie considerat disponibil. ***) Capacitate totală care poate fi utilizată la o singură împărţire la ambele interconexiuni în SMG Lozenets şi SMG Ihtiman
    Valorile privind consumul de gaze naturale şi producţia naţională de gaze naturale a Statelor Membre incluse în Grupul de risc Transbalcanic sunt integrate în descrierea Grupului de risc Ucraina.
    4. REZULTATELE EVALUĂRII COMUNE A RISCURILOR Conform prevederilor art. 7 alin. (2) din Regulament, Ministerul Energiei prin Autoritatea Competentă, desemnată în baza Regulamentului, a participat la elaborarea evaluărilor comune, pentru fiecare Grup de risc din care România face parte, respectiv Ucraina şi Transbalcanic.4.1. Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Ucraina*18) *18) Sursa: Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din est Ucraina. Planul de acţiuni preventive şi Planul de urgenţă a Grupului de risc pentru furnizarea de gaze din est Ucraina.
    Grupul de risc Ucraina include: Bulgaria, Republica Cehă, Germania, Grecia, Croaţia, Italia, Luxemburg, Ungaria, Austria, Polonia, România, Slovenia şi Slovacia. Conform prevederilor art. 7 din Regulament, evaluarea comună a riscurilor evaluează toţi factorii de risc relevanţi, cum ar fi dezastrele naturale, riscurile tehnologice, comerciale, sociale, politice şi de altă natură, care ar putea duce la materializarea riscului transnaţional major pentru securitatea aprovizionării cu gaze pentru fiecare Stat Membru din grupul de risc. Grupul de risc Ucraina a identificat surse relevante de risc cu efect transfrontalier în fiecare ţară şi a distribuit tabele comune de definiţii pentru a clasifica probabilitatea şi impactul unui factor de risc. Sinteza şi analiza tuturor acestora au furnizat matricea de risc finală.4.1.1. Scenariile de risc evaluate În cadrul Evaluării comune a riscurilor au fost analizate 8 scenarii de întrerupere a aprovizionării cu gaze naturale, care sunt prezentate în Tabelul 19. Tabel 19. Rezumatul scenariilor selectate pentru Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Ucraina
    ScenariulVariantaNumeDescriereDurată eveniment (zile)PerioadăCerereNivel SGUGNL disponibilImport NorvegiaImport Federa ţia RusăImport AlgeriaImport UcrinaTranzit către Balcani
    S01aÎntrerupere coridor UcrainaCazul N-l: Întrerupere Uzhgorod (UA) – Velke Kapusany (SK)7Început februarie1-20 Ziua a 7 a cerere de vârfÎnceput februarieCapacitate la ieşire 100% pentru 4 zile şi la 75% pentru 3 zileVVV!V
    bÎntrerupere puncte de interconectare cu UA14Început februarie1-20 Ziua a 14 a cerere de vârfÎnceput februarieCapacitate la ieșire 100% pentru 4 zile și la 75% pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilitVVVX!
    cÎntrerupere puncte deinterconectare cu UA30începutfebruarie1-20Ziua30cerere de vârfÎnceputfebruarieCapacitate la ieșire100% pentru 4 zile și la 75% pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilit
    VVVX!
    S02aÎntrerupere coridor Ucraina - sezon receCazul N-l:întrerupereUzhgorod(UA) - VelkeKapusany(SK)7A doua săptămână din martieZiua a 7 a cerere de vârfA doua săptămână din martieCapacitate la ieșire 100% pentru 4 zile și la 75% pentru 3 zileV
    VV!V
    bÎntrerupere puncte de interconectare cu UA14A doua săptămână din martieZiua a 14 a cerere de vârfA doua săptămână din martieCapacitate la ieșire 100% ’ pentru 4 zile şi la 75% ’ pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilitVVVX!
    S03aÎntrerupere export Rusia către UEÎntreruperea aprovizionării g.n. din Rusia
    14Începutfebruarie1-20 Ziua a 14 a cerere de vârfÎnceputfebruarieCapacitate la ieșire 100% pentru 4 zile și la 75% pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilitVXVX!
    b30ÎnceputfebruarieZiua30cerere de vârfînceput
    februarie
    Capacitate la ieșire 100% pentru 4 zile și la 75% pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilitVXVX!
    S04ÎntrerupereBaugardenÎntrerupere stație flux g.n.7începutfebruarieZiua a 7 a cerere de vârfÎnceputfebruarieCapacitate la ieșire 100% pentru 4 zile și la 75% pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilitV
    VVVV
    S 05ÎntrerupereLanzhotÎntrerupere stație flux g.n.7ÎnceputfebruarieZiua a 7 a cerere de vârfÎnceputfebruarieCapacitate la ieșire 100% pentru 4 zile și la 75% ’ pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilitVVVV
    V
    S 06ÎntrerupereOberkappelÎntrerupere stație flux g.n.7ÎnceputfebruarieZiua a 7 a cerere de vârfÎnceputfebruarieCapacitate la ieșire 100% pentru 4 zile și la 75% pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilitVVVVV
    S 07
    Întrerupere Isaccea (RO) - Orlovka (UA)Întrerupere stație flux g.n.7ÎnceputfebruarieZiua a 7 a cerere de vârfÎnceputfebruarieCapacitate la ieșire 100% pentru 4 zile și la 75% pentru 3 zile, timpul pentru următorul transport urmează să fie stabilitVVVVV
    S 08ÎntrerupereaprovizionareAlgeriaÎntrerupereaprovizionareAlgeria (g.n. și GNL)30începutfebruarie1-20Ziua30cerere de vârfÎnceputfebruarieMediaBAUVVXVV
    pentru ultimii 3 ani
    V mereu disponibil X nu e disponibil! cu limitări
    4.1.2. Concluzii Analizele efectuate indică faptul că Bulgaria şi Grecia, precum şi într-o măsură mai mică, România sunt expuse la întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale din Ucraina. Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din est din care face parte şi Grupul de risc Ucraina (în conformitate cu Anexa 1 la Regulament) s-au concentrat pe aprovizionarea cu gaze din Ucraina, după ce au luat în considerare infrastructura şi standardele de aprovizionare, definiţia clienţilor protejaţi pentru fiecare Stat Membru implicat şi rezultatele analizei GEMFLOW ale evaluării riscurilor. În urma evaluării se concluzionează că: ■ infrastructura şi standardele în materie de furnizare de gaze sunt suficient acoperite la nivel de grup. Prin utilizarea "formulei N - 1 la nivel regional" s-a demonstrat că capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze este suficientă pentru a satisface cererea globală de gaze a statelor membre implicate, în cazul perturbării infrastructurii principale unice de gaze şi a întregului număr de infrastructuri care leagă Ucraina de grupul Statelor Membre; ■ Simularea GEMFLOW arată că România (într-o măsură mai mică), Bulgaria şi Grecia (în principal ambele) sunt foarte expuse la disfuncţionalităţile în materie de furnizare care afectează ruta ucraineană: se presupune că acestea au o cerere rămasă neacoperită în scenariile S.01 - b, S.01 - c, S.02 - b, S.03 - a, S.03 - b şi, într-o măsură mai mare, S.07. Chiar dacă există mai multe analize de scenarii care oferă posibilitatea de a face faţă situaţiilor dificile, S.01 - c este cel mai provocator scenariu atât pentru cerere, cât şi pentru disponibilitatea flexibilităţii capacităţii de transport, întrucât se ia în considerare eşecul tuturor punctelor transfrontaliere cu Ucraina pe o durată de 30 zile, la începutul lunii februarie. Simularea prevede o situaţie de criză pentru punctele de interconectare (PI) către şi din Germania, Slovacia şi Ungaria (rata de utilizare a PI de la 90% la 100%) şi o posibilă cerere rămasă neacoperită către România (-3%), Bulgaria (-78%) şi Grecia (38%). O altă situaţie care trebuie menţionată se referă la scenariul S.03 - a unde, presupunând o oprire a fluxului de gaze din toate coridoarele de aprovizionare din Rusia, pe o durată de 14 zile, la începutul lunii februarie, Bulgaria, Grecia şi România au o cotă foarte mare de cerere de gaze rămasă neacoperită, dar, în acelaşi timp, alte câteva State Membre suferă situaţii de criză de furnizare importante, chiar dacă simularea nu evaluează un procent semnificativ de cerere de gaze rămasă neacoperită, ci doar cantităţi mici de cerere rămasă neacoperită. Cel mai dificil scenariu referitor la consumul de gaze de stocare este S.03 - b, o oprire a fluxului de gaze din toate coridoarele de aprovizionare din Rusia pentru o durată de 30 de zile, la începutul lunii februarie, Scăderea nivelului iniţial al stocului este în medie, de aproximativ cu 13,5 GSmc. Cele mai mari valori de cerere de gaze rămasă neacoperită înregistrate pentru acest scenariu sunt de 11% pentru Polonia, 7% pentru România, 99% pentru Bulgaria şi 47% pentru Grecia.
    4.2. Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic*19) *19) Sursa: Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic. Grupul de risc Transbalcanic include: Bulgaria, Grecia şi România. Valorile capacităţii infrastructurii transbalcanice sunt integrate în descrierea Grupului de risc Ucraina.4.2.1. Scenariile de risc evaluate Cele două scenarii analizate în Grupul de risc Transbalcanic sunt următoarele: ■ Prima abordare: Capacitatea tehnică a infrastructurii de gaze naturale (EPm) cuprinde cantitatea totală de gaze care intră în regiune, fără a lua în considerare faptul că o parte din această cantitate de gaze este destinată doar tranzitului; ■ A doua abordare: Din cantitatea totală de gaze care intră în regiune, cantitatea de gaze de tranzit este redusă din formula N-1, adică aprox. 47 M(S)mc/zi. În Tabelul 20. se prezintă rezumatul scenariilor de risc selectate pentru evaluare (perioada de referinţă pentru toate scenariile este 1 februarie la 07:00 a.m.). Tabel 20. Rezumatul scenariilor de risc pentru Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic
    ScenariuCazNumeDescriereDurată [zile]Cerere (l-în-20)GNL disponibilitate[inventar/încărcătură nouă]RomâniaImport UcrainaTranzit N. Macedonia
    Tranzit Turcia
    S.1aÎntrerupere coridor UcrainaÎntrerupere Negru Voda I7760% / 6 zileE*)L**)DD
    bÎntrerupere Negru Voda II-III (Oprirea fluxurilor în amonte SC Lozenets)7760% / 6 zileELN
    N
    cÎntrerupere Negru Voda II-III (Oprirea fluxurilor în aval CS Lozenets)7760% / 6 zileELND
    dÎntrerupere Ucraina (pentru pericol natural sau terorism). Punctul de ieșire din România și tranzitul către Bulgaria și Grecia sunt compromise.303060% / 6 zileENNN
    S.2
    aÎntrerupere exportRusia către UEToate punctele transfrontalière legate de coridorul de aprovizionare din Ucraina nu sunt disponibile.141460% / 6 - 10 zilenENNN
    b303060% / 6 - 10 zilenENNN
    S.3
    aÎntrerupere coridorUcrainasiindisponibilitateaUGSChirenCazul S1.a și USG Chiren nu este disponibil timp de 7 zile.Ambele evenimente încep în același timp.7 (7)#760% / 6 zilenELDD
    bCase Sl.d și USG Chiren nu este disponibil timp de 7 zile.Ambele evenimente încep în același timp.30(7)
    3060% / 6 zileNeNNN
    S.4aÎntrerupere export Rusia către UE șiindisponibilitateaUGSChirenCazul S2.a și USG Chiren nu este disponibil timp de 7 zile.Ambele evenimente încep în același timp.14(7)1460% / 6 - 10 zileNNN
    bCazul S2.b și USG Chiren nu este disponibil timp de 7 zile.Ambele evenimente încep în același timp.30(7)3060% / 6 - 10 zileNNN
    S.5a.aÎntrerupere coridor Ucrainași probleme privinddisponibilitateaGNLCazul S1.a și reducerea cu 50% a capacității de expediere GNL din motive tehnice sau întârzieri de marfa. Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 5 a la 7:00.7(3)7
    60% / 6 zileLDD
    a.bCazul S1.b și reducerea cu 50% a capacității de expediere GNL din motive tehnice sau întârzieri de marfă. Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 5 a la 7:00.7(3)760% / 6 zileLNN
    a.cCazul S1.c și reducerea cu 50% a capacității de expediere GNL din motive tehnice sau întârzieri de marfa. Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 5 a la 7:00.7(3)760% / 6 zile
    LND
    a.dCazul Sl.d și reducerea cu 50% a capacității de expediere GNL din motive tehnice sau întârzieri de marfa. Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 5 a la 7:00.30(3)3060% / 6 zileNNN
    S.5b.aÎntrerupere coridor UcrainaȘi probleme privinddisponibilitateaGNLCazul S1.a și întreruperea conductei Megara - Patima (o întrerupere de cinci zile). Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 7 a la 7:007(5)
    760% / 6 zileLNN
    b.bCazul S1.b și întreruperea conductei Megara - Patima (o întrerupere de cinci zile). Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 7 a la 7:007(5)760% / 6 zileLNN
    b.cCazul S1.c și întreruperea conductei Megara - Patima (o întrerupere de cinci zile). Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 7 a la 7:007(5)760% / 6 zile
    LND
    b.dCazul S1.d și întreruperea conductei Megara - Patima (o întrerupere de cinci zile). Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 7 a la 7:0030(5)3060% / 6 zileNNN
    c.aCazul S1.a și indisponibilitatea GNL (cauzate de întreruperea conductelor de conectare scufundate) timp de 30 de zile. Evenimentul începe după 12 ore.7 (30)3060% / 6 zileL
    DD
    c.bCazul S1.b și indisponibilitatea GNL (cauzate de întreruperea conductelor de conectare scufundate) timp de 30 de zile. Evenimentul începe după 12 ore.7 (30)3060% / 6 zileLNN
    c.cCazul S1.c și indisponibilitatea GNL (cauzate de întreruperea conductelor de conectare scufundate) timp de 30 de zile. Evenimentul începe după 12 ore.7 (30)3060% / 6 zileLND
    c.dCazul S1.d și indisponibilitatea GNL (cauzate de întreruperea conductelor de conectare scufundate) timp de 30 de zile. Evenimentul începe după 12 ore.30 (30)3060% / 6 zileNNN
    S.6a.aÎntrerupere export Rusia către UE Și probleme privinddisponibilitateaGNLCazul 2.a și reducerea cu 50% a capacității de expediere GNL din motive tehnice sau întârzieri de marfă. Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 5 a la 7:00.14(3)1460% / 6 - 10 zile
    NNN
    a.bCazul 2.a și întreruperea conductei Megara - Patima (o întrerupere de cinci zile). Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 7 a la 7:0014(5)1460% / 6 - 10 zileNNN
    a.cCazul 2.a și indisponibilitatea GNL (cauzate de întreruperea conductelor de conectare scufundate) timp de 30 de zile. Evenimentul începe după 12 ore.14(30)3060% / 6 - 10 zileNNN
    b.aCazul 2.b și reducerea cu 50% a capacității de expediere GNL din motive tehnice sau întârzieri de marfa. Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 5 a la 7:00.30(3)3060% / 6 zileNNN
    b.bCazul 2.b și întreruperea conductei Megara - Patima (o întrerupere de cinci zile). Terminalul GNL este afectat din ziua a 2 a la 7:00 până în ziua a 7 a la 7:0030(5)3060% / 6 zileNNN
    b.c
    Cazul 2.b și indisponibilitatea GNL (cauzată de întreruperea conductelor de conectare scufundate) timp de 30 de zile. Evenimentul începe după 12 ore.30 (30)3060% / 6 zileNNN
    *) E pentru export la Ruse (BG) - Giurgiu (RO) şi nE pentru nu export; **) D: dA; N: nU; L: cu limitări; # Durata celui de-al doilea eveniment al scenariului de risc.
