Consiliul Concurenţei. Raport al investigației privind sectorul gazelor naturale din România

Átírás

1 Consiliul Concurenţei Raport al investigației privind sectorul gazelor naturale din România Februarie 2018

2 Cuprins ABREVIERI...6 DEFINIŢII...7 INTRODUCERE CAPITOLUL I REGLEMENTAREA SECTORULUI GAZELOR NATURALE Cadrul de reglementare la nivelul Uniunii Europene Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale Regulamentul nr. 713/2009 de instituire a Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei Regulamentul (CE) nr. 715/2009 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale Regulamentul (CE) nr. 984/2013 de stabilire a unui cod al reţelei privind mecanismele de alocare a capacităţii în sistemele de transport al gazelor şi de completare a Regulamentului (CE) nr. 715/ Directiva 2008/92/CE privind o procedura comunitară de ameliorare a transparenţei preţurilor la gaz şi energie electrică aplicate utilizatorilor finali din industrie Directiva 2013/30/CE privind siguranţa operaţiunilor petroliere si gaziere offshore Regulamentul (CE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale Regulamentul (CE) nr. 1227/2011 privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de energie (REMIT) Regulamentul (UE) nr. 347/2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene Regulamentul (CE) nr. 1348/2014 privind raportarea de date pentru punerea în aplicare a art. 8 (2) şi (6) din Regulamentul nr. 1227/ Cadrul de reglementare la nivel naţional Legislaţia primară Reglementarea activităţilor din sectorul gazelor naturale CAPITOLUL II - PIEȚELE DE ENERGIE DIN PERSPECTIVA TEORIEI MICROECONOMICE Introducere Modelul pieței cu concurență perfectă Extensii ale modelului de bază al pieței A. Existența resurselor limitate B. Specificitatea investițiilor C. Indivizibilitatea capitalului D. Intensitatea capitalului Modelul pieței de monopol

3 2.4 Monopolul natural Economiile de scală ca sursă a monopolului natural Soluții la ineficiențele generate de monopolul natural Un exemplu privind limitele concurenței în cazul monopolului natural Concluzii CAPITOLUL III - EVOLUŢIA SECTORULUI GAZELOR NATURALE DIN ROMÂNIA Consumul şi sursele de acoperire Producţia de gaze naturale Importul de gaze naturale Restructurarea sectorului Caracteristici structurale determinante pentru funcţionarea pieţei gazelor naturale Liberalizarea pieţei gazelor naturale Structura sectorului de gaze naturale Activităţile de explorare, dezvoltare şi producţie Activitatea de furnizare a gazelor naturale Piaţa centralizată de tranzacţionare Transportul gazelor naturale Înmagazinarea gazelor naturale Distribuţia gazelor naturale CAPITOLUL IV - SURSELE DE APROVIZIONARE ŞI EXPORTURILE Producţia gazelor naturale din România Aspecte generale privind activităţile din segmentul upstream de gaze naturale Situaţia zăcămintelor de gaze naturale exploatate în România Prezentarea principalilor titulari de acorduri petroliere Situaţia producţiei de gaze naturale în perioada Perspective în activitatea de producţie Importul gazelor naturale Evaluarea segmentului producției de gaze naturale din România prin intermediul Indicelui Agregat de Presiune Concurențială Exporturile de gaze naturale Evoluţia prețurilor gazelor naturale CAPITOLUL V - ACTIVITATEA DE FURNIZARE A GAZELOR NATURALE Furnizarea în regim reglementat Furnizarea în regim concurenţial Piaţa furnizării angro de gaze naturale Piaţa furnizării angro în regim concurenţial

4 5.4 Piaţa de furnizare cu amănuntul a gazelor naturale CAPITOLUL VI - IMPACTUL REGLEMENTĂRILOR ASUPRA PIEŢEI CONCURENŢIALE Obligaţia de bandă Obligaţia de stoc minim Regimul de taxare a producţiei de hidrocarburi în România Obligaţia tranzacţionării pe pieţele centralizate Experienţa europeană Operatorii pieţelor centralizate din România Evoluţia cadrului legislativ şi efecte pe piaţă Opinii ale furnizorilor şi problematici semnalate Aspecte legate de reglementare: Aspecte privind capacitatea financiară a operatorilor Aspecte privind organizarea şi funcţionarea platformelor centralizate, respectiv problematica infrastructurii existente Adoptarea modelui pieţei energie electrică Paliere cantitative şi durată Concluzii CAPITOLUL VII TRANSPORTUL GAZELOR NATURALE Descrierea activităţii de transport al gazelor naturale în România Piaţa transportului de gaze naturale din România Rezervarea de capacitate Echilibrarea CAPITOLUL VIII - DISTRIBUŢIA GAZELOR NATURALE Concesionarea serviciului public de distribuţie a gazelor naturale Drepturile şi obligaţiile operatorului de distribuţie a gazelor naturale Accesul şi racordarea la reţeaua de distribuţie a gazelor naturale Principiile sistemului de preţuri şi tarife reglementate Situaţia sistemelor de distribuţie din România CAPITOLUL IX ÎNMAGAZINAREA Cadrul legal Rolul activităţii de înmagazinare Concurenţi Evoluţia tarifelor de înmagazinare Opiniile furnizorilor cu privire la activitatea de înmagazinare CAPITOLUL X - Concluzii privind funcţionarea pieţelor din sectorul gazelor naturale în perioada

5 CAPITOLUL XI RECOMANDĂRI

6 Abrevieri ABREVIERI ACER Agenţia pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei ANRE Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei ANRM Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale BRM Bursa Română de Mărfuri SA CE Comisia Europeană CET centrală electrică de termoficare CTE centrală termoelectrică CPET clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei termice în centrale de cogenerare şi în centrale termice, destinată consumului populaţiei DOPGN Direcţia Operator Piaţă Gaze Naturale, organizată în cadrul Societăţii Naţionale de Transport Gaze Naturale Transgaz S.A. Mediaş ENTSO-G reţea europeană a operatorilor de transport și de sistem de gaze naturale EUROSTAT Biroul Statistic al Comunităților Europene GNC gaz natural comprimat GNCV gaz natural comprimat pentru vehicule GNL gaz natural lichefiat GPL gaze petroliere lichefiate IAPC indicele agregat de presiune concurenţială IU instalaţie de utilizare mc metru cub MWh megawatt oră OÎ operator înmagazinare OPCOM operatorul pieţei de energie electrică şi gaze naturale din România OSD operator al sistemului de distribuţie OTS operator de transport și de sistem REMIT Regulamentul (CE) nr. 1227/2011 privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de energie SD sistem de distribuţie SNT Sistemul naţional de transport al gazelor naturale TFUE Tratatul privind Funcţionarea Uniunii Europene UE Uniunea Europeană UR utilizator de reţea 6

7 Definiţii DEFINIŢII 1. acces la conductele de alimentare din amonte - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau al unui client eligibil de a utiliza conductele de alimentare din amonte, mai puţin partea utilizată în procesele de producţie a gazelor naturale, respectiv în punctul în care gazele naturale îndeplinesc condiţiile tehnice de calitate pentru a putea fi comercializate; 2. acces la sistemul de distribuţie - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau al unui client de a utiliza sistemul de distribuţie; 3. acces la sistemul de înmagazinare - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau al unui client de a utiliza sistemul de înmagazinare subterană; 4. acces la sistemul de transport - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau al unui client de a utiliza sistemul de transport; 5. acces la terminalul GNL - dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau al unui client de a utiliza terminalul GNL; 6. activităţi conexe - activităţi complementare celor de producţie, transport, distribuţie, înmagazinare a gazelor naturale, ce sunt desfăşurate de către operatorul licenţiat, conform condiţiilor de valabilitate ale licenţelor de operare a sistemelor respective; 7. aparat de utilizare - parte componentă a instalaţiei de utilizare a gazelor naturale, destinată să consume gaze naturale în calitate de combustibil sau de materie primă, cu îndeplinirea condiţiilor legale pentru funcţionare; 8. autorizaţie/licenţă - actul administrativ individual emis de ANRE, acordat unei persoane fizice sau juridice, pentru exercitarea unui drept şi executarea unor obligaţii; 9. autoritate competentă - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei - ANRE, care este organizată şi funcţionează în conformitate cu prevederile legii; 10. aviz tehnic - documentul emis în urma analizei unei documentaţii tehnice, care atestă respectarea condiţiilor impuse de legislaţia în vigoare; 11. biogaz - amestec de gaze de origine biogenă produs prin procese de fermentaţie, gazeificare sau piroliză a unor substanţe organice; 12. biometan - biogaz adus la parametrii de calitate pentru a putea fi utilizat în reţelele de transport şi distribuţie în amestec cu gazele naturale; 13. bunuri proprietate a terţilor - elemente componente ale sistemelor de transport sau ale sistemelor de distribuţie, utilizate de către operatorii licenţiaţi pentru realizarea serviciilor de transport sau de distribuţie, bunuri neincluse în patrimoniul acestora; 14. capacitate - fluxul maxim, exprimat în unitate de volum pe unitate de timp sau în unitate de energie pe unitate de timp, la care are dreptul utilizatorul reţelei în conformitate cu prevederile contractuale; 15. capacitate contractată - capacitatea pe care operatorul sistemului a alocat-o unui utilizator printr-un contract; 7

8 Definiţii 16. capacitate disponibilă - partea din capacitatea tehnică care nu este alocată şi este încă disponibilă pentru sistem în momentul respectiv; 17. capacitate fermă - capacitatea garantată contractual ca fiind neîntreruptibilă de către operatorul sistemului; 18. capacitate întreruptibilă - capacitatea care poate fi întreruptă de operatorul sistemului, în conformitate cu condiţiile prevăzute în contractul cu utilizatorul reţelei; 19. capacitate neutilizată - capacitatea fermă pe care a achiziţionat-o un utilizator al reţelei, în baza unui contract, dar pe care utilizatorul nu a nominalizat-o până la termenul - limită specificat în contract; 20. capacitate tehnică - capacitatea fermă maximă pe care o poate oferi operatorul sistemului unui utilizator, luând în considerare integritatea sistemului respectiv şi cerinţele de exploatare ale acestuia; 21. client - clientul angro, clientul final de gaze naturale sau un operator economic din sectorul gazelor naturale care cumpără gaze naturale; 22. client angro - persoană fizică sau juridică, alta decât un operator de transport şi de sistem sau un operator de distribuţie, care cumpără gaze naturale în scopul revânzării în interiorul sau în afara sistemului în care este stabilită; 23. client casnic - clientul care cumpără gaze naturale pentru consumul casnic propriu; 24. client eligibil - clientul care este liber să cumpere gaze naturale de la un furnizor ales de acesta; 25. client final - clientul care cumpără gaze naturale pentru uz propriu; 26. client industrial - clientul final noncasnic care utilizează gaze naturale în procese industriale prin intermediul unor instalaţii definite conform reglementării nediscriminatorii aprobate de ANRE; 27. client industrial nou - clientul industrial care se racordează pentru prima oară la un sistem; nu se consideră clienţi industriali noi acei clienţi care sunt succesorii în drepturi - universali, cu titlu universal şi/sau cu titlu particular-ai unor clienţi finali care au sau care au avut o instalaţie de racordare la un sistem de distribuţie ori de transport al gazelor naturale sau la o conductă de alimentare din amonte; 28. client noncasnic - clientul care cumpără gaze naturale ce nu sunt destinate consumului casnic propriu; 29. client vulnerabil - clientul final aparţinând unei categorii de clienţi casnici care, din motive de vârstă, sănătate sau venituri reduse, se află în risc de marginalizare socială şi care, pentru prevenirea acestui risc, beneficiază de măsuri de protecţie socială, inclusiv de natură financiară. Măsurile de protecţie socială, precum şi criteriile de eligibilitate pentru acestea se stabilesc prin acte normative; 30. client întreruptibil de siguranţă - client final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie de urgenţă. Reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, precum şi orice alte măsuri de realizare a implementării Regulamentul UE nr. 994/2010 al 8

9 Definiţii Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE a Consiliului se realizează prin hotărâre a Guvernului elaborată la propunerea ministerului de resort în calitate de autoritate competentă; 31. cod - colecţie de reglementări cu caracter tehnic şi/sau comercial, elaborate sau aprobate de către ANRE, prin care se stabilesc reguli şi proceduri pentru operatorii economici din sectorul gazelor naturale; 32. conductă de alimentare din amonte - orice conductă ori reţea de conducte exploatată şi/sau construită ca parte a unui proiect de producere de gaze naturale ori ţiţei sau utilizată pentru transportul gazelor naturale de la perimetrul/perimetrele în care se desfăşoară proiectele de producere a gazelor naturale şi ţiţeiului către un sistem, o instalaţie, un terminal de prelucrare sau către un terminal de descărcare de coastă; 33. conductă de transport - ansamblul format din conducte, inclusiv instalaţiile, echipamentele şi dotările aferente, care funcţionează în principal în regim de înaltă presiune, prin care se asigură transportul gazelor naturale între punctele de preluare din conductele de alimentare din amonte, din conductele de interconectare, punctele de preluare din import sau din terminalele GNL, până la punctele de predare la operatorii de distribuţie, la clienţii finali sau în conductele de interconectare; 34. conductă de interconectare - conductă de transport care traversează sau trece peste o frontieră dintre două state membre ale Uniunii Europene pentru unicul scop al conectării sistemelor de transport ale acestor state; conductele de interconectare cu statele ce nu sunt membre ale Uniunii Europene sunt supuse prevederilor acordurilor cu aceste state; 35. consum tehnologic - cantitatea de gaze naturale, certificată pe baza metodologiei elaborate de Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale, necesară a fi consumată de către un operator economic pentru asigurarea parametrilor tehnologici necesari desfăşurării activităţii de producţie şi înmagazinare, respectiv cantitatea de gaze naturale certificată pe baza metodologiilor elaborate de ANRE, necesară a fi consumată de către un operator economic pentru asigurarea parametrilor tehnologici necesari desfăşurării activităţii de distribuţie, respectiv de transport al gazelor naturale; 36. contract de furnizare a gazelor naturale - un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, care exclude un instrument de finanţare din domeniul gazelor naturale; 37. contorizare inteligentă - sistem avansat de contorizare care furnizează informaţii consumatorului final şi operatorului privind consumul real de energie electrică sau de gaze naturale, precum şi despre momentul efectiv al consumului şi care oferă opţiuni consumatorului în vederea utilizării eficiente a energiei; 38. contract de tip take or pay - contract de vânzare - cumpărare care obligă cumpărătorul să plătească o anumită cantitate negociată, chiar în absenţa preluării acesteia; 39. depozit de înmagazinare subterană - spaţiul din scoarţa terestră având calităţi naturale sau dobândite ca urmare a unor operaţiuni petroliere sau activităţi miniere anterioare, proprii pentru injectarea, depozitarea şi extragerea unor volume de gaze naturale, aflat în proprietatea publică a statului; 9

10 Definiţii 40. deţinerea controlului - orice drepturi, contracte sau orice alte elemente care, fiecare în parte ori luate împreună şi ţinând seama de circumstanţele de fapt sau de drept, conferă posibilitatea de a exercita o influenţă determinantă asupra unei întreprinderi, în special prin: - drepturi de proprietate sau de folosinţă asupra totalităţii ori a unei părţi din activele unei întreprinderi; - drepturi sau contracte care conferă o influenţă determinantă asupra structurii întreprinderii, votului sau deciziilor organelor de conducere ale unei întreprinderi; 41. dispecerizare - activitatea specifică de echilibrare permanentă şi operativă, la nivelul sistemelor, a cantităţilor de gaze naturale intrate şi, respectiv, ieşite, la parametrii rezultaţi din obligaţiile de livrare, precum şi luarea măsurilor de limitare a efectelor situaţiilor excepţionale, cum ar fi: temperaturi foarte scăzute, calamităţi naturale, avarii majore şi altele asemenea, prin folosirea de mijloace specifice; 42. distribuţia gazelor naturale - activitatea de vehiculare a gazelor naturale printr-un sistem de conducte de distribuţie pentru a fi furnizate clienţilor, dar neincluzând furnizarea; 43. durata de funcţionare - intervalul de timp în care un obiectiv din sectorul gazelor naturale realizează scopul pentru care a fost construit în condiţii de siguranţă şi de eficienţă economică, conform reglementărilor în vigoare; 44. furnizarea gazelor naturale - activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale, inclusiv GNL, către clienţi; 45. furnizor - persoană fizică sau juridică ce realizează activitatea de furnizare a gazelor naturale; 46. furnizor de ultimă instanţă - furnizorul desemnat de autoritatea competentă pentru a presta serviciul de furnizare în condiţii specifice reglementate; 47. gaz natural comprimat (GNC) - gazul natural comprimat ta presiuni cuprinse între bari, stocat şi comercializat în recipiente speciale în vederea utilizării drept combustibil; 48. gaz natural comprimat pentru vehicule (GNCV) - gazul natural stocat în recipiente sub presiune, prin comprimare, în scopul utilizării drept combustibil pentru vehicule cu motoare termice; 49. gaz natural lichefiat (GNL) - gazul natural care, în urma unor procese specifice, este adus în stare lichidă şi stocat în recipiente speciale; 50. gaze naturale - gazele libere din zăcămintele de gaz metan, gazele dizolvate în ţiţei, cele din câmpul de gaze asociat zăcămintelor de ţiţei, precum şi gazele rezultate din extracţia sau separarea hidrocarburilor lichide; 51. gaze petroliere lichefiate (GPL) - fracţii de hidrocarburi uşoare derivate din procesele de rafinare, din instalaţiile de stabilizare a ţiţeiului şi din procesarea gazelor naturale, care sunt în mod normal lichefiate, prin creşterea presiunii sau scăderea temperaturii, pentru a fi transportate ori depozitate, având o presiune de vapori care nu o depăşeşte pe cea admisă pentru propanul comercial, compuse predominant din următoarele hidrocarburi, singure sau în amestec: propan, propenă (propilenă), butan (n-butan şi/sau izo-butan) şi butene (butilene), inclusiv butadiene; 10

11 Definiţii 52. informaţie sensibilă comercial - informaţie a cărei divulgare ar putea restrânge, împiedica ori denatura concurenţa pe piaţa de gaze naturale şi/sau ar conduce la producerea de prejudicii participanţilor la piaţă; 53. infrastructură nouă - infrastructură care nu a fost finalizată până la data de 4 august 2003; 54. instalaţie tehnologică de suprafaţă aferentă producţiei de gaze naturale - ansamblul format din aparatele, accesoriile şi conductele, inclusiv cele din amonte, utilizate pentru producţia şi vehicularea gazelor naturale; 55. instalaţie de înmagazinare - instalaţia utilizată pentru înmagazinarea gazelor naturale şi care este deţinută şi/sau exploatată de un operator de înmagazinare, inclusiv instalaţiile GNL utilizate pentru stocare, dar excluzând partea utilizată pentru activităţile de producţie, precum şi instalaţiile rezervate exclusiv pentru operatorii de transport şi de sistem, în vederea îndeplinirii atribuţiilor lor; 56. instalaţie de utilizare - ansamblul de conducte, aparate şi accesorii, inclusiv focarul şi coşul de evacuare a gazelor arse, situat după staţia/postul de reglare a presiunii şi măsurare a debitului, după caz, cu excepţia aparatului de măsurare a debitului, care face parte din sistemul de distribuţie; 57. instrument financiar derivat pe gaze naturale - instrument financiar derivat pe mărfuri, astfel cum sunt aceste tipuri de instrumente financiare explicitate în reglementările în vigoare privind pieţele de instrumente financiare; 58. înmagazinarea gazelor naturale - ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de operatorul de înmagazinare pentru sau în legătură cu rezervarea capacităţii de înmagazinare în depozitele subterane şi pentru injecţia, depozitarea şi extracţia din aceste capacităţi a unor cantităţi determinate de gaze naturale; 59. magistrală directă - conducta de transport de gaze naturale complementară sistemului interconectat; 60. monopol natural în domeniul gazelor naturale - situaţie în care serviciile de transport, de înmagazinare/stocare sau de distribuţie a gazelor naturale se asigură de către un singur operator pentru o zonă determinată; 61. Autoritate concedentă pentru serviciul public de distribuţie gaze - Ministerul Energiei, minister de resort; 62. obiectiv din sectorul gazelor naturale - conductă de alimentare din amonte aferentă producţiei de gaze naturale, un sistem de transport, distribuţie sau înmagazinare a gazelor naturale ori o parte componentă a uneia dintre acestea; 63. operator al terminatului GNL - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de lichefiere a gazelor naturale ori importul, descărcarea şi regazeificarea GNL şi răspunde de exploatarea unei instalaţii GNL; 64. operator al pieţei de gaze naturale - persoana juridică ce asigură organizarea şi administrarea pieţelor centralizate, cu excepţia pieţei de echilibrare, în vederea tranzacţionării de gaze naturale pe termen scurt, mediu şi lung; 11

12 Definiţii 65. operator conducte de alimentare din amonte - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de producţie a gazelor naturale şi răspunde de exploatarea, întreţinerea şi, dacă este necesar, dezvoltarea conductelor de alimentare din amonte într-o anumită zonă; 66. operator de distribuţie - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de distribuţie a gazelor naturale îh una sau mai multe zone delimitate şi răspunde de exploatarea, întreţinerea şi dezvoltarea sistemului în respectiva zonă şi, după caz, a interconectărilor sale cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului, în vederea satisfacerii la un nivel rezonabil a cererii pentru distribuţia gazelor naturale; 67. operator de înmagazinare - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de înmagazinare şi răspunde de exploatarea instalaţiei de înmagazinare a gazelor naturale; 68. operator de transport şi de sistem - persoana fizică sau juridică ce realizează activitatea de transport al gazelor naturale şi răspunde de exploatarea, întreţinerea şi, dacă este necesar, dezvoltarea sistemului de transport într-o anumită zonă şi, după caz, a interconectărilor sale cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului, în vederea satisfacerii cererii pentru transportul gazelor naturale; 69. operator economic afiliat - orice alt operator economic care, direct sau indirect, controlează operatorul economic specificat, este controlat de acesta ori este sub control comun împreună cu acest operator economic; 70. operator economic din sectorul gazelor naturale - persoana fizică sau juridică, cu excepţia clienţilor finali, care desfăşoară cel puţin una dintre următoarele activităţi: producţie, transport, distribuţie, furnizare, administrare de piaţă centralizată, cumpărare sau înmagazinare de gaze naturale, inclusiv GNL, şi care are atribuţii comerciale, tehnice şi/sau de mentenanţă legate de respectivele activităţi; 71. operator economic integrat din sectorul gazelor naturale - operator economic din sectorul gazelor naturale integrat vertical sau orizontal; 72. operator economic integrat pe orizontală - operator economic din sectorul gazelor naturale care desfăşoară cel puţin una dintre activităţile de producţie, transport, distribuţie, furnizare sau înmagazinare a gazelor naturale, precum şi o activitate din afara sectorului gazelor naturale; 73. operator economic integrat pe verticală - operator economic sau un grup de operatori din sectorul gazelor naturale în care aceeaşi persoană ori aceleaşi persoane este (sunt) îndreptăţită (îndreptăţite), în mod direct sau indirect, să exercite controlul asupra acestuia şi care desfăşoară cel puţin una dintre activităţile de transport, distribuţie, înmagazinare a gazelor naturale, inclusiv pentru GNL, şi cel puţin una dintre activităţile de producţie sau de furnizare de gaze naturale; 74. piaţa de gaze naturale - cadrul de organizare în care se tranzacţionează gaze naturale şi serviciile asociate; 75. piaţa centralizată de gaze naturale - cadrul organizat de desfăşurare a tranzacţiilor cu gaze naturale între diverşi operatori economici, intermediate de un operator al pieţei de gaze naturale, pe baza unor reguli specifice aprobate de autoritatea competentă; 12

13 Definiţii 76. piaţa de echilibrare a gazelor naturale - cadrul organizat de desfăşurare a tranzacţiilor cu gaze naturale între diverşi operatori economici, intermediate de operatorul sistemului de transport, pe baza unor reguli specifice aprobate de ANRE; 77. planificare pe termen lung - planificarea pe termen lung a capacităţii de alimentare şi transport a operatorilor economici din sectorul gazelor naturale, în scopul satisfacerii cererii de gaze naturale a sistemului, al diversificării surselor şi al asigurării alimentării clienţilor; 78. preţ reglementat - preţul la care este realizată furnizarea gazelor naturale în baza unui contract-cadru, a unor standarde de calitate a serviciului şi/sau a unor condiţii specifice stabilite de autoritatea competentă; 79. racord - conducta de legătură între o ramură principală (conductă de alimentare din amonte, conductă de transport, conductă de distribuţie a gazelor naturale) şi o staţie de măsurare sau o staţie de reglare, măsurare, predare a gazelor naturale, care alimentează un sistem de distribuţie, unul ori mai mulţi clienţi finali; 80. reţea de transport şi/sau de distribuţie - ansamblul de conducte conectate între ele, inclusiv instalaţiile şi echipamentele aferente pentru vehicularea gazelor naturale, conform reglementărilor tehnice specifice; 81. rezervare de capacitate - menţinerea unei părţi din capacitatea disponibilă de transport/distribuţie/înmagazinare la dispoziţia utilizatorilor în vederea transportului/ distribuţiei/înmagazinării unei cantităţi de gaze naturale determinate; 82. sectorul gazelor naturale - ansamblul activităţilor desfăşurate de operatorii economici pentru producţia, transportul, înmagazinarea, distribuţia şi furnizarea de gaze naturale, biogaz, biometan, GPL, GNL şi GNC/GNCV, precum şi instalaţiile şi echipamentele folosite pentru realizarea acestor activităţi; 83. serviciu de sistem - orice serviciu necesar pentru accesul şi exploatarea reţelelor de transport, reţelelor de distribuţie, instalaţiilor GNL şi/sau de înmagazinare, inclusiv dispozitive de echilibrare a sarcinilor, de amestecare şi de injectare a gazelor inerte, dar excluzând instalaţiile rezervate exclusiv pentru operatorii de transport şi de sistem, de distribuţie sau de înmagazinare în vederea îndeplinirii atribuţiilor acestora; 84. serviciu public - activitatea de interes general în domeniul gazelor naturale, autorizată, şi monitorizată de o autoritate publică. 85. siguranţă - siguranţa aprovizionării cu gaze naturale şi securitatea tehnică a obiectivelor; 86. sistem - orice reţea de transport, distribuţie, terminal GNL şi/sau instalaţie de înmagazinare exploatată de un operator economic din sectorul gazelor naturale, inclusiv instalaţiile aferente acestora prin care se asigură servicii de sistem, inclusiv stocarea în conducte, precum şi instalaţiile operatorilor economici afiliaţi, necesare pentru asigurarea accesului la sistemul de transport, de distribuţie, la depozitul de înmagazinare sau terminalul GNL; 87. sistem de transport - ansamblul de conducte conectate între ele, inclusiv instalaţiile şi echipamentele aferente pentru vehicularea gazelor naturale, conform reglementărilor tehnice specifice, prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de exploatare sau a celor provenite din import şi livrarea către distribuitori, clienţi direcţi, la înmagazinare, şi către beneficiarii din diverse ţări; 13

14 Definiţii 88. sistemul naţional de transport (SNT) - sistemul de transport situat pe teritoriul României şi care se află în proprietatea publică a statului; 89. sistem interconectat - un număr de sisteme legate între ele; 90. stocare în conductă - stocarea gazelor prin compresie în sistemele de transport şi distribuţie a gazelor naturale, dar excluzând cantităţile de gaze naturale rezervate de operatorii sistemului de transport sau distribuţie în vederea îndeplinirii atribuţiilor acestora; 91. terminal de coastă - ansamblul de instalaţii amplasat pe ţărmul Mării Negre unde se asigură preluarea gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine, respectiv punctul în care gazele naturale îndeplinesc condiţiile tehnice de calitate pentru a putea fi comercializate; 92. terminal GNL - totalitatea instalaţiilor necesare pentru lichefierea gazelor naturale sau pentru importul, descărcarea şi regazeificarea GNL şi care include serviciile auxiliare şi instalaţiile de înmagazinare temporară necesare pentru procesul de regazeificare şi livrarea ulterioară către sistemul de transport, dar care nu include nicio parte a terminalelor GNL utilizate pentru stocare; 93. transportul gazelor naturale - vehicularea gazelor naturale printr-o reţea care constă în principal din conducte de înaltă presiune, alta decât o reţea de conducte de alimentare din amonte şi decât acea parte din conductele de înaltă presiune care este folosită în principal pentru distribuţia de gaze naturale la nivel local, în scopul de a le livra clienţilor, dar fără a include furnizarea; 94. utilizator de sistem - persoana fizică sau juridică ce alimentează sistemul sau este deservită de sistem; 95. zonă de protecţie - zona adiacentă obiectivelor din sectorul gazelor naturale, extinsă în spaţiu, în care se instituie interdicţii privind accesul persoanelor, regimul activităţilor şi al construcţiilor, stabilite prin norme tehnice; 96. zonă de siguranţă - zona adiacentă obiectivelor din sectorul gazelor naturale, extinsă în spaţiu, în care se instituie restricţii şi interdicţii, în scopul asigurării funcţionării normale şi pentru evitarea punerii în pericol a persoanelor, bunurilor şi mediului, stabilite prin norme tehnice; zona de siguranţă cuprinde şi zona de protecţie. 14

15 Introducere INTRODUCERE Sectorul gazelor naturale, parte a sectorulului energetic, reprezintă o componentă strategică a economiei naționale și un suport pentru dezvoltarea celorlalte sectoare ale economiei românești. România ocupă locul 3 în rândul statelor membre ale Uniunii Europene ca nivel al rezervelor de gaze naturale şi are o tradiţie îndelungată în industria energetică, capitalizând o resursă umană cu o vastă experienţă în industria de petrol şi gaze. Procesul de tranziţie spre o piaţă concurenţială în sectorul gazelor naturale reprezintă o parte integrantă a politicii energetice, orientată spre atingerea a trei obiective europene strâns legate: un sector energetic concurenţial şi eficient, securitatea aprovizionării şi o dezvoltare durabilă. Dată fiind importanţa acestui sector, prin Ordinul nr. 145/2012 al preşedintelui Consiliului Concurenţei a fost declanşată o investigaţie privind sectorul gazelor naturale din România, în baza art. 26 lit. 1) din Legea concurenţei nr. 21/1996, republicată, cu modificările şi completările ulterioare 1. Obiectivul central al investigaţiei este reprezentat de realizarea unei analize aprofundate a modului de funcţionare a întregului sector şi de identificarea potenţialelor disfuncţionalităţi ale acestuia, care acţionează în detrimentul bunăstării consumatorului. Avȃnd ȋn vedere scopul general al investigaţiei sectoriale, principalele obiective urmărite sunt: gradul de concentrare, integrare, transparenţă şi liberalizare a pieţelor din sector, impactul reglementărilor asupra segmentului concurenţial şi analiza mecanismelor concurenţiale din sector în contextul procesului de tranziţie din zona reglementată în zona concurenţială. 1 În vigoare la data declanşării investigaţiei. 15

16 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale CAPITOLUL I REGLEMENTAREA SECTORULUI GAZELOR NATURALE 1.1 Cadrul de reglementare la nivelul Uniunii Europene Politica Uniunii Europene în domeniul energiei pentru perioada până în 2020 se bazează pe trei obiective fundamentale, pentru care UE a propus pachete separate de reformă legislativă şi de reglementare: Durabilitate subliniază preocuparea UE pentru schimbările climatice, prin reducerea emisiilor sale de gaze cu efect de seră (GES) cu cel puțin 20% față de nivelurile din 1990, atingerea gradului de 20% din energie din surse regenerabile şi creșterea cu 20% a eficienței energetice. În acest sens, în decembrie 2008, a fost aprobat Pachetul Energie Schimbări Climatice. Competitivitate vizează asigurarea implementării efective a pieţei interne de energie. În acest sens, în septembrie 2008, a fost adoptat cel de-al treilea pachet legislativ pentru piaţa internă de energie. Siguranţa în alimentarea cu energie vizează reducerea vulnerabilităţii UE în privinţa importurilor de energie, a întreruperilor în alimentare, a posibilelor crize energetice şi a nesiguranţei privind alimentarea cu energie în viitor. În acest sens, în anul 2014 a fost lansată Strategia privind securitatea energetică a Uniunii Europene 2. Relevant din perspectivă concurenţială este cel de-al doilea aspect, legat de implementarea efectivă a pieţei interne de gaze naturale. Având în vedere importanţa gazelor naturale, care reprezintă un sfert din energia primară folosită în Uniunea Europeană, în perioada anilor 1990, când cele mai multe pieţe din sectorul gazelor naturale aveau structură de monopol, Uniunea Europeană şi statele membre au decis deschiderea graduală a acestor pieţe către concurenţă, prin: - diferențierea între segmentele concurenţiale ale industriei (furnizarea către clienţi) şi segmentele neconcurenţiale (operarea reţelelor); - obligarea operatorilor de segmente neconcurenţiale ale industriei (reţele şi alte infrastructuri) de a permite accesul terţilor la infrastructură; - liberalizarea segmentului de furnizare (eliminarea barierelor care împiedică furnizorii alternativi să importe sau să producă energie); - eliminarea graduală a restricţiilor care îi împiedică pe clienţi să îşi schimbe furnizorul; - înființarea organismelor independente de reglementare, care să monitorizeze sectorul. Piaţa internă a gazelor naturale, care a fost implementată treptat în întreaga Comunitate Europeană începând cu anul 1999, are drept obiectiv să ofere tuturor consumatorilor din Uniune, indiferent dacă sunt persoane fizice sau juridice, posibilităţi reale de alegere, precum și noi oportunităţi de afaceri și un comerţ transfrontalier mai intens, pentru a asigura obţinerea de

17 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale progrese în materie de eficienţă, preţuri competitive și îmbunătăţirea calităţii serviciilor, precum și pentru a contribui la siguranţa alimentării și la dezvoltarea durabilă 3. Libertăţile pe care tratatul le garantează cetăţenilor Uniunii printre altele, libera circulaţie a mărfurilor, libertatea de stabilire și libertatea de a presta servicii pot fi efective numai în cadrul unei pieţe deschise în totalitate, care permite tuturor consumatorilor să își aleagă liber furnizorii și tuturor furnizorilor să își livreze liber produsele clienţilor. Având în vedere dezvoltarea continuă a sectorului energetic din statele membre ale Uniunii Europene sub aspectul restructurării şi modernizării, cu scopul de a crea condiţii de piaţă în acest sector caracterizat de un nivel înalt de monopol natural, Comisia Europeană a iniţiat un proces vast de elaborare a cadrului legal pentru crearea condiţiilor de dezvoltare a pieţei în sectorul energetic, în special în sectorul de energie electrică şi cel de gaze naturale. Eforturile forului comunitar în această direcţie s-au concretizat în adoptarea mai multor acte legislative care să îmbunătăţească funcţionarea sectorului energetic, în special în ceea ce priveşte relaţiile dintre consumatori şi furnizori şi concurenţa dintre diferiţi producători de energie. Prima directivă privind liberalizarea sectorului gazelor naturale a fost adoptată în anul 1998 şi trebuia transpusă în legislaţia statelor membre până în anul 2000.A doua directivă privind liberalizarea sectorului gazelor naturale a fost adoptată în anul 2003 şi trebuia transpusă în legislaţia statelor membre până în anul Cu toate acestea, Comisia a constatat, după câţiva ani de aplicare a Directivei 2003/55/CE, că încă există obstacole în calea vânzării de gaze naturale în condiţii de egalitate, fără discriminare sau vreun dezavantaj în cadrul Comunităţii şi că nu există un acces nediscriminatoriu la reţea și nici un nivel comparabil în ceea ce privește supravegherea normativă din fiecare stat membru. Deşi au fost făcute progrese semnificative, concurenţa s-a dezvoltat cu paşi mărunţi, majoritatea pieţelor au rămas naţionale şi cu un nivel crescut de concentrare. Companiile care încercau să intre pe piaţă, liderii de piaţă, grupurile de decizie şi grupurile de consumatori erau preocupate de dezvoltarea slabă a pieţelor de energie, cu preţuri mari şi posibilităţi limitate de alegere pentru consumatori. Problemele de concurenţă percepute au determinat Comisia Europeană să deschidă o investigaţie sectorială pentru a identifica barierele care împiedicau dezvoltarea unei pieţe unice funcţionale, deschisă şi competitivă, care ar fi putut asigura preţuri corecte pentru consumatorii finali, o alocare eficientă a resurselor, deschidere mai mare către energia regenerabilă şi o bază sustenabilă economic pentru securitatea aprovizionării. Rezultatele analizei s-au concretizat întrun raport final publicat în anul 2007, care a concluzionat că există distorsiuni serioase ale concurenţei, în special în următoarele direcții: - pieţele angro menţin un nivel înalt de concentrare, comparabil cu cel de dinaintea liberalizării; - lipsa lichidităţilor şi accesul limitat la infrastructură împiedică intrarea unor noi furnizori care să îşi ofere serviciile consumatorilor; - vânzările transfrontaliere nu exercită o presiune concurenţială semnificativă; - lipsesc informaţiile actuale şi de încredere; 3 Directiva 2009/73/CE A Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale și de abrogare a Directivei 2003/55/CE. 17

18 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale - mecanismele de formare a preţurilor trebuie să fie mai eficiente şi mai transparente pentru a transfera către consumatori toate avantajele unei pieţe deschise. Având în vedere disfuncţionalităţile constatate în cadrul investigaţiei sectoriale, după implementarea aşa-numitului pachet II legislativ energetic, în scopul atingerii obiectivului principal al Uniunii Europene, de finalizare a pieţei interne a energiei electrice și a gazelor naturale, Comisia Europeană a propus al treilea pachet de liberalizare a pieţelor de energie, cunoscut ca pachetul III legislativ energetic. Acest pachet este format din: Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale, care modifică şi completează Directiva 2003/55/CE; Regulamentul (CE) nr. 713/2009 de instituire a Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER); Regulamentul (CE) nr. 715/2009 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale, care modifică şi completează Regulamentul (CE) nr. 1775/2005. În plus faţă de pachetul III, au fost adoptate o serie de reglementări care vizează probleme specifice sectorului energetic, respectiv: Directiva 2008/92/CE privind procedura comunitară de ameliorare a transparenţei preţurilor la gaz şi energie electrică aplicate utilizatorilor finali din industrie; Directiva 2013/30/CE privind siguranţa operaţiunilor petroliere și gaziere offshore şi de modificare a Directivei 2004/35/CE; Regulamentul (CE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale; Regulamentul (CE) nr. 1227/2011 privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de energie (REMIT); Regulamentul (CE) nr. 1348/2014 privind raportarea de date pentru punerea în aplicare a art. 8 (2) şi (6) din Regulamentul (CE) nr. 1227/2011. La fiecare etapă de legiferare, Comisia Europeană a introdus noi reguli privind activităţile desfăşurate în sectorul energetic, cu scopul atingerii unor obiective specifice, respectiv securitatea furnizării energiei şi gazelor naturale, atragerea investiţiilor în reţelele de transport, asigurarea drepturilor consumatorilor pentru alegerea furnizorului de energie sau gaze naturale, promovarea eficienţei energetice, atât din perspectiva producţiei/furnizării, cât şi din perspectiva consumului. Pachetul III legislativ energetic După aprobarea legislaţiei care permitea consumatorilor europeni să beneficieze de drepturile oferite de pieţele de energie, în special de dreptul de a alege furnizorul de energie, s-a dovedit că aceasta nu a fost implementată cu succes în toate statele membre ale Uniunii Europene. Din acest considerent, s-a recurs la elaborarea regulilor noi, care ar putea rezolva deficienţele structurale existente pe ambele pieţe, de energie electrică şi de gaze naturale. Regulile prevăzute de pachetul II privind separarea activităţilor din sectorul de distribuţie şi transport de cele de furnizare şi producere a energiei nu au asigurat o funcţionare adecvată a pieţelor, în special din cauza existenţei unui număr mare de operatori de reţea care aveau posibilitatea de a crea în continuare condiţii discriminatorii pentru noii furnizori sau producători, în favoarea celor care deja stabiliţi pe piaţă. S-a constatat că noile companii care doreau sa intre pe piaţa de gaze naturale, fără altă 18

19 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale opţiune decât aceea de a utiliza reţelele existente, întâmpinau dificultăţi din considerentul favorizării de către operatorii de reţele a altor companii. Pentru a îmbunătăţi condiţiile de piaţă, în special cele de acces a noilor companii care se ocupă de producerea şi furnizarea gazelor naturale, Comisia Europeană, în baza experienţei implementării pachetului II, a venit cu propuneri de separare a activităţilor de transport de cele de producere şi furnizare, asigurând astfel acces la serviciile de transport pentru orice companie care intenţionează să intre pe piaţa internă de gaze naturale cu activităţi de producere sau furnizare. Reglementarea accesului la reţelele existente a fost condiţionată şi de considerente economice, întrucât construcţia unei reţele de transport paralele cu cea existentă este o investiţie prea costisitoare pentru un furnizor, iar reţeaua de transport este considerată drept monopol natural Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale Normele privind separarea juridică și funcţională, prevăzute în Directiva 2003/55/CE, nu au condus la separarea efectivă a operatorilor de transport și de sistem, care poate fi asigurată doar prin eliminarea stimulării întreprinderilor integrate vertical de a exercita o discriminare asupra concurenţilor în ceea ce privește accesul la reţea și investiţiile. Separarea proprietăţii, care implică desemnarea proprietarului reţelei ca operator de sistem și independenţa sa faţă de orice interese legate de furnizare și producere, reprezintă cu certitudine o modalitate eficace și sigură de soluţionare a conflictului inerent de interese și de a garanta siguranţa alimentării. Fără o separare efectivă a reţelelor de activităţile de producere și de furnizare, există riscul discriminării, nu doar în ceea ce privește exploatarea reţelei, ci și în privinţa stimulării întreprinderilor integrate vertical de a investi în mod corespunzător în propriile reţele. Principalele direcţii trasate statelor membre prin acest act normativ urmăresc obiectivele Comisiei Europene de îmbunătăţire a condiţiilor pe pieţele de energie, respectiv: A. Statele membre trebuie să garanteze că aceeași persoană sau aceleași persoane nu are/nu au dreptul de a exercita controlul asupra unei întreprinderi de producţie sau de furnizare și, în același timp, de a exercita controlul sau vreun drept asupra unui operator de transport și de sistem sau asupra vreunui sistem de transport. În mod reciproc, controlul asupra unui sistem de transport sau asupra unui operator de transport și de sistem ar trebui să excludă posibilitatea exercitării controlului sau a unui drept asupra unei întreprinderi de producţie sau de furnizare. Separarea ar trebui să reușească să elimine orice conflict de interese între producători, furnizori și operatorii de transport și de sistem, pentru a crea stimulente pentru investiţiile necesare și pentru a garanta accesul noilor operatori pe piaţă, pe baza unui regim de reglementare transparent și eficient, și nu ar trebui să creeze un regim de reglementare excesiv de oneros sau de anevoios pentru autorităţile de reglementare naţionale. Eficacitatea deplină a soluţiilor privind înfiinţarea de operatori de sistem sau de transport independenţi ar trebui să fie asigurată prin intermediul unor norme suplimentare specifice. Normele privind operatorii de transport independenţi propun un cadru de reglementare adecvat pentru a garanta concurenţa loială, investiţii suficiente, accesul pentru noii operatori de pe piaţă și integrarea pieţelor gazelor. 19

20 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale B. Statele membre trebuie să garanteze posibilitatea clienţilor mari noncasnici să-și aleagă furnizorii, precum și să încheie contracte cu mai mulţi furnizori pentru a-și asigura satisfacerea nevoilor de gaze naturale, cu scopul de a dezvolta concurenţa pe piaţa internă a gazelor naturale. Această categorie de clienţi ar trebui să fie protejată împotriva clauzelor de exclusivitate din contracte, care au ca efect excluderea ofertelor concurente și/sau complementare. C. Având în vedere că directiva permite multe tipuri de organizare a pieţelor naţionale în cadrul pieţei interne, măsurile pe care statele membre le pot adopta pentru a asigura condiţii de concurenţă echitabile ar trebui să se bazeze pe cerinţe prioritare de interes general, cu consultarea Comisiei Europene cu privire la compatibilitatea măsurilor cu dispoziţiile tratatului și cu legislaţia comunitară. Punerea în aplicare a separării efective ar trebui să respecte principiul nediscriminării dintre sectorul public și cel privat. În acest scop, aceeași persoană nu ar trebui să aibă posibilitatea de a exercita controlul sau orice drept, încălcând normele de separare a proprietăţii sau opţiunea operatorului de sistem independent, în mod exclusiv sau în comun, asupra alcătuirii, votului sau deciziei, atât ale organelor de conducere ale operatorilor de transport și de sistem sau ale sistemelor de transport, cât și ale organelor de conducere ale întreprinderilor de furnizare sau de producţie. D. Statele membre trebuie să ia măsuri suplimentare în vederea asigurării unor tarife transparente și nediscriminatorii pentru accesul la transport. Aceste tarife ar trebui să fie aplicabile tuturor utilizatorilor, fără nicio discriminare. E. Statele membre trebuie să asigure independenţa operatorilor de înmagazinare, pentru a se îmbunătăţi accesul terţilor la instalaţiile de înmagazinare, atunci când este necesar din punct de vedere tehnic și/sau economic pentru asigurarea unui acces eficient la sistem în vederea alimentării clienţilor. În consecinţă, este oportun ca instalaţiile de înmagazinare să fie exploatate prin entităţi separate din punct de vedere juridic, care dispun de drepturi efective de luare a deciziilor în ceea ce privește activele necesare pentru întreţinerea, exploatarea și dezvoltarea acestora. Atunci când instalaţia de înmagazinare, înmagazinarea în conductă sau serviciile de sistem operează pe o piaţă suficient de concurenţială, ar putea fi autorizat accesul pe baza unor mecanisme de piaţă transparente și nediscriminatorii. Este, de asemenea, necesară creșterea transparenţei privind capacitatea de înmagazinare acordată terţilor, impunând statelor membre obligaţia de a defini și de a publica un cadru clar și nediscriminatoriu, care să stabilească regimul de reglementare corespunzător aplicabil instalaţiilor de înmagazinare. Această obligaţie nu ar trebui să presupună o nouă decizie privind regimurile de acces, ci ar trebui să îmbunătăţească transparenţa referitoare la regimul de acces la înmagazinare. Cerinţele de confidenţialitate pentru informaţiile sensibile din punct de vedere comercial sunt deosebit de importante în ceea ce privește datele de natură strategică și în cazul în care există un singur utilizator pentru o instalaţie de înmagazinare. F. Statele membre trebuie să garanteze accesul nediscriminatoriu la reţelele de distribuţie, care determină accesul la clienţi la nivelul pieţei cu amănuntul. 20

21 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Aspectele care pot implica discriminare în ceea ce privește accesul terţilor și investiţiile sunt, cu toate acestea, mai puţin semnificative la nivelul distribuţiei decât la nivelul transportului, întrucât congestia la nivelul transportului și influenţa intereselor legate de producere sunt, în general, mai semnificative decât la nivelul distribuţiei. În plus, separarea juridică și funcţională a operatorilor de distribuţie a devenit, în temeiul Directivei 2003/55/CE, obligatorie doar cu începere de la 1 iulie 2007, iar efectele sale asupra pieţei interne a gazelor naturale trebuiau încă evaluate, întrucât normele privind separarea juridică și funcţională pot duce la o separare efectivă dacă sunt definite clar, puse în aplicare în mod corespunzător și monitorizate îndeaproape. Pentru asigurarea unor condiţii de concurenţă echitabile la nivelul pieţei cu amănuntul, activităţile operatorilor de distribuţie ar trebui, prin urmare, monitorizate, în scopul de a împiedica acești operatori să profite de integrarea lor verticală în ceea ce privește poziţia lor concurenţială pe piaţă, în special în raport cu clienţii casnici și cu clienţi mici noncasnici. G. Statele membre trebuie să adopte măsuri concrete pentru a sprijini utilizarea pe scară mai largă a biogazului și a gazului obţinut din biomasă, iar producătorilor acestor tipuri de gaze ar trebui să li se acorde accesul nediscriminatoriu la sistemul de gaze, cu condiţia ca acest acces să fie în permanenţă compatibil cu normele tehnice și de siguranţă relevante. H. Statele membre trebuie să aibă posibilitatea de a excepta micii operatori de distribuţie de la cerinţele juridice privind separarea distribuţiei, pentru a evita impunerea unei sarcini financiare și administrative disproporţionate asupra acestor întreprinderi. În cazul în care este utilizat un sistem de distribuţie închis pentru a asigura eficienţa optimă a furnizării integrate de energie, care necesită standarde specifice de exploatare, sau în cazul în care un sistem de distribuţie închis este menţinut, în principal, pentru a fi utilizat de către proprietarul sistemului, ar fi posibil ca operatorul de distribuţie să fie scutit de obligaţiile care ar reprezenta o povară administrativă inutilă din cauza naturii speciale a relaţiei dintre operatorul de distribuţie și utilizatorii sistemului. Platformele industriale, comerciale sau de servicii comune, precum clădirile aparţinând gărilor, aeroporturile, spitalele, campingurile mari cu facilităţi integrate sau platformele industriale chimice pot cuprinde distribuţie închisă, datorită caracterului specializat al operaţiunilor acestora. I. Statele membre trebuie să garanteze accesul efectiv la piaţă tuturor actorilor, inclusiv noilor intraţi, prin crearea unor mecanisme de echilibrare nediscriminatorii și care să reflecte costurile. Acest lucru ar trebui să fie realizat prin crearea unor mecanisme de piaţă transparente pentru furnizarea și cumpărarea de gaze naturale, necesare în vederea echilibrării. Autorităţile de reglementare naţionale ar trebui să joace un rol activ pentru a garanta faptul că tarifele de echilibrare sunt nediscriminatorii și reflectă costurile. În același timp, ar trebui oferite stimulente adecvate pentru a echilibra intrările și ieșirile de gaze naturale și pentru a nu periclita sistemul. J. Statele membre trebuie să adopte măsuri în vederea creşterii lichidităţii şi a transparenţei pieţelor de gaze naturale. Piaţa internă a gazelor naturale suferă din pricina lipsei de lichiditate și de transparenţă, ceea ce împiedică alocarea eficientă a resurselor, operaţiunile de asigurare în vederea limitării riscurilor și pătrunderea de noi concurenţi pe piaţă. Încrederea în piaţă, lichiditatea acesteia, precum și 21

22 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale numărul de participanţi pe piaţă trebuie să crească, fiind necesară în acest scop creșterea supravegherii exercitate de autorităţile de reglementare asupra întreprinderilor active în sectorul alimentării cu gaze naturale. K. Statele membre trebuie să monitorizeze permanent echilibrul dintre cerere şi ofertă şi transparenţa în ceea ce priveşte formarea preţurilor, având în vedere că gazele naturale sunt importate în cantităţi tot mai mari în Comunitate, în special din ţări terţe. Legislaţia comunitară ţine seama de caracteristicile gazelor naturale, de anumite rigidităţi structurale provocate de concentrarea furnizorilor, contractele pe termen lung sau lipsa de lichidităţi în aval. În interesul siguranţei alimentării, este necesar să se monitorizeze echilibrul dintre cerere și ofertă în fiecare stat membru și să se întocmească un raport privind situaţia la nivel comunitar, luându-se în considerare capacitatea de interconexiune între zone. Această monitorizare ar trebui să fie realizată în timp util, pentru a permite luarea unor măsuri corespunzătoare, în cazul în care siguranţa alimentării este compromisă. Construirea și întreţinerea infrastructurii de reţea necesare, inclusiv a capacităţii de interconexiune, ar trebui să contribuie la asigurarea unei aprovizionări stabile cu gaze naturale. L. Statele membre trebuie să monitorizeze contractele pe termen lung, pentru a se asigura că acestea nu aduc atingere obiectivului directivei și sunt compatibile cu tratatul, inclusiv cu normele de concurenţă, întrucât acestea rămân un element important al alimentării cu gaze naturale a statelor membre și este necesar ca acestea să rămână o posibilitate oferită întreprinderilor care furnizează gaze naturale. În consecinţă, este necesar să se ţină cont de contractele pe termen lung în planificarea capacităţii de alimentare și transport a întreprinderilor din sectorul gazelor naturale. M. Statele membre trebuie să evalueze dacă este posibilă introducerea unor sisteme de contorizare inteligente. Evaluarea economică trebuie sa demonstreze dacă introducerea unor astfel de sisteme de contorizare este rezonabilă din punct de vedere economic și eficientă din punct de vedere al costurilor. N. Statele membre trebuie să se asigure că autorităţile de reglementare în domeniul energiei pot lua decizii privind ansamblul aspectelor relevante legate de reglementare, pentru a asigura funcţionarea corespunzătoare a pieţei interne a gazelor naturale, și sunt pe deplin independente faţă de orice alte interese publice sau private. Directiva 2003/55/CE a introdus obligativitatea statelor membre de a institui autorităţi de reglementare cu competenţe specifice. Cu toate acestea, experienţa a arătat că eficacitatea reglementării este adesea afectată de lipsa de independenţă a autorităţilor de reglementare faţă de autorităţile publice centrale, precum și de insuficienţa competenţelor de care dispun și de puterea limitată de decizie. Autorităţile de reglementare naţionale trebuie să aibă posibilitatea de a stabili sau de a aproba tarifele sau metodele de calcul al tarifelor, pe baza propunerii operatorului de transport și de sistem sau a operatorului (operatorilor) de distribuţie sau a operatorului de sistem de gaze naturale lichefiate (GNL) sau pe baza unei propuneri agreate de acest (acești) operator(i) și de utilizatorii reţelei. 22

23 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale În realizarea acestor sarcini, autorităţile de reglementare naţionale ar trebui să asigure faptul că tarifele de transport și de distribuţie sunt nediscriminatorii și reflectă costurile și ar trebui să ţină cont de costurile de reţea marginale evitate pe termen lung, ca urmare a măsurilor de gestionare a cererii. Autorităţile de reglementare în domeniul energiei trebuie să aibă posibilitatea de a emite decizii obligatorii în ceea ce privește activitatea întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi de a impune sancţiuni efective, proporţionale și cu efect de descurajare împotriva întreprinderilor din sectorul gazelor naturale care nu își respectă obligaţiile. Autorităţile de reglementare din domeniul energiei ar trebui să aibă, de asemenea, puterea de a decide, independent de aplicarea normelor în materie de concurenţă, cu privire la măsurile corespunzătoare care să garanteze beneficii clienţilor prin intermediul promovării unei concurenţe efective, necesare unei funcţionări corespunzătoare a pieţei interne a gazelor naturale. Introducerea unor programe de cesiune de contracte de furnizare a gazelor naturale reprezintă una dintre măsurile care poate fi utilizată pentru a promova concurenţa reală și pentru a asigura buna funcţionare a pieţei. Autorităţile de reglementare în domeniul energiei ar trebui să aibă, de asemenea, competenţa să contribuie la asigurarea de standarde ridicate ale serviciului public, în conformitate cu principiile legate de deschiderea pieţei, la protecţia consumatorilor vulnerabili și la asigurarea unei eficienţe depline a măsurilor de protecţie a consumatorilor. În concluzie, promovarea concurenţei loiale și a accesului facil al diferiţilor furnizori de gaze naturale ar trebui să aibă o importanţă crucială pentru statele membre în scopul de a permite consumatorilor să profite pe deplin de oportunităţile unei pieţe interne liberalizate în sectorul gazelor naturale Regulamentul nr. 713/2009 de instituire a Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei În scopul implementării eficiente a celui de-al treilea pachet legislativ privind liberalizarea piețelor energetice, la nivel european s-a decis înfiinţarea Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER). Potrivit regulamentului de instituire, ACER are un rol cheie în funcționarea piețelor electricității și gazelor naturale din Uniunea Europeană, date fiind următoarele competenţe: completarea și coordonarea activităţii autorităților naționale de reglementare; participarea la elaborarea normelor privind rețelele europene; în anumite condiții, luarea unor decizii individuale cu caracter obligatoriu privind termenii și condițiile de acces la infrastructura transfrontalieră și siguranța operațională a acesteia; consilierea instituțiilor europene privind diverse probleme legate de energie; va monitoriza evoluțiile piețelor energetice, prezentând rapoarte în acest sens. În conformitate cu Regulamentul nr. 713/2009, ACER trebuie să-și îndeplinească sarcinile începând cu data de 3 martie La aceeași dată, celelalte acte legislative care alcătuiesc cel 23

24 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale de-al treilea pachet privind liberalizarea sectorului energetic trebuie să fie transpuse sau să devină aplicabile în legislațiile statelor membre Regulamentul (CE) nr. 715/2009 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale Monitorizarea pieţei realizată în ultimii ani de autorităţile de reglementare naţionale și de Comisie a demonstrat că cerinţele de transparenţă și normele privind accesul la infrastructură sunt insuficiente pentru a asigura existenţa unei pieţe interne a gazelor cu adevărat funcţională, deschisă și eficientă. La momentul elaborării regulamentului, s-a constatat că încă există obstacole în calea vânzării de gaze naturale în condiţii de egalitate, fără discriminare sau vreun dezavantaj în cadrul Comunităţii, că nu există încă în fiecare stat membru un acces nediscriminatoriu la reţea și nici niveluri de supraveghere exercitată de autorităţile de reglementare, similare din punct de vedere al eficacităţii, iar pieţe izolate există în continuare. De aceea, este necesar un set comun minim de servicii referitoare la accesul terţilor pentru a oferi un standard comun minim care să reglementeze condiţiile practice de acces în întreaga Comunitate, pentru a garanta că serviciile referitoare la accesul terţilor sunt suficient de compatibile și pentru a permite valorificarea avantajelor pe care le oferă o bună funcţionare a pieţei interne a gazelor naturale. Practica a demonstrat, de asemenea, că, în pofida aplicării anumitor principii de gestionare a congestiei, cum ar fi oferirea de capacități întreruptibile, astfel cum sunt prevăzute în Regulamentul (CE) nr. 1775/2005 al Parlamentului European și al Consiliului din 28 septembrie 2005 privind condițiile de acces la rețelele pentru transportul gazelor naturale și în Regulamentul (CE) nr. 715/2009, congestia contractuală din cadrul rețelelor de transport al gazelor din Uniune rămâne un obstacol în calea dezvoltării unei piețe interne a gazelor naturale care să funcționeze fără probleme. Pentru finalizarea pieţei interne a gazelor naturale, ar trebui să se atingă un nivel suficient al capacităţii de interconectare transfrontalieră în ceea ce privește gazele, iar integrarea pieţei ar trebui promovată. Este necesară, în special, o mai bună cooperare și coordonare între operatorii de transport și de sistem, pentru a crea coduri de reţea, în vederea asigurării și gestionării unui acces eficient și transparent la reţelele de transport transfrontaliere, precum și pentru a garanta o planificare coordonată și suficient orientată spre viitor și o evoluţie tehnică satisfăcătoare a sistemului de transport în cadrul Comunităţii, inclusiv crearea de capacităţi de interconectare, acordând atenţia cuvenită protecţiei mediului. În scopul asigurării unei gestionări optime a reţelelor de transport de gaze din Comunitate, ar trebui instituită o reţea europeană a operatorilor de transport și de sistem de gaze naturale (ENTSO de gaze). Atribuţiile acesteia trebuie clar definite şi îndeplinite în conformitate cu normele comunitare în domeniul concurenţei, iar metoda sa de lucru ar trebui să asigure eficienţa, transparenţa și natura reprezentativă a ENTSO de gaze. În scopul consolidării concurenţei prin crearea de pieţe angro lichide ale gazelor naturale, este vital ca acestea să poată fi comercializate independent de localizarea în sistem. Unica modalitate de a realiza acest lucru este de a oferi utilizatorilor reţelei libertatea de a rezerva, în mod independent, capacitate de intrare și de ieșire, ceea ce ar avea ca rezultat organizarea transportului de gaze naturale pe zone, și nu sub formă de fluxuri contractuale. Tarifele nu ar 24

25 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale trebui să depindă de ruta de transport. Prin urmare, tariful stabilit pentru unul sau mai multe puncte de intrare nu ar trebui să depindă de tariful stabilit pentru unul sau mai multe puncte de ieșire și/sau viceversa. Prin urmare, regulamentul are drept obiective: - stabilirea de norme nediscriminatorii pentru condiţiile de acces la sistemele pentru transportul gazelor naturale, luând în considerare caracteristicile specifice ale pieţelor naţionale și regionale, în vederea asigurării unei funcţionări corespunzătoare a pieţei interne a gazelor; - stabilirea de norme nediscriminatorii pentru condiţiile de acces la instalaţiile GNL și de înmagazinare, luând în considerare caracteristicile specifice ale pieţelor naţionale și regionale; - facilitarea realizării unei pieţe angro funcţionale și transparente, cu un nivel ridicat al siguranţei alimentării cu gaze, și asigurarea mecanismelor de armonizare a normelor de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de gaz. Obiectivele menţionate cuprind definirea unor principii armonizate de fixare a tarifelor sau a unor metodologii de calcul al acestor tarife, definirea unor principii armonizate pentru accesul la reţea, dar nu și la instalaţiile de înmagazinare, stabilirea de servicii pentru accesul terţilor și de principii armonizate pentru alocarea capacităţii și gestionarea congestiei, stabilirea de cerinţe de transparenţă, norme de echilibrare și tarife de dezechilibru și facilitarea comercializării de capacitate. Statele membre pot înfiinţa o entitate sau un organism, în conformitate cu Directiva 2009/73/CE, în scopul îndeplinirii uneia sau mai multor funcţii atribuite în mod obișnuit operatorului de transport și de sistem Regulamentul (CE) nr. 984/2013 de stabilire a unui cod al reţelei privind mecanismele de alocare a capacităţii în sistemele de transport al gazelor şi de completare a Regulamentului (CE) nr. 715/2009 Acest regulament a fost adoptat în temeiul Regulamentului (CE) nr. 715/2009, din care face parte integrantă şi pe care îl completează. Întrucât Regulamentul (CE) nr. 715/2009 stabileşte norme nediscriminatorii privind condiţiile de acces la sistemele de transport al gazelor naturale, pentru a se asigura funcţionarea corespunzătoare a pieţei interne a gazelor naturale, era necesară stabilirea unui cod al reţelei privind mecanismele de alocare a capacităţii în sistemele de transport al gazelor. În acest sens, Regulamentul (CE) nr. 984/2013 are drept obiectiv stabilirea gradului de armonizare necesar în întreaga Europă şi completează principiile care stau la baza mecanismelor de alocare a capacităţii şi a procedurilor de gestionare a congestiei în ceea ce priveşte operatorii sistemelor de transport. Punerea în aplicare efectivă a acestui regulament se bazează, de asemenea, pe introducerea unor sisteme tarifare compatibile cu mecanismele de alocare a capacităţii propuse în regulament, pentru a se asigura punerea în aplicare a acestuia fără efecte negative asupra veniturilor şi a poziţiei lichidităţii operatorilor sistemelor de transport. 25

26 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Duplicarea sistemelor de transport al gazelor este, în cele mai multe cazuri, neeconomică şi ineficientă. Prin urmare, pentru a exista concurenţă pe pieţele gazelor naturale, toţi utilizatorii reţelei trebuie să beneficieze de un acces transparent şi nediscriminatoriu la infrastructura gazieră. Cu toate acestea, în numeroase regiuni ale Uniunii Europene, lipsa unui acces egal şi transparent la capacitatea de transport rămâne un obstacol major în calea apariţiei unei concurenţe reale pe piaţa angro. În plus, diferenţele dintre normele naţionale ale statelor membre împiedică crearea unei pieţe interne funcţionale a gazelor. Utilizarea ineficientă a conductelor de gaz de înaltă presiune ale Uniunii Europene şi accesul limitat la acestea determină condiţii de piaţă sub standardul optim. Trebuie să fie implementat un sistem mai transparent, mai eficient şi nediscriminatoriu de alocare a capacităţilor limitate de transport în reţelele de gaz de înaltă presiune ale Uniunii, astfel încât să se poată dezvolta în continuare concurenţa transfrontalieră şi să se înregistreze progrese în ceea ce priveşte integrarea pieţei. Pentru a exista o concurenţă reală între furnizorii din interiorul şi din afara Uniunii este nevoie ca aceştia să poată utiliza în mod flexibil sistemele de transport existente, pentru a-şi transporta gazele ţinând cont de semnalele de preţ. Numai un sistem performant de reţele de transport interconectate, care oferă aceleaşi condiţii de acces tuturor, permite un flux fără obstacole al gazelor pe teritoriul Uniunii. Acest lucru atrage la rândul său mai mulţi furnizori, ceea ce contribuie la creşterea lichidităţii în centrele de comercializare şi la eficienţa mecanismelor de stabilire a preţurilor, generând, prin urmare, preţuri corecte pentru gazele naturale, bazate pe principiul cererii şi ofertei. Pentru atingerea acestor obiective, regulamentul stabilește un cod al rețelei care instituie mecanisme standardizate de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor. Mecanismul standardizat de alocare a capacității include o procedură de licitație pentru punctele de interconectare relevante din cadrul Uniunii și produsele de capacitate transfrontaliere standard care urmează să fie oferite și alocate. De asemenea, regulamentul stabilește modul în care vor coopera operatorii sistemelor de transport adiacente pentru a facilita vânzările de capacitate, ținând seama de normele comerciale și tehnice generale privind mecanismele de alocare a capacității. Regulamentul se aplică punctelor de interconectare. De asemenea, se poate aplica și punctelor de intrare și ieșire dinspre și către țări terțe, sub rezerva deciziei autorității de reglementare naționale relevante. Regulamentul nu se aplică în cazul punctelor de ieșire către consumatorii finali și rețelele de distribuție, al punctelor de intrare dinspre terminalele și instalațiile de producție GNL (gaze naturale lichefiate) și al punctelor de intrare-ieșire dinspre sau către instalațiile de înmagazinare. Pentru a preveni blocarea accesului pe piețele de aprovizionare din aval, autoritățile naționale competente pot decide, după consultarea utilizatorilor rețelei, să ia măsuri proporționate în vederea limitării de la bun început a posibilității ca un singur utilizator al rețelei să depună o ofertă pentru capacitate la punctele de interconectare din cadrul unui stat membru. 26

27 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Alte reglementări relevante pentru sectorul gazelor naturale Directiva 2008/92/CE privind o procedura comunitară de ameliorare a transparenţei preţurilor la gaz şi energie electrică aplicate utilizatorilor finali din industrie Transparența prețurilor energiei, în măsura în care întărește condițiile care previn denaturarea concurenței pe piața comună, este esențială pentru realizarea și buna funcționare a pieței interne a energiei.transparența poate ajuta la eliminarea discriminărilor față de utilizatori, prin creșterea gradului de libertate a acestora în ceea ce privește alegerea între diferite surse de energie și diferiți furnizori. La momentul elaborării directivei, s-a constatat că gradul de transparență variază între diversele surse de energie, precum și de la un stat membru sau de la o regiune comunitară la alta, punând astfel sub semnul întrebării realizarea unei piețe interne a energiei. Cu toate acestea, prețul plătit de sectorul industrial din Comunitate pentru energia utilizată este unul dintre factorii care îi influențează competitivitatea și ar trebui, prin urmare, să rămână confidențial. Sistemul consumatorilor standard folosit de Biroul Statistic al Comunităților Europene (Eurostat) în publicațiile sale despre prețuri și sistemul de prețuri pus în aplicare pentru marii utilizatori de energie electrică din industrie garantează că transparența nu devine un obstacol în calea păstrării confidențialității. Întreprinderile care furnizează gaze naturale, precum și consumatorii industriali de gaz se supun în continuare, independent de aplicarea acestei directive, regulilor în materie de concurență prevăzute în tratat și, prin urmare, Comisia poate impune comunicarea prețurilor și a condițiilor de vânzare. Cunoașterea sistemelor de prețuri în vigoare reprezintă o parte a transparenței prețurilor. Cunoașterea defalcării consumatorilor pe categorii și segmentele lor de piață respective reprezintă, de asemenea, o parte a transparenței prețurilor. Comunicarea la Eurostat a prețurilor și a condițiilor de vânzare către consumatori și a sistemelor de prețuri în vigoare, precum și a defalcării consumatorilor pe categorii de consum, ar trebui să constituie informații suficiente pentru Comisie în vederea luării unei decizii, după caz, cu privire la acțiuni sau propuneri adecvate, având în vedere situația pieței interne a energiei. Realizarea transparenței presupune publicarea și circulația prețurilor și a sistemelor de prețuri între consumatori, pe o scară cât mai largă posibil. Pentru punerea în aplicare a transparenței prețurilor la energie, sistemul trebuie să se bazeze pe metode și tehnici demonstrate, care au fost dezvoltate și aplicate de Eurostat cu privire la prelucrarea, verificarea și publicarea informațiilor. În vederea realizării pieței interne a energiei, sistemul transparenței prețurilor trebuie să devină operațional cât mai repede posibil. În temeiul directivei, statele membre trebuie să ia măsurile necesare pentru a garanta că întreprinderile care furnizează gaze naturale utilizatorilor finali din industrie comunică către Eurostat următoarele: 27

28 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale - prețurile și condițiile de vânzare a gazelor naturale către utilizatori finali din industrie; - sistemele de prețuri utilizate; - defalcarea consumatorilor și cantitățile de energie respective pe categorii de consum, asigurându-se reprezentativitatea acestor categorii la nivel național. Pe baza informațiilor menționate, Eurostat publică în fiecare lună mai și noiembrie, într-o formă adecvată, prețurile la gaze naturale pentru utilizatorii industriali din statele membre, precum și sistemele de stabilire a prețurilor folosite în acest scop. Eurostat nu dezvăluie acele date care ar putea face obiectul secretului comercial. Astfel de date statistice confidențiale transmise Eurostat sunt accesibile doar funcționarilor din cadrul Eurostat și pot fi folosite exclusiv în scopuri statistice. Cu toate acestea, primul alineat nu împiedică publicarea unor astfel de informații în formă agregată, care nu permite identificarea tranzacțiilor comerciale individuale Directiva 2013/30/CE privind siguranţa operaţiunilor petroliere si gaziere offshore Articolul 191 din Tratatul privind funcţionarea Uniunii Europene stabileşte obiectivele privind conservarea, protecţia şi îmbunătăţirea calităţii mediului şi utilizarea prudentă şi raţională a resurselor naturale. Acesta instituie obligaţia ca toate acţiunile Uniunii să urmărească un nivel ridicat de protecţie bazat pe principiul precauţiei şi acţiunii preventive, pe principiul remedierii, cu prioritate la sursă, a daunelor provocate mediului şi pe principiul "poluatorul plăteşte". Cadrul existent de reglementare, divergent şi fragmentat, care se aplică siguranţei operaţiunilor petroliere şi gaziere offshore din Uniune şi practicile actuale în materie de siguranţă ale industriei de profil nu oferă garanţia absolut adecvată că riscurile de accidente offshore sunt reduse la minimum în întreaga Uniune şi că, în cazul unui accident care are loc în apele offshore ale statelor membre, cel mai eficient mod de intervenţie ar fi pus în aplicare în mod rapid. În conformitate cu regimurile de răspundere existente, este posibil ca partea responsabilă să nu fie întotdeauna identificată în mod clar şi să nu poată plăti sau să nu aibă responsabilitatea de a plăti toate costurile pentru repararea daunelor pe care le-a cauzat. Partea responsabilă ar trebui să fie întotdeauna identificabilă în mod clar înainte de începerea operaţiunilor offshore petroliere şi gaziere. Riscurile de producere a unui accident major în cadrul operaţiunilor petroliere sau gaziere offshore sunt semnificative. Accidentele majore legate de operaţiunile petroliere şi gaziere offshore pot avea consecinţe devastatoare şi ireversibile asupra mediului marin şi de coastă, precum şi efecte negative semnificative asupra activităţilor economice de coastă. Prin reducerea riscului de poluare a apelor offshore, directiva ar trebui să contribuie, prin urmare, la asigurarea protecţiei mediului marin şi, în special, la atingerea sau menţinerea unei stări ecologice bune până în 2020, obiectiv prevăzut în Directiva 2008/56/CE de instituire a unui cadru de acţiune comunitară în domeniul politicii privind mediul marin. Astfel, directiva stabileşte cerinţele minime pentru prevenirea accidentelor majore din cadrul operaţiunilor petroliere şi gaziere offshore şi limitarea consecinţelor acestor accidente. Obiectivul directivei constă în reducerea, în măsura posibilului, a apariţiei accidentelor majore legate de operaţiunile petroliere şi gaziere offshore şi limitarea consecinţelor acestora, sporind 28

29 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale astfel nivelul de protecţie a mediului marin şi a activităţilor economice de coastă împotriva poluării, stabilind condiţii minime pentru desfăşurarea în siguranţă a activităţilor de explorare şi exploatare offshore a petrolului şi gazelor, limitând posibilele perturbări cu privire la producţia indigenă de energie a Uniunii şi îmbunătăţind mecanismele de intervenţie în cazul unui accident. Potrivit directivei, principiile generale de gestionare a riscurilor privind operaţiunile petroliere şi gaziere offshore sunt următoarele: - Statele membre solicită operatorilor să se asigure că sunt luate toate măsurile adecvate pentru prevenirea accidentelor majore din cadrul operaţiunilor petroliere şi gaziere offshore. - Statele membre se asigură că operatorii nu sunt degrevaţi de atribuţiile lor în conformitate cu prezenta directivă în virtutea faptului că acţiunile sau omisiunile care conduc sau contribuie la accidente majore au fost desfăşurate de contractanţi. - În cazul în care totuşi se produce un accident major, statele membre se asigură că operatorii iau toate măsurile adecvate pentru a limita consecinţele acestuia asupra sănătăţii umane şi asupra mediului. - Statele membre solicită operatorilor să se asigure că operaţiunile petroliere şi gaziere offshore sunt efectuate în baza unei gestionări sistematice a riscurilor, astfel încât să fie acceptabile riscurile reziduale de accidente majore în cazul persoanelor, mediului şi instalaţiilor offshore Regulamentul (CE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale Directiva 2004/67/CE privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale a stabilit pentru prima oară un cadru juridic la nivelul Uniunii Europene în vederea asigurării securităţii aprovizionării cu gaze. Criza ruso-ucraineană a gazului din ianuarie 2009 a demonstrat că prevederile directivei şi punerea în aplicare inegală a acestora de către statele membre nu sunt suficiente în vederea pregătirii pentru o întrerupere a aprovizionării şi pentru reacţia la o astfel de situaţie. În plus, există un risc evident ca măsurile elaborate în mod unilateral de către statele membre să compromită buna funcţionare a pieţei interne. Având în vedere faptul că gazele naturale reprezintă un element esenţial al aprovizionării cu energie a Uniunii Europene, precum şi creşterea consumului de gaze în ultimii zece ani, scăderea producţiei interne şi creşterea dependenţei de importuri de gaze, la nivelul Europei a apărut necesitatea reexaminării chestiunilor legate de securitatea aprovizionării. Regulamentul (CE) nr. 994/2010 vizează garantarea securităţii aprovizionării prin asigurarea prevenţiei şi a unei acţiuni coordonate în caz de întrerupere a aprovizionării şi prin garantarea funcţionării corecte şi continue a pieţei interne a gazelor naturale. Regulamentul stabileşte un cadru comun în care securitatea aprovizionării este o responsabilitate care le revine întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, statelor membre ale Uniunii Europene şi Comisiei Europene. Regulamentul prevede, de asemenea, un mecanism transparent, în spiritul solidarităţii, pentru coordonarea reacţiilor în situaţiile de urgenţă la nivel naţional, regional şi european. Regulamentul stabileşte un concept comun privind consumatorii a căror aprovizionare cu gaze trebuie să fie protejată. Toţi consumatorii casnici sunt consumatori protejaţi. Statele membre pot 29

30 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale să includă, de asemenea, în categoria consumatorilor protejaţi, întreprinderile mici şi mijlocii şi serviciile sociale esenţiale (cu condiţia ca aceşti consumatori suplimentari să nu reprezinte mai mult de 20 % din consumul total de gaze) şi/sau instalaţiile de termoficare. Regulamentul stabileşte standarde comune la nivelul Uniunii Europene privind infrastructura şi aprovizionarea: standarde privind infrastructura: cel târziu până la data de 3 decembrie 2014, statele membre trebuie să aibă capacitatea de a furniza cantitatea totală de gaze necesară pentru o zi de cerere de gaze excepţional de mare, în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze. Regulamentul prevede, de asemenea, introducerea fluxurilor inversate în toate interconectările transfrontaliere dintre statele membre până la data de 3 decembrie 2013; standarde de aprovizionare pentru consumatorii protejaţi: întreprinderile din sectorul gazelor naturale au obligaţia de a garanta aprovizionarea consumatorilor protejaţi în condiţii dificile, în principal în cazul unor temperaturi extreme înregistrate pe o perioadă de şapte zile şi timp de cel puţin 30 de zile în care cererea este mare, precum şi în cazul afectării infrastructurii unice principale în condiţii de iarnă normale. Regulamentul defineşte trei niveluri de criză principale: nivelul de alertă timpurie, nivelul de alertă şi nivelul de urgenţă. Comisia poate să declare o urgenţă la nivel european sau regional la cererea unei autorităţi competente care a declarat o urgenţă. În cazul în care cererea provine de la cel puţin două autorităţi competente, Comisia declară o urgenţă la nivelul Uniunii Europene sau la nivel regional. În caz de urgenţă la nivel european sau regional, Comisia are dreptul să solicite autorităţii competente să îi furnizeze fără întârziere cel puţin informaţiile privind măsurile prevăzute şi cele deja puse în aplicare pentru atenuarea situaţiei de urgenţă. În februarie 2016 Comisia Europeană a propus un nou regulament privind măsurile de garantare a securității aprovizionării cu gaze naturale și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010, care a fost adoptat de Parlamentul European în septembrie Noile reguli asigură o abordare coordonată la nivel regional privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale în statele membre. Aceasta va sprijini Uniunea Europeană în gestionarea deficienţelor de gaze naturale ce ar putea apărea în cazul unor crize majore. Astfel, noul regulament indică un progres important în direcţia îmbunătăţirii securităţii energetice, unul dintre principalele obiective ale Uniunii Energetice. Principalele modificări aduse de noul regulament: - introducerea principiului solidarităţii: în eventualitatea unei crize severe, statele membre vecine vor fi nevoite să asigure aprovizionarea cu gaze naturale a gospodăriilor şi serviciilor sociale esenţiale ce ar putea fi afectate de criză; - cooperare regională mai strânsă: grupurile regionale de state vor asigura evaluarea comună a riscurilor şi dezvoltarea unor măsuri comune preventive şi de urgenţă; - transparenţă mai mare: companiile de gaze naturale vor notifica contractele pe termen lung considerate relevante pentru securitatea aprovizionării, respectiv 28% din consumul anual de gaz din statul membru. 30

31 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Regulamentul (CE) nr. 1227/2011 privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de energie (REMIT) Regulamentul are ca obiectiv sporirea integrității și transparenței piețelor angro de energie, în scopul promovării unei concurențe deschise și echitabile pe piețele angro de energie, în beneficiul consumatorilor finali de energie. Este important să fie asigurat consumatorilor și altor participanți la piață faptul că pot avea încredere în integritatea piețelor energiei electrice și gazelor, că prețurile fixate pe piețele angro de energie reflectă interacțiunea echilibrată și competitivă dintre cerere și ofertă și că nu se pot realiza profituri prin abuz de piață. În conformitate cu prevederile REMIT cu aplicabilitate imediată, participanţii la piaţa angro trebuie să îndeplinească obligația de publicare, respectiv publicarea de informaţii privilegiate. Pentru a avea caracter privilegiat, o informaţie va trebui: - să aibă un caracter precis; - să nu fi fost făcută publică; - să se refere în mod direct sau indirect la unul sau mai multe produse energetice angro (contracte de furnizare pe piaţa angro, contracte de transport, instrumente derivative); - în cazul în care ar fi făcută publică, să poată influenţa probabil în mod semnificativ preţul produselor energetice angro respective. Obligaţia de publicare face referire în special la: - cerinţele de transparenţă aferente Regulamentului (CE) nr. 715/2009, liniilor directoare, codurilor de reţea şi ghidurilor de bună practică emise de ACER; - informaţii solicitate a fi publicate de prevederi legislative europene şi naţionale, reguli de piaţă, contracte sau practici de pe piaţa angro şi care au un efect semnificativ asupra produselor energetice tranzacţionate la nivel angro; - informaţii care se referă la capacitatea şi utilizarea instalaţiilor de producere, înmagazinare, consum sau transport de gaze naturale sau la capacitatea şi utilizarea instalaţiilor de GNL, inclusiv indisponibilitatea planificată sau neplanificată a acestor instalaţii. Interdicțiile introduse de REMIT: i. interdicţia efectuării de tranzacţii bazate pe informaţii privilegiate Informaţiile privilegiate nu pot fi folosite pentru a dobândi, a ceda sau pentru a încerca să dobândească sau să cedeze, pentru sine sau pentru o terţă parte, direct sau indirect, produse energetice angro la care se referă informaţiile în cauză. ii. interdicţia de a manipula piaţa Participanţii la piaţa angro de energie trebuie să evite să ofere indicaţii false sau înşelătoare în ceea ce priveşte oferta, cererea sau preţul produselor energetice angro. Interdicția face referire și la cel care stabileşte sau încearcă să stabilească preţul unuia sau mai multor produse energetice angro la un nivel artificial, exceptând cazul în care persoana care a efectuat tranzacţia sau care a emis ordinul consideră că motivele care au determinat-o să 31

32 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale procedeze astfel sunt legitime şi că respectiva tranzacţie sau respectivul ordin este conform cu practicile de piaţă admise pe respectiva piaţă angro de energie. Interdicţia se referă, de asemenea, la cei ce utilizează sau încearcă să utilizeze un instrument fictiv sau orice altă formă de înşelătorie ori artificiu, care transmite sau este de natură să transmită mesaje false sau înşelătoare cu privire la oferta, cererea sau preţul produselor energetice angro. Nu este permisă nici difuzarea, prin intermediul mijloacelor de comunicare în masă sau a internetului, de informaţii care oferă sau sunt susceptibile de a oferi mesaje false sau înşelătoare cu privire la oferta, cererea sau preţul produselor energetice angro. În cadrul calendarului de implementare a REMIT propus de ACER, prioritatea pe termen scurt este înregistrarea participanţilor la piaţă care efectuează tranzacţii ce trebuie raportate ACER. Pe termen mediu şi lung, trebuie definit rolul ACER şi impactul activităţii acesteia asupra autorităţilor de reglementare în ceea ce privește monitorizarea pieței, precum și aspectele de cooperare cu reglementatorii pieţelor financiare privind modul de raportare a tranzacţiilor şi investigare şi trebuie clarificate aspectele ce ţin de publicarea de informaţii (registrul European al participanţilor la piaţa angro de energie şi gaze naturale, informaţii privind tranzacţii cu energie şi gaze), accesul la datele deţinute de ACER, securitatea informaţiilor, tehnologia informaţiei, monitorizarea implementării prevederilor REMIT în statele membre. Potrivit prevederilor REMIT, au fost extinse competențele autorităților naţionale de reglementare, care trebuie să investigheze şi să se asigure că sunt executate sancţiunile pentru nerespectarea interdicţiilor stabilite prin regulament. De asemenea, statele membre trebuie să stabilească norme cu privire la sancţiunile aplicabile în cazul încălcării prevederilor REMIT şi să ia toate măsurile necesare pentru a asigura punerea în aplicare a acestora. Sancţiunile prevăzute trebuie să fie eficiente, disuasive şi proporţionale şi să reflecte natura, durata şi gravitatea încălcărilor, daunele produse consumatorilor şi beneficiile potenţiale obţinute de pe urma tranzacţiilor bazate pe informaţii privilegiate şi a manipulării pieţei Regulamentul (UE) nr. 347/2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene La 26 martie 2010, Consiliul European a aprobat propunerea Comisiei de lansare a unei noi strategii Europa Una dintre prioritățile Strategiei Europa 2020 o reprezintă creșterea sustenabilă prin promovarea unei economii cu o utilizare mai eficientă a resurselor, mai sustenabilă și mai competitivă. Strategia plasa infrastructurile energetice pe primul loc în cadrul inițiativei emblematice O Europă eficientă din punctul de vedere al utilizării resurselor, subliniind necesitatea actualizării rapide a rețelelor Europei și a interconectării acestora la nivel continental, în special pentru a integra sursele regenerabile de energie. În comunicarea sa intitulată Priorități în domeniul infrastructurii energetice ante și post 2020 Plan de realizare a unei rețele energetice europene integrate, urmată de concluziile Consiliului din 28 februarie 2011 și de rezoluția Parlamentului European, Comisia a solicitat o nouă politică privind infrastructura energetică în vederea optimizării dezvoltării rețelelor la nivel european în perioada ante și post 2020, pentru a permite Uniunii să își atingă obiectivele esențiale de politică energetică în materie de competitivitate, sustenabilitate și siguranță în aprovizionare. 32

33 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Consiliul European din 4 februarie 2011 a subliniat nevoia de a moderniza și extinde infrastructura energetică a Europei și de a interconecta rețelele dincolo de frontiere, pentru a asigura funcționarea solidarității dintre statele membre, realizarea rutelor alternative de aprovizionare sau de transport și a surselor de energie alternative și dezvoltarea energiei din surse regenerabile pentru a intra în concurență cu sursele tradiționale. Deşi Directiva 2009/73/CE privind normele comune pentru piața internă în sectorul gazelor naturale prevede o piață internă a energiei, piața rămâne fragmentată din cauza interconexiunilor insuficiente între rețelele energetice naționale și a utilizării sub nivelul optim a infrastructurii energetice existente. Accelerarea renovării infrastructurilor energetice existente și construcția unora noi este esențială pentru realizarea obiectivelor Uniunii în ceea ce privește politica în domeniul energiei și climei, respectiv finalizarea pieței interne a energiei, garantarea siguranței în aprovizionare, în special cu gaze și petrol, reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% (30% în anumite condiții), majorarea cotei deținute de energia din surse regenerabile în consumul final de energie până la 20% și atingerea unei creșteri de 20% a eficienței energetice până în 2020, creșterea eficienței energetice putând contribui la reducerea necesității de a construi noi infrastructuri. Importanța rețelelor inteligente pentru realizarea obiectivelor de politică energetică ale Uniunii a fost recunoscută în Comunicarea Comisiei din 12 aprilie 2011 intitulată Rețele inteligente: de la inovare la implementare. Instalațiile de stocare a energiei și instalațiile de recepție, de stocare și de regazeificare sau decomprimare pentru gaz natural lichefiat (GNL) sau gaz natural comprimat (GNC) au un rol din ce în ce mai important în crearea unei infrastructuri energetice europene. Uniunea ar trebui să faciliteze proiectele de infrastructură care leagă rețelele energetice ale Uniunii cu rețelele țărilor terțe, în special cu cele ale țărilor învecinate și cu cele ale țărilor cu care Uniunea a stabilit forme de cooperare specifice în domeniul energiei. Necesarul de investiții în infrastructurile de transport al energiei electrice și al gazelor de importanță europeană a fost estimat la aproximativ 200 miliarde EUR până în Creșterea semnificativă a volumului investițiilor, comparativ cu tendințele din trecut, și necesitatea stringentă de a pune în aplicare prioritățile privind infrastructura energetică impun o nouă abordare a modului în care infrastructurile energetice, în special cele de natură transfrontalieră, sunt reglementate și finanțate. Documentul de lucru al Comisiei adresat Consiliului din 10 iunie 2011 intitulat Necesitățile de investiții în infrastructura energetică și cerințele legate de finanțare a subliniat faptul că aproximativ jumătate din totalul investițiilor necesare în deceniul care se va încheia în 2020 riscă să nu se materializeze în timp util sau deloc, din cauza obstacolelor legate de autorizare, aspecte legate de reglementare și finanțare. Astfel, regulamentul (UE) 347/2013 stabilește normele referitoare la dezvoltarea și realizarea prompte a interoperabilității rețelelor energetice transeuropene, în scopul îndeplinirii obiectivelor de politică energetică din TFUE, al asigurării funcționării pieței interne a energiei și a siguranței în aprovizionare în Uniune, al promovării eficienței energetice și economisirii energiei, al dezvoltării de forme noi de energie din surse regenerabile, precum și al promovării interconectării rețelelor energetice. Prin urmărirea acestor obiective, regulamentul contribuie la o creștere inteligentă, sustenabilă și favorabilă incluziunii și aduce beneficii întregii Uniuni din punct de vedere al competitivității și coeziunii economice, sociale și teritoriale. 33

34 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Regulamentul (CE) nr. 1348/2014 privind raportarea de date pentru punerea în aplicare a art. 8 (2) şi (6) din Regulamentul nr. 1227/2011 Regulamentul stabilește normele pentru furnizarea de date către ACER, pentru punerea în aplicare a articolului 8 alineatele (2) și (6) din Regulamentul (UE) nr. 1227/2011. Acesta definește detaliile legate de produsele energetice angro și de datele fundamentale de raportat, de canalele corespunzătoare pentru raportarea de date, de definirea calendarelor și de frecvența raportării datelor. Regulamentul nr. 1227/2011 solicită ACER să monitorizeze piețele angro de energie din Uniune. Pentru ca agenția să fie în măsură să-și îndeplinească sarcina, este necesar să îi fie furnizate, în timp util, seturi complete de informații relevante. Supravegherea eficientă a piețelor angro de energie necesită monitorizarea regulată a detaliilor contractelor, inclusiv ale ordinelor de tranzacționare, precum și a datelor privind capacitatea și utilizarea instalațiilor de producție, înmagazinare, consum sau transport de energie electrică și de gaze naturale. Participanții la piață trebuie să raporteze în mod regulat ACER detaliile contractelor angro de energie, atât în ceea ce privește furnizarea energiei electrice/gazelor naturale, cât și transportul respectivelor produse. Contractele privind serviciile de echilibrare, contractele dintre diferiți membri ai aceluiași grup de companii și contractele pentru vânzarea energiei produse în instalații de producție mici vor fi raportate numai la cererea ACER. În general, ambele părți contractante trebuie să raporteze detaliile solicitate referitoare la contractul încheiat. Pentru a facilita raportarea, părțile trebuie să aibă capacitatea de a raporta una în numele celeilalte sau de a utiliza serviciile unor terțe părți în acest scop. Fără a aduce atingere acestei dispoziții și pentru a facilita colectarea de date, detaliile contractelor de transport încheiate în urma alocării primare a capacităților de interconexiune la nivelul unui operator de transport și de sistem ( OTS ) vor fi raportate exclusiv de respectivul OTS. Datele raportate trebuie să includă, de asemenea, cereri acoperite și neacoperite privind capacitatea. Pentru a evita dubla raportare, ACER trebuie să colecteze detalii privind instrumentele derivate referitoare la contractele de furnizare sau transport a energiei electrice sau gazelor naturale, care au fost raportate în conformitate cu Regulamentul financiar aplicabil către registrele centrale de tranzacții sau autoritățile de reglementare din domeniul financiar, din respectivele surse. Fără a aduce atingere acestei dispoziții, piețele organizate, sistemele de corelare a ordinelor sau sistemele de raportare a tranzacțiilor care au raportat detalii ale unor astfel de instrumente derivate în baza normelor financiare, în temeiul acordului încheiat între acestea, trebuie să aibă capacitatea de a raporta aceleași informații și către agenție. Pentru a identifica în mod eficient abuzurile de piață, este important ca, pe lângă detaliile contractelor, ACER să poată monitoriza și ordinele de tranzacționare plasate pe piețele organizate. Deoarece este de așteptat ca participanții la piață să nu poată înregistra cu ușurință astfel de date, ordinele corelate și necorelate trebuie să fie raportate prin intermediul pieței organizate unde au fost plasate sau prin intermediul unor terțe părți care au capacitatea de a furniza astfel de informații. O raportare eficientă și o monitorizare specifică necesită realizarea unei distincții între contractele standard și cele nestandardizate. Deoarece prețurile contractelor standard servesc, de asemenea, ca prețuri de referință pentru contractele nestandardizate, ACER trebuie să primească zilnic informații privind contractele standard. 34

35 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Participanții la piață trebuie, de asemenea, să raporteze, în mod regulat, atât ACER cât și autorităților naționale de reglementare, la cererea acestora, datele referitoare la disponibilitatea și utilizarea infrastructurii de producere și de transport al energiei, inclusiv gazul natural lichefiat și instalațiile de înmagazinare. Cerințele în materie de raportare trebuie să respecte obligația agenției de a nu pune la dispoziția publicului informațiile sensibile din punct de vedere comercial și de a publica sau de a pune la dispoziția publicului doar informațiile care nu sunt de natură să creeze nicio denaturare a concurenței pe piețele angro de energie trebuie să fie raportate în termen de maximum o lună de la încheierea respectivelor contracte. 1.2 Cadrul de reglementare la nivel naţional Legislaţia primară Pachetul legislativ care guvernează funcţionarea sectorului gazelor naturale din România este compus, la nivel primar, din următoarele acte normative: - Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012; - Legea petrolului nr. 238/2004; - Legea nr. 213/1998 privind proprietatea publică şi regimul juridic al acesteia; - Legea nr. 346/2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale; - Ordonanţa Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor naturale; - Legea nr. 185/2016 privind unele măsuri necesare pentru implementarea proiectelor de importanţă naţională în domeniul gazelor naturale; - Hotărârea Guvernului nr. 638/2007 privind deschiderea integrală a pieţei de energie electrică şi gaze naturale. Legislaţia naţională în domeniul gazelor naturale a urmărit, încă de la emiterea Ordonanţei nr. 60/2000 privind reglementarea activităţilor din sectorul gazelor naturale, stabilirea cadrului legal necesar pentru desfăşurarea activităţilor specifice sectorului gazelor naturale, în condiţii de competitivitate şi transparenţă. Potrivit prevederilor OG nr. 60/2000, politica energetică a statului trebuie să asigure creşterea eficienţei energetice şi constituirea unui cadru instituţional corespunzător, prin stabilirea organismelor şi autorităţilor competente pentru realizarea acestei politici. Politica statului în domeniul gazelor naturale constă în stabilirea obiectivelor sectorului gazelor naturale, a modalităţilor optime de realizare a acestora, în condiţiile asigurării unei dezvoltări durabile a economiei naţionale. Politica în domeniul gazelor naturale este elaborată pe baza programului de guvernare aprobat de Parlament, de ministerul de resort, cu consultarea organismelor guvernamentale cu atribuţii în domeniu şi a societăţii civile, pentru un interval mediu, şi cu luarea în considerare a evoluţiilor probabile pe termen lung. OG nr. 60/2000 a fost înlocuită de Legea gazelor nr. 351/2004, care menţine aceleaşi principii de realizare a politicii statului în domeniul gazelor naturale, cu următoarele obiective principale: 35

36 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale i. constituirea cadrului instituţional corespunzător, prin stabilirea organismelor şi a autorităţii competente pentru realizarea acestei politici; ii. asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale; iii. prognozarea importurilor şi a exporturilor de gaze naturale; iv. elaborarea programelor de dezvoltare în sectorul gazelor naturale; v. asigurarea protecţiei mediului; vi. asigurarea transparenţei preţurilor şi a tarifelor reglementate la gazele naturale; vii. creşterea eficienţei în producţia, înmagazinarea, transportul, distribuţia şi utilizarea gazelor naturale; viii. dezvoltarea şi asigurarea capacităţilor de depozitare a gazelor naturale; Entităţile publice care iau măsuri pentru realizarea obiectivelor înscrise în program şi examinează stadiul îndeplinirii acestuia sunt Guvernul, Ministerul Economiei şi Comerţului (în prezent Ministerul Economiei, Comerţului şi Relaţiilor cu Mediul de Afaceri, în continuare MECRMA) şi celelalte instituţii specializate ale administraţiei publice centrale. După 2007, piaţa gazelor naturale din România a trecut prin transformări semnificative, cauzate de reorganizarea şi restructurarea sectorului, dar şi de dezvoltarea cadrului de reglementare, ca urmare a dinamicii sectorului şi necesităţii implementării legislaţiei comunitare în cadrul legislativ naţional. Restructurarea sectorului gazelor naturale a fost consecinţa angajamentului asumat de autorităţile publice de a se adapta la realităţile din sector, dar şi a colaborării cu structurile europene. Liberalizarea pieţei gazelor naturale, în concordanţă cu cerinţele directivelor şi regulamentelor europene, are ca scop crearea unui mediu competitiv real care să asigure consumatorilor posibilitatea de a alege furnizorul de gaze naturale şi să crească nivelul de investiţii în sector. Legea gazelor nr. 351/2004 a fost abrogată prin Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/ (în continuare Legea energiei ), care guvernează şi în prezent sectorul gazelor naturale din România. În cazul transportului şi a activităţilor din amonte (upstream), prevederile Legii energiei se completează cu cele ale Legii petrolului nr. 238/2004, cu modificările şi completările ulterioare (în continuare Legea petrolului). Legea energiei (Titlul II) stabileşte cadrul de reglementare pentru desfăşurarea activităţilor privind producţia, transportul, distribuţia, furnizarea şi înmagazinarea gazelor naturale, modalităţile de organizare şi funcţionare a sectorului gazelor naturale, de acces pe piaţă, precum şi criteriile şi procedurile aplicabile pentru acordarea de autorizaţii şi/sau licenţe în sectorul gazelor naturale. Prevederile titlului II din Legea energiei se aplică într-un mod nediscriminatoriu şi pentru biogaz, gaz obţinut din biomasă sau alte tipuri de gaze, în măsura în care este posibil din punct de vedere tehnic ca acestea să fie injectate ori transportate prin sistemele de transport/distribuţie al/a gazelor naturale şi prin conductele de alimentare din amonte şi/sau să fie utilizate în instalaţii de utilizare, în deplină siguranţă. Potrivit Legii energiei, activităţile din sectorul gazelor naturale trebuie să se desfăşoare pentru realizarea următoarelor obiective de bază: a) asigurarea dezvoltării durabile a economiei naţionale; 4 Publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 485 din 16 iulie

37 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale b) asigurarea continuităţii şi a siguranţei în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor; c) protejarea intereselor legitime ale clienţilor finali de gaze naturale; d) promovarea, stimularea şi asigurarea concurenţei pe piaţa de gaze naturale; e) armonizarea legislaţiei naţionale cu legislaţia Uniunii Europene în domeniu, cu respectarea principiului subsidiarităţii; f) transparenţa preţurilor şi a tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale; g) dezvoltarea sectorului gazelor naturale în condiţii de eficienţă economică şi protecţie a mediului; h) promovarea producerii şi utilizării surselor noi şi regenerabile de gaze; i) asigurarea accesului nediscriminatoriu la sursele de gaze naturale; j) asigurarea măsurilor de securitate în vederea prevenirii şi combaterii actelor de terorism şi sabotaj asupra infrastructurii sectorului gazelor naturale; k) dezvoltarea interconectărilor sistemelor de transport al gazelor naturale cu sistemele similare din ţările vecine şi cu alte infrastructuri de transport şi integrarea Sistemului naţional de transport al gazelor naturale în Reţeaua europeană de transport şi sistem de gaze naturale (în continuare, ENTSO-G); l) asigurarea condiţiilor necesare pentru buna funcţionare a pieţei gazelor naturale şi pentru integrarea pieţei naţionale în piaţa internă europeană a gazelor naturale; m) asigurarea accesului nediscriminatoriu al terţilor la conductele de alimentare din amonte, depozitele de înmagazinare, sistemele de transport, sistemele de distribuţie a gazelor naturale, precum şi la instalaţiile GNL; n) asigurarea funcţionării instalaţiilor tehnologice de suprafaţă din câmpurile de producţie, a depozitelor de înmagazinare, a sistemelor de transport şi de distribuţie a gazelor naturale, în condiţii de siguranţă şi eficienţă; o) asigurarea capacităţii de înmagazinare a gazelor naturale pentru nevoile curente şi pentru cele care contribuie la securitatea energetică a ţării. La fel ca în legislaţia anterioară adoptării Legii energiei din 2012, Guvernul, MECRMA şi alte instituţii specializate ale administraţiei publice centrale iau măsurile necesare pentru atingerea obiectivelor incluse în strategiile sectoriale şi monitorizează nivelul de conformare. MECRMA elaborează politica în domeniul gazelor naturale şi trebuie să se asigure de implementarea acesteia. În prezent, reglementatorul pieţei gazelor naturale este Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), care funcţionează ca o instituţie publică autonomă. Aceasta elaborează, aplică şi monitorizează legislaţia aplicabilă la nivel naţional necesară pentru funcţionarea sectorului gazelor naturale şi a pieţei de o manieră eficientă, sigură, competitivă, transparentă şi nediscriminatorie, care să protejeze consumatorii şi mediul înconjurător. Ca urmare a necesităţii de transpunere în legislaţia naţională a Pachetului III legislativ energetic cu privire la domeniul gazelor naturale, prin Legea energiei s-a asigurat transpunerea în legislaţia naţională a Directivei 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale. Modificarea cu cel mai mare impact asupra Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale a fost determinată de necesitatea transpunerii complete şi corecte a principiului separării proprietăţii între producţia şi furnizarea gazelor naturale, pe de o parte, şi transportul de gaze naturale, pe de altă parte. 37