    Scenariile de risc pot fi reclasificate pe baza matricei de risc (a se vedea Tabelul 21.), care oferă o imagine de ansamblu a scenariilor de risc. Tabel 21. Matricea de risc care descrie clasificarea scenariilor de risc pe baza scalelor de severitate şi de probabilitate selectate*20 *20 Sursa: Joint Research Centre (Comisia Europeană) 2019.
    4.2.2. ConcluziiRomânia este direct afectată în scenariile de risc S.1.d, S.2.a şi S.2.b, împreună cu toate combinaţiile relevante de la S.3 la S.6. În scenariul de risc S.l.d şi combinaţii, s-a presupus că România oferă sprijin Bulgariei prin interconectorul Ruse (BG) - Giurgiu (RO) pentru solidaritate. Evaluarea scenariilor de risc demonstrează flexibilitatea limitată a sistemului regional la diversificarea redusă a punctelor de intrare şi la conectivitatea intra-regională scăzută între sistemele naţionale de transport.
    Proiectele de infrastructură care vizează creşterea şi diversificarea punctelor de intrare în regiunea Transbalcanică vor reduce substanţial impactul majorităţii scenariilor de risc selectate.
    4.3. Evaluarea naţională a riscurilor Conform analizelor efectuate, în cazul apariţiei unor riscuri majore legate de întreruperea aprovizionării cu gaze naturale de import, poate exista o lipsă de acoperire a cererii de gaze pentru o perioadă de timp, de maximum 17 mil. mc/zi.4.3.1. Scenarii de risc privind aprovizionarea cu gaze naturale în România Scenariile de risc referitoare la aprovizionarea cu gaze naturale în România care au fost analizate sunt următoarele:Scenariu 1: Deficitul de import în timpul iernii (Limitarea/încetarea aprovizionării cu gaze naturale din Federaţia Rusă către Uniunea Europeană). În situaţia în care achiziţiile de gaze naturale din import sunt limitate sau oprite, în timpul iernii, în perioadele de frig crescut, deficitul de gaze naturale poate ajunge la aproximativ 10-17 mil. mc/zi. Este necesar să se definească mecanismul de piaţă şi cadrul contractual privind întreruptibilitatea voluntară/garantată, asigurând echilibrul SNT.Scenariu 2: Perturbări din motive tehnice (Defecţiuni tehnice ale SNT/depozitelor de înmagazinare a gazelor naturale), în sezonul rece, al livrării în SNT a unei cantităţi maxime de gaze de aproximativ 13 mil. mc/zi din depozitele de înmagazinare a gazelor naturale. O parte din această cantitate poate fi asigurată prin suplimentarea importului de gaze, dar se aşteaptă ca un volum de aproximativ 10-17 mil. mc/zi să nu poată fi acoperit în cazul limitării/încetării aprovizionării cu gaze naturale din Federaţia Rusă. Pentru acest scenariu este, de asemenea, necesar să se definească mecanismul de piaţă şi cadrul contractual privind întreruptibilitatea voluntară/garantată, pentru a compensa deficitul de gaze naturale. Scenariu 3: Condiţii meteo extreme (Dezechilibre sursă-consum) - temperaturi foarte scăzute, în timpul sezonului rece, pe intervale mari de timp, de cel puţin 7-8 zile. Din experienţa din anii trecuţi, într-o astfel de perioadă sunt incluse şi ţările implicate în exportul şi tranzitul de gaze naturale în România. Astfel, cantităţile de gaze naturale importate sunt substanţial diminuate, ceea ce duce - din nou - la necesitatea definirii mecanismului de piaţă şi a cadrului contractual privind întreruptibilitatea voluntară/garantată, pentru a compensa deficitul de gaze naturale, respectiv cantităţi de aproximativ 10-17 mil. mc/zi. Scenariu 4: Dezechilibre majore pe una dintre principalele direcţii de transport ale SNT (Sistare pe direcţiile de transport din Federaţia Rusă): un mecanism de piaţă şi un cadru contractual privind întreruptibilitatea voluntară/garantată vor trebui definite, rezultând astfel, la nivelul întregului SNT, o listă cu consumatori întreruptibili delimitaţi pe zone susceptibile să fie afectate de dezechilibrul unei direcţii de consum.4.3.2. Matricea riscurilor Matricea riscurilor este modalitatea adecvată de a reprezenta rezultatele unei evaluări calitative. Pe axa x sunt reprezentate clasele de probabilităţi, iar pe axa y sunt reprezentate clasele de consecinţe. Tabelul 22. prezintă matricea riscurilor care descrie clasificarea scenariilor de risc pe baza scalelor de impact şi de probabilitate selectate, pe baza scenariilor de risc identificate şi analizate în riscurile regionale comune.Tabel 22. Matricea riscurilor
    4.3.3. Principalele concluzii Structura fizică a Sistemului Naţional de Transport oferă posibilitatea identificării şi constituirii unor culoare de transport gaze naturale care să răspundă atât necesităţilor privind asigurarea alimentării cu gaze naturale a diferitelor zone de consum din ţară cât şi necesităţilor privind transferul prin sistemul românesc a unor cantităţi de gaze naturale între sistemele ţărilor vecine, ca o cerinţă impusă de liberalizarea pieţelor gazelor naturale şi de reglementările europene. Prin implementarea programelor de investiţii, Transgaz S.A. a generat un grad sporit de flexibilitate în operarea reţelei naţionale de transport a gazelor naturale prin creşterea nivelului de echilibrare şi a limitelor de funcţionare funcţie de Line Pack de la 40 mil. mc la 64 mil. mc, în vederea asigurării preluării gazelor naturale extrase din perimetrele de producţie şi din surse importate pentru a acoperi cererea participanţilor la piaţa internă. În ceea ce priveşte sursele de aprovizionare interne, eventualele incidente care pot afecta procesul de producţie în amonte de SNT pot fi remediate în timp util (în termen de 48 de ore, timpul mediu pentru restabilirea situaţiei normale este de aproximativ 8 ore) fără impact semnificativ în furnizarea de gaze naturale către consumatorii finali. Procedurile interne ale producătorilor oferă o mai mare flexibilitate a aprovizionării, fiind disponibile mecanisme de redirecţionare/ compensare în cazul indisponibilităţii capacităţilor în perioada de intervenţie. Sistemul de înmagazinare subterană a gazelor naturale din România este unul dintre elementele care contribuie la optimizarea utilizării infrastructurii de transport a gazelor naturale şi la echilibrarea sistemului, contribuie la crearea unui echilibru între consum şi producţia internă şi importuri şi la creşterea eficienţei SNT, ajutând în mod semnificativ la asigurarea aprovizionării cu gaze către clienţii finali în cazul întreruperii sau limitării alimentării cu gaze naturale. Riscurile asociate activităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale (injecţie şi extracţie) sunt în principal de natură comercială, din cauza dezvoltării surselor actuale de aprovizionare la preţ competitiv care ar putea duce la circumstanţe nefavorabile pentru procesul de stocare. Având în vedere că gazele naturale stocate reprezintă surse de consum curente în sezonul de iarnă - nu numai pentru a acoperi vârful de consum - se recomandă ca în viitor activitatea de înmagazinare subterană să fie optimizată prin creşterea capacităţii zilnice de extracţie şi utilizarea depozitelor în regim multi-ciclu. Producţia de energie electrică ar putea fi afectată de disfuncţionalităţile aprovizionării cu gaze naturale în România, deoarece producţia de energie electrică în centralele pe hidrocarburi (gaze naturale) reprezintă aproximativ 16% (a se vedea Tabelul 10.) din producţia totală de energie electrică iar perspectiva este creşterea acestei cote prin implementarea noii politici ecologice europene. România are cea mai mare piaţă gazieră din regiune şi cea mai mică dependenţă de importuri, înregistrează 80%*21 din producţia din regiune. Deşi există o scădere a producţiei interne de gaze naturale, România are încă un potenţial ridicat de producţie internă, cu posibilităţi de dezvoltare viitoare odată ce capacităţile de producţie din perimetrele din Marea Neagră vor începe să producă. *21 Sursa: Transgaz S.A., pag. 18 https://transgaz.ro/ro/consultare-publica-planul-de-dezvoltare-sistemului-naţional-de-transport-gaze-naturale-pentru În ceea ce priveşte SNT, riscurile tehnice nu pot avea un efect decisiv în declanşarea unei crize a aprovizionării cu gaze naturale. Operatorul de transport şi de sistem Transgaz S.A. deţine toate metodele şi procedurile de intervenţie la timp, astfel încât timpul mediu pentru restabilirea alimentării cu gaze naturale în regiunea afectată este de 48 de ore. "Sensibilitatea" SNT este cauzată în principal de factori externi, în special pe direcţiile de import din Federaţia Rusă, precum şi de factori de stres determinaţi de evenimente meteorologice. Rezultatul obţinut pentru formula N-1, şi anume N - 1 = 112,4%> 100%, arată că, în cazul perturbării infrastructurii principale unice de gaze, capacitatea infrastructurii rămase va putea furniza cantitatea necesară de gaze pentru satisfacerea cererii de gaze din regiune într-o zi cu o cerere excepţional de mare de gaze naturale (care apare cu o probabilitate statistică de o dată la 20 de ani). În concluzie, faptul că valoarea formulei N - 1 este peste 100%, indică faptul că infrastructurile naţionale de gaze sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi cererea maximă din România. SNT este întreţinut cu atenţie la un nivel adecvat şi nu ridică nicio problemă de îndeplinire a standardului N-1. În ceea ce priveşte sistemul de înmagazinare subterană a gazelor naturale, se recomandă ca în viitor facilităţile de depozitare să îşi mărească capacitatea de extracţie zilnică şi să devină exploatabile în regim multi-ciclu.
    5. STANDARDUL PRIVIND INFRASTRUCTURA5.1. Identificarea infrastructurii unice principale de gaze Infrastructura de gaze naturale a României este astfel structurată încât impune identificarea unei infrastructuri unice principale de gaze care reprezintă Sistemul Naţional de Transport gaze naturale în integralitatea sa.5.2. Calculul formulei N-1 la nivel naţional Formula N-1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze naturale pe parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic, o dată la 20 de ani. Infrastructura de gaze include reţeaua de transport al gazelor, inclusiv interconectările, precum şi instalaţiile de producţie, instalaţiile GNL şi de depozitare conectate la zona luată în calcul. Capacitatea tehnică*22 a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze, disponibile în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze naturale, trebuie să fie cel puţin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepţional de mare, constatată statistic, o dată la 20 de ani. *22 În conformitate cu art. 2, alin. (1), pct. 18 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009, "capacitate tehnică" înseamnă capacitatea fermă maximă pe care o poate oferi operatorul reţelei de transport utilizatorilor reţelei, luând în considerare integritatea sistemului şi cerinţele de exploatare ale reţelei de transport. Rezultatul formulei N-1, astfel cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puţin egal cu 100%. Metoda de calcul a formulei N-1:
    Definiţii ale parametrilor utilizaţi pentru calculul formulei N-1: "Zona luată în calcul": regiunea geografică pentru care se calculează formula N-1. Definiţii privind cererea: "Dmax": cererea zilnică totală de gaze (în milioane de mc pe zi) din zona luată în calcul pe parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani. Definiţii privind oferta: "EPm": capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de mc pe zi), altele decât cele aferente instalaţiilor de producţie, instalaţiilor GNL şi de depozitare, simbolizate prin Pm, Sm şi LNGm, înseamnă suma capacităţilor tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să aprovizioneze cu gaze zona luată în calcul; "Pm": capacitatea tehnică maximă de producţie (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităţilor zilnice maxime de producţie ale tuturor instalaţiilor de producţie a gazelor, capabile să aprovizioneze cu gaze zona luată în calcul; "Sm": capacitatea tehnică maximă de extracţie (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile de depozitare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ţinând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia;
    "LNGm": capacitatea tehnică maximă a instalaţiilor GNL (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile GNL din zona luată în calcul, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară şi regazeificarea GNL, precum şi capacitatea tehnică de extracţie; "Im": capacitatea tehnică a infrastructurii unice principale de gaze (în milioane de mc pe zi), cu cea mai mare capacitate de aprovizionare a zonei luate în calcul.
    În cazul în care mai multe infrastructuri de gaze sunt conectate la aceeaşi infrastructură de gaze din amonte sau din aval şi nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze. Calcularea formulei N-1 prin luarea în considerare a măsurilor axate pe cerere:
    Definiţie privind cererea: "Deff": partea (în milioane de mc pe zi) din Dmax care, în cazul unei întreruperi a aprovizionării, poate fi acoperită într-o măsură suficientă şi în timp util prin măsuri de piaţă axate pe cerere, în conformitate cu art. 9 alin. (1) lit. (c) şi art. 5 alin. (2) din Regulament. Rezultatul formulei N-1 calculat pentru teritoriul României la nivelul anului 2020 este următorul:
    *23 Sursa: Transgaz S.A. https://transgaz.ro/ro/consultare-publica-planul-de-dezvoltare-sistemului-naţional-de-transport-gaze-naturale-pentru, pag. 39. Explicaţii privind valorile utilizate*24 *24 Sursa: Transgaz S.A. https://transgaz.ro/ro/consultare-publica-planul-de-dezvoltare-sistemului-naţional-de-transport-gaze-naturale-pentru
    Termeni privind cererea:
    Termeni privind cererea [mil. mc/zi]Explicaţii
    Dmax72,0În cursul anului 2020 consumul maxim asigurat prin SNT a fost de 62,4 mil. Smc/zi în ziua gazieră 08.01.2020, inferior consumului de vârf constatat statistic o dată la 20 de ani.
    Deff0Nu există contracte încheiate cu clienţi intreruptibili de siguranţă.
    Termeni privind oferta (de capacitate):
    Termeni privind oferta [mil. mc/zi]Explicaţii
    EPm44,4Capacitatea totală a punctelor de import (Isaccea 1, Negru Vodă 1, Csanadaplota, Ruse-Giurgiu, Ungheni).
    Pm26,3Producţia internă de gaze intrată în SNT (fără extras depozite).
    Sm29Suma debitelor maxime extrase din fiecare depozit de înmagazinare.
    LNGm0Nu există terminale LNG.
    Im18,8Capacitatea de import a punctului de intrare Isaccea 1.