38 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Principiul separării introdus de directivele din pachetele energetice putea fi respectat prin implementarea oricărui model din cele permise de directive, cu scopul asigurării independenţei operatorului de transport faţă de celelalte întreprinderi din domeniu, care desfăşoară activităţi de producţie sau furnizare. În acest fel, se consideră că sunt eliminate premisele care conduc la poziţii favorizante pentru companiile din domeniu integrate pe verticală şi, totodată, este creat un mediu de piaţă concurenţial şi nediscriminatoriu. Potrivit prevederilor art. 9 alin. (1), lit. a) din Directiva 2009/73/CE, Statele membre se asigură că de la 3 martie 2012 toate întreprinderile care deţin în proprietate sisteme de transport acţionează ca operatori de transport. Cu alte cuvinte, operatorul de transport trebuie sa fie proprietarul reţelei pe care o operează. De asemenea, art. 9 defineşte condiţiile prin care se realizează concret separarea proprietăţii şi a activităţilor între operatorii de transport şi de sistem, pe de o parte, şi producătorii, distribuitorii si furnizorii de gaze naturale, pe de altă parte. Directiva prevede însă şi o excepţie, respectiv desemnarea unui operator de sistem independent la propunerea proprietarului sistemului de transport, în cazul în care sistemul de transport aparţine unei întreprinderi integrate vertical la data de 3 septembrie Având în vedere configuraţia sistemului de transport, România a optat pentru modelul ISO ( independent system operator ), în cadrul căruia întreprinderea desemnată să opereze sistemul de transport nu are drept de proprietate asupra acestuia. Alegerea modelului ISO în vederea operării sistemului de transport al gazelor naturale a avut la bază faptul că la momentul elaborării Legii energiei s-a luat decizia ca regimul de proprietate al Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale să nu fie schimbat, opţiunea având la bază următoarele argumente de ordin legal: - în România, conform prevederilor art. 3 alin. (2) din Legea nr. 213/1998 privind proprietatea publică şi regimul juridic al acesteia, conductele de transport al gazelor naturale sunt proprietate publică a statului şi nu pot fi înstrăinate. - Legea petrolului prevede că Sistemul Naţional de Transport al petrolului este proprietate publică a statului. În conformitate cu aceeaşi lege, petrolul reprezintă substanţele minerale combustibile constituite din amestecuri de hidrocarburi naturale, acumulate în scoarţa terestră şi care, în condiţii de suprafaţă, se prezintă în stare gazoasă, sub formă de gaze naturale, sau lichidă, sub formă de ţiţei şi condensat. Astfel, SNTGN Transgaz SA a fost desemnată şi certificată ca operator al sistemului naţional de transport de gaze naturale, fără a fi proprietarul acesteia. Considerând că măsurile comunicate de România nu transpun în integralitate Directiva 2009/73/CE, Comisia a luat decizia sesizării CJUE la data de În opinia Comisiei, măsurile legislative comunicate de autorităţile române transpun parţial și incorect Directiva Directiva 2009/73/CE, întrucât legislaţia naţională în vigoare nu a transpus şi obligaţia de a asigura cadrul legal necesar pentru implementarea modelului OU ( ownership unbundling ). Astfel, indiferent dacă această ipoteză de fapt nu există în momentul de faţă în România, aşa cum a subliniat Comisia, trebuie să fie creată posibilitatea legislativă ca, în viitor, să poată fi certificaţi exclusiv operatori de transport şi de sistem în conformitate cu modelul OU. 38

39 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale În vederea transpunerii integrale a prevederilor art. 9 alin. (1), lit. a) din Directivă, pentru a fi reglementată implementarea modelului OU în vederea operării altor posibile sisteme de transport al gazelor naturale, care ar putea fi dezvoltate în România, paralel cu Sistemul Naţional de Transport şi posibil interconectate cu acesta, au fost necesare atât modificări ale Legii energiei, cât şi modificări ale Legii nr. 213/1998 privind proprietatea publică şi regimul juridic al acesteia, în sensul că noile reţele de transport care vor fi realizate din sursele proprii are unui operator de transport nu mai reprezintă proprietate publică a statului şi nu sunt incluse în domeniul public al statului, ele constituind proprietate privată a operatorului care a realizat investiţia. Astfel, Legea energiei va trata în mod distinct două situaţii: pe de o parte, regimul de proprietate şi operarea Sistemului Naţional de Transport (după modelul ISO), iar pe de altă parte, regimul de proprietate şi operarea altor posibile sisteme de transport al gazelor naturale, nou înfiinţate (după modelul OU). Prin crearea posibilităţii legale pentru apariţia unor operatori de transport al gazelor naturale care să fie şi proprietari ai acelor sisteme, se poate discuta despre o potenţială diversificare a rutelor de transport care pot contribui la îmbunătăţirea concurenţei în acest domeniu, având un impact semnificativ asupra creşterii siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale în condiţii competitive de preţ. Totodată, prin legislaţia subsecventă, autorităţile române au avut misiunea de a asigura o armonizare funcţională a posibilelor noi infrastructuri cu Sistemele Naţionale de Transport, astfel încât să fie evitate dezechilibrele în activitatea de transport în interiorul sistemelor, dar şi în relaţia dintre acestea Reglementarea activităţilor din sectorul gazelor naturale Potrivit Legii energiei, activităţile din sectorul gazelor naturale se desfăşoară în baza unor licenţe şi autorizaţii specifice emise de ANRE şi a unor concesiuni eliberate de autorităţile competente, în cazul activităţilor ce implică folosirea bunurilor proprietate publică. Înfiinţarea de noi conducte de alimentare din amonte aferente producţiei de gaze naturale, precum şi de noi obiective de producţie de biogaz, biometan, GNL şi GNC/GNCV sau de noi sisteme de transport, înmagazinare şi distribuţie a gazelor naturale de către persoane juridice române sau străine se desfăşoară pe bază de autorizaţii de înfiinţare. Desfăşurarea activităţilor de furnizare a gazelor naturale, a biogazului/biometanului, GNL, GNC/GNCV, GPL, de operare a conductelor de alimentare din amonte aferente producţiei sau de înmagazinare a gazelor naturale, a sistemelor de transport, de distribuţie, a terminalelor GNL, precum şi administrarea pieţelor centralizate de gaze naturale se realizează pe bază de licenţă. Procedura de acordare, modificare, suspendare şi retragere a autorizaţiilor şi licenţelor, termenele şi condiţiile de acordare se stabilesc prin regulamente elaborate de ANRE, potrivit Ordinului nr. 34/2013 privind aprobarea Regulamentului pentru acordarea autorizaţiilor de înfiinţare şi a licenţelor în sectorul gazelor naturale. Pentru fiecare categorie de licenţă sau autorizaţie, aplicanţii trebuie să îndeplinească anumite criterii şi să întocmească o anumită documentaţie. În principiu, cel care aplică pentru o licenţă/autorizaţie trebuie să fie persoană juridică cu sediul principal sau secundar înregistrat în România. Ca urmare a primirii documentaţiei, ANRE analizează conformitatea acesteia cu 39

40 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale dispoziţiile legale şi poate solicita completarea în termen de 30 de zile de la data înregistrării cererii. Autoritatea decide acordarea/refuzarea licenţei sau a autorizaţiei în termen de 30 de zile de la data la care documentația este completă. Decizia de refuzare a acordării licenţei sau autorizaţiei trebuie să fie argumentată pe motive obiective şi nediscriminatorii şi să dea posibilitatea aplicantului de a ataca actul administrativ în instanţă Explorarea şi producţia de gaze naturale Explorarea şi producţia de gaze naturale sunt guvernate de Legea petrolului şi regulamentele corespondente. Concesiunile trebuie acordate, în baza unei licitaţii organizate de autorităţile relevante, fie pentru folosinţa activelor proprietate publică legate de transportul şi înmagazinarea gazelor naturale (infrastructură şi sisteme), fie pentru prestarea serviciilor de transport, înmagazinare şi distribuţie a gazelor naturale. ANRE eliberează autorizaţii pentru noile conducte din amonte, auxiliare sistemelor de producţie, transport, înmagazinare şi distribuţie a gazelor naturale Transportul gazelor naturale Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes naţional. Transportul gazelor naturale se realizează de către operatorul de transport şi de sistem, certificat de autoritatea competentă în condiţiile legii. Sistemul naţional de transport al gazelor naturale este proprietatea publică a statului. Lucrările de dezvoltare, reabilitare, modernizare, exploatare şi întreţinere a obiectivelor/sistemelor de transport al gazelor naturale sunt lucrări de utilitate publică. Potrivit Legii energiei, activitatea de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale se prestează pe bază de licenţă eliberată de ANRE. Serviciile legate de operarea acestor sisteme sunt activităţi reglementate, prestate la tarife reglementate. Suplimentar faţă de prevederile generale din Legea energiei, aspecte specifice ale activităţii de transport al gazelor naturale sunt reglementate de o serie de acte secundare emise de autoritatea de reglementare: Ordinul nr. 54/2007-Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare; Contractul-cadru de transport al gazelor naturale, aprobat ca Anexa 1 la Ordinul nr. 54/2007; Decizia nr. 1137/ Procedura de evaluare a condiţiilor necesare încheierii contractelor pentru prestarea serviciilor întreruptibile de transport al gazelor naturale prin Sistemul naţional de transport; Ordinul nr. 16/2013 Codul reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale, modificat succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr. 36/2017); Ordinul nr. 32/2014 Metodologia de stabilire a venitului reglementat, a venitului total şi a tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale, modificată succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr. 55/2017); Ordinul nr. 72/2014 privind aprobarea certificării Societăţii Naţionale de Transport Gaze Naturale Transgaz S.A. ca operator de transport şi de sistem al Sistemului Naţional de transport al gazelor naturale; 40

41 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Ordinul nr. 85/2014 pentru aprobarea Regulamentului privind organizarea şi funciţionarea comisiilor pentru soluţionarea disputelor/divergenţelor privind accesul la reţelele/sistemele din domeniul energiei; Ordinul nr. 162/2014 pentru aprobarea punctelor relevante ale Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale, modificat prin Ordinul nr. 9/2017; Ordinul nr. 150/2015 pentru aprobarea Regulamentului privind soluţionarea plângerilor împotriva operatorilor de reţea/sistem din domeniul energiei; Ordinul nr. 161/2015 privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem al gazelor naturale; Decizia nr. 2296/2015 de aprobare a Raportului SNTGN Transgaz SA Mediaş privind punerea în aplicare a măsurilor provizorii conform prevederilor Regulamentului (UE) nr. 312/2014; Ordinul nr. 34/2016 Metodologia de rezervare a capacităţii de transport al gazelor naturale prin conductele de transport Isaccea-Negru Vodă; Ordinul nr. 39/2016 privind aprobarea venitului reglementat, a venitului total şi a tarifelor de transport pentru activitatea de transport al gazelor naturale prin Sistemul Naţional de Transport; Coeficienţii de multiplicare utilizaţi de SNTGN Transgaz în anul V (1 octombrie septembrie 2017) al celei de-a treia perioade de reglementare, la stabilirea tarifelor de rezervare de capacitate pentru serviciile ferme de transport de gaze naturale pe termen scurt; Ordinul nr. 40/2016 privind aprobarea venitului total şi a tarifelor de transport al gazelor naturale pe conductele de transport al gazelor naturale Isaccea 1- Negru Vodă 1; Coeficienţii de multiplicare utilizaţi de SNTGN Transgaz în anul gazier I (1 octombrie septembrie 2017) la stabilirea tarifelor de rezervare de capacitate pentru serviciile de transport de gaze naturale pe termen scurt pentru conducta de transport al gazelor naturale Isaccea 1- Negru Vodă 1. În perioada , dezvoltarea cadrului de reglementare aferent accesului la serviciul de transport al gazelor naturale și activității de echilibrare a sistemului național de transport al gazelor naturale a vizat 3 direcţii principale: - modificarea și completarea Codului rețelei pentru sistemul naţional de transport al gazelor naturale; - aprobarea Raportului Transgaz privind punerea în aplicare a măsurilor provizorii, conform prevederilor Regulamentului (UE) nr. 312/2014 de stabilire a unui cod de rețea privind echilibrarea rețelelor de transport de gaz; - stabilirea calendarului de desfășurare a procesului de rezervare de capacitate de transport în punctele de intrare/ieșire în/din sistemul naţional de transport al gazelor naturale. Evoluțiile cadrului legislativ european, concretizate în adoptarea codurilor de rețea europene referitoare la mecanismele de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor naturale, la procedurile de management al congestiilor și la echilibrarea sistemelor de transport al gazelor naturale au condus la necesitatea demarării unui proces de amplă revizuire a Codului rețelei 41

42 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale pentru sistemul naţional de transport al gazelor naturale 5, în vederea implementării la nivel național a cerințelor din cadrul acestor reglementări europene: - nominalizare/renominalizare, alocare și calcul al contravalorii dezechilibrelor zilnice finale înregistrate; - reconsiderarea principiilor aplicabile în cazul transferului de capacitate între utilizatorii rețelei atât în punctele de intrare în sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cât și în punctele de ieșire din sistemul naţional de transport al gazelor naturale, având în vedere reorganizarea sistemului de transport al gazelor naturale după modelul entryexit, model în cadrul căruia rezervarea de capacitate în punctele de intrare se face independent de rezervarea de capacitate în punctele de ieșire; - precizarea exactă a atribuțiilor fiecărei părți implicate în derularea procedurilor specifice Codului rețelei, respectiv limitarea responsabilității operatorilor sistemelor adiacente SNTGN strict la nivelul responsabilităților asumate de aceștia prin contractele încheiate în mod nemijlocit cu utilizatorii de rețea și partenerii direcți ai acestora din punctele de intrare/ieșire în/din sistemul naţional de transport al gazelor naturalemenționate în nominalizările efectuate; - includerea metodologiei de calcul al contravalorii dezechilibrelor zilnice înregistrate de utilizatorul de reţea. Potrivit prevederilor art. 45 alin. (1) și (3) din Regulamentul (UE) nr. 312/2014 6, în absența unui nivel suficient de lichiditate al pieței angro a gazului pe termen scurt, operatorii de sisteme de transport trebuie să pună în aplicare măsurile provizorii prevăzute la art din regulament printr-un raport aprobat de autoritatea națională de reglementare în conformitate cu procedura stabilită la art. 46 al regulamentului. Piețele centralizate de gaze naturale din România încă nu oferă condițiile necesare pentru tranzacționarea produselor standardizate zilnice și intra-zilnice, iar platforma de echilibrare care să poată fi utilizată ca măsură provizorie în conformitate cu articolul 47 al regulamentului nu este încă disponibilă. Astfel, aplicarea efectivă a alternativei la platforma de echilibrare, ca măsură provizorie, respectiv efectuarea tranzacțiilor de vânzare/cumpărare de gaze naturale în scopul echilibrării sistemului naţional de transport al gazelor naturale de către operatorul de transport și de sistem nu se poate realiza efectiv în lipsa contractelor-tip de vânzare-cumpărare a gazelor naturale de echilibrare, al căror rol este tocmai acela de a compensa inexistența contractelor aferente produselor zilnice și intra-zilnice de tranzacționare. Aceste aspecte au fost reglementate prin decizie a preşedintelui ANRE, care a aprobat raportul înaintat de Transgaz, în calitate de operator al sistemului naţional de transport al gazelor naturale, cu privire la punerea în aplicare a măsurilor provizorii. Datele etapelor procesului de rezervare de capacitate prevăzute în Codul rețelei (transmiterea solicitărilor de rezervare de capacitate, analiza acestora de către operatorul de transport și de sistem, aprobarea sau respingerea lor, formularea de obiecții cu privire la respingerea solicitărilor de rezervare de capacitate, formularea răspunsului operatorului de transport și de sistem față de obiecțiile transmise de către solicitanții de capacitate de transport, transmiterea contractelor de transport, de către operatorul de transport și de sistem, solicitanților ale căror cereri de rezervare 5 Aprobat prin ordinul ANRE nr. 16/2013, cu modificările și completările ulterioare. 6 Regulamentul (UE) nr. 312/2014 al Comisiei din 26 martie 2014 de stabilire a unui cod de rețea privind echilibrarea rețelelor de transport de gaz. 42

43 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale de capacitate au fost aprobate, respectiv retransmiterea contractelor de transport semnate de către solicitanții de capacitate de transport) au fost stabilite astfel încât să fie asigurat timpul necesar parcurgerii și finalizării acestora până la data de 1 octombrie, data începerii noului an gazier. De asemenea, prin noua reglementare cu privire la rezervarea de capacitate, a fost promovat atât principiul de alocare secvențială a produselor de capacitate de transport al gazelor naturale, în ordinea descrescătoare a duratei acestora, cât și principiul alocării simultane a produselor trimestriale de capacitate de transport, principii prevăzute în legislația europeană în domeniu. În septembrie 2017, autoritatea de reglementare a emis Ordinul nr. 82/2017 pentru aprobarea Regulamentulului privind racordarea la sistemele de transport al gazelor naturale. Regulamentul stabileşte etapele şi condiţiile privind racordarea la sistemele de transport al gazelor naturale printr-un proces unitar, transparent şi nediscriminatoriu şi se aplică de către operatorii sistemului de transport şi operatorii economici autorizaţi de ANRE. Potrivit reprezentanţilor autorităţii, regulamentul permite creşterea gradului de protecţie a solicitanţilor, informarea cât mai corectă şi completă a acestora prin impunerea unor obligaţii operatorului sistemului de transport, crearea premiselor creşterii concurenţei pe piaţă, permiţând solicitanţilor să aleagă operatorii economici autorizaţi de ANRE care să desfăşoare activităţile legate de întocmirea documentaţiei tehnice pentru autorizarea executării lucrărilor de construcţii aferente racordului, întocmirea proiectului tehnic pentru executarea lucrărilor de construcţii aferente racordului, precum şi execuţia acestuia în cazurile menţionate în cadrul regulamentului. De asemenea, vizează creşterea competitivităţii în ceea ce priveşte modul de realizare a racordului de înaltă presiune prin reducerea timpului de realizare efectivă a acestuia, precum şi reducerea costurilor de racordare prin introducerea competiţiei între operatorii economici. Regulamentul privind racordarea la sistemele de transport al gazelor naturale va intra în vigoare la data abrogării dispoziţiilor privind racordarea la sistemul de transport al gazelor naturale, prevăzute în Hotărârea Guvernului nr. 1043/2004, cu modificările şi completările ulterioare Distribuţia gazelor naturale Distribuţia gazelor naturale se realizează de către operatorul de distribuţie. Operatorul de distribuţie prestează serviciul de distribuţie pentru toţi utilizatorii sistemului de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii, asigurând accesul la acesta oricărui solicitant care îndeplineşte cerinţele prezentului titlu, cu respectarea normelor şi standardelor de performanţă prevăzute în reglementările tehnice în vigoare. Activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise, constituie serviciu public de interes general. Potrivit Legii energiei, activitatea de operare a sistemelor de distribuţie a gazelor naturale se prestează pe bază de licenţă eliberată de ANRE. Serviciile legate de operarea acestor sisteme sunt activităţi reglementate, prestate la tarife reglementate. Actul normativ care guvernează licenţierea activităţii de distribuţie a gazelor naturale este Ordinul nr. 84/2014 privind aprobarea Condiţiilor cadru de valabilitate a licenţei de operare a sistemului de distribuţie a gazelor naturale. Condiţiile generale şi specifice privind desfăşurarea activităţii de ditribuţie sunt stabilite prin decizii ale autorităţii de reglementare: 43

44 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Decizia nr. 309/2005 privind aprobarea Condiţiilor generale de contractare a serviciilor de distribuţe a gazelor naturale, modificată succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr. 32/2010); Decizia nr. 183/2005 privind aprobarea contractului-cadru de distribuţie a gazelor naturale - clauze specifice, modificată succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr. 41/2010); Pentru aprobarea şi modificarea tarifelor de distribuţie ANRE emite ordine pentru fiecare operator de distribuţie. În perioada , autoritatea de reglementare a emis ordine pentru stabilirea tarifelor reglementate pentru prestarea serviciului de distribuţie a gazelor naturale realizate de Distrigaz Sud Reţele SA şi E.ON Distribuţie SA, precum şi un ordin comun pentru aprobarea tarifelor de distribuţie şi a preţurilor pentru furnizarea reglementată a gazelor naturale pentru o serie de furnizori care au şi calitatea de operator al unei reţele de distribuţie a gazelor naturale. În contextul evoluțiilor cadrului legislativ național, ANRE se află într-un proces de actualizare şi revizuire a cadrului legal necesar desfășurării activităților în sectorul gazelor naturale şi este necesară iniţierea demersurilor privind crearea noului cadru de reglementare privind racordarea la sistemul de distribuţie a gazelor naturale. Astfel, în concordanţă cu obiectivele prevăzute în programul de reglementări privind dezvoltarea unui cadru de reglementare orientat către consumator, prin Ordinul nr. 32/2017, Comitetul de reglementare al ANRE a aprobat în data de , Regulamentul pentru racordarea la sistemul de distribuție a gazelor naturale. Regulamentul stabilește etapele şi condițiile de racordare a solicitanților la sistemul de distribuţie a gazelor naturale, printr-un proces unitar, transparent și nediscriminatoriu și se aplică de către operatorii sistemelor de distribuție a gazelor naturale, de operatorii economici autorizați de ANRE în relația cu solicitanții care doresc racordarea la sistemul de distribuție a gazelor naturale sau modificarea instalației de racordare, precum și de verificatorii de proiecte atestați ANRE care doresc să verifice documentațiile tehnice/proiectele tehnice aferente racordării, extinderii și/sau a redimensionării obiectivelor/conductelor de distribuție a gazelor naturale, după caz. Prin emiterea acestui Regulament s-a urmărit: - reducerea timpului de realizare și de punere în funcțiune a racordării la sistemul de distribuție a gazelor naturale; - reducerea costului racordării și de realizare a extinderii și/sau redimensionării obiectivelor/conductelor de distribuție a gazelor naturale prin prisma introducerii competiției între operatorii economici autorizați ANRE, aleși de solicitanți; - posibilitatea depunerii și/sau transmiterii cererii de racordare și a documentelor atașate prin , fax, poștă sau personal la sediul operatorului sistemului de distribuție a gazelor naturale; - monitorizarea de către ANRE a activității operatorilor de distribuție a gazelor naturale, a operatorilor economici autorizați ANRE precum și a verificatorilor de proiecte atestați ANRE care prestează în cadrul procesului de racordare la sistemul de distribuție a gazelor naturale etc. Regulamentul permite creșterea competitivității în ceea ce privește modul de realizare a racordării, a extinderii și/sau redimensionării obiectivelor/conductelor de distribuție a gazelor 44

45 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale naturale prin reducerea timpilor de realizare. Acesta instituie posibilitatea realizării activităților de proiectare și execuție a lucrărilor din sistemul de distribuție a gazelor naturale prin intermediul operatorilor economici autorizați ANRE, precum și de verificare a documentațiilor tehnice/proiectelor tehnice de verificatori de proiecte atestați ANRE, în regim concurențial, fără o limitare a accesului pe piața a acestor tipuri de lucrări. Dezvoltarea cadrului de reglementare aferent activităților conexe distribuției gazelor naturale s-a realizat prin Metodologia 7 de stabilire a tarifelor reglementate pentru activitățile conexe celei de operare a sistemului de distribuție a gazelor naturale și pentru modificarea unor ordine ale președintelui Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei. Metodologia de tarifare stabilește categoriile de cheltuieli care vor fi luate în calcul la stabilirea tarifelor aferente activităților conexe, un anumit nivel reglementat al profitului și totodată impune o serie de criterii maximale de recunoaștere a cheltuielilor. Toate acestea rezidă din necesitatea aplicării unei metodologii comune, în concordanță cu prevederile Legii energiei, astfel încât să se asigure recuperarea costurilor operatorilor efectuate într-o manieră prudentă, iar tarifele rezultate să fie nediscriminatorii, bazate pe criterii obiective și determinate într-o manieră prudentă. De asemenea, având în vedere că la nivelul pieței de gaze naturale a fost identificat un număr mare de activități conexe desfășurate de titularii de licențe de operare a sistemelor din domeniul gazelor naturale, precum și o varietate de tarife aplicate pentru prestarea acestora, impactul acestei metodologii se va resimți la nivelul clienților finali, prin: - claritate și concentrare, respectiv sintetizarea activităților conexe celei de operare a sistemului de distribuție a gazelor naturale prestate de către operatorul de distribuție; - transparență legislativă, având în vedere faptul că metodologia impune aplicarea unei metode unitare și nediscriminatorii în determinarea tarifelor reglementate aplicabile de la 1 ianuarie 2016 de către toți operatorii de distribuție; - protejarea drepturilor clienților finali fată de un posibil abuz al operatorilor de distribuție prin stabilirea de către aceștia a unor tarife, fără a avea la bază criterii comune și transparente, corelat cu poziția de monopol pe care o dețin. Activitățile conexe celei de operare a sistemului de distribuție a gazelor naturale pentru care se stabilesc tarife reglementate conform metodologiei sunt: - emiterea avizelor referitoare la sistemul de distribuţie, conform prevederilor legale privind autorizarea executării lucrărilor de construcții; - punerea în funcțiune a instalaţiei de utilizare a gazelor naturale aparţinând unui client final de gaze naturale, aparținând clienților finali din zonele delimitate pentru care deține licența de operare; - deplasarea unei echipe tehnice la locul de consum, cu excepția situațiilor legate de funcționarea în condiții de siguranță a instalaţiei de utilizare sau a sistemului de distribuţie, respectiv pentru asistență la lucrările edilitare din zona de siguranță și de protecție a sistemului de distribuţie; - întreruperea/limitarea parametrilor tehnici/reluarea alimentării cu gaze naturale la cererea clientului final, a furnizorului de gaze naturale sau a operatorului conductelor de 7 Aprobată prin Ordinul ANRE nr. 140/2015, cu modificările și completările aduse prin Ordinul ANRE nr.180/

46 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale alimentare din amonte/operatorului de transport și de sistem/operatorului de distribuție, după caz; - eliberarea de copii după documentația tehnică privitoare la instalaţiei de utilizare a clientului final, fișele de evidență a verificărilor/reviziilor tehnice periodice ale instalaţiei de utilizare și/sau după avizul/avizul de principiu, deținute de către operatorul sistemului de distribuţie; - debranșarea clienților finali de gaze naturale prin scoaterea definitivă din funcțiune a branșamentului și a postului de reglare; - modificări ale obiectivelor sistemului de distribuţie prin deviere, la cererea clientului final sau a unui terț Înmagazinarea gazelor naturale Înmagazinarea gazelor naturale se realizează de către operatorul de înmagazinare. Potrivit Legii energiei, activitatea de înmagazinare a gazelor naturale se prestează pe bază de licenţă eliberată de ANRE. Serviciile legate de operarea acestor sisteme sunt activităţi reglementate, prestate la tarife reglementate. Suplimentar faţă de prevederile generale din Legea energiei, aspecte specifice ale activităţii de transport al gazelor naturale sunt reglementate de acte secundare emise de autoritatea de reglementare, precum Decizia nr. 480/ Contract-cadru de înmagazinare subterană a gazelor naturale, modificată succesiv (ultima modificare prin Ordinul nr. 41/2010) Comercializarea şi furnizarea gazelor naturale Furnizarea gazelor naturale este activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale, inclusiv gaze naturale lichefiate, către clienţi. Furnizorul de gaze naturale poate fi o persoană fizică sau juridică ce realizează activitatea de furnizare a gazelor naturale, în baza licenţei emise de ANRE. Potrivit Legii energiei, activitatea de comercializare a gazelor naturale este formată din două segmente: piaţa concurenţială şi piaţa reglementată. Piaţa concurenţială se referă la comercializarea gazelor naturale între furnizori şi clienţi eligibili. Pe această piaţă, preţurile se formează liber, pe baza cererii şi a ofertei şi a mecanismelor concurenţiale. Pe piaţa concurenţială au fost stabilite pieţe centralizate pentru comercializarea gazelor naturale cu scopul de a creşte lichiditatea şi concurenţa pe piaţa gazelor naturale. Piaţa reglementată se referă la comercializarea gazelor naturale către clienţi casnici. Până la liberalizarea completă a pieţei gazelor naturale din România şi convergenţa preţului gazelor naturale din producţia internă cu cel al gazelor din import, în vederea asigurării accesului nediscriminatoriu pentru toţi consumatorii la sursele interne de gaze naturale, furnizarea gazelor naturale se făcea pe baza unui coş format din cantităţi de gaze naturale din producţia internă curentă/din înmagazinare şi din import. Structura coşului pentru consumatorii noncasnici era stabilită de un departament specializat al operatorului de transport şi aprobată de ANRE. Pentru consumatorii casnici şi producătorii de energie termică, structura coşului se stabilea lunar de către ANRE. Preţul gazelor din import era determinat pe baza unei formule de indexare a preţurilor la ţiţei şi produse derivate listate la bursele internaţionale de mărfuri. 46

47 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Suplimentar faţă de prevederile generale din Legea energiei, aspecte specifice ale activităţii de furnizare a gazelor naturale sunt reglementate de acte secundare emise de autoritatea de reglementare: Ordinul nr. 37/2007 privind aprobarea Standardului de performanţă pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale; Ordinul nr. 47/ Metodologie privind schimbarea furnizorului de către consumatorii casnici de gaze naturale; Ordinul nr. 47/ Metodologie privind schimbarea furnizorului de către consumatorii noncasnici de gaze naturale; Ordinul nr. 35/2013 pentru aprobarea procedurilor privind soluţionarea/medierea neînţelegerilor apărute la încheierea contractelor în domeniul energiei; Ordinul nr. 61/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind organizarea şi funcţionarea comisiei pentru soluţionarea disputelor apărute între participanţii la piaţa de energie electrică şi gaze naturale; Ordinul nr. 62/ Regulament de constatare, notificare şi sancţionare a abaterilor de la reglementările emise în domeniul energiei; Ordinul nr. 16/2015 pentru aprobarea procedurii cadru privind obligaţia furnizorilor de energie electrică şi gaze naturale de soluţionare a plângerilor clienţilor finali; Ordinul nr. 96/2015 pentru aprobarea Regulamentului privind activitatea de informare a clienţilor finali de energie electrică şi gaze naturale; Pe lângă acestea, autoritatea de reglementare a emis o serie de acte normative care pun în aplicare reglementări comerciale necesare bunei funcţionări a pieţei de furnizare a gazelor naturale, atât în ceea ce priveşte furnizarea cu amănuntul, cât şi în ceea ce priveşte piaţa angro, respectiv piaţa centralizată: Ordinul nr. 15/2013 privind valorificarea cantităţilor de gaze naturale pe piaţa internă şi modalitatea de stabilire/avizare a structurilor amestecului de gaze naturale; Ordinul nr. 65/2013 privind aprobarea condiţiilor - cadru de valabilitate a licenţei de administrare a pieţei centralizate a gazelor naturale; Ordinul nr. 54/2014 privind unele măsuri pentru dezvoltarea pieţei gazelor naturale; Ordinul nr. 66/2014 pentru modificarea regulilor generale privind piaţa centralizată de gaze naturale; Ordinul nr. 67/2014 pentru modificarea si completarea Regulamentului privind cadrul organizat de tranzacţionare pe pieţele centralizate de gaze naturale administrate de Societatea Bursa Română de Mărfuri (Romanian Comodities Exchange) S.A. Ordinul nr. 68/2014 pentru modificarea si completarea Regulamentului privind cadrul organizat de tranzacţionare pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM S.A. Ordinul nr. 106/2014 privind modalităţile de informare a clienţilor finali de către furnizorii de gaze naturale cu privire la condiţiile comerciale de furnizare a gazelor naturale; Ordinul nr. 107/2014 pentru stabilirea unor măsuri privind furnizarea gazelor naturale la clienţii noncasnici în perspectiva eliminării preţurilor finale reglementate; 47

48 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Ordinul nr. 118/2014 pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a obligaţiei producătorilor şi furnizorilor de gaze naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate de gaze naturale din România; Ordinul nr. 160/2014 privind modalitatea de stabilire a structurii amestecului de gaze naturale pentru clienţíi casnici şi clienţii noncasnici producători de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinată consumului populaţiei. Ca urmare a adoptării Legii nr. 174/2014 privind aprobarea Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, legislația primară referitoare la sectorul gazelor naturale a suferit o serie de modificări care au condus la necesitatea adaptării/actualizării unora dintre reglementările emise de către ANRE. În perioada , ANRE a continuat procesul de elaborare, completare și dezvoltare a cadrului de reglementare necesar funcționării și dezvoltării pieței de gaze naturale. Dezvoltarea cadrului de reglementare aferent piețelor centralizate de gaze naturale 8 s-a realizat în vederea asigurării conformității cu noile dispoziții legale, adoptate în anul 2014 la nivelul legislației primare, respectiv cu dispozițiile Legii energiei şi ale Legii petrolului. Astfel, având în vedere eliminarea activităţii de administrare a piețelor centralizate din sfera activităților aferente pieței reglementate de gaze naturale, s-a impus necesitatea abrogării dispozițiilor referitoare la aprobarea de către ANRE a tarifelor percepute de către operatorii piețelor centralizate de gaze naturale din cadrul Regulilor generale privind piața centralizată de gaze naturale. În subsidiar, a fost necesară modificarea corespunzătoare a regulamentelor specifice activității celor doi operatori ai piețelor centralizate din România (Bursa Română de Mărfuri SA BRM şi Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale SA OPCOM), în vederea adaptării prevederilor acestora la modificările referitoare la aprobarea de către ANRE a tarifelor percepute de către operatorii piețelor centralizate de gaze naturale și dezvoltarea cerințelor privind publicarea informațiilor aferente tranzacțiilor, la încheierea sesiunilor de tranzacționare. Suplimentar, în Regulamentul aferent OPCOM s-a introdus o nouă procedură de tranzacționare, respectiv Procedura privind tranzacționarea pe Piața centralizată a contractelor bilaterale de gaze naturale modalitatea de tranzacționare OTC, în baza căreia contractele bilaterale de gaze naturale urmează a fi atribuite prin negociere dublă continuă. Procesul de modificare și completare a regulamentelor specifice celor doi operatori ai piețelor centralizate din România a fost susținut ulterior de derularea proceselor de avizare a procedurilor specifice activității piețelor centralizate de gaze naturale, respectiv tranzacţionarea pe pieţe centralizate şi platformele administrate de BRM şi OPCOM, convenţia de participare în ringul contractelor bilaterale de gaze naturale, înregistrarea participanților la piața centralizată de gaze naturale, tranzacționarea pe piața centralizată a contractelor bilaterale de gaze naturale modalitatea de tranzacționare licitație-negociere (PCGN-LN), tranzacționarea pe piața centralizată a contractelor bilaterale de gaze naturale modalitatea de tranzacționare over the counter (OTC). 8 Prin Ordinul ANRE nr. 6/2015 pentru modificarea Regulilor generale privind piața centralizată de gaze naturale, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 50/

49 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Astfel, în perioada , în materia pieţelor centralizate au fost emise următoarele ordine: Ordinul nr. 1/2015 privind instituirea Registrului naţional al participanţilor la piaţa angro de energie şi aprobarea procedurii de înregistrare a participanţilor la piaţa angro de energie; Ordinul nr. 6/2015 pentru modificarea Regulilor generale privind piaţa centralizată de gaze naturale, aprobate prin Ordinul nr. 50/2013; Ordinul nr. 18/2015 pentru modificarea şi completarea Regulamentului privind cadrul organizat de tranzacţionare pe pieţele centralizate de gaze naturale administrate de Societatea Bursa Română de Mărfuri (Romanian Commodities Exchange) S.A.; Ordinul nr. 86/2015 pentru modificarea şi completarea Regulamentului privind cadrul organizat de tranzacţionare pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM S.A. Ordinul nr. 54/2017 pentru aprobarea Regulamentului privind cadrul organizat de tranzacţionare pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM SA. Ordinul nr. 101/ privind modificarea anexei la Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 51/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind cadrul organizat de tranzacționare pe piețele centralizate de gaze naturale administrate de Societatea Bursa Română de Mărfuri. Dezvoltarea cadrului de reglementare aferent activității de furnizare reglementată și de aprobare a prețurilor finale reglementate în sectorul gazelor naturale s-a realizat prin elaborarea, de către ANRE, a următoarelor metodologii: - Metodologia 9 pentru stabilirea veniturilor reglementate unitare și a veniturilor totale unitare aferente activității de furnizare reglementată și de aprobare a prețurilor finale reglementate în sectorul gazelor naturale, pentru anul 2015; - Metodologia 10 pentru stabilirea venitului unitar aferent activității de furnizare reglementată, desfășurată într-un an de reglementare, și de aprobare a prețurilor reglementate în sectorul gazelor naturale, începând cu anul Ca urmare a schimbărilor multiple și complexe care au avut loc pe piața de gaze naturale, a faptului că ieșirea din aria de reglementare a clienților noncasnici începând cu data de 1 ianuarie 2015 a avut un impact semnificativ pe piața gazelor naturale, a necesității revizuirii Calendarului de eliminare treptată a prețurilor reglementate pentru clienții finali datorate modificărilor și completărilor aduse Legii energiei survenite în cursul anului 2014, anul de reglementare 2015 a fost considerat an de trecere de la perioada a treia de reglementare la perioada a patra de reglementare, pentru titularii de licență care la data publicării metodologiei propuse desfășoară activitatea de furnizare reglementată a gazelor naturale. Stabilirea venitului reglementat unitar aferent anului de reglementare 2015 a fost tranzitorie, întrucât pentru cea de-a patra perioadă de reglementare, ANRE a elaborat o nouă metodologie pentru stabilirea veniturilor reglementate unitare, a veniturilor totale unitare aferente activității de furnizare reglementată și de aprobare a prețurilor finale reglementate în sectorul gazelor naturale, în noile condiții de piață. 9 Aprobată prin Ordinul ANRE nr. 7/2015, care a intrat în vigoare începând cu data de 1 aprilie Aprobată prin Ordinul ANRE nr. 182/2015, care a intrat în vigoare începând cu data de 1 ianuarie

50 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Noua metodologie de tipul cost-plus s-a realizat astfel încât să se asigure acoperirea costurilor necesare desfășurării activității de furnizare reglementată în anul respectiv, estimate la nivelul costurilor justificate și realizate, într-o manieră prudentă, în anul anterior de reglementare. Pentru titularii nou-licențiați, costurile recunoscute și permise de ANRE sunt costurile estimate și justificate de către titularul de licență pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale în primul an de reglementare, într-o manieră prudentă. Până în anul 2016, activitatea de furnizarea a gazelor naturale s-a desfăşurat în baza Ordinului nr. 42/2012 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali. Având în vedere eliminarea preţurilor reglementate începând cu data de 1 ianuarie 2015 pentru clienţii noncasnici şi 1 iulie 2021 pentru clienţii casnici, s-a considerat necesară instituirea unui set de măsuri de ordin legislativ care să asigure accesul clienţilor finali la informaţiile privind condiţiile comerciale de furnizare a gazelor naturale, în etapa precontractuală şi în etapa contractuală. Faţă de acest aspect şi ţinând cont de modificările și completările aduse Legii energiei prin Legea nr. 127/2014 și Legea nr. 174/2014 cu privire la drepturile și obligațiile furnizorilor și clienților finali de gaze naturale, a fost adoptat un nou Regulament privind furnizarea gazelor naturale la clienții finali, pus în aplicare prin Ordinul nr. 29/2016. Prin acest nou regulament, ANRE a urmărit stabilirea principiilor de bază ale funcționării pieței cu amănuntul de gaze naturale, creând astfel un cadru de reglementare unitar care să asigure protecția clienților finali de gaze naturale, indiferent de regimul de furnizare al acestora, respectiv pe piața reglementată sau pe piața concurențială de gaze naturale. Principalele modificări introduse prin acest Regulament sunt următoarele: au fost prevăzute măsuri non-financiare de protecție specifice atât pentru clienții vulnerabili din motive de vârstă/sănătate, cât și pentru cei din motive de venituri reduse. au fost detaliate documentele minime necesare pentru încheierea unui contract de furnizare a gazelor naturale, pe care solicitantul trebuie să le prezinte furnizorului; a fost stabilit cadrul necesar pentru asigurarea accesului clienților finali și al furnizorilor la datele de consum gestionate de operatori, în condiții de securitate și confidențialitate; a fost introdus un capitol distinct cu prevederi privind facturarea; Pentru a garanta tuturor clienților finali, indiferent de regimul de furnizare, un nivel minim de calitate în ceea ce privește factura de gaze naturale, s-a stabilit un set minim de informații pe care furnizorul are obligația să le includă în aceasta și/sau în documentele anexate acesteia. pentru informarea clientului final, au fost precizate măsurile alternative pe care furnizorul poate să le ia, la cerere, în situația în care clientul final se confruntă cu dificultăți la efectuarea plății facturii prin modalitățile prevăzute în contractul de furnizare a gazelor naturale, caz în care există posibilitatea oferirii unei alte modalități de efectuare a plății; au fost precizate măsurile alternative pe care furnizorul poate să le ia, la cerere, în situația în care clientul final se confruntă cu dificultăți financiare la plata facturii, caz în care există posibilitatea negocierii unui plan de eșalonare a sumelor datorate pe o perioadă stabilită de furnizor în funcție de cuantumul obligațiilor de plată și de capacitatea financiară de plată a clientului final; 50

51 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale a fost introdus un capitol distinct referitor la întreruperea/limitarea/reluarea furnizării și alimentării cu gaze naturale la locul de consum al clientului final, în care au fost detaliate etapele care trebuie parcurse; în situația în care contractul cu operatorul conductei/sistemului din care este alimentat locul de consum este încheiat de clientul final, având în vedere că în această situație nu există o relație contractuală între furnizor și operator, a fost introdusă obligația încheierii unei convenții multipartite între operatorul conductei/sistemului din care este alimentat locul de consum, furnizorul/furnizorii care desfășoară activitatea de furnizare la respectivul loc de consum și clientul final, asumată prin semnătură de toate părțile, care constituie atât anexă la contractul de vânzare-cumpărare a gazelor naturale încheiat de clientul final cu furnizorul, cât și la contractul încheiat de clientul final cu operatorul conductei/sistemului din care este alimentat locul de consum. s-a instituit obligația operatorilor de a realiza, până la data de 30 iunie 2017, o codificare alfanumerică unică la nivel național pentru locurile de consum alimentate din conducta/sistemul din zona proprie de licență de operare, fiecărui loc de consum fiindu-i atribuit un cod loc de consum (CLC); a fost stabilit, în vederea utilizării cu titlul opțional, formatul de prezentare a datelor privind istoricul de consum al clientului final; au fost introduse prevederi specifice pentru clientul final care are instalat la locul de consum un echipament de măsurare cu sistem de preplată; a fost detaliat modul de organizare și funcționare al punctului unic de contact care coordonează punctele de informare regională/locală, fiind instituită, totodată, obligația furnizorului de a pune la dispoziția clientului final, la încheierea contractului de furnizare a gazelor naturale, datele de contact ale punctului unic de contact și ale punctului de informare regională/locală cel mai apropiat de respectivul loc de consum. Pentru clienții vulnerabili din motive de venituri reduse, facturarea lunară a consumului de gaze naturale se va realiza de furnizor doar pe baza consumului efectiv de gaze naturale, determinat prin citire de către operator/autocitire de către clientul vulnerabil a indexului echipamentului de măsurare, în perioada în care instituțiile statului cu atribuții în domeniul protecției sociale acordă acestor clienți ajutoare financiare pentru încălzirea locuinței cu gaze naturale. Pentru clienții vulnerabili din motive de vârstă/sănătate s-a avut în vedere asigurarea accesului la serviciile oferite de furnizor prin modalități adaptate necesităților acestor clienți. Având în vedere definiţia clientului vulnerabil din Legea nr. 123/2012, prin noul Regulament privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 29/2016, au fost prevăzute condițiile pe care trebuie să le îndeplinească clienții casnici de gaze naturale pentru a fi înregistrați în categoria de clienți vulnerabili. Astfel, potrivit prevederilor art. 8 din regulament, Clientul final aparţinând categoriei clienţilor casnici este înregistrat drept client vulnerabil dacă îndeplineşte cel puţin una dintre următoarele condiţii: 1. are venituri reduse, situate până la un prag stabilit de instituţiile statului cu atribuţii în domeniul protecţiei sociale; 2. la locul de consum locuieşte o persoană care din motive de sănătate/vârstă necesită condiţii speciale referitoare la activitatea de furnizare a gazelor naturale. 51

52 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Criteriile de încadrare în categoria clienţilor vulnerabili din motive de venituri reduse sau din motive de sănătate/vârstă sunt stabilite de către instituţiile statului cu atribuţii în domeniul protecţiei sociale. De asemenea, au fost introduse măsuri non-financiare de protecţie specifice atât pentru clienții vulnerabili din motive de vârstă/sănătate, cât și pentru cei din motive de venituri reduse. Totodată, clienţii vulnerabili din motive de venituri reduse beneficiază de ajutoare financiare pentru încălzirea locuinţei cu gaze naturale acordate de către instituţiile statului cu atribuţii în domeniul protecţiei sociale, care stabilesc cuantumul, limita de venit pentru care se acordă aceste ajutoare, precum şi modalităţile de acordare a acestora. Cuantumul ajutorului pentru încălzirea locuinţei cu gaze naturale se scade lunar de către furnizorul de gaze naturale din contravaloarea cantităţii de gaze naturale consumate de acest tip de client vulnerabil. În prezent, pentru sezonul rece (1 noiembrie a anului curent şi 31 martie a anului următor), modalitatea de acordare a ajutoarelor pentru încălzirea locuinţelor este reglementată de Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 70/2011 privind măsurile de protecţie socială în perioada sezonului rece, aprobată prin Legea nr. 92/2012, cu modificările şi completările ulterioare şi de Normele Metodologice de aplicare a acesteia, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 920/2011. La data de 1 aprilie 2018 va intra în vigoare Legea nr. 196/2016 privind venitul minim de incluziune 11, care va abroga Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 70/2011 privind măsurile de protecţie socială în perioada sezonului rece. În sensul acestei Legi, consumatorul vulnerabil este definit clientul casnic, persoana singură sau familia care nu îşi poate asigura din bugetul propriu acoperirea integrală a cheltuielilor legate de încălzirea locuinţei şi ale cărei venituri sunt situate în limitele prevăzute de prezenta lege. În conformitate cu prevederile art. 20 din această lege, se va acorda un supliment pentru locuire, în cuantumuri diferenţiate, în funcţie de încadrarea venitului net lunar ajustat, în limitele de venit stabilite prin prezenta lege, pentru un singur sistem utilizat pentru încălzirea locuinţei de domiciliu sau reşedinţă, pe perioada sezonului rece, declarat de familie sau persoana singură în cerere. După caz, suplimentul constă în următoarele categorii de ajutoare pentru încalzirea locuinţei: a) ajutor pentru energie termică în sistem centralizat; b) ajutor pentru gaze naturale; c) ajutor pentru energie electrică; d) ajutor pentru combustibili solizi sau petrolieri. Beneficiază de supliment pentru locuire, acordat din bugetul de stat, consumatorii vulnerabili cu venituri medii nete lunare ajustate de până la 600 de lei inclusiv şi consumatorii vulnerabili cu vârsta de cel puţin 60 de ani cu venituri nete lunare ajustate de până la 800 de lei inclusiv. În ceea ce priveşte gazele naturale, cuantumurile suplimentului pentru locuire se calculează prin compensarea procentuală a cheltuielilor pentru încălzire, aplicată la valoarea de referinţă a ajutorului lunar pentru gaze naturale de 260 de lei. Cuantumul suplimentului pentru locuire se scade lunar de către furnizorii de gaze naturale din factura ce atestă contravaloarea cantităţii de gaze naturale consumate de consumatorul vulnerabil. Nivelul compensării procentuale este de 11 Publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 882 din 3 noiembrie