    Pentru termenul "Pm" a fost luat în considerare potenţialul de producţie şi nu capacitatea tehnică, care se cifrează la valoarea de 70,4 mil. mc/zi. Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea menţionată nemaiputând fi realizată din cauza declinului producţiei interne. La determinarea termenului "Sm" s-a avut în vedere suma debitelor maxime extrase din fiecare depozit de înmagazinare, actualizată conform înregistrărilor din ultimii 5 ani (2016-2020), respectiv:
    DepozitCapacitate tehnologică [mil. Smc/zi]Debit maxim [mil. Smc/zi]
    Urziceni4,64,5
    Bălăceanca1,31,0
    Bilciureşti16,813,2
    Sărmăşel8,56,1
    Târgu Mureş3,42,8
    Gherceşti1,51,4
    Total36,129,0
    Debit maxim zilnic extras simultan din toate depozitele25,8
    La determinarea valorii termenului "EPm" au fost avute în vedere punctele de intrare Isaccea 1, Negru Vodă 1, Csanadaplota, Ruse-Giurgiu şi Ungheni, după cum urmează:
    Puncte de intrareCapacitate punct [mil. Smc/zi]
    Punct intrare Isaccea 118,8
    Punct intrare Negru Vodă 115,7
    Punct intrare Csanadaplota7,2
    Punct de intrare Ruse-Giurgiu2,5
    Punct de intrare Ungheni0,2
    Total44,4
    Prognoza valorii formulei N-1 pe 10 ani pentru scenariul de întrerupere parţială a furnizării de gaze naturale de către Federaţia Rusă (prin Isaccea)*25: *25 Sursa: Transgaz S.A. https://transgaz.ro/ro/consultare-publica-planul-de-dezvoltare-sistemului-naţional-de-transport-gaze-naturale-pentru, pag. 41.
    ANULN-1
    2021133,5
    2022123,1
    2023122,1
    2024142,9
    2025141,7
    2026140,5
    2027138,7
    2028136,9
    2029135,5
    2030132,5
    Trebuie menţionat faptul că formula N-1 a fost calculată luând în considerare un nivel de stocare subterană de 100% din volumul util maxim de gaze.
    Rezultatul obţinut pentru formula N-1, şi anume N-1 = 112,4%> 100%, arată că, în cazul întreruperii infrastructurii unice principale de gaze, capacitatea infrastructurii rămase va putea furniza cantitatea necesară de gaze pentru satisfacerea cererii de gaze din regiune într-o zi cu cerere excepţional de mare de gaze naturale (care apare cu o probabilitate statistică de o dată la 20 de ani). În concluzie, faptul că valoarea formulei N - 1 este peste 100%, indică faptul că infrastructurile naţionale de gaze sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi cererea maximă de gaze din România.
    5.3. Capacitatea bidirecţională de transport În prezent, România are interconectări cu următoarele state: ● Ungaria; ● Bulgaria; ● Republica Moldova; ● Ucraina. Importul/exportul de gaze naturale în/din România se realizează prin intermediul a 7 puncte de interconectare transfrontalieră (a se vedea Tabelul 23.). Tabelul 23. prezintă sinteza capacităţilor maxime de transport disponibile pe direcţiile precizate mai sus: Tabel 23. Caracteristicile conductelor de interconectare transfrontalieră la punctele de intrare din sistemele de transport din ţările vecine*26 *26 Sursa: Transgaz, pag. 15. https://transgaz.ro/ro/consultare-publica-planul-de-dezvoltare-sistemului-naţional-de-transport-gaze-naturale-pentru
    ŢaraConducta de interconectareCaracteristicitehniceCapacitatea tehnică totală
    UCRAINAOrlovka (UA) - Isaccea (RO)*LLC GAS TSO UA → Transgaz S.A.DN 1000,Pmax = 45 bar6,85 mld. Smc/anla Pmin = 35 bar
    Tekovo (UA) - Medieşu Aurit (RO)*LLC GAS TSO UA → Transgaz S.A.DN 700,Pmax = 75 bar4,01 mld. Smc/anla Pmin = 47 bar
    Isaccea 1 (RO) - Orlovka 1 (UA)Transgaz S.A. ↔ LLC GAS TSO UADN 1000,Pmax = 55 bar6,85 mld. Smc/an capacitate import la Pmin = 46,5 bar 4,12 mld. Smc/an capacitatea de export** la Pmin = 35,4 bar
    UNGARIA
    Szeged (HU) - Arad (RO) - Csanadpalota (HU)FGSZ ↔Transgaz S.A.DN 700,Pmax = 63 bar2,63 mld. Smc/an capacitate import la Pmin = 40 bar 1,75 mld. Smc/an capacitate de export la Pmin = 40 bar
    REPUBLICAMOLDOVAIaşi (RO) - Ungheni(MO)Transgaz S.A. ↔ VestMoldtransgazDN 500Pmax = 55 bar1,88 mld. Smc/an capacitate export la Pmin = 39,5 bar 0,73 mld. Smc/an capacitate import la Pmin = 24 bar
    BULGARIAGiurgiu (RO) - Ruse (BG)Transgaz S.A. ↔ BulgartransgazDN 1000 Pmax = 50 bar
    1,50 mld. Smc/an capacitate export la Pmin = 40 bar 0,92 mld. Smc/an capacitate import la Pmin = 30 bar
    Kardam (BG) - Negru Vodă 1 (RO)Transgaz S.A. ↔ BulgartransgazDN 1000 Pmax = 55 bar6,36 mld. Smc/an pe capacitate de export*** la Pmin = 31,5 bar 5,31 mld. Smc/an capacitate import la Pmin = 45 bar
    *Pentru aceste puncte OTS din România şi OTS din Ucraina sunt în discuţii pentru semnarea unui nou Acord de interconectare. ** Capacitatea este oferită în regim comercial întrerup tibil întrucât nu este semnată Anexa la Acordul de interconectare privind cerinţele de calitate a gazelor. ***Capacitate condiţionată de rezervare de capacitate la punctul de intrare (PI) Isaccea 1 pe direcţia Ucraina-România.
    Cu privire la interconectarea cu Serbia, la finalizarea proiectului "Interconectarea România - Serbia - interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia", estimat a se realiza în anul 2023, capacitatea maximă transport va fi de 1,6 mld Smc/an, atât pe direcţia România-Serbia cât şi pe direcţia Serbia- România. În Figura 4. este prezentată harta cu punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT cu ţările vecine.
    Figura 4. Harta punctelor de interconectare transfrontalieră ale SNT
    6.
    CONFORMITATEA CU STANDARDUL DE FURNIZARE6.1. Definiţia clienţilor protejaţi În conformitate cu prevederile art. 6 alin. (1) din Regulament, fiecare Stat Membru stabileşte definiţia clienţilor protejaţi şi informează Comisia cu privire la aceasta. În baza acestei prevederi, Ministerul Energiei a inclus definiţia "clienţilor protejaţi" în legislaţia naţională prin adoptarea Ordinului ministrului energiei nr. 692/2018 privind aprobarea definirii categoriei "client protejat". În categoria "clientului protejat" sunt cuprinşi: "toţi clienţii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale precum şi următoarele categorii de clienţi finali:a) întreprinderile mici şi mijlocii, racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale;b) prestatorii de servicii sociale esenţiale care au legătură cu asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, cu educaţia sau cu administraţia publică, racordate la reţelele de distribuţie sau la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale;c) producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică."6.2. Asigurarea furnizării de gaze naturale către clienţii protejaţiRegulamentul impune, în conformitate cu art. 6 alin. (1), întreprinderilor care operează în domeniul gazelor naturale să asigurare furnizarea de gaze către clienţii protejaţi, definiţi în legislaţia naţională, chiar şi în cazul unui consum de gaze foarte mare şi să ia măsuri preventive adecvate, în fiecare din următoarele cazuri:a) temperaturi extreme pentru o perioadă de vârf de 7 zile, care apare cu o probabilitate statistică o dată la 20 de ani;b) orice perioadă de 30 de zile în care cererea de gaze este excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani;c) o perioadă de 30 de zile în cazul perturbării infrastructurii principale unice de gaze în condiţii de iarnă normale. Având în vedere identificarea clienţilor protejaţi din legislaţia naţională, întreprinderilor din domeniul gazelor le revine responsabilitatea specială pentru furnizarea gazelor naturale către: clienţii casnici, întreprinderilor mici şi mijlocii şi prestatorilor de servicii sociale esenţiale, precum şi producătorilor de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale, în măsura în care astfel de instalaţii livrează încălzire clienţilor protejaţi menţionaţi. Întreprinderile din domeniul gazelor naturale trebuie să poată asigura aprovizionarea cu gaze naturale către clienţii protejaţi în cele trei cazuri, precizate mai sus, şi sunt obligaţi să ia în mod corespunzător măsuri în acest scop. Tabelul 24. prezintă ponderea clienţilor casnici în total consum*27 gaze naturale din România, în perioada 2013 - 2020, care evidenţiază o creştere a ponderii acestora până în anul 2016, după care valoarea ponderii se menţine relativ constantă până în anul 2019 şi creşte apoi în anul 2020. *27 Sursa: ANRE Rapoarte anuale privind activitatea Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei pentru perioada 2013- 2020/Rapoarte lunare privind rezultatele monitorizării pieţei de gaze naturale pentru perioada 2013-2020/ Rapoarte naţionale. Tabel 24. Ponderea clienţilor casnici în total consum
    AnulConsum total [MWh]Ponderea clienţilor casnici în total consum [%]Consum clienţi casnici [MWh]
    2013132.603.32422,53
    29.623.583
    2014127.556.67322,3428.738.518
    2015121.726.74924,7930.176.061
    2016124.110.48528,3535.185.323
    2017129.861.01328,4734.269.009
    2018129.535.36628,48
    33.939.494
    2019121.054.02328,2534.196.231
    2020127.070.00030,2638.451.382
    Tabelul 25. prezintă ponderea consumatorilor protejaţi în total consum*28, în perioada 2016-2020, din care se observă că valoarea ponderii acestora în consumul total de gaze naturale din România se menţine aproximativ constantă. *28 Sursa: ANRE Rapoarte anuale privind activitatea Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei pentru perioada 2016- 2020/Rapoarte lunare privind rezultatele monitorizării pieţei de gaze naturale pentru perioada 2016-2020. Tabel 25. Ponderea consumatorilor protejaţi în total consum*
    AnulConsum total [MWh]Ponderea clienţilor casnici în total consum [%]Consumclienţi
    casnici[MWh]
    Pondereconsumserviciiesenţiale[%]Consumserviciiesenţiale[MWh]Pondere consum termici pentru populaţie [%]Consumtermicipentrupopulaţie[MWh]
    2016124.110.485
    28,3535.185.3236,598.178.8817,549.357.931
    2017129.861.01328,4734.269.0096,698.687.7027,589.843.465
    2018129.535.36628,4833.939.4947,019.080.667
    8,6611.218.333
    2019121.054.02328,2534.196.2316,918.365.1679,2711.218.333
    2020127.070.00028,0835.677.8546,568.335.7928,811.182.160
    *Valori deduse cu ajutorul datelor publicate în Rapoartele anuale privind activitatea Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei pentru perioada 2016-2020/Rapoartele lunare privind rezultatele monitorizării pieţei de gaze naturale pentru perioada 2016-2020
    Ponderea consumatorilor protejaţi aferentă categoriei IMM în total consum, în perioada 20162020, se prezintă după cum urmează:
    Categoria întreprinderilor mici si mijlociiPondere
    Consumatori comerciali7,50 %
    Alţi client industriali2,50 %
    Alţi clienti secundari9,50 %.
    7. MĂSURI PREVENTIVE7.1. Măsuri de prevenire a riscurilor identificateRegulamentul stipulează la art. 9 alin. (3) că Planul de acţiuni preventive se bazează în primul rând pe măsurile de piaţă şi nu impune o sarcină excesivă întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi nici nu afectează în mod negativ funcţionarea pieţei interne a gazelor. În acest sens, în Tabelul 26. se prezintă lista măsurilor bazate pe piaţă axate pe cerere şi pe ofertă, care au fost luate în considerare pentru îmbunătăţirea securităţii aprovizionării cu gaze naturale în cazul perturbării furnizării. Tabel 26. Măsuri bazate pe piaţă, axate pe cerere şi ofertă
    Măsuri bazate pe piaţă axate pe cerere
    Măsuri bazate pe piaţă axate pe ofertă
    Asigurarea disponibilităţii producătorilor de energie cu capacitate de utilizare combustibili alternativi şi/sau surse regenerabile (centrale electrice pe gaze cu combustibili alternativi) de comutare a combustibiluluiInvestiţii în dezvoltarea infrastructurii
    Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte, bazate pe mecanisme de piaţă
    Depozite comerciale - alocarea nediscriminatorie a capacităţilor de înmagazinare disponibile, în regim multicicluUtilizarea capacităţilor de înmagazinare în asigurarea continuităţii în furnizarea de gaze naturale, inclusiv în creşterea flexibilităţii producţiei naţionale
    Facilitarea integrării în sistemul gazier a gazelor din surse regenerabileFurnizarea de gaze naturale în condiţii de eficienţă energetică
    Diversificarea surselor şi a rutelor de aprovizionare cu gazeCreşterea ponderii surselor de aprovizionare cu gaze din surse regenerabile
    Îmbunătăţirea relevanţei interconectărilor cu flux bidirecţional
    Sinergia activităţilor de dispecerizare ale SNT şi ale Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN)
    Utilizarea armonizată a contractelor pe termen lung şi pe termen scurt, în ponderi adecvate stablităţii pentru acoperirea cererii de gaze naturale
    7.2. Măsuri bazate pe piaţă axate pe cerere7.2.1. Asigurarea disponibilităţii producătorilor de energie cu capacitate de utilizare combustibili alternativi şi/sau surse regenerabile (centrale electrice pe gaze cu combustibili alternativi) de comutarea a combustibilului Începând din anul 2016, în România, energia produsă de sursele regenerabile a depăşit energia produsă de centralele care funcţionează cu combustibili fosili, cu excepţia anului 2017 (a se vedea Tabelul 10.). Comutarea combustibilului utilizat de producătorii de energie de la gaze naturale la combustibili fosili alternativi (păcură) se utilizează numai în situaţii specifice având în vedere limitările privind protecţia mediului. Aşa cum a rezultat din evaluarea naţională a riscurilor (a se vedea Capitolul 4.3.3.) infrastructura naţională permite o furnizare fiabilă şi flexibilă a gazelor naturale şi, în consecinţă, această măsură nu a fost frecvent utilizată.7.2.2. Depozite comerciale - alocarea nediscriminatorie a capacităţilor de înmagazinare disponibile, în regim multiciclu Facilităţile de înmagazinare a gazelor naturale fac parte integrantă din piaţa naţională de gaze, cu rol important în eficientizarea utilizării infrastructurii de transport gaze naturale şi echilibrarea sistemului şi în asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Prin implementarea acestei măsuri sunt create premizele optimizării activităţilor de producţie şi comerciale pe piaţa gazieră, în condiţii de maximizare a stabilităţii SNT.7.2.3. Facilitarea integrării în sistemul gazier a gazelor din surse regenerabile Această măsură conţine un pachet de acţiuni, de natura legislativă/reglementativă, precum şi eforturi investiţionale menite dezvoltării infrastructurii fizice, care să permită integrarea în consum a unor resurse energetice primare, alternative gazelor naturale. Trebuie analizată viabilitatea din punct de vedere economic a integrării gazului din surse regenerabile (de exemplu, biogaz).7.2.4. Diversificarea surselor şi a rutelor de aprovizionare cu gaze Furnizorii de gaze naturale au contracte multiple cu diverşi producători/fUrnizori şi importă gaze naturale printr-o varietate de rute de aprovizionare. Cu cât diversificarea surselor şi rutelor de aprovizionare este mai mare, cu atât este mai mic impactul unui incident asupra unei singure surse sau rute de aprovizionare. Trebuie avută în vedere şi diversificarea surselor şi a rutelor de aprovizionare cu gaze prin realizarea proiectelor de investiţii care vizează creşterea gradului de interconectare a reţelei naţionale de transport gaze naturale la reţeaua europeană şi la pieţele ţărilor vecine, proiecte cuprinse în Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport pe 10 ani, implementat de Transgaz S.A.. Se limitează astfel riscul afectării grave a securităţii aprovizionării din cauza perturbării fiecărei rute de aprovizionare.