53 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale 100% pentru familiile şi persoanele singure beneficiare de ajutor de incluziune stabilit conform prevederilor legii sau cu venituri nete lunare ajustate de până la 260 de lei, inclusiv. În cadrul procesului de elaborare, completare şi dezvoltare a cadrului de reglementare necesar funcţionării şi dezvoltării pieţei de gaze naturale, autoritatea de reglementare a avut în vedere şi următoarele domenii de activitate: A. asigurarea siguranței în furnizarea gazelor naturale, în conformitate cu prevederile Legii nr. 346/2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale Modificarea cadrului de reglementare aferent obiectivului de asigurare a siguranței în furnizarea gazelor naturale a vizat aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licențelor de furnizare de gaze naturale și pentru titularii licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale 12. Această modificare a fot determinată de noul cadru legal privind alocarea cu prioritate a cantităților de gaze naturale din producția internă în vederea asigurării consumului, stabilit prin Legea energiei, potrivit căreia noile categorii de clienți care urmau să beneficieze de această alocare cu prioritate sunt clienți finali casnici și producătorii de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației, indiferent de segmentul de piață în care aceștia se află reglementat sau concurențial. Prin urmare, s-a impus necesitatea defalcării stocului minim de gaze naturale pe următoarele trei categorii distincte de clienți finali: - clienți finali casnici; - clienți finali din categoria producătorilor de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației; - clienți finali noncasnici. Alte elemente de noutate aduse de noua metodologie au vizat aspecte precum: - stabilirea unui termen clar (data de 31 octombrie a fiecărui an) până la care urmează a fi îndeplinite, de către titularii licențelor de furnizare de gaze naturale și de către titularii licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale, obligațiile de constituire a stocului minim ce revin acestora conform metodologiei; - eliminarea pragului de MWh/faza de extracție a ciclului de înmagazinare anterior, respectiv a procentului de minim 20% din totalul cantităților livrate de furnizor în cadrul aceleiași perioade, aferent consumului individual al clientului final care își exercită dreptul de schimbare a furnizorului de gaze naturale, prag avut în vedere, în metodologia anterioară, în procesul de recalculare a obligațiilor de constituire a stocului minim aferente vechiului și noului furnizor de gaze naturale ai clientului respectiv, având în vedere intensificarea acțiunilor de schimbare a furnizorului de gaze naturale de către clienții finali noncasnici pe fondul liberalizării totale a pieței de gaze naturale pentru clienții noncasnici de la 1 ianuarie 2015; 12 Aprobată prin Ordinul ANRE nr. 14/

54 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale - structurarea procedurii de ajustare a obligațiilor de constituire a stocurilor minime de către titularii licențelor de furnizare de gaze naturale ca urmare a modificărilor intervenite în portofoliile de clienți noncasnici, în sensul derulării acesteia în cadrul a trei etape secvențiale, clar definite, respectiv, în termen de 10 zile de la data publicării listei inițiale, în luna iunie și în luna septembrie ale fiecărui an, concomitent cu simplificarea cerințelor privind datele, informațiile și documentele ce trebuie transmise ANRE în vederea ajustării obligațiilor de constituire a stocului minim; - modificarea vechii metodologii de stabilire a nivelului stocului minim pentru titularii licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale, având în vedere disponibilitatea datelor și informațiilor referitoare la utilizarea sistemului de transport ce stau la baza fundamentării stocului minim destinat asigurării echilibrului fizic al acestuia, respective, intrările/ieșirile în/din sistem, deficitele/excedentele înregistrate zilnic la nivel de sistem ș.a. B. proiectele de interes comun Dezvoltarea cadrului de reglementare aferent anumitor aspecte legate de proiectele de interes comun a vizat aprobarea modalității de alocare transfrontalieră a costurilor aferente proiectelor de interes comun inițiate de Transgaz România și Földgázszállító Zártkörűen Működő Részvénytársaság (FGSZ) din Ungaria, la cererea înaintată de cei doi operatori, potrivit prevederilor Regulamentului (UE) nr. 347/ Cererea vizează următoarele proiecte de interes comun incluse în Planul de dezvoltare pe zece ani (TYNDP) elaborat de către ENTSO-G și în prima listă a proiectelor de interes comun (PCI) adoptată de către Comisia Europeană în anul 2013, respectiv: - pentru România proiectul Cluster-ul, respectiv coridorul de transport al gazelor din regiunea caspică și UE, prin conducta de transport din Bulgaria către Austria, via România și Ungaria ; - pentru Ungaria proiectele 6.13 Cluster-ul, respectiv coridorul de transport România- Ungaria-Austria și 6.14 Proiectul de interes comun pentru realizarea reverse-flow-ului la Csanadpalota sau Algyo. Proiectele au ca scop dezvoltarea unei infrastructurii de transport între cele 4 state membre implicate, respectiv Bulgaria-România-Ungaria-Austria, respectiv conectarea celor 4 piețe de gaze, creându-se astfel un coridor de transport către Europa Centrală pentru transportul gazelor naturale din regiunea Caspică și a potențialelor surse din Marea Neagră. Tot în anul 2015 a fost aprobată şi Metodologia 14 pentru evaluarea investițiilor în proiecte de interes comun în infrastructura de gaze, inclusiv a riscurilor aferente acestora. Metodologia a fost întocmită în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 347/2013 şi descrie pașii pe care trebuie să-i parcurgă operatorul de transport și de sistem sau operatorul de înmagazinare în vederea obținerii de stimulente, prin evaluarea investițiilor în proiecte de infrastructură pentru transportul/înmagazinarea gazelor și a riscurilor specifice acestor proiecte. 13 Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) nr. 715/ Prin Ordinul nr. 157/

55 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Metodologia prezintă criteriile utilizate de ANRE la analiza solicitărilor adresate acesteia de către operatorul de transport şi de sistem/operatorul de înmagazinare pentru acordarea de stimulente pentru riscuri specifice ale proiectelor de infrastructură pentru transportul/înmagazinarea gazelor, prin comparare cu măsura în care riscurile specifice la care este expus proiectul sunt deja acoperite prin tariful reglementat. Analiza are în vedere și posibilitățile de evitare a riscurilor specifice prin măsuri adecvate, altele decât acordarea de stimulente. * * * Deşi Legea nr. 123/2012 şi legislaţia subsecventă au implementat Directiva 73/2009 privind regulile generale pentru piaţa internă de gaze naturale, încă sunt aşteptate actualizări şi revizuiri legislative, izvorâte din faptul că unele reglementări nu şi-au atins scopul. Prima jumătate a anului 2016 s-a remarcat, conform unei analize realizate de ANRE pentru fundamentarea deciziei Ministerului Energiei privind evoluţia calendarului de liberalizare de la 1 iulie 2016, prin depăşirea în premieră a preţurilor gazelor naturale din import de nivelul preţurilor gazelor naturale din producţia internă. În anul 2016 a apărut necesitatea unor noi modificări ale Legii energiei, care au prevăzut obligaţiile de tranzacţionare pe platformele centralizate, atât pentru producători, cât şi pentru furnizori, pentru intervalul , puse în aplicare prin Ordonanța de Urgenţă a Guvernului nr. 64/2016 privind modificarea și completarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012. Cu privire la stabilirea cotelor procentuale aferente obligațiilor producătorilor și furnizorilor pentru vânzarea unor cantități minime de gaze naturale la bursă, Ministerul Energiei apreciază că valorile fixate vor genera și menține un mediu concurențial și accesibil în mod transparent și nediscriminatoriu la toate nivelurile de tranzacționare din piața gazelor, începând de la tranzacționarea cantităților de gaze naturale introduse pe piață de producători și de importatori, achiziționate de clienții angro în vederea revânzării către alți clienți angro de anvergură mai mică și/sau către consumatori finali din portofoliul acestora. Potrivit notei de fundamentare a actului normativ, prin stabilirea în sarcina furnizorilor a unui procent de vânzare mai mare decât cel de cumpărare se va asigura inclusiv tranzacționarea pe piețe centralizate a unor cantități de gaze naturale, care inițial au făcut obiectul unor contracte bilaterale, astfel fiind asigurat un nivel sporit al lichidității pieței gaziere și stabilirea unui preț de piață relevant pentru cererea și oferta existente la un moment dat. Una dintre cele mai importante reglementări aprobate în 2016 a fost Regulamentul privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali, la elaborarea căruia s-au avut în vedere schimbările produse în ultimul timp în sectorul gazelor naturale, din care una dintre cele mai importante este liberalizarea totală a pieţei interne de gaze naturale pentru clienţii noncasnici. Prin promovarea acestui regulament, ANRE a urmărit crearea unui cadru de reglementare unitar care să asigure protecţia clienţilor finali de gaze naturale, indiferent de regimul de furnizare al acestora, respectiv pe piaţa reglementată sau pe piaţa concurenţială de gaze naturale. În luna decembrie 2016, ANRE a început implementarea unei aplicații web interactive, integrată în pagina de internet a ANRE, denumită Comparator oferte-tip de furnizare a gazelor naturale. 55

56 Capitolul I Reglementarea sectorului gazelor naturale Aceasta va oferi tuturor utilizatorilor informații corecte, exacte, detaliate și actualizate privind ofertele-tip ale furnizorilor de gaze naturale, respectiv va efectua analize comparative ale ofertelor-tip existente pe piață, urmând să returneze un clasament al ofertelor care corespund opțiunilor exprimate de utilizator. Informarea corectă și completă contribuie la creșterea puterii clienților finali și a capacității acestora de a-și apăra mai bine interesele, stimulând în același timp concurența între furnizori, care vor fi obligați să ofere prețuri tot mai competitive. Cu rol hotărâtor în tranziția către un sistem energetic mai competitiv, mai sigur și flexibil, interconectat cu piața europeană de energie, eficiența energetică este unul dintre pilonii de bază ai dezvoltării durabile și în particular, ai dezvoltării sistemului energetic. În contextul ţintelor naţionale Europa 2020 asumate de România în cadrul Programului Naţional de Reformă (PNR) 2016, creşterea eficienţei energetice este una din cele trei priorităţi naţionale în domeniul energiei. În continuare, sunt necesare o serie de reglementări care să asigure capacitatea fizică de export al gazelor naturale către alte state, precum şi continuarea proiectelor de interconexiuni transfrontaliere care sunt în diferite etape de dezvoltare. De asemenea, având în vedere dezvoltarea actuală a pieţelor, inclusiv a platformelor centralizate, sunt necesare reglementări care să răspundă principiilor generale prevăzute de regulamentele UE, în special în ceea de priveşte creşterea eficienţei pieţelor de energie şi integrarea acestora în piaţa europeană, armonizarea legislaţiei secundare cu prevederile legislaţiei primare şi ale codurilor europene, dezvoltarea platformelor de tranzacţionare, aplicarea prevederilor regulamentelor europene privind integritatea şi transparenţa pieţelor, asigurarea integrării surselor de energie regenerabile într-un mod sigur şi fiabil, încurajarea investiţiilor în reţele inteligente, informarea şi protecţia consumatorilor. 56

57 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice CAPITOLUL II - PIEȚELE DE ENERGIE DIN PERSPECTIVA TEORIEI MICROECONOMICE 2.1 Introducere Sectoarele energetice permit manifestarea concurenței în mod diferit pe diversele lor paliere. De exemplu, sectorul petrolului este deschis concurenței în majoritatea segmentelor ce formează lanțul său valoric: explorare și extracție de țiței (nivelul upstream), comercializarea petrolului (parte a nivelului midstream), dar și în rafinarea țițeiului și vânzarea produselor petroliere (nivelul downstream). Concurența este limitată doar în ceea ce privește transportarea petrolului prin conducte (segment din nivelul midstream al sectorului), datorită existenței unei rețele care nu poate fi duplicată cu investiții rezonabile. Spre deosebire de petrol și produse petroliere, în cazul gazelor naturale și energiei electrice doar anumite paliere ale lanțului valoric au vocația de a fi concurențiale: segmentul explorării și extracției de gaze naturale, respectiv producției de energie electrică, și segmentul furnizării de gaze sau energie. Pe celelalte paliere ale acestor sectoare concurența este limitată masiv: segmentele de transport și distribuție de gaze naturale și energie electrică presupun folosirea unor rețele, în timp ce înmagazinarea de gaze naturale presupune existența unor facilități esențiale, dedicate acestei activități. Secțiunea de față prezintă anumite caracteristici ale piețelor de energie din perspectiva teoriei microeconomice. Dată fiind intensitatea diferită cu care se poate manifesta concurența pe diversele paliere ale sectoarelor energetice, de la concurență cvasi-perfectă până la monopol, în cele ce urmează vom trece succint peste elemente de bază atât ale modelului pieței cu concurență perfectă, cât și ale monopolului. După ilustrarea sumară a modelului pieței competitive sunt trecute în revistă câteva extensii ale modelului de bază, caracteristice piețelor de energie, dar și câteva eșecuri ale funcționării acestor piețe. În acest context, accentul este pus asupra situației de monopol natural și asupra soluțiilor pentru atenuarea ineficiențelor pe care acesta le implică. Expunerea din această secțiune se bazează în linii mari pe cea privind piețele de energie din Subhes C. Bhattacharyya, Energy Economics Concepts, Issues, Markets and Governance, 2011, Springer-Verlag (capitolul 12) și pe cea privind piața cu concurență perfectă și monopolul natural din N. Gregory Mankiw, Principles of Microeconomics, ediția 3, 2004, Thomson South-Western (capitolele 14 și 15). 2.2 Modelul pieței cu concurență perfectă Cele mai multe discuții economice privind piețele încep prin a prezenta modelul teoretic al pieței cu concurență perfectă. Chiar dacă acest model de piață este unul ideal, prezentarea sa ajută în construirea ulterioară a argumentației toate piețele reale sunt caracterizate de o concurență inerent imperfectă pentru că nu respectă una sau mai multe dintre presupunerile pe care se bazează modelul pieței competitive. Mai exact, piața cu concurență perfectă presupune câteva caracteristici esențiale. În primul rând, este vorba de prezența unui număr foarte ridicat de producători, care au costuri similare și care 57

58 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice oferă spre vânzare produse perfect omogene. Apoi, se presupune că intrarea și ieșirea de pe această piață se face liber, fără niciun cost. Cererea vine din partea unei multitudini de consumatori perfect informați (nu există asimetrii informaționale). Nu în ultimul rând, costurile de tranzacționare (alte costuri decât cele de producție și transport) sunt nule pe piața cu concurență perfectă. Este demn de remarcat faptul că pe această piață acționează o multitudine de producători și consumatori, fiecare de mici dimensiuni, ceea ce implică faptul că niciunul dintre aceștia nu poate influența prețul pieței (toți agenții sunt acceptanți ai prețului, niciunul nu dispune de putere de piață). Consumatorii încearcă să-și maximizeze utilitatea, date fiind constrângerile bugetare, în timp ce producătorii încearcă să-și maximizeze profitul, date fiind posibilitățile de producție. Firmele adoptă decizia privind nivelul producției pe baza relației cost marginal (CM) 15 = venit marginal (VM) 16. Întrucât firmele sunt doar acceptante ale prețului pieței (P), VM = P. Drept consecință, nivelul producției este stabilit la nivelul la care CM = VM = P. În general, curba cererii are o pantă negativă, arătând că o creștere a prețului conduce la o reducere a cantității cerute pe piață, în timp ce curba ofertei are o pantă pozitivă, arătând că o creștere a prețului conduce la o creștere a cantității ofertate pe piață. Intersecția celor două curbe determină prețul pieței și cantitatea produsă, respectiv consumată. Consumarea produsului achiziționat de pe piață aduce fiecărui consumator o anumită utilitate (îi satisface o anumită nevoie/preferință). Întrucât utilitatea nu este direct observabilă, un alt parametru este utilizat pentru a măsura satisfacția generată de consum: surplusul consumatorului, calculat ca diferență dintre disponibilitatea de a plăti a consumatorului (suma maximă pe care este capabil și dispus să o plătească pentru acel produs) și prețul efectiv plătit. Pe de altă parte, fiecare producător suportă un anumit cost de producție și este dispus să vândă produsul doar la un preț ce acoperă acest cost. Drept consecință, diferența dintre prețul pieței, primit pentru acel produs, și costul de producție aferent reprezintă surplusul producătorului. La un anumit nivel al prețului, consumatorii cu disponibilitatea de a plăti mai mare sau egală cu acel preț vor decide să cumpere produsul, fapt pentru care vor beneficia de un anumit surplus, în timp ce producătorii cu costuri de producție inferioare acelui preț vor decide să ofere produsul pe piață, fapt pentru care vor înregistra un anumit surplus. Figura de mai jos indică echilibrul pieței cu concurență perfectă, inclusiv surplusul generat consumatorilor și producătorilor prezenți pe piață. Alocarea beneficiilor este optimă, niciun alt echilibru nefiind în măsură a crește surplusul pentru o parte a pieței (producători sau consumatori) fără a-l reduce pentru cealaltă parte. Prețul pieței este dat de costul marginal al ultimului producător care oferă produsul pe piață (și care obține surplus nul). Echilibrul pe termen scurt pe piața competitivă Figura arată situația pe termen scurt, atunci când numărul participanților pe piață este considerat fix. Pe termen lung însă, intrarea și ieșirea liberă pe/de pe piață conduc la un rezultat diferit. Mai exact, în Preț 15 Costul de producere a unei unități suplimentare din produsul respectiv. 16 Venitul generat de vânzarea unei unități suplimentare din produsul respectiv. Surplusul consumatorilor Surplusul producătorilor Echilibru Ofertă Cerere Cantitate 58

59 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice condițiile în care firmele active pe piață înregistrează profit, noi firme vor decide să intre. Creșterea numărului producătorilor va conduce la creșterea cantității ofertate pe piață, deci la un nou echilibru, caracterizat de o cantitate mai mare și un preț mai scăzut. Profiturile firmelor active pe piață vor fi erodate de intrarea noilor concurenți și vor converge spre zero (noi firme vor intra pe piață atât timp cât profitul este încă pozitiv). În cazul în care firmele prezente pe piață înregistrează pierderi, libera ieșire de pe piața competitivă conduce la același rezultat: au loc ieșiri de pe piață, oferta se restrânge, prețul pieței crește, pe termen lung profitul firmelor competitive este nul. Chiar dacă acest rezultat poate părea contraintuitiv la o primă vedere, trebuie subliniat faptul că este vorba de profit economic nul (profitul ce are în vedere toate costurile firmei, inclusiv costul de oportunitate al timpului și capitalului investite în acea afacere), în timp ce profitul contabil este pozitiv. O implicație importantă a intrării și ieșirii libere de pe piață, care conduce la profit economic nul pentru firmele competitive, este aceea că procesul de intrare/ieșire se încheie atunci când prețul pieței este egal cu costul mediu total și, la rândul său, egal cu costul marginal. Aceasta are loc doar la nivelul minim al costului mediu total (la scara eficientă a firmei). Prin urmare, unicul preț la care firmele (presupus identice) înregistrează profit nul este cel care este egal cu minimul costului mediu total, ceea ce face ca, pe termen lung, curba ofertei să fie orizontală și situată la acest nivel de preț. Figura alăturată arată că, pe termen lung, singurii care beneficiază de surplus pe piața cu concurență perfectă sunt consumatorii. Așa cum am menționat anterior, piața cu concurență perfectă se bazează pe câteva presupuneri esențiale, care însă nu pot fi îndeplinite concomitent de piețele din economia reală. Prin urmare, pentru a-și păstra relevanța, modelul de bază trebuie extins prin încorporarea unor caracteristici ale sectoarelor energetice Extensii ale modelului de bază al pieței A. Existența resurselor limitate Echilibrul pe termen lung pe piața competitivă Preț Surplusul consumatorilor Echilibru Ofertă Cerere Cantitate Modelul teoretic al pieței cu concurență perfectă nu ia în calcul epuizarea resurselor economice. Cu toate acestea, cărbunele, țițeiul, gazele naturale, dar și alte resurse energetice, sunt limitate. Aceasta înseamnă că folosirea în prezent a unei unități dintr-o astfel de resursă implică renunțarea la un consum viitor al aceleiași unități. Drept consecință, în domeniul energetic, decizia de consum primește o dimensiune suplimentară, temporală. Existența resurselor ne-regenerabile implică ajustarea principiului CM = P, aplicabil în cazul modelului pieței cu concurență perfectă, prin adăugarea la costul marginal a unui nou element, care să dea măsura rarității acelei resurse (acest nou element ar putea fi numit rentă de raritate). 59

60 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice Altfel spus, raritatea multor resurse energetice face ca acestea să aibă o valoare ce depășește costul de producție cu valoarea rentei de raritate. În cazul unor resurse disponibile în cantități uriașe, renta de raritate va fi foarte redusă (chiar dacă, teoretic, ea există în continuare). Pe de altă parte, în cazul unei resurse foarte limitate, renta de raritate este foarte însemnată, putând fi estimată prin diferența dintre prețul unei resurse substituibile și costul de extracție al resursei în cauză. În toate cazurile intermediare, renta de raritate poate avea valori semnificative, dar evaluarea acestei valori este mult mai complexă și afectată de incertitudine. B. Specificitatea investițiilor Piața cu concurență perfectă presupune costuri de tranzacționare nule, ceea ce implică faptul că singurele costuri sunt cele aferente producției și transportului produselor. De exemplu, în acest mediu ideal nu există costuri de publicitate, producătorii și consumatorii dispunând de informație completă cu privire la produse, și nici costuri aferente asistenței juridice, întrucât utilizarea instrumentelor legale nu este necesară, producătorii și consumatorii respectându-și pe deplin obligațiile asumate. În realitate, sectoarele energetice implică investiții specifice, care sunt utile pentru buna desfășurare a tranzacției, dar care dau naștere unor costuri de tranzacționare ce nu pot fi ignorate. Investițiile sunt considerate specifice unei anumite tranzacții atunci când utilitatea lor în afara acelei tranzacții este limitată. De exemplu, odată realizată investiția într-o unitate de producere a energiei electrice pe bază de cărbune, amplasată în apropierea unei mine, această unitate are o utilizare alternativă limitată: ea poate fi folosită doar pentru producerea de energie electrică, eventual folosind cărbune de la o altă mină, ceea ce conduce la costuri suplimentare aferente transportului cărbunelui. De asemenea, investițiile în dezvoltarea unui câmp gazifer pot fi cu greu redistribuite și refolosite. Oliver Williamson 17 arată că specificitatea investiției poate fi generată, printre altele, de localizarea acesteia (așa cum este cazul în exemplul anterior referitor la unitatea de producție a energiei electrice pe bază de cărbune), de necesarul de investiții în resursa umană sau de gradul de dedicare a investiției pentru acea tranzacție. După realizarea unei investiții specifice, părțile pot recurge la un comportament oportunist, în încercarea de a extrage cât mai mult surplus din acea tranzacție, dată fiind poziția dezavantajată (din punct de vedere al puterii de negociere) a celui care a realizat investiția specifică. Continuând exemplul anterior, ne putem gândi că, după realizarea investiției în capacitatea de producție de energie de către partenerul său contractual, firma care deține mina de cărbune poate cere în mod nejustificat renegocierea contractului de furnizare a cărbunelui către uzina electrică, în ideea obținerii unui preț mai bun. Anticipând un posibil comportament oportunist în cazul unei investiții specifice, firmele pot decide să nu mai realizeze acele investiții (sau cel puțin nu la valoarea eficientă), ceea ce conduce la anumite pierderi potențiale în tranzacționare. Alternativ, părțile într-o astfel de tranzacție pot decide să-și protejeze investiția prin impunerea unor contracte complexe, care prevăd situația de urmat în cele mai diverse scenarii. Redactarea și implementarea acestor 17 Oliver Williamson, The economic institutions of capitalism: firms, markets, relational contracting, 1985, The Free Press, New York. 60

61 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice contracte generează costuri juridice ce nu pot fi neglijate (și presupun existența unor instanțe de judecată capabile să intervină în cazul devierii de la obligațiile asumate de părți, presupunere ce nu este realistă întotdeauna). O altă soluție la problema comportamentului oportunist o reprezintă încheierea de către părți a unor contracte de foarte lungă durată, astfel încât spectrul pierderii unor avantaje ulterioare să acționeze ca un factor descurajant pentru comportamentul oportunist din prezent. La limită, implementarea unor contracte foarte complexe și încheiate pe o perioadă foarte lungă de timp poate fi văzută ca o formă de integrare verticală a părților la tranzacție. Integrarea verticală efectivă, prin transferul controlului de la o parte către cealaltă, reprezintă în sine o soluție de urmat, întrucât internalizează comportamentul oportunist al părților. De multe ori, această soluție presupune însă un transfer important de capital, dar și implicarea autorității de concurență, cu prerogative în materia concentrărilor economice. Nu în ultimul rând, două alte soluții la problema comportamentului oportunist sunt reprezentate de relațiile trilaterale, în care un terț la relația comercială acționează ca un arbitru, determinând penalizările sau căile de urmat pe baza anumitor proceduri prestabilite, dar și de schimbul de ostateci între părți, când ambii parteneri la o tranzacție realizează investiții specifice în relația respectivă, care, chiar dacă nu sunt complet justificate din punct de vedere comercial, asigură partenerul de afaceri de o implicare deplină și corectă. Dată fiind specificitatea ridicată a investițiilor din toate sectoarele energetice (petrol, gaze naturale, cărbune, electricitate), atunci când e posibilă, integrarea verticală este soluția cel mai des adoptată. Când integrarea verticală nu reprezintă o opțiune, contractele pe termen lung, eventual cu implicarea unui terț, sunt deseori considerate o soluție viabilă la problema comportamentului oportunist. C. Indivizibilitatea capitalului Modelul teoretic al pieței cu concurență perfectă folosește o curbă a ofertei, liniară sau convexă, dar în orice caz cu aspect continuu. Aceasta înseamnă că modificări reduse ale prețului pieței conduc la modificări de mică magnitudine a cantității ofertate pe piață, ceea ce se traduce prin posibilitatea de ajustare fină a capitalului. În domeniul energetic lucrurile nu stau în acest fel: capitalul este indivizibil, în sensul că investițiile și modificările capacităților de producție au loc în salturi. De exemplu, câmpurile petroliere sau minele de cărbune sunt dezvoltate pentru o anumită capacitate, în timp ce rafinăriile și grupurile generatoare de energie electrică au, din proiectare și construcție, anumite dimensiuni. Odată realizate investițiile (în câmpuri petroliere, mine, rafinării, Echilibrul pe o piață cu mărimi fixe ale capacităților grupuri electrogene), creșterile de Preț producție sau capacitate sunt posibile Cerere 3 doar în salturi semnificative, prin Cerere 2 adăugarea unor noi unități, iar nu Ofertă Cerere 1 incremental, în pași mici, așa cum Echilibru 3 presupune modelul economic de bază. Echilibru 2 Prin urmare, indivizibilitatea capitalului schimbă forma curbei ofertei pe multe Echilibru 1 61 Cantitate

62 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice piețe din sectoarele energetice, oferta evoluând în trepte pronunțate: se poate presupune un cost marginal constant pe întreaga plajă de capacitate disponibilă după care, la atingerea capacității maxime, costul marginal ia forma unui segment perpendicular de o anumită mărime, arătând că o creștere suplimentară de producție este imposibilă în condițiile curente. În cazul în care cererea pieței crește suficient de mult, depășind segmentul vertical al costului marginal, cererea poate conduce la un preț suficient de ridicat, care generează profituri însemnate producătorilor. Doar în astfel de condiții producătorii pot decide să acopere deficitul de ofertă prin deschiderea de noi capacități de producție (alternativ, se poate considera că noile condiții ale pieței, mai favorabile decât cele anterioare, stimulează intrarea unor noi capacități pe piață, capacități ce nu ar fi intrat altfel, deoarece noile firme nu și-ar fi putut recupera investițiile). În figura alăturată sunte prezentate o curbă a ofertei în trepte, ce corespunde unor mărimi fixe ale capacităților de producție, și diversele puncte de echilibru, aferente unei cereri în creștere. D. Intensitatea capitalului Sectoarele energetice au tendința de a încorpora capitaluri ridicate. În multe cazuri, investițiile importante din sector implică faptul că o parte însemnată a costurilor variabile e reprezentată de costul capitalului și, în consecință, costul pe unitate scade odată cu creșterea producției, conducând la economii de scală. O urmare a acestei situații este aceea că costul marginal tinde să fie inferior costului mediu, ceea ce face ca decizia adoptată pe baza relației CM = P să conducă la pierderi financiare. Cu toate acestea, odată pornită activitatea, firma va continua să opereze pe piață dacă își acoperă costul mediu variabil, în speranța că va putea recupera și costurile aferente capitalului la o dată ulterioară. Considerând costurile fixe drept irecuperabile, firma va avea tendința de a produce la capacitate maximă (pentru că în acest caz costurile medii sunt minime). Acest comportament conduce la un exces de ofertă pe piață, iar industria energetică are o tendință documentată de a se afla într-o astfel de situație. Un anumit nivel de supraofertă este de dorit pe piețele energetice, pentru că astfel se poate răspunde unor situații neprevăzute (calamități naturale, oprirea unor unități de producție etc.), unor fluctuații ale cererii și pentru a asigura continuitatea furnizării. Dar supraoferta ridicată nu este benefică niciunei industrii, întrucât descurajează investițiile, în timp ce perpetuarea pierderilor financiare poate conduce la abandonarea anumitor facilități de producție. Pentru a răspunde problemelor generate de indivizibilitatea și intensitatea capitalului, cum este supraoferta pe piață, sectoarele energetice au răspuns în două moduri: în industria petrolului au avut loc integrări orizontale (preluări de companii aflate la același nivel al lanțului valoric), în timp ce în energie electrică și industriile care se bazează pe existența rețelelor, cum este şi sectorul gazelor naturale, s-au aplicat reglementări (de obicei, stabilirea tarifului în funcție de costuri). Pe lângă concentrarea și consolidarea prin fuziunea unor mari companii, industria petrolului a fost și martora unor importante comportamente coordonate (coluzive, de tip cartel), adoptate pentru a răspunde problemelor pieței: cartelul început în 1928 de principalele șapte companii petroliere, menit a menține situația din acel moment de pe piață, constituirea întreprinderilor în comun din Golful Persic de către principalele companii, cu scopul de a facilita schimbul de informații, pentru a putea controla piața, dar și crearea OPEC, format din mai multe state 62

63 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice producătoare de petrol și activ în controlul pieței, prin stabilirea unor cote de producție și a unor ținte de preț. Așa cum am indicat anterior, sectoarele energetice sunt caracterizate de o intensitate ridicată a capitalului și de investiții semnificative, care conduc la importante economii de scală. Implicit, aceasta conduce și la existența pe piață a unui număr redus de producători care domină piața, deci încă o deviere de la o presupunere de bază a modelului pieței cu concurență perfectă. La limită, economiile de scală pot conduce chiar la situații de monopol. 2.3 Modelul pieței de monopol Piețele cu structură de monopol sunt acele piețe pe care acționează un unic vânzător, care deține o putere absolută de piață și care vinde un bun (sau prestează un serviciu) ce nu poate fi substituit cu un altul. În mod evident, monopolul reprezintă o situație excepțională de piață, complet aparte și fundamental diferită de piața cu concurență perfectă. De fapt, cele două modele de piață pot fi privite ca reprezentând extremele unui spectru, între monopol și piața cu concurență perfectă aflându-se toate structurile intermediare de piață întâlnite în mod curent în economie. În general, se consideră că monopolul apare datorită unor bariere insurmontabile la intrarea pe piață, bariere ce fac imposibil accesul pe piață pentru firme care să poată concura cu monopolistul. La rândul lor, barierele la intrarea pe piață sunt generate, în principal, de trei condiții: - o resursă esențială este deținută de o singură firmă; - autoritățile acordă unei singure firme dreptul exclusiv de a vinde un anumit produs (sau de a furniza un anumit serviciu); - condițiile pieței fac să fie mai eficient ca un anumit produs/serviciu să fie furnizat de un singur producător, nu de un număr ridicat de producători. În ceea ce privește prima sursă a barierelor la intrare, aceasta este mai degrabă de factură teoretică, întrucât multe bunuri și servicii se comercializează la nivel internațional și este greu de găsit un produs pentru care nu există substituenți. A doua sursă a barierelor la intrarea pe piață este însă destul de răspândită în economie, sistemul de brevete și mărci reprezentând un exemplu în acest sens: se consideră că instituirea unui monopol pentru o perioadă determinată de timp, prin garantarea și protejarea drepturilor de proprietate intelectuală, are efecte benefice la nivelul societății 18. A treia sursă a barierelor la intrarea pe piață este cea care dă naștere monopolurilor naturale, subiect ce va fi tratat în secțiunea 4. Un monopolist ce urmărește maximizarea profitului va stabili nivelul producției pe baza relației CM = VM. Spre deosebire de firma competitivă, monopolistul nu este un simplu acceptant al prețului, deciziile sale influențând piața în ansamblu. Se poate arăta că pentru monopolist curba venitului marginal este descrescătoare și inferioară curbei cererii pieței De exemplu, în sectorul farmaceutic, companiilor le este asigurată poziția de monopolist pentru medicamentele pe care le dezvoltă. Chiar dacă prețurile practicate sunt mai mari pentru o perioadă, se consideră că în acest fel este stimulată cercetarea în domeniu. 19 Pentru a putea vinde o unitate suplimentară de produs, monopolistul trebuie să reducă puțin prețul de vânzare. În condițiile în care monopolistul nu poate discrimina prin preț, reducerea prețului în vederea vânzării unei unități suplimentare implică o pierdere de surplus pentru toate unitățile de produs pe care le vindea anterior. De aceea, chiar 63

64 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice Graficul alăturat arată unul dintre motivele pentru care un monopol (nediscriminant) nu este dezirabil din punct de vedere economic. Dacă monopolistul ar alege nivelul producției pe baza relației CM = P, atunci situația ar fi similară celei de pe piața cu concurență perfectă (surplusul consumatorilor ar fi maxim, monopolistul ar obține un profit nul). Cu toate acestea, determinarea nivelului producției pe baza relației CM = VM, coroborată cu o curbă a venitului marginal ce se află sub curba cererii pieței, implică un nivel al producției inferior celui optim. La acest nivel de producție, curba cererii implică un preț superior costului marginal. Prin urmare, echilibrul de monopol este caracterizat de o cantitate mai redusă și un preț mai ridicat decât cele competitive. La nivelul de preț stabilit de monopolist pentru maximizarea profitului său (dreptunghiul indicat în figură), doar consumatorii cu disponibilitatea de a plăti superioară acestui preț de monopol ajung să consume produsul. Prin urmare, anumiți consumatori, cu disponibilitatea de a plăti superioară costului marginal al produsului, dar inferioară prețului de monopol, nu ajung să consume acel produs, ceea ce generează o pierdere socială de bunăstare (triunghiul indicat în figură). 2.4 Monopolul natural Economiile de scală ca sursă a monopolului natural Echilibrul de monopol și ineficiența acestuia Preț Profitul monopolistului Echilibrul de monopol Pierdere socială de bunăstare Echilibrul competitiv Cerere Cantitate Monopolul natural apare atunci când o singură firmă poate furniza bunul (sau poate presta serviciul) întregii piețe la un cost inferior celui la care pot furniza două sau mai multe firme. Un monopol natural apare atunci când avem de-a face cu importante economii de scală, unica firmă putând produce orice cantitate necesară din acel produs și la cel mai scăzut cost. Altfel spus, pentru orice nivel al producției, existența a două sau mai multe firme implică o reducere a producției per firmă și un cost mediu variabil mai ridicat. Sistemele de transport ţi distribuţie de utilități, inclusiv gaze naturale, sunt frecvent date ca exemplu de monopol natural. Pentru a furniza un astfel de serviciu este nevoie de existența unei rețele de distribuție, ceea ce înseamnă că dacă două sau mai multe firme ar concura în prestarea unui serviciu de utilități, atunci fiecare ar trebui să investească în dezvoltarea propriei rețele de distribuție. Dat fiind costurile fixe ridicate pe care le presupune construirea unei rețele, coroborate cu un cost marginal neglijabil pe care îl implică fiecare nou client, costul mediu total pentru furnizarea utilității respective este mai redus în cazul în care o unică firmă prestează serviciul pentru toți clienții de pe acea piață. VM CM dacă primește un anumit preț pentru ultima unitate de produs vândută, aceasta îi generează și o anumită pierdere, fapt pentru care venitul marginal este inferior prețului pieței la fiecare nivel al cantității. 64

65 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice În cazul unui monopol uzual, în lipsa primelor două bariere la intrare enunțate anterior, respectiv deținerea unei resurse esențiale sau protecția oferită de autorități, monopolistul își va vedea poziția pe piață erodată în timp: profiturile realizate de monopolist atrag alte firme pe acea piață iar intrarea acestora crește gradul de concurență. În cazul unui monopol natural, intrarea altor concurenți pe piață este însă neatractivă, întrucât cei care ar dori să intre știu că nu pot ajunge la costuri la fel de reduse ca cele ale monopolistului (pentru că, după fiecare nouă intrare pe piață, fiecare firmă ar deservi o parte mai redusă a acesteia). De altfel, firma aflată în poziție de monopol natural poate amenința potențialii concurenți cu reducerea prețurilor la un nivel pe care doar ea și-l poate permite și la care recuperarea costurilor fixe de intrare (și așa însemnate) să fie imposibilă. Așa cum am arătat anterior, spre deosebire de piețele competitive, piețele cu structură de monopol conduc la o alocare ineficientă a resurselor. Mai exact, monopolistul decide să furnizeze pe piață o cantitate mai mică decât cea optimă, fapt pentru care prețul pieței este superior costului marginal. Această situație apare și în cazul monopolului natural, dilema de politică publică fiind următoarea: caracteristicile monopolului natural implică faptul că o singură firmă furnizează cel mai eficient produsul pe piață, dar societatea nu dorește să sufere de pe urma unui preț ridicat de monopol. Guvernul are la dispoziție două opțiuni pentru a răspunde acestei dileme, respectiv deținerea publică a monopolului sau reglementarea Soluții la ineficiențele generate de monopolul natural Proprietatea publică asupra monopolurilor naturale este destul de răspândită în statele europene, o serie de companii de utilități (telefonie, apă, electricitate) fiind deținute de stat. Cu toate acestea, economiștii preferă în general deținerea privată a monopolurilor naturale, în detrimentul proprietății publice, considerând că proprietarii privați sunt stimulați să reducă costurile, atât timp când pot beneficia de o parte a acestei reduceri de cost sub forma unor profituri crescute. Mai mult decât atât, în cazul în care managementul companiilor private aflate în poziție de monopol natural nu reușesc să țină costurile la un nivel adecvat (sau chiar să le reducă), proprietarii acestor companii vor interveni și vor face schimbări în cadrul echipelor de management. În schimb, în cazul deținerii publice a monopolurilor naturale, se consideră că un eventual eșec al managementului companiilor de stat ar putea fi penalizat mai greu, eventual prin intermediul sistemului politic. Altfel spus, în cazul unor performanțe scăzute ale managementului, este de așteptat ca reacția să fie mai rapidă și mai eficientă în situația deținerii private decât în cea a deținerii publice a monopolistului natural. Date fiind argumentele de mai sus, unele guverne abordează problematica monopolurilor naturale prin reglementarea comportamentului firmelor aflate în poziție de monopol. De exemplu, în cazul companiilor de utilități avem deseori de-a face cu controlul prețurilor și tarifelor practicate de aceste companii, control exercitat de către agenții guvernamentale (reglementatori). În acest context se ridică însă întrebarea ce preț sau tarif ar trebui să permită guvernul firmei aflate în poziție de monopol natural. O abordare în ceea ce privește prețul reglementat ar putea fi ca acesta să fie egal cu costul marginal al monopolistului (deci aplicarea relației CM = P). În acest scenariu, cantitatea oferită pe piață ar fi cea care maximizează bunăstarea socială, alocarea resurselor fiind eficientă (la fel ca în cazul pieței cu concurență perfectă). Există însă trei probleme de natură practică în ceea ce privește această abordare. 65

66 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice În primul rând, prin definiție, monopolurile naturale înregistrează un cost mediu variabil descrescător și situat peste nivelul costului marginal. Prin urmare, dacă reglementatorul stabilește un preț la nivelul costului marginal, acesta nu va acoperi costul mediu variabil, iar compania va înregistra pierderi. Pentru a evita ieșirea de pe piață a companiei, guvernul poate decide acordarea unei subvenții, dar aceasta înseamnă implementarea unei taxe într-un alt domeniu, cu pierderea inerentă de bunăstare socială pe care o implică această taxă. O alternativă o reprezintă stabilirea unui preț superior costului marginal al monopolistului, ideal la nivelul costului mediu variabil al monopolistului (caz în care acesta realizează un profit economic nul). În al doilea rând, stabilirea prețului reglementat la nivelul costului marginal al monopolistului (și chiar la nivelul costului mediu variabil) este problematică, întrucât monopolistul nu este stimulat în niciun fel să-și reducă costurile. Altfel spus, dacă monopolistul știe că prețul reglementat va fi redus de fiecare dată când costurile scad și în aceeași măsură cu scăderea costurilor, atunci el știe că nu va beneficia de pe urma scăderii costurilor și nu va fi interesat de această creștere de eficiență. De aceea, unii reglementatori permit companiilor aflate în poziție de monopol natural să rețină o parte a beneficiilor generate de reducerea costurilor companiei. Nu în ultimul rând, o alta problemă ține de posibilitatea practică a reglementatorului de a observa cu acuratețe costurile monopolistului. În ceea ce privește costul marginal, acesta este un concept atractiv din punct de vedere teoretic, dar aproape imposibil de cuantificat în practică. Chiar și în ceea ce privește costul mediu variabil, de multe ori companiile dovedesc o versatilitate deosebită în ceea ce privește înregistrarea costurilor și au la dispoziție o serie de mecanisme și metode contabile prin care pot influența nivelul acestora. De aceea, reglementatorii recurg deseori la un sistem de recunoaștere a costurilor, acceptând să acopere prin prețul reglementat doar anumite tipuri de costuri și doar la anumite niveluri. În astfel de situații avem de-a face cu stabilirea unui preț reglementat care, coroborat cu implementarea unui sistem de recunoaștere a costurilor, implică în esență stabilirea unui anumit nivel al profitului pentru compania aflată în poziție de monopol natural. O alternativă la stabilirea prețului reglementat la nivelul costului marginal o reprezintă implementarea unui tarif format din două componente (two-part tarriff). Astfel, se poate avea în vedere un sistem ce implică o taxă fixă (F) și un preț pe unitate (p). Componenta p poate fi stabilită la nivelul costului marginal, ceea ce, așa cum am arătat anterior, va genera o pierdere pentru monopolist. Componenta F poate fi acordată pentru a acoperi această pierdere Un exemplu privind limitele concurenței în cazul monopolului natural În cele ce urmează, discutăm succint pe marginea unei situații întâlnite uneori în practică, și anume cea în care rețeaua de distribuție a unei utilități are o distribuție geografică neuniformă. De exemplu, putem avea în vedere rețeaua de distribuție a unei utilități dintr-un oraș și împrejurimile sale, rețea deservită de un distribuitor aflat în poziție de monopol natural (de exemplu, ca urmare a concesionării rețelei de distribuție pentru o perioadă lungă de timp). Putem presupune că zona urbană este aglomerată, în timp ce în împrejurimile orașului consumatorii sunt dispersați pe o arie întinsă. Compania aflată în poziție de monopol natural deservește toți clienții din acea zonă, la un tarif de distribuție unic. Întrucât în zona urbană densitatea consumatorilor este mai ridicată, în timp ce rețeaua de distribuție are o întindere limitată, este de presupus că nivelul costului de distribuție este mai 66

67 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice redus pentru acești clienți față de cei din zonele limitrofe orașului (de exemplu, costurile medii cu mentenanța rețelei sunt mai reduse în zona urbană). Practicarea unui tarif de distribuție unic pentru toți consumatorii echivalează cu o subvenționare de către consumatorii urbani a unei părți a costurilor generate de consumatorii din afara orașului. În acest scenariu, un distribuitor concurent ar putea considera profitabilă intrarea pe piață, dar numai în ceea ce privește zona urbană. Dată fiind densitatea ridicată a consumatorilor urbani, ceea ce implică necesitatea unei rețele restrânse (dar aglomerate), un astfel de concurent ar putea vedea costurile fixe de intrare drept accesibile și recuperabile într-o perioadă rezonabilă de timp. Pus în fața unei astfel de situații, reglementatorul, care acordă licența de distribuție pentru acel serviciu, va trebui să decidă dacă permite intrarea pe piață a distribuitorului concurent. Pe de o parte, consumatorii din zona urbană ar putea beneficia de pe urma intrării, intensificarea concurenței pe piață putând conduce la reducerea tarifelor percepute acestora. Pe de altă parte însă, consumatorii din zona limitrofă vor fi afectați în mod negativ, întrucât subvenționarea de către consumatorii urbani se va reduce (costurile pe care le implică furnizarea serviciului pentru consumatorii extra-urbani vor fi suportate de aceștia și de un număr redus de consumatori urbani). Reglementatorul va trebui deci să pună în balanță avantajul potențial generat de concurența crescută din zona urbană cu dezavantajul concret care va fi resimțit de consumatorii din zona limitrofă. Prin urmare, chiar dacă concurența este dezirabilă în sens larg, această situație arată că ea poate conduce uneori la efecte negative pentru unii consumatori, iar reglementatorii trebuie să aibă în vedere imaginea de ansamblu atunci când adoptă decizii cu impact asupra consumatorilor Concluzii Secțiunea de față prezintă succint câteva concepte de bază din teoria microeconomică, cu aplicabilitate în sectoarele energetice. Unele paliere ale acestor sectoare au vocația de a fi concurențiale, în timp ce pe alte paliere concurența este drastic limitată, în special datorită existenței unor unice rețele de transport și distribuție sau a unor facilități esențiale destinate funcționării, cum sunt capacitățile de înmagazinare. De exemplu, în sectorul gazelor naturale, segmentele de producție și furnizare sunt apte a permite manifestarea liberă a concurenței, pe celelalte segmente gradul de concurență fiind mult atenuat. Modelul teoretic al pieței cu concurență perfectă este ilustrat prin prisma elementelor sale esențiale și este apoi extins prin încorporarea anumitor particularități ale sectoarelor energetice: existența unor resurse limitate, specificitatea investițiilor, indivizibilitatea și intensitatea capitalului. Toate aceste caracteristici ale sectoarelor energetice au implicații asupra modului de funcționare a piețelor: - Resursele limitate implică existența unei rente de raritate, ceea ce face ca prețul să depășească costul marginal. Aceasta va conduce la o anumită ineficiență pe piață, întrucât 20 Deseori, rețelele de distribuție a utilităților sunt concesionate distribuitorilor pentru o perioadă lungă de timp, companiilor fiindu-le impuse condiții privind investițiile în rețea, fie în sensul extinderii, fie în sensul modernizării sale, cu recuperarea investițiilor prin tariful de distribuție. În acest caz, reglementatorul va avea un motiv suplimentar pentru a refuza acordarea unei licențe de distribuție suplimentară, întrucât intrarea unui concurent poate afecta recuperarea investițiilor în rețea efectuate de distribuitorul curent. 67

68 Capitolul II - Piețele de energie din perspectiva teoriei microeconomice anumiți consumatori, cu disponibilitatea de a plăti peste costul marginal de producție, nu vor ajunge să consume acel produs. - Specificitatea investițiilor conduce la apariția comportamentelor oportuniste, ceea ce face ca părțile la o tranzacție fie să investească la un nivel suboptimal, fie să încerce să-și securizeze investiția prin contractarea pe termen lung, prin folosirea unor contracte complexe sau prin integrare verticală. Toate aceste abordări implică costuri suplimentare. - Indivizibilitatea capitalului afectează posibilitatea ca oferta să reacționeze gradual la modificări ale cererii. În particular, se schimbă forma curbei ofertei, aceasta evoluând în trepte pronunțate. - Intensitatea capitalului conduce la existența unei supraoferte pe piețele energetice. Chiar dacă un anumit nivel de supraofertă este de dorit pe astfel de piețe, ea poate descuraja investițiile și poate conduce la abandonarea anumitor facilități de producție. Modelul pieței de monopol este prezentat succint în continuare, arătându-se motivele pentru care acesta conduce la o pierdere socială de bunăstare. Se trece apoi la prezentarea principalei surse a monopolului natural, dar și a celor două soluții generice de contracarare a ineficiențelor pe care le generează monopolul natural, respectiv proprietatea publică și reglementarea. Secțiunea se încheie cu ilustrarea unui exemplu care arată anumite limite ale concurenței în situația monopolului natural reglementat: în cazul unei zone de distribuție cu densitate diferită a consumatorilor, intrarea unui nou distribuitor ar putea fi fezabilă în zona cu densitate ridicată, dar aceasta va aduce prejudicii consumatorilor din zona mai puțin densă. Drept urmare, reglementatorul va trebui să pună în balanță avantajul potențial generat de concurența crescută dintr-o zonă cu dezavantajul care va fi resimțit de consumatorii dintr-o altă zonă. Toate cele de mai sus arată necesitatea cunoașterii particularităților piețelor de energie, astfel încât modelele teoretice de piață să poată fi adaptate și aplicate corespunzător, în vederea adoptării celor mai potrivite decizii. 68

69 milioane mwh Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România CAPITOLUL III - EVOLUŢIA SECTORULUI GAZELOR NATURALE DIN ROMÂNIA 3.1 Consumul şi sursele de acoperire Potrivit Strategiei Energetice Naţionale 21, România dispune de o gamă diversificată, dar redusă cantitativ, de resurse de energie primară fosile şi minerale: ţiţei, gaze naturale, cărbune, minereu de uraniu, precum şi de un important potenţial valorificabil de resurse regenerabile. În România, gazul natural acoperă circa 30% din consumul intern de energie primară, urmat de produsele petroliere cu 26%, combustibilii solizi cu 20%, sursele de energie regenerabilă cu 16% şi energia nucleară cu 8%. Evoluţia consumului de gaze naturale şi a surselor de acoperire a consumului în perioada poate fi urmărită în graficul de mai jos. Evoluţia consumului, a producţiei interne şi a importului de gaze naturale Grafic nr % 90% 80% 70% 60% % % 75.7% 84.7% % % % % % % 20% 10% 0% 25.2% 24.3% 17.2% 15.3% 12.5% 7.5% 2.4% Producţie internă (%) din consum Import (%) din consum Consum (mil. MWh) Sursa: prelucrări date din rapoarte ale ANRE Evoluţia consumului naţional de gaze naturale a înregistrat un trend puternic descendent, de la 150,8 mil. MWh în 2011 la un minim de 121,7 mil. MWh în Acesta a fost determinat, pe de o parte, de restrângerea activităţii industriale şi, pe de altă parte, de măsurile de eficientizare a consumului de gaze naturale, aplicate de întreprinderi. O contribuţie în trendul descrescător o are şi scăderea consumului casnic. În perioada , consumul de gaze naturale la nivel naţional a înregistrat un trend descrescător cu o scădere de circa 16%. 22 După trendul de scădere care a culminat cu anul 2015, Rapoarte anuale ale ANRE. 69

70 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România când consumul la nivel naţional a totalizat 121, 7 mil. MWh, în anul 2016 s-a înregistrat o uşoară revigorare de cca.2% Principalele categorii de consumatori de gaze naturale sunt consumatorii casnici şi cei noncasnici. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Ponderi consumatori casnici şi noncasnici în consum total 79.35% 77.66% 77.47% 75.21% 71.65% 20.65% 22.34% 22.53% 24.79% 28.35% Grafic nr.2 casnici noncasnici Sursa: Rapoarte monitorizare ANRE În perioada , principalele categorii de consumatori de gaze naturale noncasnici au fost: producătorii de energie electrică şi termică (13%-15%), producătorii de energie termică pentru populaţie (7%-16%), consumul tehnologic 24 (8%-9%), consumatori comerciali (6%-7%) şi consumatorii industriali. Categoria consumatorilor industriali a avut cea mai mare rată de scădere a consumului, respectiv de la 20% în anul 2012 la 7% în Deşi în România consumul are o tendinţă de scădere, producția internă nu a reuşit, cel puţin până în anul 2016, să suplinească complet cererea curentă, fiind necesare cantități de gaze naturale și din alte surse în afara celor din producția internă. Sursa alternativă, tradițională, este reprezentată de cantităţile de gaze importate din Federația Rusă Producţia de gaze naturale În perioada , producția anuală de gaze naturale a României a crescut cu 3,4%, producția medie anuală fiind de 118 milioane MWh. Anul 2016, reprezintă un an atipic raportat la perioada anterioară, în sensul în care nivelul producţiei a scăzut abrupt cu aproximativ 11% faţă de anul Producția internă de gaze naturale (producția curentă și producția extrasă din cantitățile de gaze naturale injectate anterior în depozitele de înmagazinare subterană) acoperă între 76%-97% din consumul intern, diferența situată între 3%-24% fiind acoperită din import (importul curent plus cantitățile importate de gaze naturale injectate anterior în facilitățile de înmagazinare subterană). 23 Rapoarte monitorizare ANRE cantitatea de gaze naturale necesară a fi consumată de către un operator economic pentru asigurarea parametrilor tehnologici necesari desfăşurării activităţii de producţie şi înmagazinare, respectiv cantitatea de gaze naturale, necesară a fi consumată de către un operator economic pentru asigurarea parametrilor tehnologici necesari desfăşurării activităţii de distribuţie, respectiv de transport al gazelor naturale. 70

71 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România Cei mai importanţi producători de gaze naturale din România sunt SNGN Romgaz SA (Romgaz) şi OMV Petrom SA (OMV Petrom), aceştia acoperind între 95-97% din consumul naţional de gaze naturale din producţia internă Importul de gaze naturale Fiind cel mai mare producător de gaze naturale din Europa Centrală şi de Est, România deține o poziție unică în această regiune, prin dependența limitată de sursele externe de gaze naturale. Cu toate acestea, importul este o necesitate ca urmare a flexibilităţii reduse a producției interne de gaze naturale, coroborată cu variații relativ mari, în funcție de sezon, ale consumului de gaze naturale. Istoric, România şi-a asigurat din import un maxim de aproximativ o treime din consumul anual de gaze, având o capacitate 25 anuală maximă de import de 14,37 mld mc. La nivelul UE, dependenţa de importul de gaze s-a situat la peste 50% din consum în toată perioada de după 2003, ajungând chiar la 65,3% în Cu toate că dependenţa UE faţă de importurile de gaze este mai accentuată faţă de cea a României, la nivelul acesteia sursele de aprovizionare din import sunt diversificate, astfel că Federaţia Rusă furnizează circa 30% - 40% 27 din totalul importurilor UE în condiţiile în care, în România, reprezintă singura sursă de provenienţă a importului. 3.2 Restructurarea sectorului Sectorul gazelor naturale este constituit din ansamblul activităţilor desfăşurate de operatorii economici pentru producţia, transportul, înmagazinarea, distribuţia şi furnizarea de gaze naturale, biogaz, biometan, GPL, GNL şi GNC/GNCV, precum şi instalaţiile şi echipamentele folosite pentru realizarea acestor activităţi. În România, anterior anului 2000, sectorul gazelor naturale era integrat pe verticală. Funcţionarea sectorului, la acel moment, se realiza în regim complet reglementat, statul având controlul asupra tuturor activităţilor din sector. Romgaz gestiona aproape toate activităţile desfăşurate în sectorul gazelor naturale, respectiv producţie, transport, distribuţie. Alături de Romgaz mai existau furnizori de gaze din producţia internă sau import. Astfel, Romgaz 28 avea ca obiect principal de activitate producţia, cercetarea geologică pentru descoperirea rezervelor de gaze naturale, înmagazinarea, transportul, dispecerizarea, importul, tranzitul internaţional şi distribuţia de gaze şi controla societăţile care se ocupau de aceste activităţi: Exprogaz-Mediaş S.A, Exprogaz-Târgu Mureş, Exprogaz Ploieşti S.A, Distrigaz Sud S.A. şi Distrigaz Nord S.A. Totodată, Romgaz era şi operatorul tehnic al sistemului naţional de transport gaze naturale şi dispecerul sistemului. În anul 2000, odată cu înfiinţarea Autorităţii Naţionale de Reglementare a Gazelor Naturale, se preia de la Romgaz responsabilitatea elaborării şi aplicării politicii statului român în domeniul 25 %20[no%20track]%20new.pdf 26 Eurostat. 27 Eurostat. 28 Hotărâre nr. 491 din 14 august 1998 privind infiinţarea Societăţii Naţionale de Gaze Naturale Romgaz S.A. 71

72 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România gazelor naturale, în vederea asigurării unei echidistanţe între consumatori, furnizori, producători şi operatori. Începând cu acest moment, sectorul gazelor naturale a fost supus unui proces de restructurare având ca obiective: procesul de reorganizare a întreprinderilor din sector vizând separarea contabilă, legală, funcţională şi organizatorică a activităţilor reglementate din sectorul gazelor naturale, respectiv furnizarea gazelor naturale, transportul gazelor naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale, distribuţia gazelor naturale, tranzitul gazelor naturale, diminuarea concentrării producţiei de gaze naturale şi a importului prin acordarea de licenţe si autorizaţii unui număr din ce în ce mai mare de societăţi, reglementarea accesului nediscriminatoriu al terţilor la sistemul de transport. În acest context, prin reorganizarea Romgaz 29, au fost înfiinţate o serie de societăţi comerciale cu obiect de activitate distinct în sectorul gazelor naturale, controlate tot de statul român: Transgaz S.A, Exprogaz S.A., Distrigaz Nord S.A., Distrigaz Sud S.A. şi Depogaz S.A. Odată cu restructurarea celei mai mari companii din sector a început practic restructurarea întregului sector al gazelor naturale, fiind create premisele pentru iniţierea procesului de privatizare. Principalele privatizări din sectorul gazelor naturale au fost: 2004 SN Petrom SA/OMV Petrom SA 2005 SC Distrigaz Nord SA/E.ON Ruhrgas 2005 SC Distrigaz Sud SA/Gaz de France Ulterior, societăţile ce au preluat activitatea de distribuţie au parcurs procesul de separarare legală şi contabilă a activităţii de furnizare de cea de distribuţie, în scopul asigurării unui grad mai mare de transparenţă pe piaţa gazelor naturale din România. Astfel, au fost realizate schimbări structurale importante în sectorul gazelor naturale, pornindu-se de la un sistem monopolist, integrat vertical, la un sistem descentralizat, caracterizat prin separarea activităţilor de producţie de cele de reţea, transport, respectiv de distribuţie. Perioada scursă de la debutul privatizării sectorului gazelor în România până în prezent este una în care au continuat schimbările de reglementare, astfel încât să fie parcurs întregul proces de liberalizare, pentru a atinge obiectivele politice globale de reducere a emisiilor, asigurarea securității în aprovizionare și îmbunătățirea accesibilității prețurilor, obiective prevăzute în directivele europene. 3.3 Caracteristici structurale determinante pentru funcţionarea pieţei gazelor naturale Piaţa gazelor naturale din România este caracterizată de câteva elemente mai puţin întâlnite în alte pieţe europene de gaze naturale, elemente care au o influenţă majoră asupra comportamentului operatorilor din piaţă. 29 Hotărârea nr. 334/2000 privind reorganizarea Societăţii Naţionale de Gaze Naturale Romgaz - S.A. 72

73 Infrastructură limitată de export Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România Interconectările SNT, existente la momentul actual permit într-o foarte mică măsură exportul fizic. Practic, din cele trei puncte de interconectare ale SNT, cu Ucraina, Ungaria şi Bulgaria, numai la punctul de interconectare cu Ungaria este permis fluxul în sens invers fluxului fizic (export fizic). În anul 2015, a devenit funcţională interconectarea cu Republica Moldova prin gazoductul Iaşi - Ungheni, gazoduct ce are o capacitate de 1,5 mld mc/an. În absenţa interconectărilor fizice care să permită exportul, producătorii de gaze naturale au fost şi sunt captivi pieţei locale, acesta fiind singura opţiune pentru comercializarea gazelor extrase. Diferenţe de consum vară-iarnă O altă caracteristică a pieţei gazelor naturale este variaţia mare a consumurilor în perioadele de iarnă faţă de cele înregistrate vara. Conform datelor furnizate de operatori din piaţă 30, în timp ce în sezonul rece cererea depășește producția, pe perioada verii consumul de gaze naturale scade către 50% din nivelul producției interne, aceasta fiind relativ stabilă pe parcursul întregului an. Spre exemplu, producția internă curentă în luna august 2015 a fost de MWh, iar cererea din partea sectoarelor noncasnic și casnic (inclusiv producătorii de energie termică pentru populație) s-a situat la un nivel de MWh. Existenţa unei astfel de fluctuaţii a consumului intern şi lipsa condiţiilor tehnice pentru exportul de gaze naturale generează, în perioadele cu cerere redusă, dificultăţi la nivelul producătorilor în a-şi asigura vânzarea producţiei curente, singura alternativă - excluzând oprirea producţiei fiind aceea de înmagazinare în depozite a cantităţilor extrase, ceea ce conduce în final la un preţ mai ridicat al produsului. 3.4 Liberalizarea pieţei gazelor naturale Piaţa gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, când gradul iniţial de deschidere a pieţei interne a fost de 10% din consumul total aferent anului 2000, ajungându-se în anul 2006 la un grad de deschidere a pieţei de gaze naturale de 75%. Odată cu demararea procesului de aderare la Uniunea Europeană, România a fost nevoită să stabilească un calendar clar de liberalizare a activităţilor din sectorul energetic etapele fiind cuprinse în angajamentele pe care România şi le asumase în faţa Comisiei Europene. În acest sens, a fost stabilit un calendar de liberalizare a pieţei gazelor naturale, care a vizat, în principal, creşterea etapizată a numărului consumatorilor care au posibilitatea de a-şi alege liberi de unde şi de la cine să îşi procure gazele naturale necesare consumului, concomitent cu elaborarea unui cadru de reglementare potrivit în acest sens. Pe de altă parte, liberalizarea a presupus şi dereglementarea preţurilor plătite de către consumatori pentru achiziţionarea de gaze naturale. Din punct de vedere legal, procesul de liberalizare a pieţei de gaze naturale din România a fost finalizat la 1 ianuarie când piaţa a fost integral liberalizată. Evoluția gradului real anual de deschidere a pieței interne de gaze naturale este prezentată în graficul nr [...] 31 Hotărârea nr. 638/2007 privind deschiderea integrală a pieţei de energie electrică şi de gaze naturale. 73

74 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România Grafic nr % 60.00% 50.00% 40.00% 30.00% 20.00% 10.00% 0.00% Gradul anual de deschidere a pieţei interne în perioada % 54.05% 56.47% 56.41% 55.64% 54.61% 54.21% 56.99% 66.57% Sursa: Rapoarte ANRE În anul 2015 se remarcă o creștere cu aproximativ zece puncte procentuale a gradului real de deschidere a pieței de gaze naturale comparativ cu anul 2014, ajungând la circa 67% din consumul total. Această creştere este datorată liberalizării integrale a pieţei gazelor naturale pentru consumatorii noncasnici la 1 ianuarie Din punct de vedere legal, România a îndeplinit condiţiile stabilite prin directivele europene în domeniu 32 (1998, 2003, 2009), în sensul că a creat mecanismele şi adaptează permanent legislaţia necesară parcurgerii etapelor spre liberalizare. Liberalizarea integrală a pieţei înseamnă că, din punct de vedere legal, toţi consumatorii de gaze naturale au posibilitatea să îşi aleagă în mod liber furnizorii (dintre cei licenţiaţi de ANRE) şi să negocieze direct contracte de vânzare-cumpărare cu aceştia. Dacă în ceea ce priveşte implementarea conceptului de eligibilitate (posibilitatea de alegere liberă a furnizorului), s-a ajuns ca în luna iulie 2007 toţi consumatorii să poată fi eligibili din punct de vedere legal, indiferent de statut, rezidenţial sau industrial, în ceea ce priveşte preţurile, evoluţia dereglementării a fost una greoaie. Dintre factorii care au influenţat această evoluţie se pot menţiona producţia internă insuficientă pentru consum, existenţa unui mecanism nestimulativ de reglementare a preţului, o putere scăzută de cumpărare a consumatorilor. Liberalizarea pieţei interne a gazelor naturale pentru consumatorii noncasnici s-a realizat la 1 ianuarie 2015 (cu excepţia producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea energiei termice destinată consumului populaţiei). Din numărul total de clienți finali de gaze naturale, 5,24% au fost clienți noncasnici și 94,76% clienți casnici. Anul 2015 a fost primul an de funcţionare integrală a pieţei gazelor naturale, în regim concurenţial, pentru consumatorii noncasnici, circa de consumatori noncasnici intrând în piaţa liberă la 1 ianuarie În anul 2015, numărul total de clienți eligibili a fost de Comparativ cu anul 2014, când încă mai existau clienţi noncasnici în regim reglementat, numărul total de clienți eligibili a crescut, după cum urmează: 32 Directiva 1998/30/CE, Directiva 2003/55/CE, Directiva 2009/73/CE 74

75 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România Grafic. nr.4 Evoluţie număr clienţi eligibili 188, , , ,000 50, , Sursa: Rapoarte ANRE Astfel, ca urmare a procesului de liberalizare din sectorul gazelor naturale, segmentul pieţei concurenţiale a crescut pe măsură ce consumatorii au trecut din zona reglementată în cea concurenţială. Continuarea procesului de liberalizare trebuie realizată astfel încât să se ţină cont de necesitatea protejării unei categorii însemnate de consumatori casnici, în contextul efectelor generate de alinierea prețului gazelelor naturale din producţia internă la nivelul prețurilor practicate pe piețele europene şi ţinând cont de următorii factori: scăderea constantă a consumului de gaze naturale, din cauza declinului consumului industrial dar şi datorită programelor de eficienţă energetică aplicate de către ambele categorii de consumatori, casnici şi non-casnici; scăderea cererii de gaze naturale a producătorilor de energie electrică, pe fondul intrării pe piaţă a capacităţilor de producţie din surse regenerabile; procesul de dereglementare pentru consumatorii casnici, prevăzut a fi realizat până la data de 30 iunie 2021, conform prevederilor stipulate de Legea123/2012; gradul redus de suportabilitate la nivelul clienților casnici, în ceea ce privește prețurile gazelor naturale; necesitatea unei abordări prudente din partea autorităților publice în susținerea procesului de liberalizare a furnizării gazelor naturale fără a fi produse efecte negative majore la nivelul consumatorilor casnici; schimbările neprevăzute de pe piața resurselor energetice primare, începând cu declinul abrupt al prețurilor la țiței din ultima perioadă, care a generat o conjunctură deosebită în piața românească de gaze naturale, unde prețurile administrative stabilite în conformitate cu prevederile legale, dar și cu acceptul Comisiei Europene și al instituțiilor financiare internaționale, au devenit comparabile și, uneori, chiar mai mari față de prețurile pieței. 3.5 Structura sectorului de gaze naturale Conform prevederilor Legii nr. 123/2012, piaţa de gaze naturale este compusă din piaţa reglementată (cuprinzând activităţile cu caracter de monopol natural, cele aferente operării 75

76 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România terminalului GNL, activităţile conexe acestora şi furnizarea la preţ reglementat) şi piaţa concurenţială, cuprinzând tranzacţiile de gaze naturale angro şi cu amănuntul. Activităţile aferente pieţei reglementate cuprind: furnizarea gazelor naturale la preţ reglementat şi în baza contractelor cadru până la 30 iunie 2021 pentru clienţii casnici; furnizarea de ultimă instanţă a gazelor naturale; transportul gazelor naturale; transportul gazelor prin conductele de alimentare din amonte, conform prevederilor condiţiilor de valabilitate a licenţei; înmagazinarea subterană a gazelor naturale; stocarea gazelor naturale în conductă; distribuţia gazelor naturale şi a biogazului/biometanului; activităţile conexe desfăşurate de către operatorii licenţiaţi; activităţile aferente operării terminalului GNL. Pentru activităţile aferente pieţei reglementate, preţurile şi tarifele se stabilesc pe baza metodologiilor aprobate şi publicate de ANRE. Pe piaţa concurenţială, tranzacţiile comerciale cu gaze naturale pot fi realizate angro sau cu amănuntul, iar preţurile se formează pe baza cererii şi a ofertei, ca rezultat al mecanismelor concurenţiale. Mai departe, prezentăm structura sectorului gazelor naturale din România, din punct de vedere al fluxurilor fizice: 76

77 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România PRODUCĂTORI DE GAZE IMPORTATORI DE GAZE S.N.T.G.N TRANSGAZ S.A. (Operator al sistemului de transport) OPERATORI SISTEME DE DISTRIBUŢIE OPERATORI SISTEME DE ÎNMAGAZINARE CONSUMATORI RACORDAŢI LA CONDUCTE DIN AMONTE CONSUMATORI RACORDAŢI LA SISTEME DE DISTRIBUŢIE CONSUMATORI RACORDAŢI DIRECT LA SNT În sectorul gazelor naturale, diferitele surse de gaze naturale (producţie internă, import, înmagazinare) sunt transportate către consumatori prin conducte de transmisie de presiune înaltă (sistemul naţional de transport) și prin conducte de joasă presiune (sistemul de distribuție). În prezent, numărul participanților în sectorul gazelor naturale din România, deși redus pe anumite segmente, a crescut constant pe măsura liberalizării pieței, mai ales la nivelul furnizării de gaze naturale în regim concurenţial. În perioada , numărul participanţilor a evoluat astfel: 77

78 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România Tabel nr.1 An/nr.operatori SNT Producători Înmagazinare Furnizori în regim Furnizori în regim Distribuţie reglementat concurenţial * 79 38* Sursa: Rapoarte ANRE *începând cu În funcţie de activităţile desfăşurate, sectorul are următoarea structură: Explorare, dezvoltare, producţie Furnizare Piaţa centralizată de tranzacţionare Transport Înmagazinare Distribuţie Activităţile de explorare, dezvoltare şi producţie Activităţile de explorare, dezvoltare şi producţie reprezintă ansambul operaţiunilor realizate pentru cunoaşterea condiţiilor geologice de acumulare, identificarea zăcămintelor, evaluarea cantitativă şi calitativă a acestora, determinarea condiţiilor tehnice şi economice de valorificare şi în final, valorificarea comercială a zăcămintelor. Pe acest palier, numărul participanţilor nu s-a modificat semnificativ în timp. În prezent, cei mai importanţi producători sunt Romgaz și OMV Petrom, fiind urmaţi de Amromco Energy, Stratum Energy, Foraj Sonde şi Raffles Energy Activitatea de furnizare a gazelor naturale Activitatea de furnizare a gazelor naturale este activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale către clienţi. Din punct de vedere al structurii, acestă activitate se desfăşoară în regim reglementat şi în regim concurenţial, iar comercializarea gazelor naturale se face angro sau cu amănuntul. În segmentul reglementat, preţurile sunt stabilite de către autoritatea de reglementare. În segmentul concurenţial, preţurile se formează pe baza cererii şi a ofertei, ca rezultat al mecanismelor concurenţiale. Comercializarea gazelor pe piaţa concurenţială se face prin contracte bilaterale şi/sau pe pieţele centralizate. Aşa cum se observă din tabelul de mai sus, există o modificare importantă în ceea ce priveşte numărul furnizorilor de gaze naturale în regim concurenţial, fapt datorat procesului de liberalizare ce a determinat o creştere a segmentului pieţei în regim concurenţial pe măsură ce consumatorii au trecut din zona reglementată în cea concurenţială. În mod tradiţional, principalii furnizori de gaze naturale sunt societăţile ce provin din fostele monopoluri de stat respectiv Romgaz, OMV Petrom Gas, EON Energie România şi Engie România. 78

79 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România Piaţa centralizată de tranzacţionare Piaţa centralizată de tranzacţionare reprezintă cadrul organizat de desfăşurare a tranzacţiilor cu gaze naturale între diverşi operatori economici, intermediate de un operator al pieţei de gaze naturale, pe baza unor reguli specifice aprobate de autoritatea competentă. Aceasta asigură accesul nediscriminatoriu la cantităţile de gaze naturale disponibile pe piaţă prin intermediul unui cadru organizat pentru tranzacţionarea centralizată în regim concurenţial a gazelor naturale. Operatorul pieţei de gaze naturale este persoana juridică ce asigură organizarea şi administrarea pieţelor centralizate, cu excepţia pieţei de echilibrare, în vederea tranzacţionării de gaze naturale pe termen scurt, mediu şi lung. În prezent, în sectorul gazelor naturale îşi desfăşoară activitatea doi operatori, BRM şi OPCOM, titulari ai licenţei de administrare a pieţei centralizate, care organizează şi administrează în condiţii de transparenţă, obiectivitate şi nediscriminare tranzacţiile derulate pe piaţa centralizată de gaze naturale Transportul gazelor naturale Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes național, fiind inclusă în segmentul reglementat al pieței interne de gaze naturale. Prestarea serviciului de transport intern desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate pentru şi în legătură cu rezervarea capacităţii de transport şi transportul prin SNT al cantităţilor determinate de gaze naturale. Serviciul de transport este prestat în regim de monopol natural pe bază de tarif stabilit de către ANRE. Transportul cantităţilor de gaze naturale se realizează de la punctele de predare/preluare comercială de la intrarea în SNT până la punctele de predare/preluare comercială de la ieşirea din SNT. Transgaz este operatorul de transport şi de sistem al sistemului naţional de transport al gazelor naturale 33 şi răspunde de funcţionarea acestuia în condiţii de calitate, siguranţă, eficienţă economică şi protecţie a mediului. Scopul Transgaz este îndeplinirea strategiei naționale stabilite pentru transportul intern şi internaţional al gazelor naturale, şi dispecerizarea gazelor naturale. Acesta operează SNT în baza Acordului de Concesiune încheiat cu Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) valabil până în anul 2032, sistemul naţional de transport gaze naturale aparţinând domeniul public al statului Înmagazinarea gazelor naturale Înmagazinarea reprezintă ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de operatorul de înmagazinare pentru sau în legătură cu rezervarea capacităţii de înmagazinare în depozitele subterane şi pentru injecţia, depozitarea sau extracţia din aceste capacităţi a unor cantităţi determinate de gaze naturale. Activitatea de înmagazinare a gazelor naturale este inclusă în segmentul reglementat al pieței interne de gaze naturale. Accesul la înmagazinare are o importanță fundamentală întrucât asigură continuitatea furnizării gazelor naturale. Astfel, sunt preluate vârfurile de consum orare şi sezoniere, provocate de caracterul fluctuant al cererii de gaze şi de posibilităţile de extracţie şi de import. 33 Ordinul ANRE nr. 72/2014 privind aprobarea certificării Societăţii Naţionale de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. ca operator de transport şi de sistem al Sistemului naţional de transport al gazelor naturale. 79

80 Capitolul III Evoluţia sectorului gazelor naturale din România Principalii operatori de înmagazinare sunt Romgaz şi Depomureş. Capacitatea totală a depozitelor operate de Romgaz este de aproximativ 3 mld. mc/ciclu. Depomureş operează un singur depozit cu o capacitate de înmagazinare de circa 300 milioane mc/ciclu gaze naturale Distribuţia gazelor naturale Distribuţia reprezintă activitatea de vehiculare a gazelor naturale printr-un sistem de conducte de distribuţie pentru a fi furnizate clienţilor, dar fără a include furnizarea. Sistemul de distribuţie este compus din conducte, branşamente, staţii şi posturi de reglare cu sau fără măsurare, sisteme de măsură, aparate şi accesorii, care funcţionează la presiunea de lucru de până la 6 bari inclusiv, cu excepţia instalaţiei de utilizare, asupra cărora operatorul licenţiat intervine prin lucrări specifice şi reglementate de revizii, verificări, intervenţii în caz de avarii etc. Accesul la sistemul de distribuţie a gazelor naturale se realizează în regim reglementat, conform Hotărârii nr din 1 iulie 2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul la Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, a Regulamentului privind accesul la sistemele de distribuţie a gazelor naturale şi a Regulamentului privind accesul la conductele de alimentare din amonte. Accesul la sistemul de distribuţie are două componente: rezervarea de capacitate şi racordarea la sistem. Rezervarea de capacitate reprezintă capacitatea pe care distribuitorul se obligă să o menţină la dispoziţia beneficiarului, în orice moment pe toată perioada de valabilitate a contractului, fiind stabilită în funcţie de cantitatea maximă solicitată de beneficiar şi acceptată de distribuitor pentru a fi vehiculată prin sistemul de distribuţie într-o oră; este exprimată în mc/oră. Racordarea la sistem presupune realizarea unei noi instalaţii de racordare (prin instalaţie de racordare se înţelege instalaţia realizată între punctul de racordare la sistemul de distribuţie şi punctul de delimitare, fiind compusă din branşament şi postul/staţia de reglare măsurare). Istoric, distribuția gazelor naturale e dominată de două companii, E.ON Distribuție România şi Distrigaz Sud Rețele, fiecare având un număr de circa de abonați clienţi casnici 34. Cele două companii sunt succesoare ale fostelor monopoluri Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud. 34 Comunicat ANRE 80

81 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile CAPITOLUL IV - SURSELE DE APROVIZIONARE ŞI EXPORTURILE 4.1 Producţia gazelor naturale din România Aspecte generale privind activităţile din segmentul upstream de gaze naturale Activităţile de explorare şi exploatare a gazelor naturale sunt reglementate de Legea petrolului nr. 238/2004, cu modificările şi completările ulterioare, (denumită, în continuare, Legea petrolului ) şi sunt denumite generic, în industria de specialitate, activităţi de upstream. Activităţile de upstream se desfăşoară onshore (pe uscat) sau offshore (în subsolul platoului continental al mării). Potrivit Legii petrolului, resursele de petrol situate în subsolul ţării şi al platoului continental românesc al Mării Negre, delimitat conform principiilor dreptului internaţional şi convenţiilor internaţionale la care România este parte, fac obiectul exclusiv al proprietăţii publice şi aparţin statului român. Petrolul reprezintă substanţele minerale combustibile constituite din amestecuri de hidrocarburi naturale, acumulate în scoarţa terestră şi care, în condiţii de suprafaţă, se prezintă în stare gazoasă, sub formă de gaze naturale, sau lichidă, sub formă de ţiţei şi condensat. Gazele naturale cuprind gazele libere din zăcăminte de gaz metan, gazele dizolvate în ţiţei, cele din capul de gaze asociat zăcămintelor de ţiţei, precum şi gazele rezultate din extracţia amestecurilor de gaz condensat. În Legea petrolului şi în Normele metodologice pentru aplicarea Legii petrolului, sunt definite principalele noţiuni utilizate în actele normative şi licenţele eliberate pentru activităţile de explorare şi exploatare a gazelor naturale, după cum urmează: - zăcământ - o acumulare naturală de petrol, caracterizată, de regulă, printr-un sistem unitar hidrodinamic, localizată în limitele unei structuri; - zăcământ comercial - acumularea sau ansamblul acumulărilor naturale de petrol a căror valorificare unitară este justificată din punct de vedere tehnic şi economic; - resursă geologică de petrol - totalitatea cantităţilor sau volumelor de petrol din acumulările naturale descoperite şi a celor presupuse a fi descoperite prin viitoarele operaţiuni petroliere; - rezervă de petrol - partea din resursa geologică estimată ca putând fi extrasă în condiţiile tehnice şi economice existente la data la care a fost calculată. Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) gestionează resursele de petrol, resursele minerale şi fondul geologic naţional. ANRM are următoarele atribuţii principale: negociază şi stabileşte, împreună cu ceilalţi concedenţi ai domeniului public al statului, clauzele şi condiţiile acordurilor petroliere, încheie astfel de acorduri şi reglementează derularea operaţiunilor petroliere prin norme, regulamente şi instrucţiuni tehnice emise în aplicarea actelor normative în vigoare. 81

82 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Evaluarea resurselor geologice şi a rezervelor de petrol se face prin studii întocmite pentru date de referinţă. După gradul de certitudine ce li se poate atribui, rezervele pot fi clasificate în următoarele categorii: dovedite, probabile şi posibile. Clasificarea rezervelor în categorii, după gradul de certitudine, şi în grupe, după mecanismul şi sursa de energie de dislocare a petrolului, subclasificări după alte criterii, precum şi condiţiile tehnice de clasificare în categorii şi grupe, respectiv conţinutul-cadru al studiilor de evaluare a resurselor geologice şi a rezervelor, se fac prin instrucţiuni tehnice emise de ANRM. În baza rezervelor confirmate, a mişcării anuale a resurselor geologice şi a rezervelor prin lucrări efectuate, raportate de titularii acordurilor petroliere, ANRM constituie fondul naţional de resurse geologice/rezerve de petrol (FNR/FNRP). Acesta reprezintă totalitatea resurselor/rezervelor evidenţiate şi înregistrate de către autoritatea competentă pentru fiecare tip de resursă de petrol a ţării, determinate conform reglementărilor specifice. În conformitate cu Legea petrolului, operaţiunile petroliere se realizează de către persoane juridice, române sau străine, în condiţiile legii, numai în cadrul unor perimetre stabilite în acest scop de ANRM. Perimetrele sunt ofertate prin apel public de ofertă de ANRM în Runda de licitaţie. Lista acestora este aprobată prin Ordinul Preşedintelui ANRM care este publicat, atât în Monitorul Oficial al României, cât şi în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, şi este postat pe pagina de internet a ANRM. Tot pe pagina de internet poate fi accesat şi modelul de acord petrolier care este folosit la negocierea şi încheierea contractului cu firmele declarate câştigătoare. Evaluarea ofertelor depuse, a capacităţii tehnice, precum şi a celei financiare a ofertanţilor se realizează conform Normelor metodologice pentru aplicarea Legii petrolului nr. 238/2004, aprobate prin HG nr. 2075/2004, cu modificările şi completările ulterioare. Astfel, operaţiunile petroliere onshore şi offshore se desfăşoară în baza acordurilor petroliere încheiate cu ANRM, după aprobarea acestora prin Hotărâre a Guvernului. Începând cu momentul încheierii acordului petrolier şi până la momentul obţinerii producţiei de hidrocarburi, în baza reglementărilor specifice (Legea petrolului, Normele metodologice de aplicare a Legii petrolului, aprobate prin HG nr. 2075/2004, modelul de acord de concesiune de explorare, dezvoltare, exploatare petrolieră), se efectuează o serie de operaţiuni în anumite etape ce trebuie parcurse de operatorii din segmentul upstream de gaze naturale. În faza de explorare, reprezentând prima etapă din ciclul operaţiunilor petroliere, titularul de acord petrolier realizează un ansamblu de studii şi operaţiuni în vederea cunoaşterii condiţiilor geologice de acumulare a petrolului, cuprinzând identificarea zăcămintelor, evaluarea cantitativă şi calitativă a acestora, precum şi determinarea condiţiilor tehnice şi economice de valorificare a resurselor. Programul minimal de explorare (după caz, programul opţional de explorare) este aprobat de ANRM prin aviz în cadrul programului anual de lucrări. Operaţiunile specifice fazei de explorare sunt: 1) Achiziţia de date seismice - aviz ANRM pentru fiecare proiect în parte; - acord de mediu; 82

83 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile 2) Forajul sondelor de explorare şi explorare-evaluare - aviz ANRM pentru fiecare sondă în parte; - autorizaţie de construire; - acord de mediu; 3) Studii de specialitate. Faza de dezvoltare reprezintă ansamblul lucrărilor care constau în realizarea sondelor de exploatare, construirea, montarea, reabilitarea şi modernizarea instalaţiilor specifice, conductelor colectoare, conductelor magistrale, echipamentelor şi a altor utilităţi necesare extracţiei, tratării, stocării şi transportului petrolului. Faza de dezvoltare începe de la data aprobării proiectului de exploatare, pe baza rezervelor confirmate şi a declarării caracterului comercial al zăcământului. Operaţiunile specifice fazei de dezvoltare sunt: 1) Studiul de evaluare resurse şi rezerve, planul de dezvoltare, proiectul de exploatare - încheiere emisă de ANRM pentru confirmare resurse, rezerve, aprobare proiect de exploatare; 2) Forajul sondelor de exploatare - aviz ANRM pentru fiecare sondă în parte; - autorizaţie de construire; - acord de mediu; 3) Construirea instalaţiilor de suprafaţă şi a conductelor - autorizaţie de construire; - acord de mediu; - autorizaţie de înfiinţare a conductei din amonte emisă de ANRE; - acord de acces la SNT emis de Transgaz. Faza de exploatare (producţie) semnifică ansamblul de lucrări efectuate la şi de la suprafaţă pentru extragerea petrolului, colectarea, tratarea, transportul, precum şi tranzitul acestuia prin conductele magistrale, în vederea realizării unor scopuri economice prin folosirea şi punere în valoare a acestuia. Proiectul de exploatare stă la baza lucrărilor de dezvoltare şi a celor de exploatare, iar începerea operaţiunilor trebuie autorizată de către ANRM. Pentru această activitate mai sunt necesare următoarele autorizări/licenţe: - autorizaţie de mediu; - licenţă pentru operarea conductei din amonte, emisă de ANRE; - licenţă pentru furnizarea gazelor naturale, emisă de ANRE. 83

84 Redevenţe petroliere Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Conform prevederilor art. 2 din Legea petrolului, redevenţa petrolieră reprezintă suma datorată de către titularii acordurilor petroliere bugetului de stat, în condiţiile legii, pentru exploatarea unui zăcământ petrolier şi a bunurilor aflate în domeniul public, în scopul transportului şi tranzitului petrolului pe conducte magistrale, precum şi operării terminalelor petroliere. Redevenţa petrolieră se stabileşte astfel: a) o cotă procentuală din valoarea producţiei brute extrase, pentru operaţiunile petroliere de exploatare a zăcămintelor petroliere, după cum urmează: Redevenţa (%) Producţia brută (10 6 mc/trimestru) 3,5 sub 10 7,5 între 10 şi 50 9 între 50 şi peste 200 Tabel nr. 2 b) o cotă de 10% din valoarea veniturilor brute realizate din operaţiuni petroliere de transport şi tranzit al petrolului prin sistemele naţionale de transport al petrolului, precum şi din operaţiunile petroliere efectuate prin terminalele petroliere aflate în proprietatea publică a statului; c) o cotă de 3% din valoarea venitului brut realizat din operaţiunile de înmagazinare subterană a gazelor naturale. Redevenţa petrolieră este datorată din ziua începerii operaţiunilor petroliere şi este plătibilă trimestrial, cu scadenţa la data de 25 a primei luni a trimestrului următor. Activitatea offshore Având în vedere creşterea exponenţială a operaţiunilor petroliere şi gaziere offshore şi faptul că nu existau reglementări specifice, la jumătatea anului 2015 Ministerul Energiei a pregătit un proiect de lege având ca obiect siguranţa operaţiunilor petroliere offshore, proiect ce transpune Directiva 2013/30/CE privind siguranţa operaţiunilor petroliere şi gaziere offshore. Proiectul s-a concretizat în Legea nr. 165/2016 privind siguranţa operaţiunilor petroliere offshore. Obiectivul directivei, transpus şi în legea română, constă în reducerea, în măsura posibilului, a apariţiei accidentelor majore legate de operaţiunile petroliere şi gaziere offshore şi limitarea consecinţelor acestora, sporind astfel nivelul de protecţie a mediului marin şi a activităţilor economice de coastă împotriva poluării, stabilind condiţii minime pentru desfăşurarea în siguranţă a activităţilor de explorare şi exploatare offshore a petrolului şi gazelor, limitând posibilele perturbări cu privire la producţia indigenă de energie a Uniunii Europene şi îmbunătăţind mecanismele de intervenţie în cazul unui accident. Legea prevede înfiinţarea unei autorităţi administrative specializate, respectiv Autoritatea Competentă de Reglementare a Operaţiunilor Petroliere Offshore la Marea Neagră (ACROPOMN), separat de ANRM, cu atribuţii specifice în domeniul prevenirii accidentelor majore. 84

85 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Acordurile petroliere se semnează în continuare cu ANRM, potrivit metodologiei privind semnarea acordului petrolier offshore cu titularul licenţei, iar titularul acordului petrolier offshore desemnează operatorul, cu acordul ANRM. Un aspect important al legii, având în vedere necesitatea respectării prevederilor cu privire la siguranţa operaţiunilor offshore, este acela că ANRM poate ridica obiecţii justificate la numirea operatorului şi poate cere titularului de acord petrolier numirea altui operator sau ca titularul să îşi asume integral responsabilităţile operatorului. În cazul în care, pe durata operaţiunilor offshore, ACROPOMN stabileşte că operatorul nu mai are capacitatea de a respecta cerinţele relevante asumate, ACROPOMN informează ANRM. Titularul de acord petrolier propune de îndată ANRM un alt operator Situaţia zăcămintelor de gaze naturale exploatate în România Resursele geologice onshore de gaze naturale sunt mai scăzute decât cele de țiței, fiind estimate la 700 mld. mc, însă rezervele de gaze (dovedite, probabile și posibile) sunt mai mari, fiind estimate la 150 mld. mc. Producția totală de gaze naturale din ultimii 50 de ani a fost de aproximativ mld. mc, iar gradul de epuizare a zăcămintelor este de aproximativ 90% 35. Presupunând o producție medie anuală la nivelul actual (situație standard pentru care se calculează raportul rezervelor la producție, R/P ratio) de aproximativ 11 mld. mc gaze naturale, rezervele ar fi suficiente pentru o perioadă de aproximativ de ani. Însă, în lipsa unor noi descoperiri sau a dezvoltării de noi zăcăminte, respectiv a investițiilor în creșterea gradului de recuperare a hidrocarburilor din zăcămintele în exploatare, producția medie anuală va continua, de fapt, să scadă. Tendința ar putea fi accentuată de prețul scăzut al țițeiului pe piața mondială, care reduce fezabilitatea economică a investițiilor în zăcămintele mature din România 36. România va continua să consume cantități însemnate de gaze naturale și produse petroliere în următoarele decenii. Prin urmare, dacă situația descrisă mai sus s-ar materializa, gradul de dependență de importuri pentru acoperirea consumului intern de țiței și gaz natural ar crește vertiginos, cu impact negativ asupra securității energetice și a balanței comerciale. Dar situația este improbabilă, deoarece companiile cu activități de explorare și producție a resurselor de țiței și gaze naturale sunt interesate să investească atât în prelungirea duratei de viață a zăcămintelor existente, cât și în dezvoltarea de noi zăcăminte. Măsura în care acest lucru va fi realizat depinde atât de factori internaționali, precum prețul țițeiului și al gazului natural, precum și de factori interni, precum cadrul fiscal și de reglementare. Interesul statului pentru atingerea și menținerea unui ritm susținut în activitatea de explorare trebuie reflectat, prin organizarea de către ANRM a unor noi runde de licitații pentru perimetrele disponibile. Pe termen scurt și mediu, rezervele de gaze naturale pot fi majorate prin introducerea de noi tehnologii, care să conducă la creșterea gradului de recuperare în zăcămintele existente, iar pe termen mediu și lung, prin dezvoltarea proiectelor de explorare a zonelor de adâncime mai mare de m, a celor onshore cu geologie complicată și a zăcămintelor 35 Stategia Energetică a României , cu perspectiva anului 2050, Raport al sesiunii de lucru Țiței, produse petroliere și gaz natural. 36 Idem. 85

86 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile offshore din Marea Neagră. Deocamdată însă, în condițiile menținerii prețului petrolului la un nivel scăzut, interesul investitorilor pentru realizarea investițiilor necesare este diminuat 37. Industria producţiei de gaze din România are o istorie de peste 100 de ani. Piaţa de gaze onshore este una matură, cu exploatare din peste 400 de zăcăminte, marea majoritate mici și fragmentate, necesitând utilizarea tehnologiilor specializate adaptate pentru acoperirea cererii locale și pentru asigurarea independenţei energetice. România are cel mai mare număr de sonde active din Europa (peste de sonde active), ceea ce se traduce și în cea mai mică productivitate pe sondă din Europa (21 de barili/sondă/zi), cu un cost de operare de 17 USD/bep (baril echivalent petrol) 38. Pentru menţinerea unui nivel de producţie stabil este nevoie de investiţii constante. În fazele de explorare și dezvoltare, identificarea și exploatarea de noi zăcăminte necesită investiţii masive de capital. De asemenea, creșterea factorului de recuperare a zăcămintelor mature aflate deja în exploatare este un proces complex din punct de vedere tehnic, care necesită tehnologii adaptate și investiţii suplimentare. Valoarea estimată a investițiilor anuale necesare în sectorul onshore de explorare și producție a țițeiului și a gazelor naturale din România, pentru a pune în funcțiune sonde noi de producție sau pentru a investi în tehnologia deja existentă cu scopul de a crește ratele de recuperare a zăcămintelor mature de țiței și gaze naturale, este de aproximativ 1 miliard de euro. Această investiție de capital realizată anual este considerată obligatorie pentru a permite companiilor de explorare și producție să își mențină nivelul de producție și să acopere nivelul cererii și se presupune că acest capital va fi investit în acest scop pe parcursul anilor următori 39. O investiție medie de 1 miliard de euro în sectorul de explorare și producție a țițeiului și a gazelor naturale genereaza un impact direct și indirect de 2,3 miliarde de euro asupra economiei românești la nivelul PIB-ului si un impact indus asupra valorii economice de încă aprox. 900 milioane de euro 40. De asemenea, investiția specificată generează un impact direct și indirect de aproximativ de locuri de muncă în sectorul de explorare si producţie a ţiţeiului şi a gazelor naturale și în cadrul lanțului său de aprovizionare și un impact indus de aproximativ de locuri de muncă nou create sau menținute Prezentarea principalilor titulari de acorduri petroliere În perioada , producţia extrasă în România este rezultatul aplicării acordurilor petroliere încheiate de statul român cu fiecare dintre următorii titulari: Romgaz, OMV Petrom, 37 Strategia Energetică a României , cu perspectiva anului 2050, Raport al sesiunii de lucru Țiței, produse petroliere și gaz natural. 38 Idem. 39 Sursa: Impactul industriei onshore de explorare și producție a țițeiului și a gazelor naturale asupra economiei românești, KPMG, februarie Sursa: Impactul industriei onshore de explorare și producție a țițeiului și a gazelor naturale asupra economiei românești, KPMG, februarie Sursa: Impactul industriei onshore de explorare și producție a țițeiului și a gazelor naturale asupra economiei românești, KPMG, februarie

87 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Amromco Energy, Raffles Energy, Foraj Sonde SA, Stratum Energy, Aurelian Oil&Gas, Lotus Petrol (fost Toreador), Wintershall Mediaş, Hunt Oil 42. În această perioadă au avut loc schimbări la nivelul titularilor de acorduri petroliere, astfel că în anul 2016 au avut activitate de producţie Romgaz, OMV Petrom, Amromco Energy, Raffles Energy, Foraj Sonde, Stratum Energy, Hunt Oil Company of Romania. La nivelul anului 2015, în România, au fost plătite redevenţe aferente unui număr de număr de 400 de zăcăminte de ţiţei şi gaze naturale, iar principalele companii care au activităţi de producţie sunt OMV Petrom (petrol şi gaze naturale) şi Romgaz (gaze naturale) 43. A. SNGN Romgaz SA 44 Romgaz este cel mai mare producător şi principal furnizor de gaze naturale din România. Acţionarul principal al companiei este statul român, cu o participaţie de 70%, urmat de Fondul Proprietatea SA, cu o participaţie de 10%, restul participaţiilor fiind deţinute de persoane fizice şi juridice. Statul român exercită controlul unic asupra Romgaz prin Ministerul Energiei, în baza prerogativelor conferite de dreptul de proprietate asupra majorităţii acţiunilor emise de societate. Compania este admisă la tranzacţionare din anul 2013 pe piaţa Bursei de Valori din Bucureşti şi a Bursei din Londra (LSE). Compania are o experienţă vastă în domeniul explorării şi producerii de gaze naturale, istoria sa începând acum mai bine de 100 de ani, în 1909, când a fost descoperit primul zăcământ de gaze naturale în Bazinul Transilvaniei la Sărmăşel. Activităţile de bază ale societăţii sunt explorarea şi exploatarea gazelor naturale din zăcămintele de gaze concesionate de Romgaz, comercializarea gazelor extrase din zăcămintele proprii şi a altor gaze achiziţionate în vederea revânzării şi înmagazinarea subterană a gazelor naturale. Romgaz exploata, la nivelul anului 2015, 154 de zăcăminte de gaze naturale, prin cele două sucursale Mediaş şi Tg. Mureş 45. Activitatea de explorare este susţinută în 9 perimetre de explorare-dezvoltare-exploatare onshore (aproximativ km² în Bazinul Transilvaniei, Moldova, Oltenia, Muntenia) cu cotă de participare de 100%, în scopul identificării de noi acumulări de petrol, evaluării acestora şi declarării ca zăcăminte comerciale, pentru a putea fi, în final, dezvoltate şi exploatate. De asemenea, Romgaz este co-titular al acordurilor petroliere în perimetre onshore de exploraredezvoltare-exploatare pe teritoriul României în zona Moldovei, în consorţiu cu alte companii [...] şi în două perimetre offshore în Marea Neagră [...]. Începând din anul 2000 Romgaz a descoperit acumulări de gaze, care contribuie cu peste 3,8 mld. mc producţie cumulativă, precum şi resurse necomerciale în 21 de descoperiri de aproximativ 19,4 mld. mc. 42 Titulari ai acordurilor petroliere care au avut producţie de gaze naturale în [...] 44 [...] 45 [...]