    7.2.5. Îmbunătăţirea relevanţei interconectărilor cu flux bidirecţional România are, în prezent, interconectări cu flux biderecţional la toate frontierele cu ţările vecine, cu excepţia Şerbiei. Prin implementarea proiectelor din Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport pe 10 ani, realizate de Transgaz S.A., care vizează crearea de noi interconectări sau de creştere a capacităţii de interconectare cu ţările vecine se creează un număr mai mare de căi de intrare care oferă, de asemenea, posibilitatea de flux invers pentru aprovizionarea pieţei de gaze naturale din România, în condiţii de flexibilitate sporită.7.2.6. Sinergia activităţilor de dispecerizare ale SNT şi ale Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN) Prin sincronizarea activităţilor de dispecerizare ale celor două sisteme se asigură evitarea dezechilibrelor care pot fi induse de către cele două sisteme unul altuia. România îşi propune ca obiective cu privire la încurajarea consumului dispecerizabil în vederea asigurării răspunsului la variaţiile cererii, precum şi obiective cu privire la stocarea energiei. Dezvoltarea şi utilizarea potenţialului tehnico-economic al surselor regenerabile în SEN depinde de dezvoltarea capacităţilor de stocare, precum şi a tehnologiilor privind injectarea de hidrogen sub formă de gaz de sinteză din surse regenerabile de energie şi utilizarea hidrogenului în procesele industriale.7.2.7. Utilizarea armonizată a contractelor pe termen lung şi pe termen scurt, în ponderi adecvate stablităţii pentru acoperirea cererii de gaze naturale Această măsură este necesară şi vizează o ghidare a pieţei gaziere în sensul utilizării armonizate a contractelor pe termen lung şi pe termen scurt astfel încât aprovizionarea cu gaze naturale să nu fie afectată de politicile comerciale orientate exclusiv pe maximizarea rezultatelor economice.
    7.3. Măsuri bazate pe piaţă axate pe ofertă7.3.1. Investiţii în dezvoltarea infrastructurii Prin Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport pe 10 ani, Transgaz S.A. propune proiecte majore de investiţii pentru dezvoltarea strategică şi durabilă a infrastructurii naţionale de transport gaze naturale, care să răspundă nevoilor economice ale României şi să permită alinierea SNT gaze naturale la cerinţele de transport, urmărind totodată şi conformitatea acesteia cu cerinţele reglementărilor europene în domeniu. Trebuie precizat că, proiectele de investiţii incluse Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport pe 10 ani sunt analizate periodic de Transgaz S.A. şi sunt aprobate de către ANRE, care examinează, inclusiv, dacă aceste investiţii sunt în conformitate cu dinamica privind cererea/consumul estimat de gaze naturale în România.
    Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale în perioada 2021 - 2030 (aflat în consultare publică) răspunde cerinţelor politicii energetice europene şi vizează: ● Asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale; ● Creşterea gradului de interconectare a reţelei naţionale de transport gaze naturale la reţeaua europeană; ● Creşterea flexibilităţii reţelei naţionale de transport gaze naturale; ● Liberalizarea pieţei gazelor naturale; ● Integrarea pieţei de gaze naturale la nivelul Uniunii Europene.
    7.3.2. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte, bazate pe mecanisme de piaţă Furnizorii au obligaţia să asigure cantităţile de gaze naturale necesare continuării aprovizionării cu gaze a clienţilor protejaţi în virtutea prevederilor legislaţiei europene şi legislaţiei naţionale din domeniu. Pentru îndeplinirea acestei obligaţii, furnizorii ar trebui să dezvolte politici comerciale care să includă încheierea de contracte cu clauze de întreruptibilitate, prin intermediul cărora să fie facilitată îmbunătăţirea activităţii de echilibrare a SNT. În prezent, nu există reglementări care să definească un astfel de cadru contractual, deşi acestea ar fi necesare. În consultările asupra proiectului de Acord de solidaritate privind măsurile de solidaritate pentru a asigura siguranţa aprovizionării cu gaze, care a fost elaborat în conformitate cu art. 13 din Regulament de către Ministerul Energiei, în calitatea sa de Autoritate Competentă, Federaţia Asociaţiilor Companiilor de Utilităţi din Energie a transmis o propunere de schemă de întreruptibilitate voluntară/garantată, care ar veni în completarea Planului de Urgenţă şi ar include principiile unui mecanism de piaţă bazat pe licitaţii, în vederea stabilirii participanţilor la piaţa gazelor naturale care îşi asumă întreruperea consumului la solicitarea OTS, încheind contracte în acest sens.7.3.3. Utilizarea capacităţilor de înmagazinare în asigurarea continuităţii în furnizarea de gaze naturale, inclusiv în creşterea flexibilităţii producţiei naţionale România dispune de depozite de înmagazinare bine dezvoltate care permit utilizarea raţională a acestora şi încurajează creşterea producţiei interne de gaze naturale prin stimularea descoperirii şi/sau reabilitării unor zăcăminte de gaze naturale. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale are un rol semnificativ în asigurarea continuităţii furnizării de gaze naturale utilizând volume din depozitele de înmagazinare, atât în situaţii normale de piaţă, cât şi în cazuri de criză.
    7.3.4. Furnizarea de gaze naturale în condiţii de eficienţă energetică Această măsură vizează minimizarea consumurilor tehnologice şi integrarea resurselor regenerabile în consumurile tehnologice pe toate palierele activităţii din sectorul gazelor naturale (upstream/downstream).7.3.5. Creşterea ponderii gazelor regenerabile în activităţile de aprovizionare România îşi propune menţinerea unui mix energetic diversificat la orizontul anului 2030, ţinând cont deopotrivă de obiectivul de decarbonare al sistemului energetic, precum şi de asigurarea flexibilităţii şi adecvanţei acestuia. România îşi propune, de asemenea, să sporească cota capacităţilor instalate care utilizează sursele regenerabile de energie. Totodată, îşi propune să înlocuiască capacităţile de producţie pe cărbune cu capacităţi noi alimentate cu gaze naturale, întrucât gazele naturale reprezintă un combustibil fosil mai ecologic (arderea acestuia având ca rezultat cele mai mici emisii de carbon dintre toţi combustibili fosili). Mai mult, centralele electrice care utilizează gaze naturale pot fi implementate mai flexibil. De asemenea, infrastructura de gaze naturale oferă posibilitatea de a amesteca gaze regenerabile precum hidrogen, metan sintetic sau biometan şi astfel se reduc şi mai mult emisiile de carbon.
    7.4. Alte măsuri preventive7.4.1. Asigurarea unor indicatori de performanţă relevanţi şi îmbunătăţirea sistemului de monitorizare a acestora Pentru a putea monitoriza siguranţa şi fiabilitatea reţelei de gaze naturale au fost dezvoltaţi o serie de indicatori de performanţă ai calităţii pentru serviciile de transport, de distribuţie şi furnizare a gazelor naturale şi pentru starea tehnică a reţelelor de gaze naturale care sunt monitorizaţi de către ANRE. Indicatorilor de performanţă, stabiliţi prin standardele de performanţă pentru serviciile de transport, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale, le sunt asociate valori specifice realiste şi niveluri de performanţă minimale pentru a putea testa rezultatele obţinute în raport cu obiectivele.7.4.2. Menţinerea unei infrastructuri funcţionale şi fiabile Menţinerea caracteristicilor de funcţionare optimă şi a stării tehnice a reţelelor de gaze naturale la un nivel corespunzător, se poate realiza ca urmare a desfăşurării unui sistem de mentenanţă preponderent preventiv, planificat, corectiv şi susţinut de programe anuale de investiţii de dezvoltare şi modernizare, relevat prin indicatorii de performanţă.
    7.4.3. Furnizarea de ultimă instanţă a gazelor naturale Rolul furnizorului de ultimă instanţă este determinant în asigurarea continuităţii aprovizionării cu gaze naturale, având obligaţia de a asigura furnizarea garantată a gazelor naturale în regim de ultimă instanţă, conform reglementărilor emise de ANRE, clienţilor finali ai căror furnizori se află în imposibilitatea de a-şi îndeplini sarcinile contractuale de furnizare în raport cu portofoliile proprii de clienţi.
    7.5. Măsuri nebazate pe piaţă În cadrul Planului de acţiuni preventive, asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a României se realizează printr-o abordare care vizează adoptarea numai de măsuri bazate pe piaţă, pentru a compensa în mod suficient şi în timp util o întrerupere a furnizării de gaze. Planul de acţiuni preventive se concentrează pe acest tip de măsuri menite să prevină apariţia unor situaţii de urgenţă.7.6. Impactul măsurilor Măsurile prezentate în planul de acţiune preventivă urmăresc să limiteze impactul economic asupra pieţei energiei şi de asemenea impactul asupra mediului şi asupra clienţilor finali şi să optimizeze eficacitatea şi eficienţa în funcţionare a sistemului naţional gazier şi să asigure furnizarea continuă a gazelor naturale către clienţii finali. Obligaţiile generale ale participanţilor la piaţa gazelor naturale, stipulate în Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, sunt utilizate ca măsuri preventive pentru asigurarea nivelului de consum de gaze naturale. Trebuie precizat că în toate cazurile aceste măsuri nu vor afecta clienţii protejaţi în sensul prevederilor Regulamentului. Cu toate acestea, unele impacturi reziduale pot apărea atunci când aceste măsuri se aplică. Trebuie menţionat impactul asupra mediului în cazul următoarei măsurii preventive: "Asigurarea disponibilităţii producătorilor de energie cu capacitate de utilizare combustibili alternativi şi/sau surse regenerabile (centrale electrice pe gaze cu combustibili alternativi) de comutarea a combustibilului", această măsură, în cazul aplicării ei, implică utilizarea combustibilului alternativ păcură, la care emisiile de CO2 sunt mai ridicate.7.7. Obligaţiile întreprinderilor din domeniul gazelor naturale Prin Legea nr. 123/2012 au fost stipulate obligaţii economice generale, clar definite pentru întreprinderile care operează în domeniul gazelor naturale în România, care vizează alimentarea cu gaze a populaţiei şi, în special, a clienţilor protejaţi, în scopul realizării obiectivelor de bază şi pentru a menţine buna funcţionare a pieţei interne a gazelor, în special în situaţii de perturbare a furnizării şi situaţii de criză. Obligaţiile producătorilor de gaze naturale, operatorilor de sistem de înmagazinare gaze naturale, operatorului de transport şi de sistem, operatorilor de sisteme de distribuţie şi furnizorilor de gaze naturale, legate de funcţionarea în siguranţă a reţelei naţionale de gaze sunt specificate în Legea nr. 123/2012 (a se vedea în Tabelul 27. un rezumat al obligaţiilor întreprinderilor care operează în domeniul gazelor naturale în România).
    Tabel 27. Rezumatul obligaţiilor întreprinderilor din domeniul gazelor naturale referitoare la funcţionarea în siguranţă a reţelei naţionale de gaze naturale
    întreprindereaObligaţiaPrevederea legală din Legea nr. 123/2012
    Producătorii de gaze naturale- să deţină autorizaţiile pentru înfiinţarea conductelor de alimentare din amonte aferente activităţii de producţie a gazelor naturale şi licenţa de operare a acestora;- să asigure operarea conductelor de alimentare din amonte aferente producţiei de gaze naturale în condiţii de siguranţă, eficienţă şi de protecţie a mediului;- să asigure accesul terţilor la conductele de alimentare din amonte în condiţii nediscriminatorii, conform reglementărilor specifice;- să asigure livrările de gaze naturale, cu respectarea condiţiilor impuse prin licenţe, clauze contractuale şi reglementări în vigoare.Art. 124 alin. (1)
    Operatorii de sistem de înmagazinare gaze naturale- să opereze, să întreţină, să reabiliteze şi să modernizeze instalaţiile tehnologice de suprafaţă aferente depozitelor de înmagazinare, în condiţii de siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a mediului; - să asigure accesul terţilor la depozitele de înmagazinare, pe baza unor criterii obiective, transparente şi nediscriminatorii, conform reglementărilor ANRE;- să furnizeze informaţii utilizatorilor sistemului de înmagazinare, necesare pentru un acces eficient la sistem;- să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public.Art. 142 alin. (1)
    Operatorul transport şi de sistem- să opereze sistemul de transport şi să asigure echilibrul fizic rezidual al acestuia, respectiv programarea, dispecerizarea şi funcţionarea sistemului de transport în condiţii de siguranţă;- să întreţină, să reabiliteze, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de transport în condiţii de siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a mediului;- să asigure accesul terţilor la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    - să realizeze schimbul de informaţii cu alţi operatori de transport şi de sistem interconectaţi, cu operatori de înmagazinare GNL şi de distribuţie şi cu alţi colaboratori în domeniul energetic, cu respectarea reglementarilor ENTSO-G privind protocoalele de schimb de informaţii, rapoartele, structura şi procedurile de acces la bazele de date;- să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public.
    Art. 130 alin. (1)
    Operatorii sistemului de distribuţie- să opereze, să întreţină, să repare, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de distribuţie în condiţii de siguranţă, eficienţă economică şi de protecţie a mediului, activităţile urmând a fi desfăşurate în baza autorizaţiilor specifice pentru proiectare şi execuţie a sistemelor de distribuţie a gazelor naturale, iar operarea urmând să se desfăşoare în baza licenţei de distribuţie;- să asigure accesul terţilor la sistemele de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de distribuţie, cu respectarea regimurilor tehnologice, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE; - să asigure condiţiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale.Art. 138 alin. (1)
    Furnizorii de gaze naturale- să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului pentru clienţii săi;- să achiziţioneze gazele naturale pe care le furnizează clienţilor casnici, în condiţii de minimizare a costului resurselor alocate, pe baza unor proceduri proprii, elaborate în corelare cu prevederile art. 177 alin. (3^15), (3^16) şi (3^17), care să asigure caracterul transparent al procesului de achiziţie a gazelor naturale şi, în acelaşi timp, tratamentul egal şi nediscriminatoriu al persoanelor care participă la procedura de achiziţie a gazelor naturale, în calitate de ofertanţi;- să permită clienţilor, în mod gratuit, schimbarea efectivă a furnizorului de gaze naturale în termen de 21 de zile de la data solicitării şi să transmită acestora un decont final de lichidare, în termen de maximum 42 de zile de la schimbarea furnizorului;- să informeze corespunzător clienţii finali cu privire la consumul lor efectiv de gaze naturale şi la costurile reale aferente, suficient de frecvent astfel încât aceştia să aibă posibilitatea să îşi ajusteze propriul consum de gaze naturale. Aceste informaţii se comunică la intervale de timp corespunzătoare, ţinându-se cont de capacitatea echipamentelor de măsurare ale clientului final şi de raportul cost-beneficiu al acestor măsuri, fără să se perceapă clienţilor finali costuri suplimentare pentru acest serviciu.Art. 143 alin. (1)
    8.