88 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Lucrările de explorare au constat în investigaţii seismice 3D+2D în Moldova, Muntenia şi Oltenia, forajul a 20 de sonde noi de explorare şi începerea forajului primei sonde în Marea Neagră, proiectate şi programate de către Romgaz în baza evaluării prospectivităţii arealelor geologice cu particularităţi specifice din cadrul perimetrelor concesionate. În ceea ce priveşte activitatea de producţie, Romgaz s-a concentrat 47 pe stoparea declinului de producţie, a cărui rată s-a stabilizat la 0,4% în ultimii 5 ani, prin aplicarea de noi tehnologii, instalarea compresoarelor de gaze şi reabilitarea producţiei, achiziţia de date seismice 3D, modelare dinamică şi statică şi producţie din noi descoperiri. Potrivit informaţiilor comunicate de companie, principalele bariere percepute în legătură cu activitatea de producţie sunt următoarele: [...] Barierele de intrare pe piaţa producerii de gaze naturale sunt legate de: obţinerea licenţelor, câştigarea licitaţiilor de perimetre cu obligaţiile stabilite de ANRM pentru acestea, program minim de lucrări, imposibilitatea legării sondelor cu gaze din cauza proprietarilor care nu-şi dau acordul de trecere etc. Lucrările de investiţii pentru realizarea infrastructurii de suprafaţă sunt permanent întârziate din motive legate în principal de imposibilitatea accesului la terenurile aparţinând proprietarilor, terenuri situate în zonele unde urmează să fie realizate instalaţiile de suprafaţă. Principalele dificultăţi cu care se confruntă societatea pe segmentul producţiei de gaze naturale în România: [...] Principalele greutăţi întâmpinate în etapa de obţinere a autorizaţiilor pentru realizarea investiţiilor sunt: - lipsa extraselor CF (lucrări de cadastru) la proprietarii terenurilor în proporţie de peste 80%; - schimbarea permanentă a legislaţiei; - interpretarea legilor în vigoare diferă de la instituţie la alta, fapt ce conduce la decalarea termenelor previzionate pentru obţinerea avizelor terenurilor solicitate; - termenul mare dintre hotărârea luată pentru un obiectiv şi primirea documentaţiilor de teren. B. OMV Petrom SA 48 OMV Petrom este cel mai mare grup petrolier integrat din Europa de Sud-Est, cu o producţie anuală de ţiţei şi gaze de 66 milioane bep în anul Grupul are o capacitate de rafinare de 4,5 milioane tone anual şi deține o centrală electrică de înaltă eficienţă de 860 MW şi un parc eolian de 45 MW. OMV AG Austria, deţine 51,01% din acţiunile OMV Petrom. Statul român, prin Ministerul Economiei, deţine 20,64% din capitalul social, Fondul Proprietatea 12,57% din acţiuni, iar 15,79% din acţiuni se tranzacţionează liber la Bursa de Valori Bucureşti [...] 49 La 20 octombrie 2016 s-a finalizat oferta publică secundară prin care Fondul Proprietatea a vândut 6,4% din deţinerea în OMV Petrom (sub formă de acţiuni şi GDR-uri). GDR-urile au fost admise la listare pe segmentul standard al listei oficiale a Autorităţii de Conduită Financiară a Regatului Unit (UK Financial Conduct Authority) şi 88

89 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile În România, activitatea de explorare, dezvoltare şi exploatare de gaze naturale este realizată de societatea OMV Petrom, prin divizia Explorare şi Producţie. Compania are încheiate o serie de acorduri petroliere cu ANRM pentru 239 de zăcăminte comerciale asociate de ţiţei şi gaze naturale, atât în calitate de unic titular, cât şi în calitate de co-titular [...]. C. Amromco Energy SRL 50 Amromco Energy reprezintă cel mai vechi și cel mai mare producător independent de petrol și gaze din România, după Romgaz şi OMV Petrom, activând încă din anul Compania deține în prezent 30 de concesiuni pe teritoriul întregii țări. [...] Compania își axează activitatea pe exploatarea zăcămintelor considerate marginale, adică epuizate, urmărind reluarea şi/sau creşterea producţiei prin aplicarea unor tehnologii de ultimă generație şi a unui model de business vertical, care duce la avantaje privind eficiența costurilor și un mai mare control asupra procesului de producție. Compania este titular de acorduri de dezvoltare-exploatare petrolieră semnate cu ANRM pentru 10 perimetre, majoritatea cu o valabilitate de 30 de ani de la intrarea în vigoare ( ). Compania este co-titular cu Romgaz pentru producţia suplimentară de gaze naturale din 11 perimetre şi cu Carpathian Energy Companie Petrolieră SRL pentru producţia de gaze naturale din 2 perimetre. [...] Amromco Energy deţine şi două acorduri de explorare, dezvoltare şi exploatare petrolieră, în care este co-titular alături de Rompetrol SA, cu o participaţie de 25%. În urma unei tranzacții recente, Amromco Energy a achiziționat de la OMV Petrom trei câmpuri petrolifere în zona de nord-est a României. Potrivit informaţiilor comunicate de companie, principalele bariere percepute în legătură cu activitatea de producţie sunt următoarele: [...] - Oferta limitată de zăcăminte de hidrocarburi propusă de ANRM. Structurile care nu prezintă interes pentru marii operatori nu sunt returnate pentru a putea fi preluate de către alte companii interesate. - Lipsa reorganizării de către ANRM a unor runde de licitaţie în mod frecvent şi întârzierea negocierilor acordurilor de concesiune. Considerăm că o perioadă de negociere de 3 până la 6 luni este optimă, permiţând astfel companiilor să investească mai rapid. - Proces greoi şi de durată pentru obţinerea autorizaţiilor necesare respectării obligaţiilor conform Acordurilor petroliere. Principalele dificultăţi cu care se confruntă societatea pe segmentul producţiei de gaze naturale în România: admise la tranzacţionare pe piaţa principală pentru instrumente financiare listate a Bursei de Valori din Londrahttps:// 50 [...] 89

90 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile [...] În segmentul producţiei de gaze naturale, există în continuare dificultăţi în obţinerea autorizaţiilor de construire pentru obiectivele de producţie precum şi a acordurilor şi autorizaţiilor de mediu. În general, în ultimii ani atât autorităţile cât şi opinia publică au devenit mult mai sensibile în ceea ce priveşte activităţile petroliere şi miniere, chiar dacă industria gazelor naturale per se nu are un caracter poluant în sensul comun al termenului. Lucrările petroliere desfăşurându-se în zone rurale, la nivelul comunităţilor locale nu există încă percepţia corectă a avantajelor pe care le aduce realizarea unor investiţii noi, iar organele locale întârzie uneori în mod nejustificat eliberarea autorizaţiilor de construire. O problemă aparte o reprezintă accesul la terenurile necesare săpării sondelor sau efectuării intervenţiilor la sondele existente şi a terenurilor pe care se amplasează facilităţile de producţie şi transport gaze naturale. Deşi Legea petrolului nr. 238/2004 instituie o servitute legală cu privire la accesul la terenurile necesare desfăşurării operaţiunilor petroliere, în realitate proprietarii terenurilor de multe ori obstrucţionează accesul sau cer sume foarte mari sub formă de chirii sau rente. D. Stratum Energy 51 Stratum Energy este o companie de explorare şi producţie din Houston, Statele Unite ale Americii. Stratum Energy a început producția de petrol și gaze în septembrie 2014 la zăcământul Poduri, parte a concesiunii sale Moineşti din judeţul Bacău, preluată în anii de la Lotus Petrol (fost Toreador). Stratum Energy a investit în România pentru a demara producția comercială şi anticipează continuarea investițiilor semnificative în sectorul de explorare și dezvoltare legat de concesiunea Moineşti. Compania a construit un sistem de foraj bazat pe tehnologie de ultimă generaţie în anul 2014 și ar mai putea finaliza până la 8 sonde suplimentare. 52 Stratum Energy se află în stadiul inițial al executării unui plan de dezvoltare a zăcămintelor și a depus în 2015 studiul respectiv la ANRM, având aşteptări ca producția să crească la peste 1 mil. mc/zi în prima jumătate a anului E. Raffles Energy SRL 53 Raffles Energy este o întreprindere înregistrată în România, filială a grupului Raffles, o companie privată de explorare și producție cu sediul central la Londra în Marea Britanie, care activează în domeniul operaţiunilor petroliere şi al investiţiilor de portofoliu în Europa şi Bazinul Mediteranean. Raffles Energy este specializată în aplicarea de tehnologii moderne şi soluţii creative de dezvoltare care conduc la valorificarea potenţialului de hidrocarburi al proiectelor de tip brownfield, cum sunt punerea în producţie a acumulărilor marginale economic şi creşterea eficienţei în exploatare a zăcămintelor mature [...] 90

91 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Raffles Energy este titular al mai multor acorduri petroliere în România şi operează un portofoliu complex de activităţi upstream pe întreg ciclul de explorare-dezvoltare-producţie-comercializare a gazelor naturale. De asemenea, Raffles Energy este un producator de energie electrică şi operator a două centrale de generare de electricitate prin soluţia gas-to-power. Compania are în exploatare patru zăcăminte de producţie şi două aflate în faza de exploatare experimentală. Potrivit informaţiilor comunicate de companie, principalele bariere percepute în legătură cu activitatea de producţie sunt următoarele: [...] Pentru producerea de gaze naturale întâmpinăm numeroase obstacole întrucât, deşi există reglementări, amplasarea sondelor şi a conductelor de transport se face pe terenuri proprietate particulară şi preţurile de închiriere sau cumpărare sunt sălbatice, fără ca autorităţile locale sau centrale să ajute în vreun fel. În acelaşi timp se percep foarte multe taxe pentru fiecare operaţiune tehnică necesară săpării sondelor. Sunt foarte interpretabile condiţiile de mediu invocate sau apropierea de arii protejate Natura 2000, iar timpul necesar pentru o aprobare este mult prea mare. Principalele dificultăţi cu care se confruntă societatea pe segmentul producţiei de gaze naturale în România: [...] - Birocraţia este foarte extinsă, sunt prea multe avize şi aprobări, unele inutile, care consumă foarte mult timp. Publicitatea negativă şi total neproductivă promovată de către cei care habar nu au despre activitatea din industria extractivă, despre problemele şi riscurile acestei activităţi dar care, din nefericire, emit păreri şi chiar sunt formatori de opinie au dus la apariţia unei păreri preconcepute în rândul populaţiei. (...) din acest motiv, în prezent, în România, cu greu se mai poate intra undeva cu vreun utilaj de prospectare sau de foraj fără a declanşa scandaluri şi discuţii interminabile şi contradictorii. Oamenii nu mai sunt dispuşi să-şi închirieze terenurile sau să le vândă decât pe sume fabuloase, inacceptabile, care concurează adeseori costurile de săpare efectivă a unei sonde. Considerăm că nici legislaţia în domeniu nu ne ajută cu nimic. - Trebuie simplificată procedura de obţinere a avizelor şi aprobărilor pentru săparea sondelor, punerea lor în producţie şi exploatarea acestora. - Sunt necesare termene foarte precise de obţinere a aprobărilor de lucru precum şi pentru asocieri, concesiuni etc. - Legislaţia privind exproprierea să fie mult mai fermă. F. Foraj Sonde SA 54 Foraj Sonde Craiova, este o companie cu capital integral privat, membră a grupului Bega, listată la Bursa de Valori Bucureşti, [...]. 54 [...] 91

92 Milioane MWh Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Compania efectuează, în principal, activităţi conexe producţiei şi comercializării gazelor naturale, oferind servicii de foraj onshore pentru industria de petrol şi gaze, precum şi servicii de transport şi mentenanţă a echipamentului de foraj. Foraj Sonde este titular al unui acord de concesiune de dezvoltare-exploatare petrolieră aprobat în anul 2008, care are ca obiect dreptul de a executa operaţiuni petroliere într-un singur perimetru, valabil 30 de ani. Compania nu este co-titular al unor acorduri împreună cu alte companii şi nu operează zăcăminte aflate în faza de explorare-dezvoltare. G. Hunt Oil Company of Romania SRL 55 Aceasta este o o societate cu capital privat, controlată de Hunt Oil Company Overseas, S.U.A. Societatea deţine acorduri de concesiune pentru 18 perimetre de explorare, dezvoltare și exploatare petrolieră şi are 2 perimetre aflate în faza de explorare-dezvoltare-exploatare Situaţia producţiei de gaze naturale în perioada Dintre companiile anterior menţionate, cei mai importanţi producători din România sunt reprezentaţi de Romgaz şi OMV Petrom, aceştia deţinând cca. 95% din cantitatea totală extrasă de gaze naturale. În tabelul următor, este prezentată evoluţia anuală a volumului de gaze naturale extrase de producătorii activi pe piaţa din România Cantităţile anuale de gaze naturale extrase de producători din perimetrele de producţie Grafic nr Sursa: date ANRE Cantitatea totală de gaze naturale extrasă în România s-a situat pe un trend ascendent în perioada , înregistrându-se o creştere de cca. 3,5%. Această creştere a fost determinată, în cea mare parte, de majorarea producţiei micilor producători, aceştia înregistrând cumulat o majorare cu 55% a producţiei realizate în perioada de analiză. În acelaşi interval, cantitatea de gaze naturale extrasă de cei mai importanţi producători din România (Romgaz şi OMV Petrom) a fost relativ constantă, situându-se în intervalul 58,4 59,4 mil. MWh la Romgaz şi în intervalul 54,3 55 [...] 92

93 Milioane MWh Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile 55,9 mil. MWh, în cazul OMV Petrom. În anul 2016 dinamica înregistrată în perioada anterioară s-a modificat substanţial, în sensul în care s-a înregistrat o scădere a producţiei cu 11%. Această evoluţie a fost influenţată semnificativ de scăderea producţiei Romgaz cu circa 24% faţă de anul Evoluţia cantităţilor anuale de gaze naturale extrase de producătorii din România, în perioada , este ilustrată în graficul nr.6: Grafic nr Sursa: date ANRE Cantităţile anuale de gaze naturale extrase din perimetrele de producţie de producători Romgaz OMV Petrom Având în vedere cantităţile de gaze naturale extrase în România, au rezultat următoarele ponderi deţinute de fiecare dintre companiile producătoare în totalul producţiei naţionale: Alţii (Amromco Energy, Stratum Energy, Foraj Sonde, Lotus Petrol, Raffles Energy, Hunt Oil) 93

94 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Grafic nr Ponderea fiecărui producător de gaze naturale în totalul producţiei realizate în România 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Romgaz 50.94% 50.63% 49.72% 48.51% 41.46% OMV Petrom 46.60% 46.72% 46.83% 46.13% 52.29% Amromco Energy 2.15% 2.40% 2.75% 3.30% 3.95% Stratum Energy 0.00% 0.00% 0.48% 1.86% 2.01% Foraj Sonde 0.08% 0.13% 0.16% 0.16% 0.12% Lotus Petrol 0.002% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% Raffles Energy 0.22% 0.12% 0.05% 0.04% 0.04% Hunt Oil 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.12% Sursa: date ANRE * Lotus Petrol a realizat numai în anul 2012 o producţie de 2816 MWh, având o cotă de piaţă de cca. 0,002%. După cum se poate observa din graficul de mai sus, cei mai importanţi producători au fost Romgaz şi OMV Petrom, aceştia deţinând ponderi cumulate din totalul producţiei extrase anual ce s-au situat pe un trend descendent, cu o variaţie cuprinsă între 97,54% (în anul 2012) şi 93,75% (în anul 2016). Comparând ponderile deţinute în totalul volumelor de gaze naturale extrase anual de fiecare dintre primii doi producători, se observă că în cazul Romgaz, în perioada , evoluţia indică o scădere în timp ce în cazul OMV Petrom avem o evoluţie aproximativ liniară. Aşadar se constată că, în perioada , a existat o tendinţă de diminuare a ecartului dintre ponderile deţinute de fiecare dintre primii doi producători în totalul cantităţilor de gaze extrase anual. Aşa cum s-a evidenţiat anterior diminuarea ponderii Romgaz în totalul cantităţilor de gaze naturale extrase anual s-a realizat pe fondul majorării cantităţilor extrase de micii producători. În anul 2016 a avut loc o inversare a ierarhiei la nivelul celor doi mari producători pe fondul unei scăderi a ponderii deţinute de Romgaz în totalul cantităţilor extrase de 7 pp faţă de 2015 şi a unui avans de 6 pp în cazul OMV Petrom. În acelaşi timp, în ceea ce priveşte evoluţia cantităţii extrase de ceilalţi producători, este de remarcat situaţia Amromco Energy care, în perioada de analiză, şi-a mărit producţia anuală de gaze naturale şi, de la o pondere de 2,15% din producţia totală obţinută în anul 2012, a înregistrat o cotă de 3,95% în anul Prin urmare, segmentul producţiei de gaze naturale poate fi caracterizat printr-un grad foarte ridicat de concentrare. În graficul nr.8 este redată evoluţia volumelor de gaze naturale livrate pe piaţă de producătorii din România. Trebuie precizat faptul că situaţia grafică de mai jos a rezultat în urma cumulării cantităţilor totale de gaze naturale livrate de producătorii activi în România, incluzând şi cantităţile livrate de OMV Petrom şi Romgaz către sucursalele proprii. 94

95 Milioane MWh Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Cantităţile totale anuale de gaze naturale din producţia internă livrate de producători Grafic nr. 8 Sursa: date ANRE * în anul 2012, pe piaţa cu amănuntul, livrările realizate de OMV Petrom (către sucursalele proprii) şi de operatorul Romgaz conţin şi cantităţi de gaze naturale din surse externe, deoarece raportările au fost efectuate în conformitate cu metodologia de monitorizare aplicabilă la acea dată, iar cantităţile realizate nu erau defalcate pe surse de provenienţă, respectiv gaze din producţia internă şi gaze din surse externe. Defalcarea cantităţilor de gaze naturale livrate în România, în funcţie de livrările efectuate de producătorii din România, este prezentată în graficul de mai jos: Grafic nr. 9 Cantităţile totale anuale de gaze naturale din producţia internă livrate de producători [...] Sursa: date ANRE * Aceste cantităţi includ şi consumurile interne ale OMV Petrom (sucursale şi CCPP Brazi) şi Romgaz (CET Iernut şi CTE Cojocna), care nu sunt comercializate în piaţă. Având în vedere faptul că volumele de gaze naturale livrate de cei doi mari producători din România, respectiv OMV Petrom şi Romgaz, conţin şi cantităţile livrate pentru consumurile interne ale sucursalelor acestora, cantităţi care nu sunt comercializate în piaţă, în graficul de mai jos aceste cantităţi au fost excluse, iar situaţia prezentată cuprinde cantităţile furnizate efectiv pe piaţă de producătorii din România: Grafic nr Cantităţile totale anuale de gaze naturale din producţie comercializate de producători [...] Sursa: date ANRE *în anul 2012 la Romgaz nu apar diferenţe de cantitate pentru că nu fuseseră preluate încă CET Iernut şi CTE Cojocna Cantităţile prezentate în graficul nr.10 provin din livrările efectuate de producătorii din România atât din producţia internă curentă, cât şi din vânzarea cantităţilor extrase din înmagazinare. Cantităţile provenite din producţia curentă deţin cea mai mare pondere din totalul cantităţilor anuale livrate pe piaţă (peste 90% în fiecare an)

96 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Situaţia anuală a ponderilor deţinute de sursele de gaze naturale livrate pe piaţă de producătorii din România, din producţia internă, este prezentată în graficul de mai jos: 100% 80% 60% 40% Ponderea cantităţilor anuale de gaze naturale din producţie internă comercializate de producători, defalcate pe producţie internă curentă şi cantitati extrase din înmagazinare 2% 6% 9.5% 9.5% 98.2% 93.9% 90.5% 90.5% Grafic nr % 0% Sursa: date ANRE Curent Înmagazinare Pe fondul creşterii în totalul vânzărilor de gaze naturale din producţia internă, a cantităţilor comercializate din înmagazinare, de la 2% la 10%, volumele livrate pe piaţă din producţia curentă s-au situat pe un trend descendent [...]. Cantităţile anuale puse pe piaţă din producţia internă şi din înmagazinare au înregistrat valorile prezentate în graficul de mai jos: Grafic nr. 12 Cantităţile anuale de gaze naturale din producţia internă comercializate de producători, defalcate pe producţia internă curentă şi cantităţi extrase din înmagazinare [...] Sursa: date ANRE Cei doi mari producători din România, OMV Petrom şi Romgaz, deţin ponderea covârşitoare atât din punct de vedere al cantităţilor livrate din producţia curentă prezentată mai sus, cât şi din punct de vedere al cantităţilor extrase din înmagazinare. Dintre ceilalţi producători activi în România, Amromco Energy, Foraj Sonde şi Stratum Energy au înregistrat în perioada de analiză creşteri ale volumelor extrase şi comercializate, acestea fiind însă net inferioare celor realizate de cei doi producători tradiţionali. În acelaşi timp, trebuie menţionat şi faptul că întreaga cantitate din înmagazinare a fost comercializată de OMV Petrom şi Romgaz, micii producători realizând vânzări de gaze naturale numai din producţia curentă. Grafic nr.13 - Cantităţile anuale de gaze naturale din producţie internă comercializate de OMV Petrom şi Romgaz, defalcate pe producţie internă curentă şi cantităţi extrase din înmagazinare. [...] Sursa: date ANRE În graficul nr.13 sunt prezentate volumele de gaze naturale livrate de cei mai importanţi producători din România. Ambii producători au înregistrat, în perioada analizată, scăderi ale cantităţilor de gaze naturale din producţia curentă livrate pe piaţă, de circa 9% în cazul OMV Petrom şi mai accentuată în cazul Romgaz (de circa 20%). Scăderea majoră a cantităţilor pe care Romgaz le comercializează pe piaţă din producţia curentă a avut loc în perioada (14%), [...] ca urmare a faptului că în 2013 au fost preluate centralele, Iernut şi Cojocna al căror consum de gaze este asigurat din producţia curentă realizată de Romgaz. 96

97 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Cantităţile de gaze naturale rezultate în urma activităţii de producţie au fost comercializate de producători atât în sectorul reglementat, cât şi în cel concurenţial. Dezvoltarea procesului de liberalizare a pieţei şi-a pus amprenta asupra evoluţiei volumelor de gaze naturale comercializate în cele două sectoare menţionate, trendul de creştere a sectorului concurenţial în detrimentul celui reglementat fiind demonstrat de cantităţile tranzacţionate în cadrul fiecăruia dintre acestea. În graficul ce urmează sunt prezentate volumele de vânzări de gaze naturale realizate de fiecare dintre producătorii din România, precum şi volumul total al gazelor naturale livrate pe piaţă de producători: Grafic nr Cantităţile anuale de gaze naturale din producţia internă comercializate de producători defalcate pe sector reglementat şi sector concurenţial [...] Sursa: date ANRE Perspective în activitatea de producţie [...] Pentru perioada , ANRM 56 nu are fundamentat un program pentru scoaterea la licitaţie a unor perimetre de exploatare. În acest moment este pregătită Runda a XI-a de licitaţie publică cu un număr de 28 de perimetre de explorare (6 perimetre offshore şi 22 perimetre onshore). Această rundă urmează să fie lansată după clarificarea şi adoptarea legii impozitului petrolier, aflată în lucru la Ministerul Finanţelor. Referitor la zona Mării Negre, estimările pornite de la stadiul realizării operaţiunilor petroliere şi a rapoartelor depuse de titularii de acorduri petroliere se referă la primele producţii de gaze din perimetrul XIII Pelican şi XV Midia în trimestrul I al anului 2018 [...]. În ceea ce priveşte descoperirile făcute de Lukoil Overseas Atash BV Panatlantic Petroleum Ltd şi Romgaz în perimetrul Trident, conform analizelor făcute cu titularii la finalizarea fazei curente, în 2018, aceştia vor declara intrarea sau nu în faza de dezvoltare, astfel că primele producţii ar putea să apară în [...]. În perimetrul Neptun, OMV Petrom şi ExxonMobil au finalizat, în ianuarie 2016, cea de-a doua campanie de foraj de explorare, care a inclus săparea a șapte sonde în total, majoritatea indicând prezenţa gazelor naturale, precum și testarea cu succes a unei sonde pe structura Domino. Programul a necesitat investiţii totale de peste 1,5 mld. USD începând din Potrivit informaţiilor comunicate de ANRM 57, cea mai importantă descoperire din Marea Neagră este cea declarată de titularii OMV Petrom şi Exxon Mobile Exploration and Production România Limited în perimetrul Neptun, estimată cu resurse geologice de gaze naturale de mil. mc. Titularii sunt în faza de analiză, urmînd să declare la finalul anului 2018 dacă zăcământul este comercial şi dacă intră sau nu în faza de dezvoltare. Se estimează că dacă se va intra în faza de dezvoltare, producţia de gaze naturale din acest perimetru va începe la finalul anului 2022, cu o producţie estimată de mil. mc/an. 56 [...] 57 [...] 97

98 lei/mwh 4.2 Importul gazelor naturale Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Consumul de gaze naturale din România a fost acoperit în perioada din două surse: producţia internă şi import. În ceea ce priveşte importurile, Federaţia Rusă constituie principala sursă de provenienţă a acestora, iar cele mai importante cantităţi (între 84%-96%) au fost livrate prin intermediul următoarelor companii: [...] Importul de gaze naturale în România se realizează prin cele trei puncte de interconectare transfrontalieră ale SNT: - Medieşul Aurit (importuri Ucraina), situat în zona de nord ţării, ce are o capacitate anuală de import de 42,52 TWh; - Csanadpalota (importuri Ungaria), situat în zona de vest a ţării, ce are o capacitate anuală de import de 18,1 TWh; - Isaccea (importuri Ucraina), situat în zona de est a ţării, ce are o capacitate anuală de import de 93,54 TWh. Sistemul naţional de transport al gazelor naturale din România este de asemenea interconectat cu cel din Bulgaria (Giurgiu Ruse) şi cu cel din Republica Moldova (Iaşi-Ungheni). Paradoxal, România a importat cantităţi semnificative de gaze naturale atunci când preţurile acestora erau semnificativ mai mari faţă de preţurile gazelor din producţia internă, pentru ca ulterior, în perioada în care preţurile gazelor din import au intrat pe un trend descendent, să se diminueze şi cantităţile importate. Elementul determinant a fost, aşa cum se va arăta în cele ce urmează, consumul naţional de gaze. Graficul de mai jos ilustrează evoluţia preţului mediu al gazelor naturale ce au fost importate în România. După cum se poate observa, preţul a crescut semnificativ în perioada , cu circa 34%, urmând ca în următorii trei ani să se reducă de la nivelul de 142,89 lei/mwh până la valoarea de 109,81 lei/mwh, ceea ce a însemnat o reducere de 30,1%. Preţul mediu al gazelor naturale din import Grafic nr Sursa: Rapoarte anuale ANRE 98

99 Milioane MWh Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Deşi, pe fondul reducerii preţului gazelor din import, ar fi fost de aşteptat o creştere a cantităţilor intrate în ţară din surse externe, acest lucru nu s-a întâmplat. Cauza principală a fost reprezentată de scăderea consumului total de gaze naturale din România, care a influenţat în mod direct volumul importurilor, în condiţiile în care, până în anul 2016, a existat decalajul dintre preţurile gazelor din import faţă de cele ale gazelor din producţia internă. Mai exact, ajustarea ofertei de gaze naturale pe piaţa naţională, în funcţie de contracţia cererii, s-a realizat pe seama scăderii cantităţilor importate. Din graficul de mai jos se poate desprinde trendul descendent pe care s-au situat importurile în perioada de analiză, precum şi cantităţile anuale totale de gaze naturale importate la nivel naţional: Grafic nr Cantităţile de gaze naturale importate în România Sursa: date ANRE Trebuie precizat faptul că destinaţia cantităţilor de gaze naturale prezentate anterior poate fi reprezentată atât de consumul curent al unor consumatori (indiferent de natura acestora: industriali sau casnici), cât şi de depozitele de înmagazinare din România, de unde urmează să fie extrase tot pentru consum, într-o perioadă ulterioară. Companiile din România care au importat direct gaze naturale, precum şi cantităţile (exprimate în MWh) sunt prezentate în tabelul de mai jos: Tabel nr. 3 [...] După cum rezultă din datele prezentate anterior, un număr de 19 companii au realizat în perioada de analiză importuri în România. În funcţie de destinaţia gazelor naturale importate se disting două mari categorii: companii care importă pentru consumul propriu (consumatori care au licenţă de furnizare) şi companii care importă în scopul revânzării. Din prima categorie, cei mai importanţi importatori sunt [...]. Cantităţile cumulate importate de aceştia au deţinut ponderi fluctuante în volumul total al importurilor, care au urcat de la 21,62% în anul 2012 până la 30,96% în 2014, urmând ca în anii să sufere o scădere semnificativă, până la 4,53%, respectiv cca 1,5% din total importuri

100 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile În cea de-a doua categorie, cele mai importante cantităţi importate în perioada au aparţinut [...]. În graficul următor este prezentată evoluţia ponderilor deţinute de producători şi de importuri, în funcţie de cantităţile de gaze naturale disponibile pe piaţa din România din sursele producţie extrasă şi importuri. Grafic nr. 17 Ponderea surselor de gaze naturale existente la nivelul pieţei ( ) 5% 13% 5% 2% 7% 3% 13% 2% 21% 2% 46% 45% 37% 41% 44% 48% 36% 46% 44% 40% Sursa: date ANRE OMV Petrom Romgaz Alţi producători Importuri După cum se poate observa, principala sursă de gaze naturale pentru consumatorii din România a fost reprezentată de cei doi mari producători, respectiv Romgaz şi OMV Petrom. Pe fondul reducerii volumului importurilor de gaze naturale, în perioada , de la o cotă 21% la 2%, cotele de piaţă ale celor doi producători au evoluat în această perioada pe un trend crescător. Astfel, Romgaz şi-a majorat cota de piaţă de 40% deţinută în anul 2012 la 48% în anul În acelaşi timp, OMV Petrom a înregistrat o majorare a cotei de piaţă deţinute cu 8 puncte procentuale, ajungând să deţină în anul 2015 un procent de 45% din totalul surselor la nivel naţional. Evoluţia anului 2016 a preţului gazelor naturale din import, care a înregistrat un trend descendent, ajungând la niveluri comparabile cu preţul gazelor din producţia internă, a condus la o creştere a cantităţilor importate. Astfel, având în vedere schimbările survenite pe piaţa gazelor naturale în anul 2016, respectiv alinierea preţurilor şi menţinerea la un nivel scăzut a cererii, se constată că importurile exercită o presiune concurenţială din ce în ce mai mare asupra producţiei interne, fapt care ar putea determina o diluare a puterii de piaţă a producătorilor români. 4.3 Evaluarea segmentului producției de gaze naturale din România prin intermediul Indicelui Agregat de Presiune Concurențială Evoluția gradului de concentrare pe piața producției de gaze naturale din România 100

101 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile În general, evaluarea numerică a gradului de concentrare a unei piețe se realizează prin calcularea unor indicatori care au la bază cotele de piață ale participanților 58. În cele ce urmează, vom analiza gradul de concentrare a pieței producției de gaze naturale din România prin prisma câtorva rate de concentrare și folosind indicele Herfindahl-Hirschman. Ratele de concentrare Notate CRn, ratele de concentrare se calculează ca sumă a cotelor de piață individuale pentru primii n participanți pe o piață. Date fiind particularitățile piețelor de gaze naturale analizate în cadrul investigației sectoriale, în cele ce urmează vom folosi indicatorii CR2 și CR4. Astfel, indicatorul CR2 va reprezenta suma cotelor primilor doi participanți pe piață, în timp ce indicatorul CR4 va fi calculat ca sumă a cotelor de piață pentru primele patru societăți în perioada analizată. O rată de concentrare mai ridicată indică o mai mare apropiere a pieței analizate de modelul oligopolului, accentuând temerile autorităților de concurență în ceea ce privește existența și impactul unor eventuale comportamente anticoncurențiale pe piață. Indicele Herfindahl-Hirschman Notat HHI, acesta este indicatorul cel mai frecvent utilizat de către autoritățile de concurență pentru evaluarea gradului de concentrare a unei piețe. HHI se calculează ca sumă a pătratelor cotelor de piață ale tuturor participanților, ceea ce înseamnă că indicatorul se poate situa între valori foarte mici, apropiate de zero (pentru piața cu concurență perfectă) și (pentru cazul monopolului). Modalitatea de calcul a HHI implică faptul că acest indicator acordă o importanță sporită întreprinderilor care au cote mai mari de piață În ceea ce privește catalogarea piețelor din punct de vedere al concentrării măsurate prin prisma HHI, Comisia Europeană consideră că HHI<1.000 indică o piață slab concentrată, 1.000<HHI<2.000 indică o piață cu concentrare medie, în timp ce valori HHI>2.000 sunt asociate piețelor puternic concentrate 59. La fel ca mai sus, piețele cu un grad mai ridicat de concentrare sunt văzute a fi mai expuse la apariția comportamentelor anticoncurențiale, iar în cazul în care astfel de comportamente apar pe piață, efectele lor negative asupra consumatorilor sunt considerate a fi mai nocive. În cele ce urmează, analiza gradului de concentrare va avea în vedere cotele de piață ale jucătorilor calculate în funcție de cantitatea de gaze naturale produsă/importată, iar nu valoarea acesteia. Această abordare ține cont de faptul că nu sunt disponibile informații suficient de precise cu privire la valoarea monetară totală a pieței, dar și de faptul că produsul avut în vedere este unul cu omogenitate ridicată, ceea ce crește relevanța cotelor de piață calculate în funcție de cantitate. Evaluarea gradului de concentrare ține cont atât de producătorii autohtoni de gaze naturale, cât și de societățile care au realizat importuri, societăți care activează la același palier (primar) al sectorului gazelor naturale pe care sunt prezenți și producătorii locali. Figura nr.1 prezintă evoluția gradului de concentrare pe piața producției de gaze naturale din România în perioada Se remarcă astfel nivelul foarte ridicat al concentrării pe parcursul întregii perioade analizate, consecință a prezenței pe această piață a doi jucători de dimensiuni foarte ridicate, dar și apropiate (cei doi producători autohtoni, Romgaz și OMV Petrom). 58 Cota de piață, în general determinată atât din punct de vedere cantitativ, cât și valoric, este considerată a fi un bun indicator al puterii de piață al întreprinderilor. 59 Din perspectiva autorităților de concurență din Statele Unite, pragurile HHI relevante sunt și 2.500, fapt pentru care piețele cu concentrare medie sunt considerate cele cu valori ale HHI între și 2.500, în timp ce valori HHI>2.500 sunt asociate piețelor puternic concentrate. 101

102 HHI CR2/4 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Mai mult decât atât, între anii 2013 și 2015, gradul de concentrare a pieței, exprimat atât prin intermediul HHI, cât și a celor două rate de concentrare, crește constant [...]. Ulterior, pe fondul creșterii semnificative a cantităților importate din anul 2016 (aproximativ 16 milioane MWh, față de doar circa 2 milioane MWh în anul anterior), gradul de concentrare a pieței înregistrează o scădere importantă, în special ca urmare a expansiunii importurilor [...]. Cu toate acestea, gradul de concentrare a pieței producției de gaze naturale din România rămâne foarte ridicat, indiferent de indicatorul utilizat în această evaluare: HHI>3000, CR2>80%, CR4>90%. Figura nr.1 - Evoluția anuală a câtorva indicatori ai gradului de concentrare pentru producția de gaze naturale, , % 4,000 3,807 4,086 4,299 80% 3,000 3,311 60% 2,000 40% 1,000 20% 86.7% 91.1% 89.6% 94.3% 92.5% 97.9% 80.2% 91.6% CR2 CR4 (axa din dreapta) HHI (axa din stanga) Sursa: prelucrări proprii ale datelor obținute de la participanții la piață 0% Date fiind cele de mai sus, este evident faptul că piața producției de gaze naturale din România a fost una extrem de concentrată în intervalul analizat ( ). Această piață își va păstra probabil caracterul duopolist și în perioada următoare, ceea ce necesită continuarea monitorizării din partea autorității de concurență. Evaluarea producției de gaze naturale din România prin intermediul Indicelui Agregat de Presiune Concurențială Analiza gradului de concentrare a unei piețe este foarte importantă din punct de vedere concurențial. Cu toate acestea, pentru obținerea unei cât mai bune imagini de ansamblu, autoritățile de concurență evaluează deseori anumite domenii de activitate din mai multe perspective. În cele ce urmează, extindem analiza gradului de concentrare realizată asupra producției de gaze naturale din România prin evaluarea unor elemente suplimentare cu relevanță concurențială. În cadrul raportului din anul 2013 privind evoluția concurenței în sectoare cheie 60, Consiliul Concurenței a prezentat un nou instrument de analiză a industriilor din economia națională. 60 Raport disponibil pe site-ul autorității de concurență, la adresa: 102

103 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Indicele Agregat de Presiune Concurențială (în continuare, IAPC) măsoară gradul în care un anumit domeniu se apropie de o situație ideală, care facilitează pe deplin manifestarea liberă a concurenței, în interesul consumatorilor. Indicele agregat cuantifică înclinarea spre concurență a industriilor analizate pe baza unui set de 20 de indicatori specifici, folosiți în mod uzual de autoritățile de concurență. Fiecare indicator urmărit este evaluat pe o scală, prin prisma informațiilor disponibile intern la nivelul Consiliului Concurenței. Trebuie subliniat faptul că IAPC are o cuprindere generală, la nivel de industrie și din perspectivă națională, în timp ce cazurile investigate de Consiliul Concurenței au în vedere situații concrete existente la nivelul piețelor relevante, de multe ori definite local. Se poate considera deci că IAPC furnizează o imagine de ansamblu a presiunii concurențiale la nivel de industrie națională, folosind ca punct de plecare substituibilitatea la nivelul ofertei, în timp ce cazurile instrumentate de autoritatea de concurență se axează asupra piețelor relevante (ale produsului sau din perspectivă geografică), definite în sens restrâns, deseori în funcție de substituibilitatea la nivelul cererii. Drept urmare, IAPC este menit să arate gradul în care industriile naționale analizate se apropie de o situație ideală, care facilitează pe deplin manifestarea liberă a concurenței, dar nu măsoară (și nici nu își propune să măsoare) intensitatea concurenței efective de pe piețele ce compun aceste industrii naționale. De altfel, concurența se manifestă cu intensitate diferită pe fiecare piață în parte, în funcție de condițiile concrete existente pe fiecare dintre acestea. Date fiind cele de mai sus, devine evident faptul că IAPC indică înclinarea spre concurență (sau presiunea concurențială) la un nivel mai vast, de industrie națională, iar nu concurența efectivă la nivelul unei anumite piețe. De aceea, indicele agregat nu poate afecta în vreun fel analizele pe care Consiliul Concurenței le realizează în cadrul investigațiilor efectuate în baza prerogativelor oferite de lege, cazurile investigate de autoritatea de concurență vizând eventuale comportamente ce se manifestă în cadrul restrâns al unor piețe relevante bine definite. În ceea ce privește producția de gaze naturale din România, evaluarea se referă la anul 2016 și are în vedere atât producătorii autohtoni de gaze naturale, cât și societățile care au realizat importuri de gaze, pe considerentul că importatorii activează pe același palier primar al sectorului cu producătorii și exercită presiune concurențială asupra acestora. Evaluarea barierelor la intrarea pe piață reprezintă un prim pas important în analiza autorităților de concurență, acest indicator fiind considerat cvasi-unanim în literatură drept unul esențial din punct de vedere concurențial 61. Date fiind particularitățile sectorului analizat, barierele la intrare sunt apreciate drept ridicate, intrarea semnificativă pe piață depinzând fundamental de existența unor zăcăminte de gaze naturale cu potențial de exploatare sau de existența unei surse externe importante. Mulți dintre factorii primari ce intră în compoziția IAPC sunt de natură structurală. Unul din cei mai importanți dintre acești factori se referă la gradul de inovare ce caracterizează industria analizată. În ceea ce privește producția de gaze naturale din România, inovarea (tehnologică, a proceselor sau modelului de afaceri) nu pare să aibă un impact semnificativ. Un alt factor structural important este reprezentat de omogenitatea produsului, perspectivă din care se 61 Din acest motiv, barierele la intrare reprezintă indicatorul cu cea mai ridicată pondere în construcția IAPC. 103

104 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile apreciază că oferta diferiților producători autohtoni de gaze naturale (cât și a importatorilor) este similară, gazele oferite de jucătorii pe piață nefiind diferențiate semnificativ din punct de vedere al atributelor sau calității. Elasticitatea cererii în funcție de prețul produsului este un alt indicator important de natură structurală. Dată fiind lipsa unor produse substituibile gazelor naturale, dar și stringența nevoilor pe care consumul de gaze le satisface, atât pe palierul industrial, cât și pe cel casnic, cererea de gaze naturale din România este apreciată ca având un caracter profund inelastic față de preț. Existența pe piață a unor concurenți rebeli, atipici din diferite perspective (inovativi, care adoptă procese sau modele de business diferite, cu impact asupra costurilor), reprezintă încă un element important al analizei prin intermediul IAPC. În cadrul producției de gaze naturale nu se remarcă existența unui concurent rebel de dimensiuni semnificative, deși între principalii producători există anumite diferențe în ceea ce privește modelul de afaceri. De altfel, chiar și la nivelul anului 2016, caracterizat de un import crescut de gaze naturale, cota de piață cumulată a primilor doi importatori se ridică la aproximativ 10%, ceea ce reprezintă un sfert din cota de piață a fiecăruia dintre cei doi mari producători locali. Numărul întreprinderilor active în sectorul analizat este și el important. În domeniul producției de gaze naturale din România avem de-a face cu un număr relativ limitat de producători și importatori. În plus, se remarcă poziția foarte importantă pe piață, sensibil apropiată și stabilă în timp a primilor doi producători locali. După cum am arătat deja, aceasta conduce la un grad foarte ridicat de concentrare a pieței. Din informațiile disponibile autorității de concurență, chiar dacă interacționează relativ frecvent pe mai multe piețe (de exemplu, furnizarea de gaze naturale, producția de energie electrică, foraje), între principalii concurenți activi în segmentul producției de gaze naturale nu există legături structurale (de exemplu, societăți în comun, asocieri pentru participări comune la licitații, dețineri încrucișate de acțiuni, acorduri de cooperare etc). În ceea ce privește simetria costurilor, există anumite diferențe între principalii jucători, generate în special de tipologia zăcămintelor aflate în exploatare, dar și de modalitatea de organizare a societăților. Activitățile de marketing și comunicare ale principalilor concurenți pe piața producției de gaze naturale din România sunt considerate drept limitate, mai ales prin raportare la cifrele de afaceri ale societăților. În fine, față de anul 2015, cantitățile comercializate de producătorii și importatorii de gaze naturale, atât din producția curentă, cât și din înmagazinare, au crescut cu aproximativ 3%, pe fondul reducerii producției locale cu circa 10% și a creșterii volumelor importate de la circa 2 milioane MWh în 2015 la aproximativ 17 milioane MWh în Evoluția cererii de gaze naturale a fost însă relativ predictibilă în perioada analizată, chiar dacă aceasta prezintă fluctuații sezoniere. Tabel nr. 4 - Evaluarea producției de gaze naturale din România, prin intermediul IAPC, la nivelul anului 2016 Indicatorul urmărit Barierele la intrare Inovarea Opțiunea aleasă pe scala în șapte puncte Intrarea altor concurenți este foarte dificilă Piața nu este deloc una inovativă Intrarea altor concurenți este foarte facilă Piața este una inovativă iar inovația este de 104

105 Omogenitatea produsului Elasticitatea cererii in funcție de preț Concurenții rebeli Numărul concurenți Gradul concentrare de de Simetria cotelor de piață Stabilitatea cotelor de piață Interacțiunile alte piețe Legăturile structurale Profitabilitatea Simetria costurilor Marketing comunicare pe Transparența pieței Evoluția cererii și Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Produsele oferite de concurenți sunt foarte similare Cererea este foarte inelastică Pe piață nu există concurenți rebeli Numărul concurenților este foarte redus Gradul de concentrare este foarte ridicat Cotele de piață ale principalilor concurenți sunt foarte apropiate Cotele de piață ale principalilor concurenți nu s-au modificat deloc Principalii concurenți se întâlnesc frecvent pe multe alte piețe Există puternice legături structurale între principalii concurenți Principalii concurenți înregistrează rate de profit foarte ridicate Principalii concurenți au costuri foarte apropiate Activitățile de marketing și comunicare ale principalilor concurenți sunt foarte limitate Piața este foarte transparentă Cererea totală a crescut masiv Șocurile cererii Cererea este foarte stabilă Nivelul prețului Asociațiile afaceri patronale de sau Prețul în România este semnificativ mai mare decât în alte țări Există o unică asociație de afaceri sau patronală, reprezentativă și foarte influentă impact Produsele oferite de concurenți sunt foarte diferite, mai ales calitativ Cererea este foarte elastică Pe piață există concurenți rebeli de dimensiuni mari Numărul concurenților este foarte ridicat Gradul de concentrare este foarte redus Cotele de piață ale principalilor concurenți sunt foarte diferite Cotele de piață ale principalilor concurenți au fluctuat masiv Principalii concurenți se întâlnesc doar pe piața analizată Nu există niciun fel de legături structurale între principalii concurenți Principalii concurenți înregistrează rate de profit foarte reduse sau pierderi Principalii concurenți au costuri foarte diferite Activitățile de marketing și comunicare ale principalilor concurenți sunt foarte intense Piața este foarte opacă Cererea totală a scăzut masiv Cererea fluctuează (sau poate fluctua) masiv de la o perioadă la alta Prețul în România este semnificativ mai scăzut decât în alte țări Nu există asociații de afaceri sau patronale sau acestea nu sunt influente Puterea de Cumpărătorii nu au deloc Cumpărătorii au foarte 105

106 negociere cumpărătorilor a Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile putere de negociere mare putere de negociere Date fiind scorurile indicate în Tabelul nr. 4, dar și categoriile de importanță din care fac parte factorii incluși în analiză, valoarea IAPC determinată pentru producția de gaze naturale din România este 31% în anul Având în vedere că, prin construcție, IAPC poate lua valori până la 100%, iar valorile mai ridicate indică o presiune concurențială mai importantă, putem spune că, în termeni absoluți, valoarea înregistrată pentru producția de gaze naturale din România este una redusă. O interpretare mai elocventă a valorii IAPC pentru producția de gaze naturale din România se poate da însă prin comparație cu valorile calculate pentru alte industrii naționale. Astfel, având în vedere 50 de industrii evaluate prin intermediul IAPC la nivelul anului 2016, producția de gaze naturale este plasată în grupul industriilor caracterizate de o presiune concurențială redusă 62,63,64. Cu toate acestea, trebuie remarcat faptul că valoarea IAPC aferentă producției de gaze naturale din România a crescut cu 1,8pp față de anul Această evoluție a avut loc în special ca urmare a reducerii prețului gazelor din import, care a condus la creșterea semnificativă a cantităților de gaze importate, a redus oarecum gradul de concentrare a pieței (dar care a rămas încă puternic concentrată), a afectat stabilitatea cotelor de piață ale principalilor jucători și este posibil să fi crescut puțin puterea de negociere a cumpărătorilor, în special în fața producătorilor autohtoni. Chiar dacă nu este un salt uriaș față de valoarea anului 2015 (și este o evoluție generată de factori preponderent exogeni), continuarea unei astfel de evoluții anuale ar fi privită pozitiv de către Consiliul Concurenței. Autoritatea își propune continuarea evaluării prin prisma IAPC a producției de gaze naturale din România, monitorizarea prin intermediul indicelui compozit putând reflecta eventualele tendințe de accentuare sau diminuare a presiunii concurențiale în domeniu. 4.4 Exporturile de gaze naturale Exporturile de gaze naturale au început din anul 2013 şi s-au situat la cote modice, cauza principală fiind lipsa unei infrastructuri adecvate şi necesitatea unui volum ridicat de investiţii pentru dezvoltarea acesteia. Sistemul de transport din România a fost gândit cu scopul principal de a asigura consumurile de gaze naturale la nivelul întregului teritoriu, în condiţiile în care acest consum depăşea semnificativ nivelul producţiei interne. Ca atare, România are o infrastructură de transport a gazelor naturale care funcţionează la presiuni între 6 şi 35 bari (cu excepţia conductelor prin care se realizează transportul internaţional - cele trei fire Isaccea Negru Vodă) mult mai scazute faţă de presiunile sistemelor de transport din ţările vecine. 62 Felul în care IAPC este construit permite comparații relevante între diversele industrii naționale evaluate. 63 Din grupul industriilor caracterizate de o presiune concurențială redusă mai fac parte domenii precum transportul feroviar de călători, distribuția cu amănuntul a produselor farmaceutice, serviciile bancare asociate cardurilor de debit și, separat, a celor de credit, serviciile notariale, producția și comercializarea cimentului. 64 Pentru detalii privind cele mai recente rezultate ale aplicării IAPC, cei interesați sunt îndrumați către raportul Consiliului Concurenței privind evoluția concurenței în sectoare cheie ale economiei, disponibil pe site-ul autorității de concurență ( 106

107 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Consecinţa acestei caracteristici tehnice a SNT este aceea că pentru realizarea unei inversări a circulaţiei fluxurilor de gaze dinspre România spre statele vecine se impun investiţii consistente care nu se pot efectua fără atragerea de surse externe şi finanţare nerambursabilă (ca reper, capitalizarea bursiera a Transgaz a variat în intervalul mil. euro, iar necesarul de investiţii conform planului de dezvoltare al companiei pe perioada este de 1,51 mld. euro). Nu trebuie pierdut din vedere faptul că orice investiţie angajată de Transgaz, companie listată la BVB, trebuie argumentată din perspectiva eficienţei ulterioare. Or, din acest punct de vedere, aşa cum se va detalia la capitolul privind analiza activităţii de transport, calculele de eficienţă au în vedere interesul pe care operatorii din piaţă îl manifestă pentru folosirea respectivei facilităţi a infrastructurii şi perspectiva recuperării investiţiei. Un alt aspect avut în vedere în decizia de abordare a unei investiţii pentru dezvoltarea infrastructurii de transport este cel privitor la modul în care efortul investiţional se va repercuta în preţul consumatorului final. Activitatea de transport a gazelor naturale este reglementată, ceea ce presupune o recunoaştere a costurilor investiţionale în tarifele de transport, care trebuie însă dozată ţinând cont de capacitatea de plată a consumatorului român. Integrarea României în piaţa unică s-a realizat în baza unor angajamente de respectare a cerinţelor politicii Uniunii Europene în domeniul energiei, inclusiv cele vizând realizarea unor sisteme de transport integrate la nivel european, ca urmare a investiţiilor pentru dezvoltarea interconectărilor cu sistemele de transport gaze naturale din ţările vecine. Conflictul ruso-ucrainean, ce a condus la criza gazelor din anul 2009, a determinat regândirea priorităţilor la nivel european cu accent pe asigurarea securităţii în funcţionare şi reducerea dependenţei de importurile din Rusia. În acest scop, UE a stabilit ca fiind esenţială diversificarea surselor de furnizare a gazelor naturale şi existenţa la nivelul fiecărui stat membru a minim două surse diferite de provenienţă a gazelor naturale, iar pentru atingerea acestui obiectiv, construirea interconectărilor bidirecţionale a devenit subvenţionată. Conform reglementărilor europene, România trebuie să asigure fluxurile bidirecţionale pe fiecare dintre punctele de interconectare. CE a declanşat o procedură de infringement pentru neconformarea cu prevederile Regulamentului 994/2010 privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale. Ulterior această procedură a fost închisă ca urmare a oferirii de servicii de capacitate de tip backhaul (capacitate disponibilă de transport în sens invers faţă de curgerea fizică a gazelor naturale într-un punct de interconectare al SNT cu un sistem de transport din statele membre UE) de către FGSZ (Operatorul sistemului de transport din Ungaria). 65 Începând din primăvara anului 2014, este posibil fluxul în sens invers fluxului fizic de gaze naturale, în punctul de interconectare Csanadpalota, dinspre România spre Ungaria. Din datele furnizate [...], 66 capacitatea de export pentru punctul Csanadpalota este limitată tehnic la un nivel anual de MWh. Pentru a înlătura aceste restricţii de ordin tehnic sunt necesare investiţii din partea Transgaz (pe partea română), pentru a putea ridica nivelul presiunii sistemului din România de la 20 bari, la nivelul presiunii sistemului din Ungaria, de 40 bari. 65 Ordinul preşedintelui ANRE nr.12/2013 pentru aprobarea regulilor privinde prestarea serviciului de transport gaze naturale de tip backhaul. 66 [...] 107