    PROIECTE DE INFRASTRUCTURĂ8.1. Proiecte de investiţii pentru dezvoltarea SNT Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale prezintă direcţiile de dezvoltare ale reţelei româneşti de transport gaze naturale şi a proiectelor majore pe care Transgaz S.A., în calitate de OTS, intenţionează să le implementeze în următorii 10 ani, în scopul dezvoltării reţelei de transport a gazelor naturale pentru a răspunde cerinţelor pieţei. Principalele proiectele de investiţii (a se vedea Figura 5.) cuprinse în Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale pentru perioada 2021 - 2030 (aflat în consultare publică) sunt*29): *29) Sursa: Site Transgaz S.A. https://transgaz.ro/ro/consultare-publica-planul-de-dezvoltare-sistemului-naţional-de-transport-gaze-naturale-pentru
    Figura 5. Harta proiectelor majore din SNT8.1.1. Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria" (BRUA) a presupus dezvoltări ale capacităţilor de transport gaze naturale ale interconectărilor dintre sistemul românesc de transport gaze naturale şi sistemele similare ale Bulgariei şi Ungariei, mai precis, a constat în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podişor şi SMG Horia pe ruta Podişor - Corbu - Hurezani - Haţeg - Recaş - Horia, în lungime de aproximativ 529 km, şi construirea a trei staţii de compresoare.8.1.1.a) Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria - Faza 1", care a constat în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podişor şi Nodul Tehnologic Recaş, 32" x 63 bar, în lungime de 479 km şi în amplasarea a trei noi staţii de comprimare gaze naturale de-a lungul traseului (SC Jupa, SC Bibeşti şi SC Podişor) fiecare staţie fiind echipată cu două agregate de comprimare, unul în funcţiune şi unul în rezervă, cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecţional de gaze, a fost finalizat şi pus în funcţiune la 24 noiembrie 2020. La finalizarea Fazei I se asigură posibilitatea fizică de curgere bidirecţională permanentă între interconectările cu Bulgaria şi cu Ungaria, şi anume: ● spre Ungaria prin interconectorul Horia - Csanadpalota de 1,75 mld. mc/an (200 mii mc/h); ● spre Bulgaria prin interconectorul Giurgiu - Ruse de 1,5 mld. mc/an (171 mii mc/h).8.1.1.b) Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) - Faza 2" constă în realizarea următoarelor obiective: ● conductă Recaş-Horia 32" x 63 bar în lungime de aproximativ 50 km; ● amplificarea celor trei staţii de comprimare (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa) prin montarea unui agregat suplimentar de comprimare în fiecare staţie; ● amplificarea staţiei de măsurare gaze existente SMG Horia. Implementarea Proiectului BRUA-Faza II are drept rezultat asigurarea posibilităţii fizice de curgere bidirecţională permanentă între interconectările cu Bulgaria şi cu Ungaria, asigurându-se următoarele capacităţi de transport gaze naturale: ● capacitate de transport spre Ungaria de 4,4 mld. mc/an, prin interconectarea Horia - Csanadpalota; ● de 1,5 mld. mc/an spre Bulgaria. Termenul estimat de finalizare: 2023 (Finalizarea Fazei II depinde de derularea cu succes a procedurii de Sezon Deschis Angajant pentru Punctul de Interconectare România-Ungaria Csanadpalota). Valoarea estimată a investiţiei este de 74,5 milioane Euro. Proiectul BRUA, cu ambele sale faze (Faza 1 şi Faza 2) este inclus în Planul de dezvoltare a reţelei europene de transport gaze naturale (TYNDP) 2020 cu cod de identificare TRA-F-358 (Faza 1), respectiv TRA-A-1322 (Faza 2). De asemenea, ambele faze au primit statutul de proiect de interes comun fiind incluse în cea de-a patra Listă de proiecte de interes a Uniunii, aprobată prin Regulamentul delegat (UE) 2020/389 al Comisiei din 31 octombrie 2019 de modificare a Regulamentului (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului în ceea ce priveşte lista proiectelor de interes comun a Uniunii (denumit, în continuare, Regulamentul delegat (UE) 2020/389), având numerele de referinţă 6.24.1 şi, respectiv, 6.24.4-2.8.1.2. Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre" Proiectul constă în construirea unei conducte telescopice de transport gaze naturale Tuzla-Podişor, în lungime de 308,3 km şi DN 1200 respectiv DN 1000, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul Bulgaria-România- Ungaria-Austria, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria şi Ungaria prin interconectările existente Giurgiu-Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac-Szeged (cu Ungaria) şi spre pieţele europene. Proiectul va consta în realizarea următoarelor: ● Construirea conductei telescopice formată din două tronsoane, după cum urmează::– tronsonul I, Tuzla-Amzacea, în lungime de 32,4 km, va avea un diametru de ø 48" (DN1200) şi capacitate tehnică de 12 mld. mc/an;– tronsonul II, Amzacea-Podişor, în lungime de 275,9 km, va avea un diametru de ø 40" (DN1000) şi capacitate tehnică de 6 mld. mc/an; ● Interconectarea cu conducta Transit 1 la km 37,7; ● Interconectarea cu conducta DN 500, Podişor - Giurgiu, în zona Vlaşin;
    ● Interconectarea în Nodul Tehnologic Podişor.
    Termenul estimat de finalizare: 2022. Valoarea estimată a investiţiei este de 371,6 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-A-362. Proiectul a primit statut de interes comun fiind inclus în cea de-a patra Listă de proiecte de interes a Uniunii, aprobată prin Regulamentul delegat (UE) 2020/389, având numărul de referinţă 6.24.4-3.
    8.1.3. Proiectul "Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea" Finalizarea acestui proiect a condus la: ● crearea unui culoar de transport gaze naturale între pieţele din Bulgaria, România şi Ucraina, în condiţiile în care se realizează şi noua interconectare între Grecia şi Bulgaria; ● asigurarea de fluxuri fizice reversibile în punctul Negru Vodă 1, conform cerinţelor Regulamentului; ● crearea posibilităţii de preluare în sistemul românesc de transport a gazelor naturale descoperite în Marea Neagră, pentru valorificarea acestora pe piaţa românească şi pe pieţele regionale. Proiectul nu a dezvoltat capacităţi suplimentare pe punctul de intrare/ieşire în SNT la Negru Vodă.8.1.4. Proiectul "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre/dinspre Republica Moldova" Proiectul îşi propune să asigure presiunea şi capacitatea de transport necesare de 1,5 mld. mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport gaze naturale ale României şi Republicii Moldova. Proiectul a fost împărţit în sub-proiecte: ● construirea unei conducte de transport gaze naturale noi DN 700, Pn 55 bar, pe direcţia Oneşti- Gherăeşti în lungime de 104,1 km; traseul acestei conducte va fi paralel în mare parte cu conductele existente DN 500 Oneşti-Gherăeşti; ● construirea unei conducte noi de transport gaze naturale DN 700, Pn 55 bar, pe direcţia Gherăeşti-Leţcani în lungime de 61,05 km; această conductă va înlocui conducta existentă DN 400 Gherăeşti-Iaşi pe tronsonul Gherăeşti-Leţcani;
    ● construirea unei Staţii de comprimare gaze noi la Oneşti, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ şi unul de rezervă; ● construirea unei Staţii de comprimare gaze noi la Gherăeşti, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ şi unul de rezervă.
    Termenul estimat de finalizare a proiectului: 2021. Valoarea estimată a investiţiei este de 174,25 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-F-357.
    8.1.5. Proiectul "Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA-Faza III)" În ipoteza în care capacităţile de transport necesare valorificării gazelor naturale din Marea Neagră pe pieţele central-vest europene depăşesc potenţialul de transport al coridorului BRUA Faza 2, Transgaz S.A. a planificat dezvoltarea suplimentară a reţelei de gaze naturale prin dezvoltarea coridorului central, respectiv culoarul Oneşti-Coroi-Haţeg-Nădlac şi o nouă interconectare cu Ungaria. Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele: ● reabilitarea unor conducte existente ce aparţin SNT; ● înlocuirea unor conducte existente ce aparţin SNT cu conducte noi sau construirea unor conducte noi instalate în paralel cu conductele existente; ● dezvoltarea a 4 sau 5 staţii noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 6682,5MW; ● creşterea capacităţi de transport gaze naturale spre Ungaria cu 4,4 mld. mc/an. În prezent Transgaz S.A. a elaborat studiul de prefezabilitate privind dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale şi acesta a fost împărţit în două proiecte, şi anume: ● Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România-Ungaria, care vizează:– conductă nouă de transport gaze naturale Băcia-Haţeg-Horia-Nădlac în lungime de aproximativ 280 km;– doua staţii noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului;
    ● Dezvoltarea SNT între Oneşti şi Băcia, care vizează:– reabilitarea unor tronsoane de conductă;– înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru şi presiune de operare mai mari;– două sau trei staţii noi de comprimare gaze naturale.
    Termenul de finalizare pentru întreg coridorul: 2026. Valoarea estimată a investiţiei este de 530 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-N-959.
    8.1.6. Proiectul "Noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la ţărmul Mării Negre" Ţinând cont de zăcămintele de gaze naturale descoperite în Marea Neagră, Transgaz S.A. intenţionează să extindă SNT pentru a crea un punct suplimentar de preluare a gazelor provenite din perimetrele de exploatare off-shore ale Mării Negre.
    Proiectul constă în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale de aproximativ 25 km lungime şi diametrul DN 500, care va conecta ţărmul Mării Negre cu conducta internaţională de transport Tranzit 1 existentă, pe direcţia ţărmul Mării Negre - Corbu - Săcele - Cogealac - Grădina. Capacitatea de transport este 1,23 mld. mc/an, conform procesului Open-Season. Termenul de finalizare: 2021, acesta depinzând de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte. Valoarea estimată a investiţiei este de 9,14 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-F-964.
    8.1.7. Proiectul "Interconectarea România-Serbia - interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" Proiectul care vizează realizarea interconectării Sistemului Naţional de Transport gaze naturale din România cu cel din Serbia are drept scop întărirea gradului de interconectivitate între sistemele de transport gaze naturale din Statele Membre UE, în vederea diversificării surselor de aprovizionare şi al creşterii securităţii energetice în regiune. Proiectul presupune construirea unei conducte noi de transport gaze naturale ce va asigura conexiunea dintre conducta magistrală de transport gaze naturale "BRUA" şi Nodul Tehnologic Mokrin din Serbia. Pe teritoriul României, conducta de transport gaze naturale se va cupla la conducta BRUA Faza 1 (localitatea Petrovaselo, judeţul Timiş) şi va avea lungimea de 85,56 km (graniţa dintre România şi Serbia-localitatea Comloşu Mare, judeţul Timiş). Proiectul va consta din: ● construirea unei conducte noi de interconectare pe direcţia Recaş-Mokrin în lungime de aprox. 97 km din care aprox. 85 km pe teritoriul României şi 12 km pe teritoriul Şerbiei cu următoarele caracteristici:– presiunea în conducta BRUA zona Recaş: 50-54 bar (PN BRUA-63 bar);– diametrul Conductei de interconectare: DN 600;– capacitate transport: max. 1,6 mld Smc/an (183 000 Smc/h), atât pe direcţia România-Serbia cât şi pe direcţia Serbia-România. ● construirea unei staţii de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României).
    Exportul de gaze naturale spre Serbia se va realiza după finalizarea proiectului BRUA (Faza 1). În situaţia în care vor fi preluate gaze naturale din Serbia spre România, acestea pot fi direcţionate la consum în zona Timişoara-Arad, prin conducta DN 600 Horia-Maşloc-Recaş (25 bar), la presiuni mai mici decât în conducta BRUA. Termenul estimat de finalizare: 2023. Valoarea estimată a investiţiei este de 56,21 milioane Euro. Proiectul este inclus în Planul de dezvoltare a reţelei europene de transport gaze naturale TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-A-1268.
    8.1.8. Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 1 şi SMG Negru Vodă 1" Proiectul presupune modernizarea celor două staţii de măsurare din punctele de interconectare, pentru capacităţile existente şi oferă posibilitatea funcţionării în regim bidirecţional şi la Isaccea, pentru creşterea gradului de asigurare a securităţii energetice în regiune. Proiectul de modernizare constă în construirea a două staţii noi de măsurare gaze naturale care să le înlocuiască pe cele existente. SMG Isaccea 1 a fost finalizată în 2020. Proiectul "Modernizare SMG Negru Vodă 1" implică următoarele: ● dotarea staţiei de măsurare a agazului cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare; ● dotarea cu baterie de separare/filtrare; ● instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay şi Check). Sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual. Termenul estimat de finalizare: 2021. Valoarea estimată a investiţiei este de 12,77 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-F-1277.8.1.9.
    Proiectul "Interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcţia Gherăeşti-Siret" Proiectul vizează creşterea gradului de interconectare al reţelei naţionale de transport gaze naturale la reţeaua de gaze naturale europeană. În acest sens, în completarea proiectului privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre/dinspre Ucraina, Transgaz S.A. a identificat oportunitatea realizării unei interconectări a SNT cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcţia Gherăeşti-Siret. Proiectul constă în: ● construirea unei conducte de transport gaze naturale în lungime de 146 km şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Gherăeşti-Siret; ● construirea unei staţii de măsurare gaze transfrontalieră; ● amplificarea staţiilor de comprimare Oneşti şi Gherăeşti, dacă este cazul. Termenul estimat de finalizare: 2026*). *) Depinde de stabilirea parametrilor pentru punctul de interconectare şi de graficul de implementare a proiectului de pe teritoriul Ucrainei. Valoarea estimată a investiţiei este de 150 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-N-596.
    8.1.10. Proiectul "Dezvoltarea/Modernizarea Infrastructurii de transport gaze naturale în zona de Nord-Vest a României" Proiectul presupune realizarea/modernizarea unor obiective aferente SNT, din zona de Nord- Vest a României, cu scopul de a crea noi capacităţi de transport gaze naturale sau de a creşte capacităţile existente pentru asigurarea tendinţelor de creşteri de consum din regiune. Conform Studiului de Prefezabilitate proiectul constă în: ● construirea unei conducte de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Horia-Medieşu Aurit; ● construirea unei conducte de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Sărmăşel-Medieşu Aurit; ● construirea unei conducte de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Huedin-Aleşd; ● construirea unei staţii de comprimare gaze la Medieşu Aurit. Având în vedere anvergura acestui proiect, se propune implementarea acestuia în trei etape. Termenul estimat de finalizare: 2023 pentru Etapa 1, 2025 pentru Etapa 2 şi 2026 pentru Etapa 3. Valoarea estimată a investiţiei este de 405 milioane Euro.
    Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-N-598.
    8.1.11. Proiectul "Creşterea capacităţii de transport gaze naturale a interconectării România-Bulgaria pe direcţia Giurgiu-Ruse" Având în vedere estimările privind transportul de gaze în zona de sud a Europei pe direcţia sud-nord, în urma semnării Memorandumului privind cooperarea pentru realizarea Coridorului Vertical, de către Transgaz S.A., Bulgartransgaz, DESFA SA, FGSZ Ltd. şi ICGB AD, părţile au convenit că pentru realizarea coridorului este necesar să analizeze necesităţile tehnice, respectiv conducte noi, interconectări sau consolidări ale sistemelor naţionale de transport, pentru îmbunătăţirea aprovizionării cu gaze naturale a zonei. Proiectul constă în: ● construirea unei conducte noi de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente; ● construirea unei noi subtraversări la Dunăre; ● amplificare SMG Giurgiu. Termenul estimat de finalizare: 2027. Valoarea estimată a investiţiei este de 51,8 milioane Euro.8.1.12. Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 2 şi SMG Negru Vodă 2 în vederea realizării curgerii bidirecţionale pe conducta T2" Prin implementarea proiectului se asigură curgerea bidirecţională la graniţa cu Ucraina şi Bulgaria pe conducta de tranzit T2, parte din coridorul Transbalcanic. Proiectul constă în următoarele: ● dotarea staţiei de măsurare a agazului cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare; ● dotarea cu baterie de separare/filtrare; ● instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay şi Check). Sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual. Termenul estimat de finalizare: 2024. Valoarea estimată a investiţiei este de 26,65 milioane Euro.8.1.13. Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 3 şi Negru Vodă 3 în vederea realizării curgerii bidirecţionale pe conducta T3" Prin implementarea proiectului se asigură curgerea bidirecţională la graniţa cu Ucraina şi Bulgaria pe conducta de tranzit T3, parte din coridorul Transbalcanic. Proiectul constă în următoarele: ● dotarea staţiei de măsurare a agazului cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare; ● dotarea cu baterie de separare/filtrare; ● instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay şi Check). Sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual. Termenul estimat de finalizare: 2028. Valoarea estimată a investiţiei este de 26,65 milioane Euro.8.1.14. Projectul "Interconectarea SNT la Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre" Preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre printr-un terminal GNL presupune realizarea interconectării SNT gaze naturale la terminalul GNL prin construirea unei conducte de transport gaze naturale, în lungime de cca 25 km, de la ţărmul Mării Negre până la conductele T1 şi T2. Capacitatea şi presiunea de proiectare pentru această conductă se vor stabili în funcţie de cantităţile de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre. Termenul estimat de finalizare: 2028. Valoarea estimată a investiţiei este de 19,6 milioane Euro.8.1.15.
    Eastring-România Proiectul EASTRING, promovat de EUSTREAM, este o conductă cu flux bidirecţional pentru Europa Centrală şi de Sud-Est care are ca scop conectarea sistemelor de transport gaze naturale din Slovacia, Ungaria, România şi Bulgaria pentru a obţine acces la rezervele de gaze naturale din regiunea Caspică şi Orientul Mijlociu. EASTRING este un gazoduct de interconectare cu flux bidirecţional cu o capacitate anuală între 225,500 GWh şi 451,000 GWh (aprox. 20 mld. mc până la 40 mld. mc), care conectează Slovacia cu graniţa externă a UE prin Bulgaria, Ungaria şi România. EASTRING va asigura cea mai rentabilă rută de transport, directă, între platformele de gaze din vestul Uniunii Europene şi Regiunea Balcanică/Turcia de vest-o zonă cu potenţial foarte ridicat în a oferi gaze din diferite surse. Prin posibilitatea de a diversifica rutele de transport precum şi sursele de aprovizionare, se va asigura siguranţa în aprovizionare în întreaga regiune, în principal în ţările Europei de Sud-Est. Conform studiului de fezabilitate, implementarea proiectului se va realiza în două faze, după cum urmează: ● Faza 1 - Capacitate maximă de 20 mld mc/an; ● Faza 2 - Capacitate maximă de 40 mld mc/an. Termenul estimat de finalizare: 2027 pentru Faza 1, 2030 pentru Faza 2. Valoarea totală estimată a investiţiei este de: ● Faza 1 - 1.297 milioane Euro pentru România; ● Faza 2 - 357 milioane Euro pentru România. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-A-655.
    8.2. Proiecte de investiţii pentru dezvoltarea sistemului de stocare a gazelor naturale În Figura 6. sunt prezentate proiectele majore de înmagazinare gaze naturale operate de Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L. şi DEPOMUREŞ S.A..
    Figura 6. Proiecte majore de înmagazinare gaze naturale - Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L. şi DEPOMUREŞ S.A.8.2.1.
    Proiectul "Modernizarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale-Bilciureşti" Proiectul are ca scop creşterea capacităţii de livrare zilnică a gazelor naturale din depozitul Bilciureşti până la un debit de 20 mil. mc/zi şi asigurarea unui grad sporit de siguranţă în exploatare. Proiectul constă în următoarele: ● modernizare instalaţii de colectare, separare, măsurare şi uscare grupuri Bilciureşti; ● sistematizare şi modernizare sistem de conducte aspiraţie/refulare gaze şi modernizare sistem răcire staţie comprimare Butimanu; ● modernizare 39 sonde de injecţie/extracţie; ● foraj 4 sonde noi; ● conductă nouă (11 km) transport gaze naturale între depozit Bilciureşti şi staţie comprimare Butimanu. Termenul estimat de finalizare: 2025. Valoarea estimată a investiţiei este de 123 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare UGS - F - 311.
    8.2.2. Proiectul "Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale a depozitului Gherceşti" Proiectul are ca scop completarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale Gherceşti pentru asigurarea condiţiilor de operare la capacitatea de 600 mil. mc/ciclu. Proiectul constă în următoarele: ● staţie comprimare gaze; ● extindere instalaţii de uscare şi măsura gaze; ● modernizare 20 sonde de injecţie/extracţie; ● interconectare depozit înmagazinare gaze Gherceşti cu SNT; ● stoc inactiv gaze naturale.
    Termenul estimat de finalizare: 2026. Valoarea estimată a investiţiei este de 55 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare UGS - N - 398.
    8.2.3. Proiectul "Depozit nou de stocare subterană a gazelor naturale Fălticeni (Moldova)" Proiectul vizează dezvoltarea unui nou depozit de înmagazinare subterană în nord-estul României (regiunea Moldova), cu următoarele caracteristici tehnice: ● capacitate de aproximativ 200 mil. mc/ciclu; ● capacitate de injecţie de aproximativ 1,4 mil. mc/zi; ● capacitate de extracţie de aproximativ 2 mil. mc/zi. Proiectul constă în următoarele: ● staţie comprimare gaze; ● instalaţii de uscare şi măsura gaze naturale; ● instalaţii tehnologice sonde injecţie/extracţie; ● foraj sonde de injecţie/extracţie; ● interconectare depozit înmagazinare gaze naturale cu SNT; ● stoc inactiv gaze naturale. Termenul estimat de finalizare: 2030. Valoarea estimată a investiţiei este de 80 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare UGS - N - 399.
    8.2.4. Proiectul "Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale la depozitul Sărmăşel (Transilvania)" Proiectul vizează dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană existent de la Sărmăşel de la capacitatea de 900 mil. mc/ciclu la 1550 mil. mc/ciclu, creşterea capacităţii de injecţie cu 4 mil. mc/zi, la un total de 10 mil. mc/zi, creşterea capacităţii de extracţie cu 4 mil. mc/zi, la un total de 12 mil. mc/zi, prin forarea unor sonde noi, realizarea unei infrastructuri de suprafaţă moderne, extinderea instalaţiilor de comprimare gaze şi modernizarea şi optimizarea instalaţiilor de separare şi măsură fiscală existente. Proiectul implică realizarea următoarelor obiective de investiţii: 38 sonde, 48,6 km conducte aducţiune, 8 grupuri tehnologice, 19,2 km conducte colectoare, 3 unităţi de comprimare a gazelor, 2 instalaţii de uscare gaze, instalaţie de separare şi măsura (ISM), sistem de producere a energiei din surse regenerabile şi racord la SNT. Termenul estimat de finalizare: 2026. Valoarea estimată a investiţiei este de 163,1 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare UGS-N-371. Proiectul a primit statut de interes comun fiind inclus în cea de-a patra Listă de proiecte de interes a Uniunii, aprobată prin Regulamentul delegat (UE) 2020/389, având numărul de referinţă 6.20.6.8.2.5. Proiectul "Unitate de stocare-Depomures" Proiectul iniţiat de Depomureş S.A. constă în retehnologizarea şi dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană gaze naturale Târgu-Mureş, cu o capacitate actuală de 300 mil. mc. Proiectul de dezvoltare se desfăşoară în 2 faze. Obiectivele principale ale acestui proiect sunt: ● creşterea flexibilităţii depozitului prin creşterea capacităţii zilnice de injecţie şi extracţie de la o medie actuală de cca. 1,7 mil. mc/zi la cca. 3,5 mil. mc/zi după implementarea Fazei 1, respectiv la cca. 5 mil. mc/zi, după implementarea Fazei 2; ● creşterea volumului util al depozitului la 400 mil. mc în Faza 1, respectiv la 600 mil. mc în Faza 2. Proiectul constă în următoarele: ● construirea unei staţii centrale de gaze noi, care cuprinde unităţi noi de comprimare a gazelor, de uscare gaze, panou comercial de măsurare gaze bidirecţional, facilităţi adiacente; ● construirea unui colector nou de înmagazinare; ● modernizarea instalaţiilor tehnologice de suprafaţă pentru creşterea presiunii de operare; ● forarea de sonde noi.
    Termenul estimat de finalizare: 2023 pentru Faza 1. Faza 2 va putea fi demarată numai după finalizarea implementării Fazei 1. Valoarea totală estimată a investiţiei este de 30 milioane Euro. Proiectul este inclus în TYNDP 2020 cu cod de identificare UGS - A - 233. Proiectul a primit statut de interes comun fiind inclus în cea de-a patra Listă de proiecte de interes a Uniunii, aprobată prin Regulamentul delegat (UE) 2020/389, având numărul de referinţă 6.20.4.
    9. OBLIGAŢIILE DE SERVICIU PUBLIC LEGATE DE SIGURANŢA FURNIZĂRII GAZELOR NATURALE Obligaţiile de serviciu public (definit ca activitatea de interes general în domeniul gazelor naturale, autorizată, şi monitorizată de o autoritate publică), legate de securitatea aprovizionării cu gaze naturale, aşa cum au fost stabilite în Legea nr. 123/2012, sunt următoarele: ● Titularii de licenţe de înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale şi titularul licenţei de operare a terminalului GNL au obligaţia să îşi desfăşoare activităţile cu respectarea obligaţiilor stipulate în licenţele, respectiv autorizaţiile emise de ANRE, privind siguranţa, calitatea, continuitatea aprovizionării, eficienţa energetică, cu respectarea normelor de securitate şi sănătate a muncii şi de protecţie a mediului, precum şi a prevederilor din contractele directe cu clienţii, conform art. 173 alin. (1); ● ANRE poate stabili prin reglementările specifice obligaţii de serviciu public pentru fiecare activitate din sectorul gazelor naturale, aplicabile tuturor titularilor de licenţă, sau autorizaţii în mod transparent, echidistant şi nediscriminatoriu, conform art. 173 alin. (2). Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes naţional, conform art. 125 alin. (1), iar activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise, constituie serviciu public de interes general, conform art. 135. Suplimentar, măsurile corespunzătoare pentru protecţia clienţilor finali garantând, în special, protecţia adecvată a clienţilor vulnerabili sunt stipulate în Legea nr. 123/2012, în special cele aplicabile unei pieţe a gazelor naturale liberalizată. De asemenea, Legea nr. 123/2012 stipulează obligaţiile furnizorului de ultimă instanţă, atât pentru gaze naturale, cât şi pentru energia electrică (definit ca furnizorul desemnat de autoritatea competentă pentru a presta serviciul de furnizare în condiţii specifice reglementate), şi anume: ● are obligaţia de a asigura furnizarea gazelor naturale clienţilor finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE, conform art. 144 alin. (1); ● are obligaţia de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienţilor finali al căror furnizor se află în situaţia de a i se retrage licenţa de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în care clienţii finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă, conform art. 144 alin. (2).
    10. CONSULTAREA CU PĂRŢILE INTERESATE Având în vedere importanţa şi implicaţiile Planului de acţiuni preventive privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale a populaţiei din România şi, în special, a clienţilor protejaţi, Ministerul Energiei a supus proiectul Planului de acţiuni preventive unei consultări publice, în scopul colectării, de la părţile interesate, de propuneri, sugestii şi opinii cu valoare de recomandare cu privire la acest document. Scopul consultării a vizat creşterea transparenţei procesului decizional şi a permis, în acelaşi timp, acumularea de informaţii utile, necesare dezbaterii unor aspecte de politici publice cu impact major pentru perioada 2021-2030. Consultarea publică s-a derulat prin publicarea de către Ministerul Energiei, pe site-ul oficial al instituţiei, a anunţului privind iniţierea procesului de consultare publică cu privire la proiectul Planului de acţiuni preventive. Proiectul Planului de acţiuni preventive a fost anexat acestui anunţ de iniţiere a consultării publice. Suplimentar, proiectul a fost transmis pentru puncte de vedere/ observaţii şi propuneri unor întreprinderi din sectorul gazelor naturale, unor producători de energie electrică şi operatorilor de transport şi de sistem: de energie electrică şi de gaze naturale, după cum urmează: Autoritatea de Reglementare în domeniul Energiei, Federaţia Asociaţiilor Companiilor de Utilităţi din Energie, Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale Transgaz S.A., Societatea Naţională de Gaze Naturale ROMGAZ S.A., OMV PETROM S.A., Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice TRANSELECTRICA S.A., Electrocentrale Bucureşti S.A. ELCEN, Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L. şi DEPOMUREŞ S.A.. Proiectul Planului de acţiuni preventive a fost transmis autorităţilor competente din Ungaria şi Republica Bulgaria pentru consultare. Lista părţilor interesate ce au trimis observaţii la proiectul Planului de acţiuni preventive în cadrul consultării publice este prezentată mai jos:– Autoritatea de Reglementare în domeniul Energiei;– Federaţia Asociaţiilor Companiilor de Utilităţi din Energie;– Electrocentrale Bucureşti S.A. ELCEN;– Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L.;
    – DEPOMUREŞ S.A.;– OMV PETROM S.A.;– Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale Transgaz S.A..
    Observaţiile şi comentariile, transmise de părţile interesate, de ordin general şi specific au fost evaluate şi parţial preluate şi au vizat în principal următoarele teme: ● Includerea de modificări cu privire la proiectele de investiţii; ● Completări ale scenariilor de risc referitoare la aprovizionarea cu gaze naturale în România analizate; ● Transmiterea de date suplimentare privind calculul formulei N-1 la nivel naţional; ● Propuneri de modificare a unor măsuri preventive; ● Creşterea relevanţei contractelor cu clauze de interuptibilitate.