108 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Limitări tehnice există şi pe interconexiunea cu Republica Moldova. Astfel, pentru punctul de interconectare Iaşi Ungheni, capacitatea tehnică de export 67 este limitată la un nivel anual de MWh. Pentru conducta Iaşi Ungheni, cererea de gaze din Republica Moldova este limitată la nivelul a câtorva localităţi adiacente conductei de interconectare din Republica Moldova. Un alt proiect major de interconectare a SNT este cel al gazoductului Giurgiu-Ruse, care asigură conexiunea cu Bulgaria, şi care face parte din proiectul Bulgaria România Ungaria - Austria (BRUA). Acesta va conecta reţelele de gaze naturale din cele patru state şi va asigura capacitatea de export pentru gazele ce se vor extrage din Marea Neagră. Deşi, conform previziunilor iniţiale, interconectorul Giurgiu Ruse urma să fie finalizat în anul 2012, acesta a fost inaugurat în luna noiembrie În tabelul următor se regăsesc cantităţile de gaze naturale care au fost exportate din România în perioada Raportat la cantităţile extrase din producţia internă în consum, în respectivii ani, se constată că exporturile au reprezentat circa 2% - 2,4% în anii 2013 şi 2014 pentru ca în anii 2015 şi 2016 să fie aproape inexistente. Tabel nr. 5 An Cantitate exportată (Mwh) , , ,59 Sursa: date ANRE Întreprinderile care au realizat exporturi de gaze naturale, 68 în perioada , [...]. Comparând cu preţurile medii ale importurilor pe respectivii ani, se constată că exporturile s-au realizat la preţuri mai mici faţă de acestea cu 27% în anul 2013 şi, respectiv, cu 18% în anul Contracţia consumului de gaze la nivel naţional în paralel cu stabilizarea nivelului producţiei, până la situaţia în care consumul să poată fi asigurat doar din producţia internă, au accentuat necesitatea existenţei unei interconectări a SNT care să permită valorificarea gazelor din producţia internă mai ales în contextul surselor potenţiale din Marea Neagră. Principalii producători de gaze naturale au atenţionat de-a lungul timpului asupra necesităţii înlăturării restricţiilor de export. Schimbarea raportului dintre cerere şi ofertă pe piaţa din România a condus la diminuarea 69 cantităţilor extrase din înmagazinare şi la dificultăţi în asigurarea de către operatorul SNT a echilibrului fizic al sistemului, în sezonul rece În afara restricţiilor de ordin tehnic ale SNT, există prevederi ale cadrului de reglementare primar care au fost considerate de CE ca o îngrădire a exporturilor. Deşi Legea energiei nu conţine o interdicţie clară de a exporta gaze naturale, totuşi prevederea legală 70 potrivit căreia producătorii de gaze naturale au obligaţia să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale necesare consumului clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică, numai 67 [...] 68 [...] 69 [...]. 70 Art. 124 alin. (1) lit. e) din Legea energiei. 108

109 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile pentru cantităţile utilizate la producerea energiei termice pentru populaţiei, este considerată de CE drept o restricţie de facto asupra exporturilor 71. În acelaşi context, în data de 6 iunie 2016, Direcţia Generală de Concurenţă a Comisiei Europene a efectuat inspecţii inopinate la sediile companiilor Transgaz, Romgaz şi OMV Petrom. Potrivit comunicatului de presă 72 al CE, există suspiciuni că întreprinderile implicate ar fi încălcat regulile europene de concurenţă (art. 101 şi art. 102 din TFUE). În cadrul procedurii, CE investighează posibile practici anticoncurenţiale în transportul şi furnizarea de gaze naturale în România, mai ales un comportament anticoncurenţial prin blocarea exportului de gaze din România către statele membre. 4.5 Evoluţia prețurilor gazelor naturale Spre deosebire de țiței și produsele petroliere, ce pot fi transportate în stare lichidă, rapid și relativ ieftin la nivel global, gazul natural este extras din subsol preponderent în stare gazoasă. Pentru a fi transportat și distribuit, este nevoie fie de o infrastructură (costisitoare și inflexibilă) de transport prin conducte, fie de comprimarea sau lichefierea gazului (cu consum semnificativ de energie și cu infrastructură aferentă, dar cu flexibilitate ridicată). Astfel, costurile de transportale gazului natural sunt mai mari decât ale țițeiului, iar distanța dintre locul de extracție și cel de consum este, în general, mai scurtă. Prin urmare, gazul natural este tranzacționat preponderent pe piețe regionale, interconectate fie prin conducte, fie prin terminale de gaz natural lichefiat (GNL). Cu toate acestea, dezvoltarea tehnologiilor de transport la mare distanță a deschis noi perspective producției și consumului de gaze naturale. Există o mai mare varietate a mecanismelor de stabilire a prețului pentru gazul natural la nivel angro, analizate de Uniunea Internațională a Gazului (IGU) în raportul Wholesale Gas Price Survey 2016: - mecanismul de piață bazat pe cerere și ofertă la nivel regional, dominant în SUA și UE, cel mai răspândit la nivel global (45%) și în continuă creștere în ultimul deceniu; - prețul indexat pe baza unei formule contractuale, în funcție de evoluția prețului petrolului sau a unui coș de produse energetice ce poate include cărbunele, energia electrică etc. Acest mecanism este în continuare răspândit pentru importul de gaz natural în Asia și în Europa (în special Centrală și de Est sau Sud-Est), fiind adeseori însoțit de o serie de alte clauze contractuale, ce limitează concurența; - preț reglementat, stabilit în funcție de costuri (ca în cazul pieței reglementate din România), din considerente sociale și politice. Prețurile reglementate sunt specifice, de obicei, țărilor cu producție internă considerabilă de gaz natural (inclusiv marilor exportatori), dominată de companii monopoliste sau oligopoliste, cu nivel scăzut sau mediu de dezvoltare a pieței gazelor naturale. În contextul creării pieței comune a gazului natural la nivelul UE și al liberalizării prețului în România, acest raport acordă o atenție specială mecanismului de piață concurențială. Uneori, există însă diferențe mari între prețurile de referință ale principalelor piețe regionale. La nivel mondial, prețurile principale de referință sunt stabilite la următoarele hub-uri: Henry Hub (HH)

110 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile din SUA, National Balancing Point (NBP) din Marea Britanie, Title Transfer Facility (TTF) din Olanda, respectiv prin prețul de import al GNL în Japonia. Pentru România, prețul de referință cel mai relevant este dat de Central European Gas Hub (CEGH) de la Baumgarten din Austria, ce urmează în mare măsură fluctuațiile prețului TTF. Pe plan mondial, prețul gazului natural a scăzut considerabil în 2015 și în prima parte a anului 2016, atât în contractele indexate la prețul petrolului, cât și pe piețele spot din SUA și Europa. O tendință notabilă la nivel global este aceea că piețele din marile regiuni geografice (America de Nord, Europa și Asia de Est), caracterizate în ultimii ani de diferențe semnificative de preț al gazelor, au început să fie mult mai apropiate ca preț, ca urmare a creșterii semnificative a comerțului mondial cu GNL. Cu noi capacități de producție de GNL realizate sau în curs de realizare, în special în Australia și SUA, tendința de globalizare și integrare a piețelor de gaz natural este una durabilă și de substanță. Încă din 2012, în SUA, gazul natural foarte ieftin a înlocuit capacitățile de generare pe bază de cărbune în piața de energie electrică, iar cantități însemnate de cărbune american au luat calea exportului către Europa, de unde au scos de pe piață capacitățile de generare pe bază de gaz natural. Abia în prezent, în condițiile scăderii susținute a prețului în Europa, gazul natural redevine competitiv în mixul de energie electrică. Cu toate acestea, în mixul de energie electrică al UE competiția între cărbune și gazul natural se menţine întrucât prețul cărbunelui este foarte mic, iar costul certificatelor de emisii este în continuare scăzut. Din acest motiv, o altă tendință ce se manifestă la nivel european este scăderea sau plafonarea cererii de gaz natural, pe fondul măsurilor de eficiență energetică și al creșterii economice lente. Pe piaţa din România procesul de liberalizare s-a suprapus cu scăderea cererii interne şi a preţurilor gazelor importate, ceea ce a facilitat alinierea preţului pentru gazele naturale din producţia internă la preţul gazelor din import. Prin Acordurile de înţelegere de tip preventiv din anul 2011, respectiv prin Memorandumul aprobat de Guvernul României în anul 2012 autorităţile române au convenit cu Fondul Monetar Internaţional, Comisia Europeană şi Banca Mondială un calendar de eliminare treptată a preţurilor reglementate la gaze naturale pentru consumatorii casnici şi noncasnici. Calendarul de liberalizare convenit cu organismele financiare internaţionale a fost respectat până în luna iulie 2014, moment în care premisele luate în considerare la momentul iniţierii acţiunii de liberalizare a pieţei reglementate de gaze naturale au fost devansate de dinamica accelerată a sectorului gazelor naturale. Astfel, ca urmare a faptului că preţul gazelor din producţia internă pentru clienţii noncasnici ajunsese la nivelul preţurilor existente în hub-urile din Uniunea Europeană, Guvernul 73 a decis ca, la 1 iulie 2014, să fie menţinut preţul de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa reglementată pentru consumatorii noncasnici la nivelul de 89,4 lei/mwh, sub nivelul de 109 lei/mwh cât fusese programat iniţial 74, pentru acea dată. Nivelul de preţ de 89,4 lei/mwh 73 Hotărârea nr. 511 din 26 iunie 2014 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa reglementată de gaze naturale. 74 Hotărârea nr. 22 din 22 ianuarie 2013 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa reglementată de gaze naturale. 110

111 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile a fost menţinut 75 inclusiv la următoarea etapă de liberalizare, 1 octombrie 2014, când, conform calendarului iniţial, se preconizase o valoare de 119 lei/mwh, astfel că anul 2014 s-a încheiat cu acest nivel al preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa reglementată pentru clienţii noncasnici. Ca urmare a acestor evoluţii şi având în vedere că preţurile din piaţa reglementată pentru consumatorii noncasnici au reprezentat o referinţă pentru preţurile din piaţa concurenţială, s-a remarcat, la momentul declupării de nivelele de preţ stabilite în calendarul iniţial, o sincopă în procesul de întâlnire a cererii cu oferta pe piaţa concurenţială a gazelor naturale. Pe de o parte, producătorii aveau tendinţa de a accede, în ofertele de vânzare din piaţa concurenţială spre valorile de preţ mai mari prevăzute în calendarul de liberalizare, iar, pe de altă parte, furnizorii care achiziţionau din piaţa concurenţială solicitau preţuri sub nivelul celui din calendar, motivând gradul limitat de suportabilitate a consumatorilor finali şi convergenţa preţului gazelor din producţia internă cu cel al gazelor provenite din import. Acela a fost un moment cheie al pieţei de gaze naturale din România, când, pentru prima dată, operatorii tatonau construirea/identificarea unui preţ al gazelor naturale pentru piaţa concurenţială, ca rezultat al unui sistem de negociere fundamentat în mod real pe cerere şi ofertă. Anul 2015 a fost primul an de funcţionare integrală a pieţei gazelor naturale, în regim concurenţial, pentru consumatorii nocasnici. Contextul creat de trendul de scădere a preţurilor gazelor naturale în pieţele europene precum şi de scăderea consumului la nivel naţional corborate cu libertatea tuturor consumatorilor noncasnici de a-şi alege/schimba furnizorul şi cu efortul furnizorilor de a-şi menţine portofoliile de clienţi au condus la o volatilitate sporită a preţului gazelor din producţia internă. Liberalizarea pieţei gazelor naturale pentru consumatorii industriali din România, finalizată la sfârșitul anului 2014, a survenit pe fondul unei scăderi accentuate a consumului atât în țara noastră, cât și la nivel european. Scăderea consumului la nivel european, aşa cum s-a evidenţiat anterior, a fost cauzată de schimbări structurale la nivelul economiei europene, de modificarea comportamentului de consum şi de progresele substanţiale înregistrate în materie de eficienţă energetică. Economia românească trece printr-un proces similar, dispariţia industriilor energofage determinând o scădere a consumului de gaze naturale de la circa 30 miliarde metri cubi la începutul anilor 1990, la aproximativ miliarde metri cubi în prima parte a anilor 2000, pentru a ajunge la un nivel de miliarde metri cubi în prezent. Un element de presiune suplimentar pe piaţa gazelor, în anul 2015, a fost acela al scăderii cotaţiilor la ţiţei începând cu iulie 2014, în special în țările care pot fi aprovizionate cu gaze naturale din Rusia, al căror preț este indexat cu cel al petrolului. Aceeaşi tendinţă s-a manifestat şi în pieţele mature din Europa, de exemplu cotaţiile la termen pe platforma NetConnect Germany, una dintre cele mai mari din Europa continentală, au înregistrat o scădere de la circa 25 Euro/MWh în prima parte a anului 2014, la 20 Euro/MWh la începutul lui 2015, ajungând la Euro/MWh în ultimele luni. Conform statisticilor europene 76, în prima jumătate a anului 2014, preţurile gazelor naturale pentru vânzările angro, în principalele hub-uri şi pieţe europene, au variat în intervalul 21,5 euro/mwh - 30 Euro/MWh, pentru ca la sfârşitul anului 2015 să 75 Hotărârea nr. 816 din 22 septembrie 2014 pentru modificarea anexei la Hotărârea nr. 511 din 26 iunie 2014 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa reglementată de gaze naturale

112 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile ajungă la circa Euro/MWh. Tendinţa de scădere a preţurilor manifestată în anul 2015 şi în primele trei trimestre ale anului 2016 a fost întreruptă în trimestrul patru din 2016 când de la preţul mediu de 11,3 Euro/MWh înregistrat în luna septembrie a crescut cu circa 67% în luna noiembrie, până la valoarea medie de 18,9 Euro/MWh 77. Ca urmare, inclusiv pe piaţa din România, preţurile gazelor din majoritatea contractelor bilaterale încheiate de producători/furnizori cu clienții din piața concurenţială au urmat un trend descendent începând cu anul Scăderea drastică a preţului petrolului, începând din a doua jumătate a anului 2014, urmată de dinamica de reducere a cotaţiilor pe pieţele europene de gaze naturale au condus la un trend de creştere a competitivităţii gazelor din import, ca sursă alternativă de aprovizionare. Ca urmare a scăderii preţurilor gazelor naturale pe pieţele europene şi a tendinţei de egalizare pe piaţa internă a cererii cu producţia - pe fondul reducerii consumului de gaze naturale la nivel naţional - operatorii din piaţa concurenţială a gazelor naturale s-au confruntat, începând din a doua parte a anului 2014 şi cel puţin până la sfârşitul anul 2016, cu un grad sporit de impredictibilitate privind cantităţile contractate (ca urmare a variaţiilor înregistrate în activitatea de furnizare către clienţii finali) şi cu o volatilitate accentuată a preţurilor. Mediul de tranzacţionare a fost caracterizat de variaţii care au impus operatorilor adaptarea lunară la condiţiile pieţei, pe fondul renegocierii preţurilor din majoritatea contractelor din piaţa concurenţială, în perioada iulie Grafic nr. 18 Sursa: date ANRE, [...] Prima jumătate a anului 2016 s-a remarcat [...] prin depăşirea în premieră a preţurilor gazelor naturale din import de nivelul preţurilor gazelor naturale din producţia internă. 77 quarterly_report_on_european_gas_markets_q4_2016 (1).pdf 112

113 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Grafic nr. 19 Sursa: date ANRE, [...] În graficul de mai sus se poate obseva că începând din luna martie preţurile gazelor naturale din import s-au situat sub nivelul preţurilor gazelor naturale din producţia internă, comercializate pe piaţa concurenţială. Un alt efect al scăderii preţurilor gazelor naturale pe piaţa concurenţială a fost necesitatea regândirii calendarului de liberalizare a preţurilor, începând cu data de 1 iulie 2016, pentru consumatorii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei. Conform HG nr. 488/ , preţul de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, ar fi urmat să crească de la 1 iulie 2016 de la 60 lei/mwh la 66 lei/mwh. Aşa cum se arată în Nota de Fundamentare a proiectului de HG pentru suspendarea în perioada 1 iulie martie 2017 a prevederilor HG nr. 488/2015 schimbările neprevăzute de pe piața resurselor energetice primare, începând cu declinul abrupt al prețurilor la țiței din ultima perioadă, au generat o conjunctură deosebită în piața românească de gaze naturale, unde prețurile administrative stabilite în conformitate cu prevederile legale, dar și cu acceptul Comisiei Europene și al instituțiilor financiare internaționale, au devenit comparabile și, uneori, chiar mai mari față de prețurile pieței. Prin Hotărârea nr.461 din 28 iunie 2016 Guvernul a stabilit ca, pentru perioada 1 iulie martie 2017, preţul de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, să rămână acelaşi cu perioada anterioară de reglementare, respectiv 60 lei/mwh. 78 Hotărârea Guvernului nr. 488/2015 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, produsă pentru perioada 1 iulie iunie

114 Coşul de gaze în perioada Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile Existenţa amestecului de gaze naturale, denumit coş, reprezintă un instrument specific cadrului legal din România. Până la liberalizarea completă a pieţei interne a gazelor naturale şi realizarea convergenţei preţului producţiei interne cu preţul gazelor naturale din import, pentru asigurarea accesului nediscriminatoriu al tuturor consumatorilor la sursele de gaze naturale din producţia internă, furnizarea gazelor naturale la consumator s-a realizat în amestec (de gaze naturale) constituit din cantităţi de gaze naturale din producţia internă curentă/înmagazinare şi gaze naturale din import curent/înmagazinare. Astfel, pentru a putea oferi acces egal tuturor consumatorilor la gazele naturale din producţia internă şi pentru a asigura un preţ accesibil la nivelul acestora (având în vedere că preţul gazelor din producţia internă era semnificativ mai mic faţă de cel al gazelor din import), alocarea cantităţilor din producţia internă şi stabilirea preţurilor aferente gazelor din producţia internă s-au făcut pe baza aşa numitului coş de gaze. Raţiunea mecanismului a fost aceea de a corecta sistemul anterior de alocare aleatorie a gazului provenit din producţia internă şi a celui din import, prin care s-a asigurat o alocare preferenţială a gazului ieftin din producţia internă către consumatorii casnici şi a celui din import preponderent în industrie. Prin stabilirea coşului intern/import, cu ponderi reglementate de ANRE s-a asigurat un mod echitabil pentru accesul la resursa internă de gaze, mai ieftină, pentru toţi consumatorii. Prin Ordonanţa de Urgenţă nr. 53/2011, pentru instituirea unor măsuri în domeniul gazelor naturale, s-a stabilit determinarea, începând cu data de 1 iulie 2011, a două structuri distincte de amestec import/intern (coşuri), pentru: a) consumatorii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinată consumului populaţiei (CPET); b) consumatorii noncasnici, cu excepţia producătorilor de energie termică, pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice care este destinată consumului populaţiei (NC). Structura amestecului se realiza în funcţie de cererea totală (consumatori captivi, eligibili, întreruptibili şi consum tehnologic) raportat la sursele interne (producţie şi extras din înmagazinare) şi cele externe (consum şi înmagazinare). Structura amestecului de gaze naturale din coş nu se aplica cantităţilor de gaze naturale reinjectate în zacăminte, exceptate de la plata redevenţei, destinate consumului tehnologic, echilibrării SNT şi producţiei de energie electrică în centrale proprii, pe bază de gaze, ale producătorilor de gaze naturale. Începând cu 1 ianuarie 2015, odată cu intrarea în piaţa concurenţială a ultimilor consumatori noncasnici, ANRE stabileşte coşul doar pentru consumatorii casnici şi producătorii de energie termică, pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinată consumului populaţiei (CPET) ţinând cont de suportabilitatea costurilor legate de factura energetică, în special a celor legate de încălzirea 114

115 Capitolul IV Sursele de aprovizionare şi exporturile populației, şi luând în considerare calendarul de eliminare treptată a prețurilor reglementate pentru clienții finali stabilit de către Guvern. Coşul de gaze este unul din elementele care au condus la distorsionarea atât a pieţei care funcţiona în regim reglementat cât şi a celei concurenţiale. Existenţa coşului prin care s-a stabilit procentul obligatoriu al gazelor din import în structura vânzărilor au reprezentat o barieră de intrare pe piaţă pentru furnizori. 115

116 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale CAPITOLUL V - ACTIVITATEA DE FURNIZARE A GAZELOR NATURALE Furnizarea gazelor naturale este activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale, care se desfăşoară pe bază de licenţă. În lipsa licenţei eliberate de către ANRE, nu sunt permise tranzacţiile către cumpărători, ci doar folosirea gazelor naturale pentru consumul propriu. În acest sens, orice referire la comercializarea sau vânzarea de gaze naturale are în vedere furnizarea de gaze naturale. Aşa cum s-a precizat la paragraful 3.5.2, din punct de vedere al structurii, această activitate se desfăşoară în regim reglementat şi în regim concurenţial, iar comercializarea gazelor naturale se face angro sau cu amănuntul. Astfel, fiecare din pieţele comercializării angro şi comercializării cu amănuntul au componentă reglementată şi concurenţială. Pe piaţa furnizării angro de gaze naturale din România, oferta este reprezentată de producători (sau afiliaţii acestora) care au şi calitatea de furnizori, precum şi de întreprinderile care comercializează gazele naturale din surse externe (furnizorii-importatori), iar cererea este asigurată de furnizorii care cumpără gazele naturale în vederea revânzării pe piaţa internă (fie către alţi furnizori pe piaţa angro, fie către clienţii finali pe piaţa cu amănuntul). Conform prevederilor Legii energiei potrivit cărora clientul angro 79 este persoana fizică sau juridică, alta decât un operator de transport şi sistem sau un operator de distribuţie, care cumpără gazele naturale în scopul revânzării în interiorul sau în afara sistemului în care este stabilită, clienţii finali care cumpără gaze naturale în cantităţi mari nu sunt incluşi pe piaţa angro. Piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale implică comercializarea de gaze naturale de către producători, importatori sau revânzători către clienţii finali, respectiv clienţi care cumpără gaze naturale pentru consum propriu. Cele două paliere pe care este structurată activitatea de furnizare a gazelor naturale - furnizare angro şi furnizare cu amănuntul - reprezintă mediile în care sunt prezenţi şi interacţionează toţi operatorii din sectorul gazelor naturale, din toate segmentele de activitate. În perioada de tranziţie spre un regim integral concurenţial (inclusiv perioada prezentei analize), ambele pieţe pe care se derulează activitatea de furnizare au fost grevate de o componentă reglementată, cu reguli specifice de comercializare stabilite prin legislaţia primară şi prin reglementări secundare ale autorităţii de reglementare. Aceste componente reglementate existente pe ambele paliere de piaţă vor fi evidenţiate cumulat în prezenta analiză fără o defalcare piaţă angro/piaţă cu amănuntul, având în vedere că a existat o trasabilitate a cantităţilor de gaze destinate consumurilor reglementate, pornind de la producători până la clienţii finali. Existenţa celor două regimuri de funcţionare reglementat/concurenţial, existenţa unor restricţii tehnice de operare a infrastructurilor din sectorul gazelor ce au impus reglementări cu influenţe inclusiv asupra zonelor de funcţionare concurenţială ( stocul minim obligatoriu ), existenţa decalajului mare dintre preţurile celor două surse de aprovizionare, respectiv producţie internă şi import, ce a condus la reglementări necesare pentru asigurarea unei repartiţii echidistante a 79 Art.100 pct. 22). 116

117 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale costurilor la nivelul tuturor consumatorilor ( coşul de gaze ), evidenţiază faptul că în perioada de analiză ( ) nu a existat nici un segment de piaţă cu o concurenţă pură. Mai exact, chiar şi pe pieţele unde furnizarea a fost asigurată în regim concurenţial, au existat restricţii de comercializare derivate din reglementările aferente procesului de tranziţie de la o piaţă reglementată spre o piaţă liberă. În acelaşi timp, tipurile de furnizori de gaze naturale existenţi pe piaţa din România, rezultaţi fie ca urmare a procesului de reformă/separare a activităţilor în sector, fie ca urmare a liberalizării treptate şi, implicit, intrării de noi furnizori cu activitate de comercializare în regim concurenţial, indică existenţa unor diferenţe majore în ceea ce priveşte impactul reglementărilor la nivelul fiecărei categorii de furnizori. Având în vedere că pe piaţa din România orice operator care deţine licenţă de furnizare poate comercializa gazele naturale, legislaţia nu face nicio diferenţiere a furnizorilor în funcţie de tipul activităţilor pe care aceştia le desfăşoară în sectorul gazelor naturale. Totuşi, pornind de la gestionarea unor modele diferite de structurare a întreprinderilor, modul de operare a activităţii de furnizare a gazelor naturale de către fiecare categorie de furnizori este rezultatul intereselor generate de aceste structuri de activitate. Din această cauză există şi o fragmentare de opinie semnificativă în rândul furnizorilor cu privire la modul în care funcţionează componenta concurenţială a pieţei de furnizare a gazelor naturale. Spre exemplificare, pe pieţele furnizării angro şi cu amănuntul, au fost identificate următoarele categorii de furnizori: - furnizori care au şi calitatea de producători (Romgaz, OMV Petrom etc.); - furnizori care sunt în structura grupurilor care deţin şi reţele de distribuţie (ex E.ON Energie 80, Engie 81 etc.); - furnizori care operează şi reţele de distribuţie (pentru reţelele de distribuţie cu mai puţin de de clienţi finali); - furnizori - importatori care achiziţionează gazele preponderent din import; - furnizori care comercializează gaze naturale doar pe piaţa angro (cumpără şi vând către alţi furnizori); - furnizori care comercializează gaze atât pe piaţa angro cât şi pe piaţa cu amănuntul (către consumatori finali - reglementaţi şi concurenţiali); - furnizori care comercializează gaze naturale doar pe piaţa amănuntul. Precizăm că analiza derulată în cadrul investigaţiei a vizat, în principal, modul de funcţionare a pieţelor din sectorul gazelor naturale în perioada (denumită în continuare perioada de analiză sau perioada de referinţă ), acesta fiind intervalul de timp pentru care au fost solicitate informaţiile de piaţă cuantificabile (preţuri, cantităţi, contracte etc). Cu toate acestea, având în vedere procesul continuu de formare a pieţei concurenţiale care a impus modificări legislative ale căror efecte sunt resimţite de operatorii din sector începând cu anul 2017, autoritatea de concurenţă a solicitat inclusiv semnalarea/evidenţierea aspectelor cu impact asupra funcţionării curente a întreprinderilor din sectorul gazelor naturale. Prezenta analiză privind 80 E.ON Energie România SA 81 Engie România SA 117

118 Milioane MWh Milioane MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale activitatea de furnizare a gazelor naturale se bazează pe informaţiile transmise autorităţii de concurenţă de un număr de 73 de furnizori activi pe piaţă în perioada Evoluţia anuală a volumului total al vânzărilor de gaze naturale la nivelul întregii pieţe de furnizare oferă o dimensiune a schimburilor de gaze la nivelul pieţei naţionale de gaze naturale (cantităţi vândute către clienţi finali, cantităţi vândute între furnizori). Aşa cum se observă din graficul următor, în perioada de analiză, evoluţia indică o reducere de 16% a fluxurilor de gaze comercializate la nivelul întregii pieţe. Grafic nr.20 Volumul vânzărilor de gaze naturale în perioada Sursa: prelucrare internă CC Raportat la regimurile de comercializare a gazelor naturale, se observă, în perioada , o diminuare a volumelor comercializate în regim reglementat (cu 30%) pe măsură ce s- au majorat cantităţile comercializate în regim concurenţial (cu 13%), ca urmare a procesului de liberalizare. Grafic nr. 21 Cantităţile de gaze naturale comercializate în regim reglementat/concurenţial Reglementat Concurential Total Sursa: prelucrare internă CC (*) 82 Până în anul 2012 nu a existat o evidenţă/raportare defalcată a cantităţilor de gaze naturale comercializate în regim reglementat/concurenţial. 118

119 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale (*) Defalcarea în funcţie de regimurile de comercializare reglementat/concurenţial - este evidenţiată pe perioada având în vedere că în anul 2012 nu a existat o raportare diferenţiată pe cele două regimuri de comercializare. Grafic nr. 22 Ponderile cantităţilor de gaze comercializate în regim reglementat/concurenţial % 61.71% % 63.55% % 54.65% % 50.21% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Reglementat Concurential Sursa: prelucrare internă CC(*) (*)Defalcarea în funcţie de regimurile de comercializare reglementat/concurenţial - este evidenţiată pe perioada având în vedere că în anul 2012 nu a existat o raportare diferenţiată pe cele două regimuri de comercializare. Primii patru furnizori ca mărime din punct de vedere al cantităţilor comercializate pe piaţă sunt Romgaz, Petrom Gas 83, Engie şi E.ON Energie. Vânzările cumulate ale acestora au oscilat, în perioada de analiză, între [80% şi 90%] din totalul cantităţilor de gaze naturale comercializate. Raportat la evoluţia ponderilor pe care fiecare dintre cei patru furnizori le-a avut în totalul vânzărilor la nivelul întregii pieţe, se remarcă o reducere de circa 7 puncte procentuale a ponderii Romgaz, o creştere de circa 2 puncte procentuale la Petrom Gas şi de aproape 3 puncte procentuale la Engie, în timp ce E.ON Energie, după o scădere de 1 punct procentual în 2013, a ajuns în 2016 la aproximativ aceeaşi pondere ca în Furnizorii care au comercializat cantităţi de gaze naturale ce au depăşit 1% din totalul vânzărilor de gaze naturale din România pe toată perioada de analiză au fost Wiee, Conef Gaz şi Amromco. Alţi furnizori au avut ponderi de peste 1% numai în anumite intervale ale perioadei de analiză: Stratum 84 (începând din 2014), Arelco 85 (în 2012 şi 2013) şi MET România 86 (în 2013 şi 2014). Din punct de vedere al dimensiunii afacerii, pornind de la ponderile deţinute de fiecare furnizor în totalul vânzărilor la nivelul pieţei de gaze naturale, rezultă următoarea clasificare a întreprinderilor active pe piaţa furnizării de gaze naturale în anul 2016: 83 OMV Petrom Gas SRL. 84 Stratum Energy România LLC. 85 Arelco Power SRL. 86 MET România Energy Trade. 119

120 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Tabel nr.6 Cote de piaţă 2016 Număr operatori 20% 2 10%-20% 2 1%-10% 4 < 1% 65 - furnizori mari care au şi calitatea de producători/afiliaţi (cu ponderi peste 20%): Romgaz, Petrom Gas; - furnizori mari tradiţionali (cu ponderi peste 10%): Engie, E.ON Energie; - furnizorii medii care au şi calitatea de producători (cu ponderi peste 1%): Amromco 87, Stratum; - furnizori medii (cu ponderi peste 1%): Wiee 88, Conef Gaz 89, Arelco, MET; - furnizori mici (cu ponderi sub 1%): toţi ceilalţi furnizori din piaţă. 5.1 Furnizarea în regim reglementat Furnizarea de gaze naturale în regim reglementat se realizează pe baza unui sistem de preţuri stabilite de către autoritatea de reglementare pe lanţul producţie - consumatori finali. Până la data de 31 martie 2017, atât preţurile cât şi tarifele care au intrat în componenţa preţului de facturare la consumatorul final au fost stabilite administrativ (prin hotărâre a Guvernului s-au stabilit preţurile de achiziţie ale gazelor din producţia internă, conform calendarului asumat în faţa organismelor internaţionale, iar prin ordine/decizii ale ANRE s-au stabilit tarifele pentru activităţile reglementate, respectiv distribuţie, transport, înmagazinare, precum şi marja de furnizare). Furnizarea în regim reglementat a fost asigurată în anul 2016 de un număr iniţial de 38 de operatori, respectiv 37 începând cu data de 30 septembrie 2016, ca urmare a intrării în faliment a furnizorului Intergaz Est şi a preluării clienţilor reglementaţi ai acestuia de către Grup Dezvoltare Reţele, în calitate de FUI. 90 În anii existau 41 de operatori care asigurau furnizarea în regim reglementat, iar în perioada numărul lor a scăzut la În perioada , conform prevederilor din legislaţia primară 92 producătorii au avut obligaţia să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie necesare acoperirii consumului pe piaţa reglementată. Începând din 2015 şi până la 31 martie 2017, obligaţia producătorilor 93 a vizat asigurarea cantităţilor necesare 87 Amromco Energy SRL. 88 WIEE România SRL. 89 Conef Gaz SRL. 90 Furnizor de ultimă instanţă - Raport naţional ANRE, Rapoarte anuale ANRE. 92 Art. 124 lit.e) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr.123/2012 prin care producătorii au obligaţia: să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului pe piaţa reglementată, în conformitate cu reglementările ANRE privind respectarea graficului de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru clienţii captivi, furnizorii având obligaţia respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale; restul producţiei proprii, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic (...) va fi pus la dispoziţia pieţei concurenţiale. 93 Art. 124 alin. (1) lit. e) modificat prin Legea 174/2014 prin care producătorii au obligaţia: să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii 120

121 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale acoperirii consumurilor casnicilor şi celor ale producătorilor de energie termică numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei termice pentru populaţie. Consumul clienţilor finali reglementaţi a înregistrat în perioada o scădere de circa 40% 94, în principal ca urmare a procesului de liberalizare şi, implicit, a transferului clienţilor finali în zona de furnizare în regim concurenţial. Diminuarea consumurilor este şi rezultatul extinderii măsurilor de eficienţă energetică (anveloparea locuinţelor). Cu toate acestea, deşi în perioada de analiză toţi clienţii finali noncasnici au trecut etapizat la o furnizare în regim concurenţial, ceea ce ar fi trebuit să conducă la o reducere a numărului de consumatori pentru care furnizarea se făcea în regim reglementat, nu s-a întâmplat acest lucru ca urmare a dezvoltării/extinderii reţelelor de distribuţie şi conectării unor noi clienţi. Astfel, numărul clienţilor finali pentru care furnizarea se realiza în regim reglementat a crescut de la în 2012 la în Având în vedere obligaţia existentă la nivelul producătorilor de a asigura cantităţile de gaze naturale destinate consumurilor reglementate, în baza metodologiilor stabilite de autoritatea de reglementare 95, au fost determinate cantităţile totale de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie care trebuiau puse la dispoziţia furnizorilor şi producătorilor de energie termică. Monitorizarea respectării obligaţiei producătorilor de a pune la dispoziţia pieţei cantităţile aferente consumului reglementat, precum şi obligaţia furnizorilor şi a producătorilor de energie termică, beneficiari ai respectivelor cantităţi, de a respecta destinaţia acestora, a fost realizată de către ANRE. În afara cantităţilor de gaze naturale asigurate de producătorii interni, în perioada de analiză a funcţionat şi mecanismul coşului de gaze, prin care autoritatea de reglementare stabilea procentul gazelor naturale din import care urmau să fie furnizate consumatorilor finali. Prin urmare, pentru furnizarea în regim reglementat a fost stabilit un mecanism prin care se asigura trasabilitatea cantităţilor de gaze naturale puse la dispoziţia pieţei de către surse (producători), preluate de furnizorii care aveau consumatori în regim reglementat şi ajunse în consumul acestora. Pentru asigurarea integrală a consumurilor în regim reglementat, cantităţile erau completate cu gaze din import în procentul stabilit de autoritatea de reglementare. Rigurozitatea în monitorizarea cantităţilor de gaze naturale puse la dispoziţie de către producători şi ajunse în consumurile reglementate a fost o rezultantă a condiţiilor de comercializare specifice cu privire la preţuri. Preţul de achiziţie al gazelor naturale din producţia internă pentru zona reglementată a fost stabilit administrativ 96, cu o creştere liniară trimestrială, conform angajamentelor asumate faţă de organismele financiare internaţionale, respectiv Calendarul de eliminare treptată a preţurilor reglementate pentru clienţii finali. Ca urmare a funcţionării, pe perioada de analiză, a mecanismului, prin care s-au stabilit sursele de gaze naturale care alimentau consumurile reglementate, dimensiunea fiecărei surse (cantităţile pe care fiecare producător era obligat să le consumului clienţilor casnici, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică (..) destinate consumului populaţiei (..). 94 Rapoarte anuale ANRE. 95 Detaliate la subcapitolul - Obligaţia de bandă. 96 Hotărârea Guvernului nr. 22/2013 privind stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa reglementată de gaze naturale. 121

122 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale asigure), trasabilitatea acestor cantităţi până la nivelul consumatorului final, nu s-a considerat relevantă, pentru prezenta lucrare analizarea separată a celor două paliere angro/cu amănuntul ale pieţei reglementate, fiind importantă doar evidenţierea cantităţilor care nu au fost tranzacţionate în regim concurenţial şi a cotelor deţinute de furnizorii consumatorilor finali reglementaţi. Aşa cum se poate observa din graficele următoare, principalele surse care au asigurat consumurile în regim reglementat au fost producătorii/afiliaţii Romgaz, OMV Petrom Gas şi Amromco. Dacă în perioada cantităţile de gaze naturale vândute de către cei trei producători pentru asigurarea consumurilor reglementate au acoperit circa 85% din totalul acestui consum, în perioada se observă că volumele vândute de producători cu această destinaţie depăşesc consumurile totale în regim reglementat. Ponderea surselor în regim reglementat (Romgaz, OMV Petrom şi Amromco) în total consum reglementat - Grafic nr. 23 [...] Sursa:prelucrare internă CC (*) (*)Defalcarea în funcţie de regimurile de comercializare reglementat/concurenţial - este evidenţiată pe perioada având în vedere că în anul 2012 nu a existat o raportare diferenţiată. Ponderea principalelor surse (Romgaz, OMV Petrom şi Amromco) în total consum reglementat- Grafic nr. 24 [...] Sursa:prelucrare internă CC (*) (*)Defalcarea în funcţie de regimurile de comercializare reglementat/concurenţial - este evidenţiată pe perioada având în vedere că în anul 2012 nu a existat o raportare diferenţiată. Practic, aşa cum se observă din graficul următor, din totalul cantităţilor de gaze naturale vândute anual de cei trei producători, volumele destinate asigurării consumurilor reglementate au reprezentat 35%-46% la Romgaz, 27%-38% la OMV Petrom Gas şi 5,5%-27% la Amromco. 122

123 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Ponderea cantităţilor de gaze naturale vândute de Romgaz, Petrom Gas şi Amromco Energy, în funcţie de regimul de comercializare Grafic nr % 90% 53.82% 55.85% 67.78% 64.76% 80% 70% 60% 67.77% 72.61% 62.91% 61.19% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 46.18% 44.15% 72.66% 35.24% 32.22% 85.39% 37.09% 38.81% 83.94% 32.23% 27.39% 94.49% 27.34% 14.61% 16.06% 5.51% Romgaz reglementat Romgaz concurential OMV Petrom reglementat OMV Petrom concurential AMROMCO Energy reglementat AMROMCO Energy concurential Sursa:prelucrare internă CC (*)Defalcarea în funcţie de regimurile de comercializare reglementat/concurenţial - este evidenţiată pe perioada având în vedere că în anul 2012 nu a existat o raportare diferenţiată. Datele transmise de furnizorii respondenţi cu privire la vânzările de gaze naturale în regim reglementat au evidenţiat existenţa unor furnizori a căror activitate în zona reglementată ar putea fi asimilată celei de trading. Aceştia, deşi nu au în portofoliu clienţi finali reglementaţi, cumpără gazele naturale puse la dispoziţie de către producători pentru a le revinde unor alţi furnizori care au clienţi finali reglementaţi. Aceste cantităţi de gaze naturale revândute au reprezentat, cumulat, între 4% şi 8% din totalul cantităţilor reprezentând consumurile reglementate. Există doi furnizori 97 care au realizat astfel de operaţiuni în scopul de a asigura pentru clienţii proprii, reprezentaţi de furnizori mai mici care sunt şi distribuitori, atât cantităţile destinate consumatorilor în regim concurenţial, cât şi cele destinate consumatorilor în regim reglementat. Asigurarea prin furnizori intermediari a cantităţilor necesare unui furnizor distribuitor pentru acoperirea consumurilor clienţilor finali în regim reglementat a funcţionat în piaţă având drept cauză puterea financiară limitată a acestor furnizori-distribuitori. Concret, acestora le este dificil să susţină condiţiile financiare (termen de plată, garanţii bancare) ale producătorilor, în condiţiile în care încasează contravaloarea gazelor furnizate consumatorilor finali cu un decalaj important faţă de momentul livrării, astfel că intermediarii joacă rolul de creditori, având puterea financiară de a susţine plata gazelor în avans faţă de momentul încasării de la clienţii finali. Aşa cum s-a evidenţiat deja în urma procesului de liberalizare, componenta de piaţă reglementată s-a diminuat odată cu trecerea în eligibilitate a unui număr cât mai ridicat de consumatori. Pe 97 [...] 123

124 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale piaţa reglementată a furnizării cu amănuntul de gaze naturale, oferta este asigurată de furnizorii care provin din grupurile de întreprinderi ce deţin şi societăţile de distribuţie şi din furnizorii care au şi activitate de distribuţie. Clientul final reglementat are asigurată furnizarea de gaze strict de la furnizorul din grupul care deţine şi distribuitorul în a cărui reţea este conectat respectivul consumator. Decizia clientului final reglementat de schimbare a furnizorului echivalează cu trecerea acestuia în piaţa concurenţială. Grafic nr.26 60% 50% Cota de piaţă a furnizorilor pe piaţa reglementată Engie, 50.10% 49.60% 50.26% 46.28% 48.01% 40% 30% E.On Energie, 40.32% 40.62% 39.09% 43.36% 43.77% 20% 10% Alţii, 9.58% 9.78% 10.65% 10.36% 8.22% 0% Engie E.On Energie Alţii Sursa: rapoarte ANRE Cota de piaţă a furnizorilor pe piaţa reglementată Grafic nr % 2% 4% 6% 8% 10% 12% Congaz Petrom Distributie/Premier Energy Wirom Gas Gaz Est Intergaz Gaz Sud Gaz Vest Nord Gaz CPL Concordia Covi Construct 2000 G.D.R. Otto Gaz Distrigaz Vest Tulcea Gaz Megaconstruct Hargaz Harghita Gaz Altii Sursa: rapoarte ANRE Primii doi furnizori, GDF Suez Energy România (în prezent Engie) şi E.ON Energie România, deţin împreună circa 90% din piaţă, tendinţa acestora fiind de a-şi egaliza poziţiile pe piaţa reglementată. Categoria furnizorilor mijlocii, cu cote de piaţă cuprinse între 0,10% şi 2,70%, reprezintă împreună circa 10% din piaţa reglementată, iar ceilalţi furnizori, cu cote de piaţă sub 0,10%, deţin împreună sub 1% din piaţă (circa 0,80-0,90%). Din totalul furnizorilor care au alimentat clienţii reglementaţi în perioada , circa 20 au avut cote de piaţă peste 0,1%. 124

125 Milioane MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale 5.2 Furnizarea în regim concurenţial În segmentul concurenţial, tranzacţiile comerciale cu gaze naturale pot fi realizate angro (între furnizori) sau cu amănuntul (între furnizori şi clienţii eligibili), iar preţurile se formează pe baza cererii şi a ofertei, ca rezultat al mecanismelor concurenţiale. Comercializarea gazelor pe piaţa concurenţială se face prin contracte bilaterale şi/sau pe pieţele centralizate. În subcapitolele următoare vor fi prezentate evoluţiile celor două pieţe angro/amănuntul, precum şi diferenţele semnificative de comercializare, pe cele două paliere, generate în principal de repartiţia diferită a riscurilor asumate de vânzători cu privire la comercializarea către alţi furnizori (revânzători) sau către clienţi finali. Raportat la cantităţile anuale de gaze naturale comercializate în regim concurenţial, se poate observa că vânzările destinate pieţei cu amănuntul au reprezentat circa 59% - 64% din totalul vânzărilor în regim concurenţial, ceea ce înseamnă că o parte semnificativă a pieţei cu amănuntul este aprovizionată direct de către producătorii interni. Grafic nr Cantităţile de gaze naturale vândute pe pieţele angro şi cu amănuntul, în regim concurenţial Clienti finali Revanzatori Total concurential Sursa:prelucrare internă CC 125

126 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Ponderile vânzărilor de gaze naturale în regim concurenţial, pe pieţele angro şi cu amănuntul Grafic nr % 36.62% % 41.06% % 40.90% % 38.52% Sursa:prelucrare internă CC Producătorii sau afliliaţii acestora care sunt prezenţi în calitate de furnizori atât pe piaţa angro, cât şi pe piaţa cu amănuntul, sunt Romgaz şi Petrom Gas. În funcţie de strategia proprie, aceştia comercializează cantităţile de gaze naturale în regim concurenţial fie către revânzători, fie către clienţi finali. Romgaz şi Petrom Gas sunt furnizorii-producători care au capacitatea de a furniza gaze naturale oricărui consumator din România, alături de furnizorii tradiţionali Engie şi E.ON Energie 98. [...] 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Clienti finali Revanzatori Cantităţile totale comercializate în regim concurenţial de către Romgaz şi Petrom Gas se vor regăsi defalcate pe pieţele angro şi cu amănuntul. Astfel, în funcţie de strategia comercială a fiecăruia dintre cei doi producători, vor rezulta cotele de piaţă care reflectă puterea de piaţă a acestora pe fiecare dintre cele două paliere, angro şi cu amănuntul. În cazul celor doi mari furnizori tradiţionali, Engie şi E.ON Energie, având în vedere că activitatea lor este orientată în principal pe furnizarea către clienţi finali, este evident că cea mai mare parte a cantităţilor comercializate în regim concurenţial este destinată pieţei cu amănuntul. Ambii furnizori sunt prezenţi şi pe piaţa angro în calitate de vânzători, dar cu cantităţi mult mai mici comparativ cu cele destinate clienţilor finali, având în vedere că aceste vânzări sunt rezultate ca urmare a valorificării unor oportunităţi pe piaţă realizate pentru optimizarea portofoliilor. [...] Vânzările în regim concurenţial pe pieţele angro şi cu amănuntul - Grafic nr. 30 [...] Sursa:prelucrare internă CC 98 Categoriile de clienţi pentru care concurează cei patru furnizori sunt prezentate la cap. Piaţa de furnizare cu amănuntul a gazelor naturale. 126

127 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale 5.3 Piaţa furnizării angro de gaze naturale Piaţa furnizării angro de gaze naturale implică tranzacţiile cu volume mari de gaze naturale încheiate de către producători şi importatori, cu furnizori care cumpără gaze naturale în scopul revânzării către clienţi finali sau către alţi furnizori. Dimensiunea pieţei de furnizare angro ar putea fi cuantificată prin însumarea cantităţilor de gaze naturale comercializate de furnizorii care au calitatea de producători/afiliaţi către furnizorii care asigură consumurile clienţilor reglementaţi şi a cantităţilor reprezentând toate tranzacţiile derulate în regim concurenţial între furnizori. În perioada de analiză, o mare parte din cantităţile de gaze naturale (40% - 50%) ce au făcut obiectul contractării între furnizori au fost comercializate în regim reglementat, având o trasabilitate stabilită legislativ pentru sursele provenite din producţia internă care au ca destinaţie asigurarea consumurilor clienţilor finali reglementaţi. Prin urmare, deşi aceste cantităţi sunt parte a pieţei angro de gaze naturale, din cauza condiţiilor speciale de comercializare impuse prin regimul reglementat, au fost evidenţiate separat, analiza concentrându-se în continuare pe componenta pieţei angro ce a funcţionat în regim concurenţial. Precizăm că, odată cu extinderea regimului concurenţial şi asupra achiziţilor de gaze naturale din producţia internă ce au ca destinaţie consumul reglementat, produsă de la 1 aprilie 2017, are loc o întregire a pieţei furnizării angro de gaze naturale. Astfel, în lipsa segmentării furnizării angro în funcţie de regimul reglementat/concurenţial de comercializare, se prefigurează o dimensiune reală a acestei pieţe şi a puterii de piaţă deţinute de fiecare furnizor. Din considerentele mai sus expuse, în continuare, orice referire la piaţa furnizării angro de gaze naturale are în vedere piaţa furnizării angro de gaze naturale în regim concurenţial Piaţa furnizării angro în regim concurenţial Sursele de gaze naturale aflate la dispoziţia pieţei de furnizare angro de gaze naturale din România sunt cele din producţia internă (din care peste 95% provin de la cei doi mari producători) şi cele din import (asigurate, în principal, de 2 furnizori externi). Specificul consumului anual este caracterizat de diferenţe semnificative vară/iarnă, iar sistemul de gaze naturale din România are o serie de condiţionalităţi tehnice, respectiv limitări în funcţionare: capacitate maximă de producţie zilnică, capacitate maximă de import zilnic, capacitate maximă de extracţie cantităţi înmagazinate. Astfel, pe parcursul unui an, în perioadele cu vârfuri de consum, sursele care asigură consumurile sunt: producţia internă curentă, importul curent şi înmagazinarea (care înglobează, din punct de vedere cantitativ, gaze naturale din producţia internă şi gaze naturale din import). Aşadar, este important de precizat că pe piaţa din România, pe perioade de timp limitate, consumurile la nivel naţional nu pot fi asigurate exclusiv din producţia internă curentă şi din importul curent, fiind utilizate anumite cantităţi de gaze naturale extrase din înmagazinare. Aceasta este o caracteristică de funcţionare ce nu se întâlneşte în celelalte state europene. Ca urmare a acestor caracteristici, respectiv limitarea tehnică a infrastructurilor din sectorul gazelor naturale, potenţialul maxim de exploatare a surselor interne şi a celor din import, raportate la fluctuaţia consumului intern anual, a rezultat necesitatea impunerii unor reglementări inclusiv pentru componenta concurenţială a pieţei furnizării : 127

128 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale - obligaţia coşului de gaze prin care s-a stabilit procentul de gaze naturale din import pe care furnizorii trebuie să îl asigure consumatorilor, inclusiv acelora alimentaţi în regim concurenţial; - obligaţia de stoc minim prin care s-au prevăzut cantităţile pe care furnizorii ce alimentează consumatori finali (inclusiv cei alimentaţi în regim concurenţial) trebuie să le deţină în depozitele de înmagazinare la sfârşitul ciclului de injecţie. Cu toate că aceste obligaţii sunt o rezultantă a modului în care a fost gândită asigurarea continuităţii în furnizare a consumatorilor finali având la bază principiul echidistanţei privind accesul la resursa din producţia internă, pentru perioada de tranziţie dinspre regimul reglementat spre cel concurenţial, efectul acestor obligaţii s-a repercutat în modul de desfăşurare a activităţii de comercializare pe piaţa furnizării angro în regim concurenţial. Astfel, se poate afirma că piaţa furnizării angro în regim concurenţial este încă o piaţă hibrid, aflată în plin proces de evoluţie şi de eliminare etapizată a condiţionalităţilor existente la nivelul furnizorilor. Ca urmare a liberalizării integrale a pieţei pentru consumatorii noncasnici, începând cu data de 1 ianuarie 2015, a fost eliminată reglementarea privind coşul de gaze pentru această categorie de consumatori. Participanţii la piaţa angro de gaze naturale sunt: - producătorii/afiliaţii acestora; - furnizorii; - operatorul de transport şi sistem; - operatorii de distribuţie. Din analiza informaţiilor primite în cadrul investigaţiei a rezultat că furnizorii participanţi la piaţa angro de gaze naturale sunt producătorii/afiliaţii, importatorii de gaze naturale, furnizorii care alimentează consumatorii finali, furnizorii care comercializează gazele naturale doar către alţi furnizori (la nivel legislativ se are în vedere introducerea noţiunii de trader ). Această opinie privind componenţa participanţilor la piaţa angro de gaze naturale este împărtăşită de majoritatea respondenţilor. Există însă, în rândul furnizorilor, şi opinia potrivit căreia tot din structura pieţei angro fac parte şi clienţii finali care au consumuri mari, raţiunea fiind aceea că aceşti consumatori achiziţionează cantităţi de dimensiuni similare cu cele achiziţionate de furnizori. Cu toate acestea, legislaţia asigură o delimitare clară după destinaţia gazelor naturale, respectiv revânzare sau consum propriu, care se reflectă în palierele de comercializare angro sau cu amănuntul, iar diferenţierea cu privire la modul de contractare pe cele două paliere de piaţă s- a manifestat pe parcursul întregii perioade de analiză. Pe piaţa angro, gazele naturale ajung preponderent de la surse (producţie internă şi import) la furnizori. De asemenea, aceasta este piaţa în care furnizorii comercializează gazele naturale între ei pentru echilibrarea poziţiilor din portofoliu 99 ori pentru reducerea dezechilibrelor în relaţia cu operatorul sistemului de transport. Având în vedere aceste aspecte şi luând în considerare practica europeană 100, s-a apreciat că, pentru prezenta analiză ce se concentrează pe perioada , piaţa angro de gaze naturale a 99 [...] 100 Cazul COMP/M.4180 GDF/Suez (2006), par