    11. DIMENSIUNEA REGIONALĂ*30) *30) Sursa: Joint Research Centre (Comisia Europeană) - Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din est - Ucraina şi Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic. Autorităţile Competente ale Statelor Membre din grupurile de risc - 2019.11.1. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Ucraina Formula utilizată pentru calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc este cea prevăzută la punctul 4, din Anexa II la Regulament, respectiv formula N-1 prin luarea în considerare a măsurilor axate pe cerere:
    Definiţii ale parametrilor utilizaţi pentru calcularea formulei N-1: EP(m) Capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de mc pe zi), altele decât cele aferente instalaţiilor de producţie, instalaţiilor GNL şi de stocare, simbolizate prin P(m), GNL(m) şi S(m), înseamnă suma capacităţilor tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să furnizeze gaze către zona luată în calcul. P(m) Capacitatea tehnică maximă de producţie (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de producţie ale tuturor instalaţiilor de producţie a gazelor, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul. S(m) Capacitatea tehnică maximă de stocare (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile de stocare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ţinând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia. După cum se specifică în regulament, capacitatea maximă utilizată în calcul este evaluată luând în considerare toate depozitele la 100% şi 30% din volumele lor de lucru. GNL(m) Capacitatea tehnică maximă a instalaţiilor GNL (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile GNL din zona luată în calcul, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară şi regazeificarea GNL, capacitatea tehnică de extracţie precum şi capacitatea de interconectare cu transportul reţea. I(m) Capacitatea tehnică maximă a infrastructurii unice principale de gaze de interes comun (în milioane de mc pe zi). D(max) Cererea zilnică totală de gaze pentru întregul grup (în milioane de mc pe zi) pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani. D(eff) Partea (în milioane de mc pe zi) din D(max) care, în cazul unei întreruperi a furnizării de gaze, poate fi acoperită într-o măsură suficientă şi în timp util prin măsuri de piaţă axate pe cerere. Pentru a analiza riscul asociat cu întreruperile aprovizionării cu gaze naturale a a rutei ucrainiene, în formula N-1, a fost adoptată ca infrastructură unică principală de gaze: Uzhgorod-Velke Kapusany, punctul de intrare situat la graniţa dintre Slovacia şi Ucraina.
    Formula N-1 a fost calculată pentru situaţia de întrerupere totală a coridorului de aprovizionare Ucraina. Formula N-1 a fost calculată luând în considerare capacitatea USG 100% şi nivelul de umplere USG 30%. Formula N-1 a fost calculată pentru două orizonturi de timp, adică scenariul 2018/2019 şi scenariul 2020/2021. Un rezumat al setului de date utilizate pentru calculul formulei N-1, în Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Ucraina, este prezentat în tabele de mai jos, pentru scenariul 2018/2019 (a se vedea Tabelul 28. şi Tabelul 29.) şi pentru scenariul 2020/2021 (a se vedea Tabelul 30. şi Tabelul 31.). Tabelul 32. prezintă valorile formulei N-1, calculate pentru cele două niveluri de umplere 30% şi 100%, pentru scenariul 2018/2019 şi scenariul 2020/2021. Tabel 28. Capacitatea punctului de interconectare Uzhgorod, în [MSmc/zi], pentru scenariul 2018/2019
    întrerupere(Im)Capacitate
    Uzhgorod227,4
    Coridor deaprovizionareUcraina336,5
    Tabel 29. Setul de date utilizat pentru calcularea formulei N-1, în [MSmc/zi], pentru scenariul 2018/2019
    StateleMembreEpmGNLm
    Sm 100%Sm 30%PmDmax
    Austria--66,444,43,455,3
    Bulgaria--4,22,90,618,2
    Croaţia-
    -5,83,23,516,6
    RepublicaCehă--59,141,00,568,2
    Germania471,0-612,4479,326,2474,8
    Grecia4,520,2---20,1
    Ungaria82,9-78,6685,577,4
    Italia133,651,9263,2171,815,5
    443,0
    Luxemburg4,3----4,8
    Polonia137,714,451,540,77,286,7
    România103,7-29,0-
    26,072,0
    Slovacia250,9-52,6139,50,245,1
    Slovenia-----4,9
    TOTAL1,188,686,51,170,2
    890,888,61,387,1
    Tabel 30. Capacitatea punctului de interconectare Uzhgorod, în[MSmc/zi], pentru scenariul 2020/2021
    întrerupere(Im)Capacitate
    Uzhgorod191,7
    Coridor deaprovizionareUcraina294,0
    Tabel 31. Setul de date utilizat pentru calcularea formulei N-1, în [MSmc/zi], pentru scenariul 2020/2021
    StateleMembreEpmGNLmSm 1GG%Sm 3G%PmDmax
    Austria--66,444,43,455,3
    Bulgaria14,6-4,22,91,120,3
    Croaţia-
    -5,83,23,516,6
    RepublicaCehă--59,141,00,468,2
    Germania471,0-612,4479,326,2474,8
    Grecia36,120,2---21,1
    Ungaria71,3-78,669,53,689,5
    Italia152,951,9291,3190,818,9
    438,0
    Luxemburg4,3----4,8
    Polonia137,714,451,540,77,297
    România103,7-29,0-
    26,572,0
    Slovacia204,3-52,6139,50,334,7
    Slovenia-----6,1
    TOTAL1.200,086,51.198,3
    911,391,31.386,3
    Tabelul 32. Valorile pentru formula N-1
    2018/20192020/2021
    UzhgorodUSG 100%166 %172 %
    USG 30%146 %151 %
    Coridor de aprovizionare UcrainaUSG 100%158 %165 %
    USG 30%
    138 %144 %
    În fiecare caz, valorile rezultate pentru formula N-1 sunt mult peste 100%, ceea ce înseamnă că infrastructurile de gaze regionale sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi cererea maximă a Statelor Membre implicate. Cu toate acestea, formula N-1 nu ia în considerare posibila existenţă a blocajelor interne sau a problemelor induse de funcţionarea defectuoasă a punctelor interne de interconectare sau lipsa capacităţii disponibile pentru preluarea volumelor de gaze naturale.
    11.2. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Transbalcanic Conform punctului 5 din Anexa II la Regulament, pentru calcularea formulei N-1 la nivel regional, se foloseşte infrastructura unică principală de gaze de interes comun din regiune care contribuie direct sau indirect la alimentarea cu gaze a grupului de risc în cauză. Pentru a analiza riscul asociat cu întreruperile aprovizionării cu gaze naturale în cadrul Grupului de risc Transbalcanic a fost adoptată ca infrastructură unică principală de gaze de interes comun punctul de interconectare Orlovka - Isaccea. Valorile capacităţii infrastructurii trans-balcanice sunt integrate în descrierea sistemului Grupului de risc Ucraina. Prezentarea valorilor estimate în formula N-1 se realizează pentru următoarele două situaţii, în funcţie de capacitatea de stocare subterană:– 100% din volumul de lucru de gaz stocat în zonă;– 30% din volumul de lucru de gaz stocat în zonă. Pentru calculul formulei N-1, întreaga regiune care cuprinde cele trei State Membre este considerată o singură "zonă calculată" şi sunt luate în considerare doar punctele de intrare care leagă regiunea de ţările din afara regiunii. Punctele transfrontaliere din interiorul regiunii nu sunt incluse. Calculul formulei N-1 a fost realizat pentru perioada 2019-2022 luându-se în considerare schimbările planificate în infrastructura şi producţia din regiune. După cum s-a menţionat mai sus, atunci când se consideră România, Bulgaria şi Grecia ca o regiune, zona are 4 puncte de intrare (EP). Medieşu (EP1) şi Isaccea (EP2) sunt puncte de intrare în România pentru gazele din Federaţia Rusă care tranzitează Ucraina. O parte din gazele care intră în Isaccea tranzitează România spre Bulgaria. În Bulgaria gazele intră la Negru Vodă I, Negru Vodă II şi Negru Vodă III. Din Bulgaria gazele sunt transportate spre Grecia, prin punctul Sidirokastron. Csanâdpalota (EP3) este punctul de intrare în România din Ungaria şi Kipi (EP4) este punctul de intrare în Grecia din Turcia. Tabelul 33 prezintă capacitatea tehnică zilnică maximă în punctele de intrare, în M(S)mc/zi, la nivelul Grupului de risc Transbalcanic, începând cu anul 2019.
    Tabel 33. Capacitatea tehnică maximă a punctelor de intrare, în M(S)mc/zi, la nivelul Grupului de risc Transbalcanic
    Ucraina -> RomâniaUngaria -> RomâniaTurcia -> Grecia
    EP1EP2EP3EP4
    Mediesu AuritIsacceaCsanadpalotaKipi
    1123.64.84.5
    18.8*
    50.4*
    113.1 (total)
    În Tabelele 34 şi 35 se prezintă parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1, în Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic, cu şi fără măsuri de piaţă axate pe cerere.
    Figura 7. Calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără D(eff) Tabel 34. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără D(eff)
    2019202020212022*
    [M(S)m3/zi][GWh/zi]**[M(S)m3/zi][GWh/zi][M(S)m3/zi][GWh/
    zi]
    [M(S)m3/zi][GWh/zi]
    EPm(total)113.101,195.47113.101,195.47110.501,167.99137.401,452.32
    Bulgaria0.000.000.000.00
    0.000.0014.60154.32
    Grecia4.5047.574.5047.574.5047.579.60101.47
    România108.601,147.90108.601,147.90106.001.120.42
    113.201,196.52
    Pm (total)26.16276.5126.55280.6347.70504.1947.04497.21
    Bulgaria0.161.690.555.811.1011.631.6417.33
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România26.00274.8226.00274.8246.60492.5645.40479.88
    Sm (total) (umplere 100%)33.25
    351.4533.25351.4533.25351.4533.25351.45
    Bulgaria3.7539.643.7539.643.7539.643.7539.64
    Grecia0.000.000.00
    0.000.000.000.000.00
    România29.50311.8229.50311.8229.50311.8229.50311.82
    Sm (total)(umplere30%)10.96115.8510.96
    115.8510.96115.8510.96115.85
    Bulgaria2.1122.302.1122.302.1122.302.1122.30
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România8.8593.548.8593.548.8593.548.8593.54
    GNLm(total)20.20213.5120.20213.5120.20213.51
    20.20213.51
    Bulgaria0.000.000.000.000.000.000.000.00
    Grecia20.20213.5120.20213.5120.20213.5120.20213.51
    România0.000.000.000.000.000.000.000.00
    Im92.80980.9092.80980.9090.20953.4190.20953.41
    Dmax(total)
    115.991,226.01115.991,226.01115.991,226.01115.991,226.01
    Deff0.000.000.000.000.000.000.000.00
    N-1 (%) (umplere 100%)86.14%86.47%
    104.71%127.33%
    N-1 (%)(umplere30%)66.92%67.26%85.49%108.11%
    Concluzii: N-1 > 100% pentru anul 2022 în toate cazurile (D(eff)= 0, D(eff)> 0, umplere 30% & 100%) N-1 > 100% de asemenea pentru anul 2021 doar pentru cazul umplere 100% Măsuri referitoare la cerere -> formula N-1 are un rezultat mai mic decât 100% pentru aceiaşi ani ca şi în cazul neaplicării D(eff). Luând în considerare măsurile axate pe cerere, se poate îmbunătăţi valoarea rezultată din calculul formulei N-1 cu 4% până la 6% (în cifre absolute). Valorile rezultate pentru formul N-1 pentru perioada 2019-2022 (a se vedea Figura 7.) arată că, în cazul întreruperii infrastructurii principale unice de gaze (punctul de interconectare Orlovka - Isaccea), capacitatea infrastructurii rămase va putea furniza cantitatea necesară de gaze pentru satisfacerea cererii de gaze din zona calculată într-o zi cu o cerere excepţional de mare de gaze (care apare cu o probabilitate statistică de o dată la 20 de ani), numai după anul 2021 (luând în considerare nivelul de gaze din depozitele subterane de 100% din volumul de gaze util). După cum se poate observa, pentru anii 2019 şi 2020, formula N-1 are o valoare mai mică de 100%, în timp ce, în cazul în care nivelul de gaze din depozitele subterane este considerat egal cu 30% din volumul de gaze util, formula N-1 este mai mică de 100% şi pentru anul 2022.
    Figura 8. Calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, cu D(eff) Tabel 35. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, cu D(eff)
    2019202020212022*
    M(S)mc/ziGWh/ziM(S)mc/ziGWh/ziM(S)mc/ziGWh/ziM(S)mc/ziGWh/zi
    EP(m)(total)113.101,195.47113.101,195.47110.50
    1,167.99137.401,452.32
    Bulgaria0.000.000.000.000.000.0014.60154.32
    Grecia4.5047.574.5047.574.5047.579.60
    101.47
    România108.601,147.90108.601,147.90106.001.120.42113.201,196.52
    Pm (total)26.16276.5126.55280.6347.70504.1947.04497.21
    Bulgaria0.161.690.555.811.1011.631.6417.33
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România26.00274.82
    26.00274.8246.60492.5645.40479.88
    S(m) (total) (umplere 100%)33.25351.4533.25351.4533.25351.4533.25351.45
    Bulgaria3.7539.643.7539.64
    3.7539.643.7539.64
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România29.50311.8229.50311.8229.50311.82
    29.50311.82
    S(m) (total)(umplere30%)10.96115.8510.96115.8510.96115.8510.96115.85
    Bulgaria2.1122.302.1122.302.1122.30
    2.1122.30
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România8.8593.548.8593.548.8593.548.8593.54
    GNL(m)(total20.20213.5120.20213.5120.20213.5120.20213.51
    Bulgaria0.000.000.000.000.000.000.000.00
    Grecia
    20.20213.5120.20213.5120.20213.5120.20213.51
    România0.000.000.000.000.000.000.000.00
    I(m)92.80980.90
    92.80980.9090.20953.4190.20953.41
    D(max)(total)115.991,226.01115.991,226.01115.991,226.01115.991,226.01
    D(eff)5.7260.505.7260.505.7260.505.7260.50
    N-1 (%) (umplere 100%)90.61%90.96%110.14%133.94%
    N-1 (%)(umplere30%)70.39%70.75%89.93%113.72%
    Tabelul 36. prezintă capacitatea tehnică maximă a punctelor de ieşire, la nivelul Grupului de risc Transbalcanic, începând cu anul 2019. Având în vedere aceste două puncte de ieşire, o abordare alternativă la calcularea formulei N-1 poate fi luată în considerare prin reducerea a cantităţii totale de gaze care intră în regiune cu cantitatea de gaze de tranzit, adică scăderea valorii de 46,88 M(S) mc/zi în calculul formulei N-1. Tabel 36. Capacitatea tehnică maximă (în M(S)mc/zi) a punctelor de ieşire la nivelul Grupului de risc Transbalcanic
    Bulgaria -> TurciaBulgaria -> Macedonia de Nord
    EXP1EXP2
    MalkoclarZidilovo
    44.352.53
    46.88 (total)
    În Tabelele 37. şi 38. se prezintă calculul formulei N-1, în Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic, bazat pe aplicarea celei de-a doua abordări, cu şi fără măsuri de piaţă axate pe cerere. În Figurile 9. şi 10. se prezintă rezultatele formulei N-1, bazat pe aplicarea celei de-a doua abordări, care evidenţiază că dependenţa de tranzitul de gaze are o mare importanţă pentru calculul formulei N-1 pentru regiunea balcanică, în perioada 2019-2022.
    Figura 9. Calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără gazul de tranzit (a doua abordare) şi fără D(eff) Tabel 37. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără gazul de tranzit (a doua abordare) şi fără D(eff)
    2019202020212022*
    (S)mcm/ziGWh/zi(S)mcm/ziGWh/zi(S)mcm/ziGWh/zi(S)mcm/ziGWh/zi
    EP(m) (total)113.101,195.47113.101,195.47110.50
    1,167.99137.401,452.32
    Bulgaria0.000.000.000.000.000.0014.60154.32
    Grecia4.5047.574.5047.574.5047.579.60
    101.47
    România108.601,147.90108.601,147.90106.001.120.42113.201,196.52
    ExitP(m)(total)46.88495.5246.88495.5246.88495.5246.88495.52
    EXP144.35468.7844.35468.7844.35468.7844.35468.78
    EXP22.5326.742.5326.742.5326.742.5326.74
    P(m) (tot)26.16
    276.5126.55280.6347.70504.1947.04497.21
    Bulgaria0.161.690.555.811.1011.631.6417.33
    Grecia0.000.000.00
    0.000.000.000.000.00
    România26.00274.8226.00274.8246.60492.5645.40479.88
    S(m) (tot) (umplere 100%)33.25351.4533.25351.4533.25351.4533.25351.45
    Bulgaria3.7539.643.7539.643.7539.643.7539.64
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.00
    0.00
    România29.50311.8229.50311.8229.50311.8229.50311.82
    S(m) (total)(umplere30%)10.96115.8510.96115.8510.96115.8510.96
    115.85
    Bulgaria2.1122.302.1122.302.1122.302.1122.30
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România
    8.8593.548.8593.548.8593.548.8593.54
    GNL(m)(total)20.20213.5120.20213.5120.20213.5120.20213.51
    Bulgaria0.00
    0.000.000.000.000.000.000.00
    Grecia20.20213.5120.20213.5120.20213.5120.20213.51
    România0.000.000.00
    0.000.000.000.000.00
    I(m)92.80980.9092.80980.9090.20953.4190.20953.41
    Dmax(total)115.991,226.01115.991,226.01
    115.991,226.01115.991,226.01
    D(eff)0.000.000.000.000.000.000.000.00
    N-1 (%) (umplere 100%)45.72%46.06%64.29%86.91%
    N-1 (%)(umplere
    30%)
    26.50%26.84%45.07%67.70%
    Figura 10. Calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără gazul de tranzit (a doua abordare) şi cu D(eff) Tabel 38. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără gazul de tranzit (a doua abordare) şi cu D(eff)
    2019202020212022*
    (S)mcm/ziGWh/zi(S)mcm/ziGWh/zi(S)mcm/ziGWh/zi(S)mcm/ziGWh/zi
    EP(m) (total)113.101,195.47113.101,195.47110.501,167.99137.401,452.32
    Bulgaria0.000.000.000.000.000.0014.60
    154.32
    Grecia4.5047.574.5047.574.5047.579.60101.47
    România108.601,147.90108.601,147.90106.001.120.42113.201,196.52
    ExitP(m) (total)
    46.88495.5246.88495.5246.88495.5246.88495.52
    EXP144.35468.7844.35468.7844.35468.7844.35468.78
    EXP22.5326.74
    2.5326.742.5326.742.5326.74
    P(m) (total)26.16276.5126.55280.6347.70504.1947.04497.21
    Bulgaria0.161.690.555.81
    1.1011.631.6417.33
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România26.00274.8226.00274.8246.60492.56
    45.40479.88
    S(m) (total) (umplere 100%)33.25351.4533.25351.4533.25351.4533.25351.45
    Bulgaria3.7539.643.7539.643.7539.643.7539.64
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România29.50311.8229.50311.8229.50311.8229.50311.82
    S(m)(total)(umplere
    30%)
    10.96115.8510.96115.8510.96115.8510.96115.85
    Bulgaria2.1122.302.1122.302.1122.302.1122.30
    Grecia0.000.000.000.000.000.000.000.00
    România8.8593.548.8593.548.8593.548.8593.54
    GNL(m) (total)20.20213.5120.20
    213.5120.20213.5120.20213.51
    Bulgaria0.000.000.000.000.000.000.000.00
    Grecia20.20213.5120.20213.5120.20
    213.5120.20213.51
    România0.000.000.000.000.000.000.000.00
    I(m)92.80980.9092.80980.9090.20953.4190.20
    953.41
    D(max) (total)115.991,226.01115.991,226.01115.991,226.01115.991,226.01
    D(eff)5.7260.505.7260.505.7260.505.7260.50
    N-1 (%) (umplere 100%)
    48.09%48.45%67.63%91.42%
    N-1 (%) (umplere 30%)27.88%28.23%47.41%71.21%
    Concluzie: În cazul în care fluxurile de tranzit sunt întrerupte (fluxuri destinate ţărilor vecine dea lungul lanţului de aprovizionare- Turcia şi Macedonia de Nord), formula N-1 are valori sub 100%, în toate cazurile, chiar şi în cazul în care sunt aplicate măsurile axate pe piaţă, în perioada 2019-2022.
    11.3. Mecanismele dezvoltate pentru cooperare între Statele Membre Aşa cum este prevăzut în art. 3 alin. (6) din Regulament, ca mijloc de consolidare a cooperării regionale se utilizează Sistemul Regional de Coordonare pentru Gaze (Sistemul ReCo pentru Gaze), înfiinţat de ENTSO-G, care este compus din grupuri permanente de experţi, pentru furnizarea de informaţii privind fluxurile de gaze, precum şi pentru furnizarea de expertiză tehnică şi operaţională între operatorii de transport şi de sistem, în situaţii de urgenţă la nivel regional sau la nivelul Uniunii. Există trei echipe ReCo: nord-vest, est şi sud. Majoritatea Statelor Membre care fac parte din Grupul de risc Ucraina sunt incluse în cadrul echipei ReCo Est, care a fost lansată în Noiembrie 2017. Aşa cum este menţionat în Regulament, Autorităţile Competente ale Statelor Membre din cadrul Grupurilor de risc trebuie să asigure un nivel corespunzător de schimb de informaţii şi de cooperare în caz de situaţie de urgenţă la nivel regional sau la nivelul Uniunii. Operatorii de sisteme de transport cooperează şi schimbă informaţii, inclusiv privind fluxurile de aprovizionare cu gaze într-o situaţie de criză, utilizând Sistemul regional de coordonare pentru gaze şi, de asemenea, în consultările privind Planul de dezvoltare a reţelei europene de transport gaze naturale pe 10 ani (TYNDP).
    11.4. Măsuri necesare pentru punerea în aplicare a principiului solidarităţii Introducerea principiului solidarităţii, conform art. 13 din Regulament, prin care se impune Statelor Membre conectate direct sau prin intermediul unei ţări terţe să adopte obligaţii de solidaritate şi să încheie acorduri tehnice, juridice şi financiare, pentru a putea lua măsuri pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale pentru consumatorii vulnerabili, chiar şi în timpul celor mai severe situaţii de criză este necesar ca între autorităţile competente să existe, în avans, o relaţie de cooperare şi o înţelegere comună a gestionării nivelurilor de criză şi a măsurilor care ar trebui întreprinse, astfel încât gestionarea crizelor să poată fi realizată. În acest sens, Ministerul Energiei a elaborat un proiect de Acord privind măsurile de solidaritate pentru a asigura siguranţa aprovizionării cu gaze, care a fost supus consultării întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, operatorului de transport şi de sistem de gaze naturale şi Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei. Proiectul de Acord a fost transmis autorităţilor competente din Statele Membre vecine, după care va fi supus aprobării Guvernului României.12. CONCLUZII Planul de acţiuni preventive a fost stabilit în conformitate cu prevederile Regulamentului. Planul descrie instrumentele disponibile pe piaţa gazieră din România, respectiv numai măsurile bazate pe piaţă, necesare pentru a asigura securitatea aprovizionării consumatorilor finali şi pentru a face faţă unor incidente neprevăzute. La nivelul măsurilor preventive, se utilizează atât măsurile bazate pe piaţă axate pe cerere, cât şi cele axate pe ofertă. Măsurile nebazate pe piaţă nu sunt utilizate. Măsurile bazate pe piaţă reprezintă o componentă esenţială a funcţionării normale a pieţei, dar acestea pot fi utilizate, totodată, în situaţiile de criză, care sunt descrise în Planul de urgenţă. Aceste măsuri bazate pe piaţă se pot realiza în cea mai mare datorită faptului că infrastructura naţională de gaze naturale este dezvoltată şi că sursele de alimentare cu gaze sunt bine diversificate. Structura fizică a Sistemului Naţional de Transport oferă posibilitatea identificării şi constituirii unor culoare de transport gaze naturale care să răspundă atât necesităţilor privind asigurarea alimentării cu gaze naturale a diferitelor zone de consum din ţară cât şi necesităţilor privind transferul prin sistemul românesc a unor cantităţi de gaze naturale între sistemele ţărilor vecine, ca o cerinţă impusă de liberalizarea pieţelor gazelor naturale şi de reglementările europene. În ceea ce priveşte sursele de aprovizionare interne, eventualele incidente care pot afecta procesul de producţie în amonte de SNT pot fi remediate în timp util fără impact semnificativ în furnizarea de gaze naturale către consumatorii finali. Procedurile interne ale producătorilor oferă o mai mare flexibilitate a aprovizionării, fiind disponibile mecanisme de redirecţionare/ compensare în cazul indisponibilităţii capacităţilor în perioada de intervenţie. Sistemul de înmagazinare subterană a gazelor naturale din România este unul dintre elementele care contribuie la optimizarea utilizării infrastructurii de transport a gazelor naturale şi la echilibrarea sistemului, contribuie la crearea unui echilibru între consum şi producţia internă şi importuri şi la creşterea eficienţei SNT, ajutând în mod semnificativ la asigurarea aprovizionării cu gaze către clienţii finali în cazul întreruperii sau limitării alimentării cu gaze naturale. Producţia de energie electrică ar putea fi afectată de disfuncţionalităţile aprovizionării cu gaze naturale în România, deoarece producţia de energie electrică în centralele pe hidrocarburi (gaze naturale) reprezintă aproximativ 16% din producţia totală de energie electrică, iar perspectiva este creşterea acestei cote prin implementarea noii politici ecologice europene. România are cea mai mare piaţă gazieră din regiune şi cea mai mică dependenţă de importuri, înregistrează 80% din producţia din regiune. Deşi există o scădere a producţiei interne de gaze naturale, România are încă un potenţial ridicat de producţie internă, cu posibilităţi de dezvoltare viitoare odată ce capacităţile de producţie din perimetrele din Marea Neagră vor începe să producă. Rezultatul obţinut în Evaluarea naţională a riscurilor pentru formula N-1, şi anume valoarea formulei N-1 este peste 100%, indică faptul că infrastructurile naţionale de gaze sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi cererea maximă din România Planul descrie, de asemenea, obligaţiile întreprinderilor din domeniul gazelor naturale, stipulate în Legea nr. 123/2012, care se aplică pieţei gaziere din România, pentru a se asigura că acestea utilizează instrumentele disponibile pentru asigurarea furnizării gazelor naturale în siguranţă către consumatorii finali şi în special către clienţii protejaţi. În concluzie, Sistemul de gaze din România este pro-activ în raport cu cerinţele Regulamentului (UE) 2017/1938 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile pentru protejarea securităţii aprovizionării cu gaze şi abrogarea Regulamentului 994/2010.
    LISTA FIGURILOR: Figura 1. Harta Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale Figura 2. Componenţa Grupului de risc Ucraina Figura 3. Harta punctelor transfrontaliere din Grupul de riscTransbalcanic Figura 4. Harta punctelor de interconectare transfrontalieră ale SNT Figura 5. Harta proiectelor majore din SNT Figura 6. Proiecte majore de înmagazinare gaze naturale - Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L. şi DEPOMUREŞ S.A. Figura 7. Calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără D(eff) Figura 8. Calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, cu D(eff) Figura 9. Calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără gazul de tranzit (a doua abordare) şi fără D(eff) Figura 10. Calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără gazul de tranzit (a doua abordare) şi cu D(eff)LISTA TABELELOR: Tabel 1. Infrastructura existentă a SNT Tabel 2. Caracteristicile tehnice ale depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale Tabel 3. Principalele cifre privind consumul de gaze în România Tabel 4. Structura consumului total de gaze naturale pe tipuri de clienţi finali, în anul 2019
    Tabel 5. Evoluţia producţiei de energie primară în România, pe tipuri de sursă Tabel 6. Producţia internă de gaze naturale în România Tabel 7. Importul de gaze naturale în România Tabel 8. Importul de gaze naturale pe surse de origine Tabel 9. Structura puterii instalate pe tipuri de combustibili Tabel 10. Structura producţiei anuale de energie electrică în perioada 2015-2019 Tabel 11. Producţia naţională de energie electrică şi termică în cogenerare Tabel 12. Capacitatea punctelor de interconectare între Statele Membre din Grupul de risc Ucraina Tabel 13. Terminale de regasificare a GNL Tabel 14. Capacitatea de stocare (total şi volum util) şi accesul transfrontalier Tabel 15. Capacitatea maximă zilnică de extracţie pentru niveluri diferite de umplere în comparaţie cu cererea maximă Tabel 16. Producţia internă de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina Tabel 17. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina Tabel 18. Capacitatea fermă şi întreruptibilă în punctele transfrontaliere din Grupul de risc Transbalcanic Tabel 19. Rezumatul scenariilor selectate pentru Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Ucraina Tabel 20. Rezumatul scenariilor de risc pentru Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic Tabel 21. Matricea de risc care descrie clasificarea scenariilor de risc pe baza scalelor de severitate şi de probabilitate selectate Tabel 22. Matricea riscurilor Tabel 23. Caracteristicile conductelor de interconectare transfrontalieră la punctele de intrare din sistemele de transport din ţările vecine Tabel 24. Ponderea clienţilor casnici în total consum Tabel 25. Ponderea consumatorilor protejaţi în total consum Tabel 26. Măsuri bazate pe piaţă, axate pe cerere şi ofertă Tabel 27. Rezumatul obligaţiilor întreprinderilor din domeniul gazelor naturale referitoare la funcţionarea în siguranţă a reţelei naţionale de gaze naturale Tabel 28. Capacitatea punctului de interconectare Uzhgorod, în [MSmc/zi], pentru scenariul 2018/2019 Tabel 29. Setul de date utilizat pentru calcularea formulei N-1, în [MSmc/zi], pentru scenariul 2018/2019 Tabel 30. Capacitatea punctului de interconectare Uzhgorod, în[MSmc/zi], pentru scenariul 2020/2021 Tabel 31. Setul de date utilizat pentru calcularea formulei N-1, în [MSmc/zi], pentru scenariul 2020/2021 Tabel 32. Valorile pentru formula N-1 Tabel 33. Capacitatea tehnică maximă a punctelor de intrare, în M(S)mc/zi, la nivelul Grupului de risc Transbalcanic Tabel 34. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără D(eff) Tabel 35. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, cu D(eff) Tabel 36. Capacitatea tehnică maximă (în M(S)mc/zi) a punctelor de ieşire la nivelul Grupului de risc Transbalcanic Tabel 37. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără gazul de tranzit (a doua abordare) şi fără D(eff) Tabel 38. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără gazul de tranzit (a doua abordare) şi cu D(eff)
    ----





    Se încarcă informațiile conexe fiecărui articol!