129 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale fost reprezentată de relaţiile comerciale având ca obiect cantităţile de gaze naturale comercializate între furnizori, fără a include cantităţile achiziţionate pentru asigurarea consumurilor proprii, indiferent de mărimea acestora. Definirea pieţei angro poate rămâne, totuşi, deschisă, întrucât odată cu evoluţia pieţei interne, schimbarea condiţiilor la nivelul furnizării în regim concurenţial (eliminarea interferenţelor cu zona reglementată, omogenizarea condiţilor de contractare existente între revânzători şi clienţii finali), diversificarea mecanismelor de tranzacţionare şi a fluxurilor transfrontaliere, s-ar putea impune redefinirea pieţei angro de gaze naturale. În concluzie, oferta şi cererea pe piaţa angro au fost asigurate de participanţii la piaţă astfel: - Oferta: producători/afiliaţi, furnizori de gaze naturale din import, operatorii sistemului de transport şi ai sistemelor de distribuţie, aceştia din urmă doar pentru echilibrare şi pentru acoperirea diferenţelor rezultate din procedurile de măsurare/alocare. - Cererea: furnizori, operatorii sistemului de transport şi ai sistemelor de distribuţie, aceştia din urmă doar pentru echilibrare şi pentru acoperirea diferenţelor rezultate din procedurile de măsurare/alocare şi din consumuri tehnologice. Evoluţia numărului de furnizori activi pe piaţa comercializării angro nu indică o dinamică susţinută din punct de vedere al creşterii numărului de participanţi. Tabel nr. 7 An Număr furnizori Număr furnizori intraţi pe piaţă în anul respectiv Număr furnizori ieşiti de pe piaţă în anul respectiv Sursa: date ANRE De asemenea, pe piaţa angro de gaze naturale numărul furnizorilor care desfăşoară operaţiuni specifice tradingului (comercializarea gazelor către alţi revânzători, fără furnizare către clienţi finali) este redus, fapt ce susţine ideea unei dezvoltări limitate a acestei pieţe. Din tabelul următor se poate observa că numărul de furnizori care au avut activitate specifică tradingului [...] a fost redus pe toată perioada de analiză, ajungând la un maxim de 5 la nivelul anului Tabel nr. 8 - Furnizori care activează doar pe piaţa angro [...] Sursa: date ANRE Există două perspective de analiză a pieţei angro de gaze naturale. Pentru evidenţierea acestora sunt necesare următoarele precizări. Pe piaţa angro, oferta este reprezentată de sursele primare pentru asigurarea cererii interne de gaze naturale, respectiv producţia internă şi importurile, precum şi de furnizorii licenţiaţi care realizează o activitate de intermediere între oferta şi cererea de gaze naturale sau comercializează gaze naturale între ei din diverse motive comerciale (oportunităţi de moment, echilibrare etc.). Prin urmare, oferta pe angro include încă o verigă în lanţul dintre oferta primară şi cererea 129

130 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale clienţilor finali, aşa numita intermediere. Din perspectiva cererii, furnizorii care cumpără pe piaţa angro pot opta fie pentru achiziţiile directe de la producători/afiliaţi şi importatori, fie pentru achiziţii de la aceşti intermediari care revând gazele naturale, alegerea fiind influenţată de elemente ce ţin de puterea financiară, cantităţi contractate, condiţii contractuale. În acelaşi timp, în subsidiar ar exista un al doilea palier de comercializare angro, unde interacţionează furnizorii care achiziţionează gazele naturale din sursa primară şi alţi furnizori mai mici. Având în vedere aceste considerente o perspectivă poate avea în vedere analizarea separată a fiecăruia dintre cele două paliere ale pieţei angro (angro-ul principal şi veriga intermediară). Pe de altă parte, există perspectiva de analiză a pieţei angro ca fiind un singur palier de comercializare, care include toate tranzacţiile descrise în cadrul celor două segmente evidenţiate anterior. Aceasta este şi perspectiva avută în vedere în cadrul prezentei analize, cu menţiunea că, luând în considerare importanţa surselor interne în modelul de piaţă din România, vor fi evidenţiate separat şi cotele la nivel de surse primare. În perioada de analiză, cantităţile de gaze naturale comercializate pe piaţa angro au reprezentat între 37% şi 41% din totalul cantităţilor de gaze naturale vândute în regim concurenţial (angro şi vânzări cu amănuntul). Raportat la o dimensiune a pieţei angro dată de suma tuturor tranzacţiilor angro de gaze naturale, care include nu numai cantităţile puse în piaţă de surse (producători şi importatori) şi care ajung în consumul final, ci şi pe cele vehiculate între revânzători, cotele cumulate ale primilor doi furnizori au reprezentat între [50% şi 65%]. Romgaz a deţinut cea mai mare cotă de piaţă, respectiv între [35-45]% până în 2015, cu o scădere abruptă în În perioada , Petrom Gas a avut o cotă de piaţă cuprinsă între [20% - 30%]. Deşi s-a înregistrat un ecart semnificativ între cei doi furnizori care au şi calitatea de producători/afiliaţi, tendinţa ultimilor doi ani a fost de diminuare a intervalului. Scăderea cotei de piaţă deţinute de Romgaz în anul 2016 a fost cauzată de oprirea unei părţi a producţiei, ca urmare a conjuncturii pieţei 101. Amromco, al treilea producător ca mărime, a înregistrat an de an o creştere a cotei de piaţă, iar în perioada aceasta s-a situat în intervalul [5%-10%]. În cazul celor doi mari furnizori tradiţionali, Engie şi E.ON Energie, se observă o abordare diferită a acestui palier de piaţă. În timp ce Engie a întregistrat o majorare a cotei pe piaţa angro, în aceeaşi perioadă vânzările E.ON Energie 102 au fost reduse, având în vedere că au fost realizate doar pentru optimizarea portofoliului în cadrul unor oportunităţi conjuncturale. 101 A se vedea subcapitolul 6.3- Regimul de taxare a producţiei de hidrocarburi în România 102 [ ] 130

131 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Evoluţia cotelor principalilor furnizorilor de gaze naturale pe piaţa angro în regim concurenţial Romgaz OMV Petrom Gas Alţii Sursa: prelucrare internă CC Grafic nr. 32 Evoluţia cotelor furnizorilor de gaze naturale pe piaţa angro în regim concurenţial (alţi revânzători) 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Engie E.ON Energie WIEE Conef Gaz MET AMROMCO Energy Arelco AXPO Altii Total Sursa: prelucrare internă CC O astfel de definire a pieţei angro, deşi oferă o imagine privind puterea fiecărui participant în funcţie de vânzările efectuate, nu reflectă cu suficientă acurateţe puterea reală de piaţă a surselor 131

132 HHI CR2/4 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale (producţie internă/import) în condiţiile multiplicării prin revânzări succesive a cantităţilor de gaze puse în piaţă înainte de ajunge în consumul final. Mai exact, cotele de piaţă ale furnizorilor care au şi calitatea de producători/afiliaţi sunt diluate prin raportarea la un volum total ce include cantităţile vehiculate ( rostogolite ) între revânzători. Din analiza datelor disponibile a rezultat că inclusiv în situaţia în care volumele tranzacţionate de furnizori se raportează la totalul surselor intrate în piaţă, fără cantităţile rostogolite, ierarhia pe piaţă nu se modifică faţă de situaţia prezentată anterior dar se măreşte decalajul dintre primii doi jucători. Gradul de concentrare al pieţei furnizării angro în regim concurenţial Comercializarea de gaze naturale în regim concurențial către revânzători se realizează în baza licenței de furnizare acordate de ANRE, pe piața românească fiind prezenți un număr de 46 astfel de furnizori (în anul 2016). Figura următoare prezintă evoluția gradului de concentrare pe piața furnizării angro de gaze naturale (comercializarea de gaze naturale în regim concurențial către revânzători) din România în perioada Figura nr. 2 2,500 2,350 2,375 2, % 2,000 1,859 80% 1,500 60% 1,000 40% % 63.9% 78.4% 61.8% 78.6% 64.4% 78.0% 54.1% 75.5% CR2 CR4 (axa din dreapta) HHI (axa din stanga) Sursa: date prelucrate de CC În ceea ce privește principalul indicator al gradului de concentrare, respectiv HHI, acesta se află la valori de peste de unități în perioada , după care scade la aproximativ 1860 în anul Scăderea importantă (de peste 530 de unități) a HHI din anul 2016 este rezultatul reducerii prezenței pe piață a celor doi mari producători, în special Romgaz [...], concomitent cu creșterea prezenței pe această piață a Engie și WIEE. Date fiind intervalele de valori ale HHI considerate de Comisia Europeană, în anul 2016, piața furnizării angro de gaze naturale din România devine o piață cu concentrare medie, după ce anterior putea fi privită drept o piață puternic concentrată. Evaluarea concentrării prin intermediul HHI trebuie completată de evaluarea pe baza ratelor de concentrare. Aceasta întrucât tendința de relativă apropiere a cotelor de piață ale principalilor 0% 132

133 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale participanți pe piață atenuează valoarea HHI: ridicarea la pătrat a cotelor de piață pune accent deosebit pe valorile mari ale cotelor de piață, ceea ce nu mai este neapărat cazul pe piața furnizării angro de gaze naturale începând cu anul Reducerea recentă a gradului de concentrare pe piață este susținută și de analiza ratelor de concentrare. Chiar dacă, pe întreaga perioadă analizată, principalii producători de gaze naturale din România, Romgaz și OMV Petrom (prin afiliat), sunt și rămân și principalii participanți pe piața furnizării angro, CR2 se reduce [...].Scăderea prezenței pe piața furnizării angro a celor doi producători autohtoni de gaze naturale [...] este compensată în special de avansul Engie și WIEE [...] fapt pentru care CR4 rămâne relativ constant în intervalul În concluzie, tendința recentă pe piața furnizării de gaze naturale în regim concurențial către revânzători din România pare a fi de echilibrare a principalilor jucători. Reducerea prezenței celor doi mari producători este suplinită de creșterea importanței a doi furnizori de gaze naturale, ceea ce face ca HHI și CR2 să se reducă puternic în anul CR4 scade însă puțin în anul 2016 și rămâne la valori relativ ridicate, peste 75%, ceea ce arată continuarea caracterului oligopolist al acestei piețe. Evaluarea furnizării angro de gaze naturale din România prin intermediul Indicelui Agregat de Presiune Concurențială Evaluarea comercializării de gaze naturale în regim concurențial către revânzători prin intermediul IAPC se face în modalitatea descrisă în Secțiunea 4.3. Tabelul de mai jos prezintă valorile alese pe scalele în șapte puncte, în funcție de datele și informațiile disponibile autorității de concurență. Tabelul nr. 9 - Evaluarea furnizării angro de gaze naturale din România, prin intermediul IAPC, la nivelul anului 2016 Indicatorul urmărit Barierele la intrare Inovarea Omogenitatea produsului Elasticitatea cererii in funcție de preț Concurenții rebeli Intrarea altor concurenți este foarte dificilă Piața nu este deloc una inovativă Produsele oferite de concurenți sunt foarte similare Cererea este foarte inelastică Pe piață nu există concurenți rebeli Opțiunea aleasă pe scala în șapte puncte Intrarea altor concurenți este foarte facilă Piața este una inovativă iar inovația este de impact Produsele oferite de concurenți sunt foarte diferite, mai ales calitativ Cererea este foarte elastică Pe piață există concurenți rebeli de dimensiuni mari Numărul concurenților Numărul de Numărul concurenților este concurenți foarte redus este foarte ridicat Gradul de Gradul de concentrare este Gradul de concentrare concentrare foarte ridicat este foarte redus Simetria cotelor Cotele de piață ale Cotele de piață ale 133

134 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale de piață principalilor concurenți sunt foarte apropiate Cotele de piață ale Stabilitatea principalilor concurenți nu cotelor de piață s-au modificat deloc Interacțiunile pe alte piețe Legăturile structurale Profitabilitatea Simetria costurilor Marketing și comunicare Transparența pieței Evoluția cererii Principalii concurenți se întâlnesc frecvent pe multe alte piețe Există puternice legături structurale între principalii concurenți Principalii concurenți înregistrează rate de profit foarte ridicate Principalii concurenți au costuri foarte apropiate Activitățile de marketing și comunicare ale principalilor concurenți sunt foarte limitate Piața este foarte transparentă Cererea totală a crescut masiv Șocurile cererii Cererea este foarte stabilă Nivelul prețului Asociațiile de afaceri sau patronale Puterea de negociere a cumpărătorilor Prețul în România este semnificativ mai mare decât în alte țări Există o unică asociație de afaceri sau patronală, reprezentativă și foarte influentă Cumpărătorii nu au deloc putere de negociere principalilor concurenți sunt foarte diferite Cotele de piață ale principalilor concurenți au fluctuat masiv Principalii concurenți se întâlnesc doar pe piața analizată Nu există niciun fel de legături structurale între principalii concurenți Principalii concurenți înregistrează rate de profit foarte reduse sau pierderi Principalii concurenți au costuri foarte diferite Activitățile de marketing și comunicare ale principalilor concurenți sunt foarte intense Piața este foarte opacă Cererea totală a scăzut masiv Cererea fluctuează (sau poate fluctua) masiv de la o perioadă la alta Prețul în România este semnificativ mai scăzut decât în alte țări Nu există asociații de afaceri sau patronale sau acestea nu sunt influente Cumpărătorii au foarte mare putere de negociere În ceea ce privește factorul analizat cel mai adesea de autoritățile de concurență, respectiv existența barierelor la intrarea pe piață, apreciem că acestea sunt destul de ridicate în cazul furnizării de gaze naturale în regim concurențial către revânzători, întrucât obținerea unei licențe de furnizare din partea reglementatorului trebuie dublată de existența unei surse de aprovizionare, interne sau externe. Mai mult, apreciem că intrarea semnificativă pe această piață necesită resurse financiare considerabile și este posibil să fie condiționată și de o bună reputație a furnizorului. Gradul redus de inovare a acestui sector, omogenitatea ridicată a produsului și a serviciului oferit, elasticitatea limitată a cererii în funcție de preț, interacțiunile frecvente de pe alte piețe ale principalilor jucători, dar și investițiile aparent reduse ale acestora în activități de marketing și comunicare sunt elemente care atenuează caracterul pro-competitiv al industriei. Pe de altă parte, 134

135 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale numărul ridicat de concurenți, fie și doar cu caracter potențial, lipsa unor legături structurale între principalii jucători de pe piață, aparenta asimetrie a costurilor acestora și evoluțiile recente ale cererii (reducere importantă în anul 2016, ceea ce arată o predispoziție crescută la șocuri exogene) contrabalansează o parte din factorii enunțați anterior. Date fiind scorurile indicate în tabelul de mai sus, dar și categoriile de importanță din care fac parte factorii incluși în analiza prin intermediul IAPC, valoarea indicelui compozit pentru comercializarea gazelor naturale în regim concurențial către revânzători este 47% în anul Această valoare plasează comercializarea angro a gazelor naturale din România la limita dintre industriile pro-competitive și cele din grupul de mijloc din punct de vedere concurențial, date fiind 50 de industrii naționale analizate de autoritatea de concurență prin prisma IAPC. Față de anul 2015, valoarea IAPC înregistrează o creștere de 4,5pp. Această evoluție, ce reprezintă cea mai însemnată creștere dintre cele 50 de industrii analizate, este preponderent rezultatul unui factor extern, respectiv reducerea prețurilor gazelor naturale din import. Această reducere nu a fost urmată de Romgaz, nealinierea sistemului de tarifare a acestuia conducând la reducerea semnificativă a cantității comercializate de societate [...]. În acest context, WIEE, jucător ușor atipic, care comercializează gaze naturale din import și care încearcă să acționeze ca un agregator de cerere, și-a sporit prezența pe piață, cota sa crescând [...] față de anul Drept consecință a acestor evoluții, cotele de piață ale principalilor jucători s-au modificat semnificativ în anul 2016 iar gradul de concentrare a pieței s-a redus, ceea ce a condus la creșterea indicelui agregat de presiune concurențială. Analiza pieţei de furnizare angro de gaze naturale cuprinde, pe lângă prezentarea principalelor caracteristici, a actorilor din piaţă şi a gradului de concentrare, şi consideraţii privind flexibilitatea în aprovizionarea cu gaze naturale, condiţiile de contractare, modul de construire a portofoliilor anuale de achiziţii pe această piaţă, distincţia dintre producţia internă şi import din perspectiva achiziţiilor, elementele care influenţează preţul gazelor naturale angro, condiţiile de ofertare, barierele la intrarea pe piaţă şi deficienţele constatate. Flexibilitatea/diversificarea în aprovizionarea cu gaze naturale Pornind de la structura ofertei pieţei angro de gaze naturale, este important de reliefat în ce măsură sursele existente asigură suficientă flexibilitate în construirea portofoliilor de achiziţii de gaze naturale ale furnizorilor. Există două aspecte care trebuie avute în vedere: opţiunile/diversitatea surselor pe care le au furnizorii în aprovizionare şi flexibilitatea surselor în creşterea/diminuarea cantităţilor comercializate în funcţie de nevoi (capacitatea de aprovizionare a pieţei). Îmbinarea celor două dimensiuni - număr de surse/capacitatea acestora de aprovizionare - reflectă lichiditatea pieţei, la nivelul ofertei. Marii furnizori care asigură cererea de gaze pe piaţa angro au precizat că flexibilitatea la nivelul surselor/ofertei de gaze naturale trebuie evaluată în contextul sezonalităţii consumului. Potrivit informaţiilor transmise de aceştia 103, pe o perioadă limitată de timp a sezonului rece, când se înregistrează vârfuri de consum, flexibilitatea surselor este extrem de limitată. 103 [...] 135

136 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale La o producţie internă curentă care asigură aproximativ 0,3 TWh/zi, un import ce poate asigură până la 0,4 TWh/zi şi o capacitate de extracţie din înmagazinare de până la 0,3 TWh/zi, pe parcursul iernii, nefuncţionarea sau neutilizarea uneia dintre surse (reduceri la import, probleme tehnice de extracţie etc.) poate aduce grave probleme în aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor finali pentru că niciuna nu poate compensa suficient lipsa alteia. Capacitatea de extracţie insuficientă în vârf de consum este cea care determină apariţia nevoii de import pentru balansarea sistemului. În concluzie, flexibilitatea existentă este suficientă prin cumul, dar poate fi pusă în pericol foarte uşor de absenţa/insuficienţa uneia dintre surse. 104 (...) Nu există suficientă flexibilitate. Depozitele funcţionează oricum iarna ca sursă normală de gaze nu ca sursă de flexibilitate. 105 Chiar furnizori [...], care îşi construiesc portofoliile cu achiziţii semnificative de gaze naturale din import, consideră că piaţa nu oferă o reală flexibilitate în aprovizionare. Există premisele unei corecţii la nivelul pieţei, în sensul creşterii flexibilităţii în aprovizionare, odată cu apariţia noilor surse de gaze naturale din Marea Neagră şi în condiţiile realizării investiţiilor la nivelul infrastructurilor de transport şi înmagazinare pentru înlăturarea limitărilor tehnice. Cea mai mare parte a furnizorilor respondenţi consideră că nu există suficientă flexibilitate în alegerea surselor din cauza gradului de concentrare mare a surselor de producţie internă (doi producători majori) şi a surselor de import de gaze naturale (importurile directe sunt asigurate majoritar de la 2 traderi externi din aceeaşi sursă). În timp ce la nivelul furnizorilor care achiziţionează cantităţi mari de gaze (cei care nu au şi calitatea de producători), flexibilitatea în aprovizionare este determinată de diversitatea surselor pe care le au la dispoziţie pe piaţă pentru a-şi construi portofoliile de achiziţii, la nivelul furnizorilor medii şi mici flexibilitatea în aprovizionare este gândită inclusiv din perspectiva achiziţiilor de la alţi revânzători de pe piaţă. Există o serie de argumente evidenţiate de furnizorii care susţin că achiziţia gazelor din alte surse decât producţia internă reprezintă o alternativă reală de construire a portofoliilor proprii. Primul argument este legat de faptul că producătorii nu oferă spre vânzare, mai ales pe bursă, cantităţi mici şi foarte mici 106. De exemplu, cantităţile de MWh/lună puse pe piaţă nu sunt accesibile furnizorilor cu portofolii mici de clienţi. Un alt argument este acela că, în multe situaţii, furnizorii care au achiziţionat cantităţi mari pe termen lung, la preţuri avantajoase, vând excedentul lunar deseori la preţuri mai bune decât cele oferite de producători 107. În acest caz, avantajul obţinerii unui preţ mai bun de la producători prin achiziţia unor cantităţi mai mari de gaze se translatează şi către furnizorii mai mici asigurând o competitivitate sporită a pieţei. 104 [...] 105 [...] 106 [...] 107 [...] 136

137 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Un element determinant în opţiunea achiziţiilor de la alţi revânzători este cel legat de condiţiile de flexibilitate strictă solicitate de producători cu privire la cantităţile contractate. În contextul implementării Codului Reţelei 108, începând cu luna noiembrie 2016, producătorii au ales să vândă gazele naturale cu livrare în bandă zilnică fixă, cu o flexibilitate limitată la nivelul cantităţilor contractate [...]. Clienţii finali induc vârfuri de consum care nu se pot încadra în banda cu flexibilitate redusă oferită de producători, ceea ce ar conduce la dezechilibre şi, implicit, la penalizarea de către Operatorul Sistemului de Transport a respectivilor furnizori. Revânzătorii mari cu portofolii complexe de achiziţie pe bază de contracte pentru cantităţi în bandă sau pentru cantităţi destinate vârfurilor de consum, aprovizionaţi atât cu gaze din import, cât şi din producţia internă şi din înmagazinare, reuşesc să asigure micilor furnizori o flexibilitate mult mai mare la contractare. De altfel, aşa cum se va prezenta pe parcursul analizei, odată cu implementarea Codului Reţelei, flexibilitatea comercială a devenit un element determinant în procesul de contractare. O altă condiţie care a făcut ca furnizorii mici să se orienteze către achiziţiile de la alţi revânzători este cea referitoare la plata în avans a gazelor livrate, din contractele cu producătorii. Practic, revânzătorii care au achiziţionat direct de la producători preiau sarcina de finanţator a cantităţilor livrate, asigurând clienţilor săi avantajul de cash-flow. Un avantaj în plus asigurat de achiziţiile de la revânzători este cel al preluării de către aceştia a riscului de neplată. În concluzie, pentru furnizorii mici, care nu pot îndeplini condiţiile solicitate de producători la comercializarea gazelor, achiziţia de la revânzătorii care contractează cantităţi direct de la surse reprezintă o alternativă reală de construire a portofoliilor. În pieţele angro mature, discrepanţa dintre condiţiile de contractare ale producătorilor şi capacitatea micilor furnizori de a îndeplini respectivele condiţii s-a reglat pe cale naturală de către piaţă, prin structurarea cererii pe mai multe paliere, conducând implicit la dezvoltarea categoriei traderilor. Pentru marii furnizori însă, la nivelul actual de dezvoltare/lichiditate a pieţei angro, achiziţiile de la alţi revânzători nu reprezintă opţiuni reale de aprovizionare, atât din punct de vedere al preţului, cât şi al cantităţilor. Există însă şi achiziţii de gaze naturale ale furnizorilor mari de la furnizori mai mici din piaţă, dar acestea sunt generate, în general, de necesitatea echilibrării portofoliilor (surse-consum) prin vânzarea excedentului către cei aflaţi în deficit şi cumpărarea de surplus pentru acoperirea deficitului. În tabelul următor se poate observa evoluţia numărului de furnizori care au achiziţionat gaze naturale direct de la producători, în perioada De asemenea, este evidenţiat numărul furnizorilor care au achiziţionat gaze de la fiecare dintre producători. Tabel nr.10 Total furnizori care au An achizitionat gaze de la producatori Sursa: date prelucrate de CC 108 Ordinul ANRE 16/2013 Codul reţelei pentru sistemul de transport al gazelor naturale. 137

138 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale În perioada de analiză se constată aproape o dublare a numărului de furnizori care au achiziţionat direct de la producători, ceea ce indică o evoluţie în sensul fragmentării cantităţilor ofertate pe piaţă de producători. [...] Condiţii de contractare pe piaţa angro Surse de achiziţie Pe piaţa angro a gazelor naturale, modalitatea dominantă de comercializare pe întreaga perioadă de analiză a fost prin contractare bilaterală, ceea ce a condus la o lipsă de transparenţă la nivelul pieţei şi, implicit, la lipsa oricărei referinţe cu privire la preţ. Aşa cum s-a precizat la capitolul 3.5, până la momentul 1 ianuarie 2015, când piaţa s-a liberalizat integral pentru consumatorii noncasnici (cu excepţia producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea energiei termice destinate consumului populaţiei), preţul de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă prevăzut în calendarul de liberalizare (pentru consumatorii noncasnici în regim reglementat) a reprezentat o referinţă pentru preţurile de achiziţie a gazelor din producţia internă comercializate în regim concurenţial. Dezvoltarea unui alt mecanism de comercializare, respectiv prin tranzacţionarea pe pieţele centralizate, a început în a doua jumătate a anului 2014, debutând cu obligaţia de tranzacţionare impusă producătorilor. Pentru aceste considerente, se poate aprecia că piaţa angro este încă la început de drum în ceea ce priveşte construirea unor referinţe de preţ, iar furnizorii au un exerciţiu limitat în ceea ce priveşte tranzacţionarea pe platformele centralizate. De altfel, şi platformele centralizate sunt în plin proces de formare, mecanismele existente nefiind încă suficient de complexe pentru a putea răspunde tuturor cerinţelor de comercializare ale furnizorilor. La nivelul pieţei angro, din informaţiile transmise de participanţi, rezultă că cea mai răspândită formă de contractare este cea cu o durată de un an, iar din punct de vedere al modalităţii de încheiere a contractelor, predominante sunt contractele bilaterale. Contractele cu durata de un an asigură predictibilitate, dar pentru asigurarea eficienţei sunt necesare contractele spot care ajută la echilibrarea portofoliilor şi care, de multe ori 109, oferă preţuri mai mici. Achiziţia prin mai multe contracte asigură minimizarea şocului pierderii unui client. În ceea ce priveşte prima opţiune luată în calcul ca potenţială sursă de achiziţie de către un furnizor în momentul construirii portofoliului, opiniile operatorilor diferă prin prisma dimensiunii afacerii (comercializarea gazelor) fiecăruia dintre aceştia, respectiv prin prisma identificării unor surse (vânzători) capabile să asigure condiţiile cantitative şi comerciale. Astfel, pentru furnizorii mari prima opţiune de achiziţii o reprezintă producătorii interni. Conform [...] 110 în acest caz furnizorul este nevoit să urmărească în contractare planul de vânzare al producătorilor, respectiv să contracteze atunci când producătorii scot la vânzare cantităţile de gaze naturale şi pe perioadele pe care aceştia doresc să vândă, conform propriilor strategii. Pentru cantităţile din import, lucrurile sunt clare, existând deja contractele pe termen lung cu importatorii externi. Dintre furnizorii medii şi mici, o parte ia în calcul ca primă opţiune achiziţia de la producători şi verifică posibilitatea contractării directe, în timp ce restul optează de la bun început pentru achiziţia de la furnizorii cu care au mai avut contracte. 109 [...] 110 [...] 138

139 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale [...] Identificarea celor mai avantajoase surse se realizează prin transmiterea solicitărilor de oferte către producători şi furnizori. Cu toate că cel mai important factor în analiză este preţul, nu întotdeauna acesta a fost principalul criteriu de alegere a unei oferte. Alte criterii importante au fost siguranţa livrărilor, flexibilitatea, termenul de plată, garanţiile solicitate. În situaţia fluctuaţiei portofoliului de clienţi (pierderea de clienţi), furnizorul are ca variante descărcarea respectivelor cantităţi către alţi consumatori (substituirea clientului pierdut cu un client nou), către alţi revânzători prin tranzacţii spot pe piaţa angro sau renegocierea contractului de achiziţie pentru diminuarea cantităţilor. Raportat la caracteristicile anului gazier care include ciclurile vară/iarnă, achiziţia este realizată prin contractarea în bandă - cantitate fixă lunară - a unei cantităţi minime necesare întregului an (inclusiv iarna), urmând ca necesarul suplimentar din perioada de iarnă să se asigure prin contracte pe termen scurt (pentru acoperirea vârfurilor de consum). Astfel, pe parcursul verii sunt contractate pe termen lung volume de tip baseload (care asigură o încărcare de bază), iar tot ceea ce este excedentar consumului de vară se injectează în depozitele de înmagazinare, urmând ca iarna să se încheie contracte pe termen scurt pentru acoperirea vârfurilor şi/sau să se utilizeze cantităţile stocate. Elemente negociate în contractele de achiziţie - cu producătorii interni: Principalele elemente care au făcut obiectul negocierilor în cazul contractării bilaterale directe de la producători, în perioada de analiză, au fost: preţul, cantitatea, perioada contractuală, termenul de plată, garantarea plăţii/livrării, flexibilitatea. Este important de remarcat că, înainte de ianuarie 2015, negocierea de preţ nu era foarte importantă având în vedere că producătorii practicau aceleaşi niveluri de preţ stabilite în calendarul de liberalizare. Faţă de acea referinţă puteau fi acordate diverse bonificaţii 111 pentru plata în avans, pentru preluarea unor cantităţi variabile, pentru diverse paliere cantitative. În perioada ulterioară dereglementării preţurilor pentru consumatorii noncasnici (după 1 ianuarie 2015), negocierea preţului a devenit tot mai importantă, lucru care se aşteaptă să se întâmple inclusiv cu gazele naturale contractate pentru consumatorii casnici şi asimilaţi pentru perioada ulterioară lunii martie 2017 (moment de la care s-a liberalizat preţul de achiziţie a gazelor din producţia internă, inclusiv pentru consumatorii casnici şi asimilaţi). Negocierea cantităţilor s-a făcut în funcţie de necesar, existând diverse variante de reconfirmare a nevoii pe parcursul derulării contractelor (nominalizări, renominalizări în cursul lunii), de modificare a graficului de livrare în limita unei flexibilităţi contractuale sau prin acordul părţilor în funcţie de disponibilităţi. Termenele de plată au fost negociate, în general, prin raportare la condiţiile de garantare. Există contracte cu garantarea plăţii prin scrisori de garanţie şi plata ulterioară lunii de livrare, contracte fără garantare şi cu plata înaintea lunii de livrare şi contracte fără garantare şi cu plata ulterioară 111 [...] 139

140 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale lunii de consum, bazate pe bonitatea partenerilor şi pe experienţa lor contractuală neafectată de evenimente de plată sau livrare 112. Durata contractelor are în vedere profilul de consum şi disponibilitatea necesară ca urmare a strategiei comerciale de dezvoltare a portofoliului de clienţi, existând toate tipurile de produse disponibile: zilnice, lunare, intra-lunare, trimestriale, anuale, multianuale. În legătură cu acest aspect, se remarcă faptul că, odată cu implementarea Codului Reţelei (noiembrie 2016), a apărut nevoia de contracte pe termen mai scurt de o lună, precum şi de contracte de echilibrare. Flexibilitatea cantităţilor contractate (comercială) a devenit un element de bază în negocierea contractelor odată cu intrarea în vigoare a prevederilor Codului Reţelei. Aşa cum s-a precizat anterior, producătorii preferă să vândă gazele naturale cu livrare în bandă şi cu o flexibilitate limitată. Există furnizori pentru care gradul de flexibilitate este la fel de important în negociere ca şi preţul de achiziţie, uneori sursa cea mai rentabilă nefiind neapărat cea cu preţul cel mai mic, ci cea care corespundea cerinţelor de consum ale clienţilor respectivului furnizor. Până la momentul aplicării prevederilor Codului Reţelei, nu se acorda o atenţie sporită negocierii cu exactitate a cantităţilor contractate, având în vedere că practic se achita contravaloarea cantităţii de gaze consumate efectiv de clienţii finali. - cu revânzătorii: În cazul achiziţiilor de la alţi revânzători (furnizori care nu au şi calitatea de producători), elementele ce au făcut obiectul negocierilor au fost: preţul, flexibilitatea, durata (perioada de livrare), termenul de plată şi, după caz, obligaţia/lipsa obligaţiei de plată a unei cantităţi, chiar dacă nu a fost preluată/consumată de către clientul final. Ca regulă generală, în cazul achiziţiilor de la revânzători, se poate asigura o flexibilitate mai mare a cantităţilor comparativ cu achiziţiile de la producători, ceea ce conduce la posibilitatea preluării de către cumpărător a unor cantităţi mult mai bine dimensionate pe specificul de consum al propriilor clienţi. Consecinţa este reducerea dezechilibrelor cantităţilor contracatate/livrate. De altfel, revânzarea este o posibilitate de echilibrare a cantităţilor prin care se asigură îndeplinirea de către cumpărător a obligaţiei de preluare a gazelor conform contractului. Practic, dacă într-o lună de livrare un furnizor nu îşi poate respecta obligaţia de preluare, sunt analizate două variante: nepreluarea cantităţii şi plata unor posibile penalităţi sau vânzarea către un alt furnizor a unei cantităţi spot care ar duce la acoperirea obligaţiei de preluare. De asemenea, condiţiile de plată sunt mai avantajoase în cazul achiziţiilor de la revânzători, având în vedere că producătorii preferă fie plata în avans, fie depunerea unor garanţii. Există furnizori medii şi mici, cu o capacitate limitată în asigurarea surselor de finanţare (lichidităţilor) care să le permită susţinerea unor plăţi în avans faţă de momentul încasării. În general, aceştia au în portofolii inclusiv clienţi consumatori casnici, de la care încasează contravaloarea facturilor la termene de 45 de zile de la încheierea lunii de livrare. Situaţia este valabilă însă inclusiv pentru furnizorii care au consumatori noncasnici, în cazul cărora termenele scadente sunt de 30 de zile de la încheierea lunii de livrare şi emiterea facturii. [...] 112 [...] 140

141 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale - cu importatorii externi: În cazul achiziţiilor de gaze din import, de la furnizori externi, elementele negociate au fost aproximativ aceleaşi cu cele negociate în achiziţiile de la producătorii interni, respectiv preţuri, cantităţi, durată, flexibilitate, obligaţii de preluare, condiţii de plată. Este important de subliniat că, în cazul contractelor de import, preţurile sunt stabilite după formule care iau în calcul cotaţiile Platt s pentru păcură cu conţinut de sulf de 1% şi pentru motorină cu conţinut de sulf de 0,1%. Faţă de preţul astfel calculat se pot acorda discounturi. Cu privire la condiţiile de plată, nu există o regulă generală, de la caz la caz stabilindu-se fie plata înaintea (sau în primele zile) ale lunii de livrare, fie plata după luna de livrare. O condiţie frecvent întâlnită în contractele de import a fost clauza de tip take-or-pay, prin care cumpărătorul se obliga se plătească gazele contractate chiar dacă nu erau preluate. Ar fi de remarcat totuşi tendinţa de schimbare a politicilor de comercializare ale furnizorilor externi, în sensul îmbunătăţirii condiţiilor contractuale prin acordarea unei flexibilităţi sporite şi a scăderii incidenţei condiţiilor de plată în avans. Există şi furnizori 113 dintre cei care au avut contracte cu importatorii externi care consideră că, din punct de vedere al flexibilităţii în livrări, furnizorii gazelor din import oferă opţiuni mult mai avantajoase comparativ cu producătorii interni. Modul de construire a portofoliilor anuale de achiziţii În general, pe piaţa angro, ofertele solicitate de revânzători sunt fără servicii logistice, aceştia având încheiate în nume propriu contracte de transport al gazelor naturale prin SNT, precum şi contracte de distribuţie a gazelor naturale prin diversele sisteme de distribuţie la care sunt conectaţi consumatorii finali aflaţi în portofoliile lor. Ca regulă generală, cu revânzătorii se negociază doar preţul gazului. Caracteristic relaţiilor comerciale pe piaţa concurenţială a furnizării angro este faptul că procesul de negociere bilaterală cu revânzătorii - având în vedere faptul ca aceştia cunosc detaliat functionalităţile pieţei - este mai scurt ca durată, comparativ cu procesul de negociere bilaterală cu un consumator final. Tendinţa pentru revânzători este de a lua decizii mult mai rapid decât consumatorii finali, iar contractele negociate pot fi zilnice, lunare sau multi-lunare (în cazul clienţilor finali contractele sunt, în general, anuale). Pe piaţa concurenţială de furnizare angro, revânzătorii îşi construiesc portofoliile de achiziţie de gaze naturale prin încheierea unei multitudini de contracte cu furnizorii-producători interni, cu furnizorii care importă gazele naturale de la traderi externi şi cu ceilalţi furnizori-revânzători. Din informaţiile prezentate s-a constatat că, în general, revânzătorii mari îşi construiesc portofoliile având un contract anual de achiziţie, aşa numit contract de bază, care le asigură cea mai mare parte din necesarul de gaze pe care trebuie să îl revândă consumatorilor proprii (la care se încheie acte adiţionale prin care se pot ajusta cantităţile lunare achiziţionate şi preţurile gazelor naturale) şi dintr-o multitudine de contracte, semestriale/trimestriale/lunare sau pe durate de câteva zile, încheiate fie bilateral, fie prin tranzacţii pe pieţele centralizate. Modalităţile de construire a portofoliilor de achiziţie diferă de la un revânzător la altul, existând cazuri când aceştia preferă să încheie, cu precădere, contracte lunare/spot sau multi-lunare (în general, în situaţiile în care nu pot avea o predictibilitate a consumurilor clienţilor finali proprii). Există, de asemenea, situaţii în care revânzătorii au în derulare mai multe contracte anuale cu acelaşi 113 [...] 141

142 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale furnizor (decalate în timp ca dată de începere şi de finalizare), caz în care cantităţile necesare a mai fi achiziţionate pe contracte pe termen scurt (lunar/spot) sunt mai reduse. Volatilitatea preţurilor manifestată în ultimii ani a determinat orientarea către contractele derulate pe perioade scurte, respectiv trimestru sau semestru. Cu toate acestea, în perioada de analiză au existat şi continuă să existe şi contracte cu o durată mai mare, multianuale. Acestea sunt, în general, contractele de import de gaze naturale [...]. Încheierea unor contracte pe termen lung s-a realizat cu precădere până în anul 2015, moment de la care se observă o tendinţă de fragmentare a achiziţiilor printr-o diversitate de contracte, atât din punct de vedere al duratei, cât şi al cantităţilor. Astfel, pe parcursul perioadei de analiză, se observă trecerea de la un sistem de achiziţii fundamentat pe contracte pe termen lung la nivelul surselor - începute în anul 2009 şi continuate în mare parte până în la un sistem de achiziţii fragmentat, bazat pe o diversitate a duratelor de contractare, rezultat ca urmare a evoluţiilor pieţei şi condiţiilor de comercializare. Ca regulă generală, dimensionarea achiziţiilor unui furnizor se face în funcţie de nevoile de consum ale clienţilor din portofoliu şi de prognoza de creştere a portofoliului de clienţi în concordanţă cu strategia de dezvoltare a fiecăruia. În cazul furnizorilor care au portofolii mari de clienţi, cu o gamă vastă de cerinţe, cu contracte care expiră la date diferite (care nu sunt neapărat legate de începutul sau sfârşitul anului calendaristic sau gazier), nevoia de consum pentru o anumită perioadă poate fi doar estimată pe baza unor factori cum ar fi: categoriile de clienţi, numărul de clienţi, contractele aflate în derulare pentru perioada respectivă, nevoile clienţilor în perioade similare, flexibilitatea contractuală acordată, probabilitatea de reînnoire a contractului, temperaturile estimate etc. Modul în care furnizorii îşi construiesc portofoliile de achiziţii este influenţat semnificativ de prevederile legislative. Furnizorii susţin că, din cauza specificului pieţei de gaze naturale din România, caracterizată de schimbări legislative continue, greu de previzionat, puse în practică în ultimul moment, strategiile de achiziţii trebuie să fie flexibile şi adaptabile tuturor acestor modificări. Contractele de import [...] au avut ca raţiune, conform informaţiilor transmise de furnizori 114, securizarea cantităţilor rezultate ca obligaţie din reglementările cu privire la cota de import care trebuia asigurată de către furnizori consumatorilor din portofolii, precum şi a cantităţilor necesare asigurării continuităţii în alimentarea cu gaze naturale. [...] 115 / 116. Distincţia între gazele naturale din producţia internă şi cele din import din perspectiva achiziţiei Începând din anul 2005, după debutul procesului de liberalizare a pieţei şi asumarea calendarului de aliniere a preţurilor din producţia internă, 117 s-a stabilit un mecanism de piaţă conform căruia, la nivelul clientului final, furnizarea gazelor naturale era asigurată în proporţii prestabilite din sursa producţie internă şi din sursa import. Coşul de gaze este o reglementare ce a avut ca scop asigurarea la nivelul tuturor consumatorilor din România a unei distribuţii unitare şi echitabile a costurilor generate de 114 [...] 115 [...] 116 [...] 117 Memorandumul de politici economice si financiare pentru perioada din cadrul Acordului stand-by cu FMI, ratificat prin Legea nr. 468/

143 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale achiziţia gazelor din import, în condiţiile în care sursele interne nu acopereau cererea şi preţurile gazelor din import erau considerabil mai mari (de circa 3 ori) faţă de cele ale gazelor interne. Astfel, pornind de la o previzionare a consumului anual, autoritatea de reglementare realiza o estimare a necesarului de gaze naturale din producţia internă şi din import, precum şi a costurilor necesare pentru achiziţia gazelor destinate furnizării în regim reglementat. Rezulta astfel un procent al gazelor din import pe care fiecare furnizor avea obligaţia să îl asigure consumatorilor proprii. Ulterior (din iulie 2011), au fost stabilite două structuri distincte de amestec: una pentru consumatorii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinată consumului populaţiei, şi a doua pentru consumatorii noncasnici, cu excepţia producătorilor de energie termică, pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice care este destinată consumului populaţiei. Procentul de import s-a aplicat pentru toţi consumatorii noncasnici 118, indiferent de regimul de furnizare pe care îl aveau (reglementat/concurenţial). Prin urmare, aceasta a fost o reglementare ce a influenţat - până la data de 1 ianuarie activitatea de furnizare în regim concurenţial. Pe parcursul perioadei de analiză, ca urmare a procesului de aliniere a preţului gazelor naturale din producţia internă, ecartul dintre preţul gazului din producţia internă şi cel al gazelor din import s-a diminuat. În acelaşi timp, ca urmare a conjuncturii externe favorabile, respectiv reducerea cotaţiilor produselor petroliere, ce a condus la scăderea preţului din import, în anul 2016, raportul preţuri de import preţuri din producţia internă s-a inversat. Prin urmare, până la momentul 2016, nu se poate vorbi de o concurenţă reală între gazele naturale din producţia internă şi cele din import ca urmare a condiţiilor diferite de preţ. Aşadar, gazele din import au avut, în structura surselor disponibile pe piaţă, o cotă impusă prin reglementarea coşului de gaze, mecanismul fiind menţinut pentru consumatorii noncasnici până la 1 ianuarie Prețul a diferențiat produsul gaze naturale în două categorii: gaze naturale din surse interne, respectiv gaze naturale din import, aspect ce putea conduce la segmentarea cererii și a ofertei de gaze naturale pe piață. Trebuie remarcat că distincţia între sursele de gaze naturale, ce a pornit de la diferenţa mare de preţ, a atras după sine o diferenţiere şi din punct de vedere al reglementărilor aplicabile celor două surse. Din punct de vedere fiscal, pentru producţia internă a fost instituită, din 2013, o suprataxă ca urmare a introducerii impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute din dereglementarea preţurilor. În acelaşi timp, obligaţia stabilită prin lege în sarcina producătorilor pentru tranzacţionarea pe piaţa centralizată a fost într-un cuantum diferit faţă de cea existentă pentru furnizorii care achiziţionează gaze naturale din import, direct de la parteneri externi. Mai exact, până în decembrie 2016, procentul stabilit pentru producători ca obligaţie de vânzare pe pieţele centralizate a fost diferit faţă de cel stabilit la vânzare pentru furnizori (deci, inclusiv pentru furnizorii care importau direct). În acelaşi timp, pentru furnizori, procentul s-a raportat la totalul vânzărilor, indiferent din ce sursă proveneau gazele naturale. Pentru furnizorii care cumpărau de la partenerii externi, strict pentru cantităţile intrate din import, nu a existat astfel o obligaţie similară cu cea a producătorilor pentru cantităţile din producţia internă. Or, gazele 118 Art. 181 din Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr.123/

144 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale naturale din import reprezintă o sursă alternativă de aprovizionare a pieţei interne, comparabilă cu cea provenită din producţia internă. Modificarea contextului determină o regândire a perspectivei pieţei din punct de vedere al competiţiei la nivel de sursă. Se mai impune, aşadar, existenţa unei diferenţieri a produsului gaze naturale în funcţie de provenienţa sursei intern/import? Din parcurgerea răspunsurilor transmise de furnizori, a rezultat că nu există o opinie unanimă cu privire la acest aspect: unii dintre furnizori susţin necesitatea menţinerii acestei diferenţieri, restul considerând că nu mai este justificată separarea dintre gazele naturale din producţie internă şi gazele naturale din import. Argumente există pentru ambele opinii. Astfel, furnizorii mari 119 care asigură consumuri atât în regim reglementat, cât şi în regim concurenţial, susţin că se impune o distincţie între gazele naturale din producţia internă şi cele din import, ca urmare a mecanismelor diferite de formare a preţurilor celor două surse. Un alt argument 120 are în vedere condiţiile tehnice de livrare şi capabilitatea SNT de a prelua gazele naturale. Gazele din import rămân o sursă importantă pentru SNT în situaţiile de reducere a presiunii din sistem, în special în perioadele de iarnă. Restul furnizorilor consideră că nu se mai impune nici o distincţie între gazele naturale din producţia internă şi cele din import, mai ales în contextul liberalizării integrale a pieţei angro de la 1 aprilie 2017 şi din perspectiva dezvoltării interconexiunilor cu alte sisteme de transport. În opinia acestora, ar trebui să rămână la latitudinea furnizorului care este sursa de achiziţie pe care o accesează, alegerea fiind realizată în funcţie de cel mai bun preţ rezultat din cerere şi ofertă. În această ultimă categorie se înscriu şi furnizorii care au şi calitatea de producători, care susţin că, odată cu modificarea condiţiilor de piaţă, o astfel de separare (fiscală şi de comercializare) afectează concurenţa între operatori. Aceştia susţin că menţinerea unei cote de import obligatorii nu se mai justifică din 2016, când producţia internă a depăşit potenţialul de consum şi preţurile intern/import au ajuns la nivele apropiate. Astfel, [...] 121 obligativitatea amestecului menţinută pe perioada ianuarie-martie 2016 a condus la imposibilitatea [...] valorificării unor cantităţi din producţia internă înmagazinată, deşi era la acelaşi preţ cu importul. În concluzie, din totalul respondenţilor, un număr de 20 de furnizori consideră că trebuie menţinută diferenţierea între gazele naturale din producţia internă şi cele din import, în timp ce 39 de furnizori consideră că nu se mai impune această distincţie, iar restul nu au exprimat o opinie. Referinţe de preţ Începând din anul 2007 când, cel puţin la nivel teoretic, piaţa de gaze naturale s-a liberalizat, a avut loc o evoluţie etapizată a gradului real de deschidere a pieţei, acesta ajungând, conform ultimei raportări 122, la circa 67%. Având în vedere că, până la momentul ianuarie 2015, preţurile de achiziţie ale gazelor din producţia internă destinate furnizării în regim concurenţial erau raportate la cele stabilite administrativ pentru consumatorii a căror furnizare se realiza în regim reglementat (casnic, noncasnic) se poate afirma că practic abia de la acel moment preţurile gazelor din producţia internă au început să se formeze ca rezultat al cererii şi ofertei. 119 [...] 120 [...] 121 [...] 122 Sfârşitul anului 2015, conform Raportului ANRE. 144

145 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale În cazul achiziţiilor de gaze din import referinţele pentru întreaga piaţă erau preţurile de import, care de regulă erau disponibile ex-post (publicate în rapoartele de monitorizare ale ANRE) şi care nu erau transparente ex-ante pentru toţi operatorii din piaţă 123 decât în măsura în care aceştia deţineau contracte forward de import cu preţuri definite. Începând cu anul 2015 referinţele de preţ obişnuite au devenit neclare. Pentru segmentul protejat (casnici şi asimilaţi) a existat până în martie 2017 un preţ reglementat pentru gazele din producţia internă şi există preţul de import publicat de ANRE. Pentru segmentul neprotejat (noncasnici) există preţurile publicate ex-post de către ANRE (cu un decalaj faţă de luna la care se referă). Cu privire la aceste aspecte, trebuie menţionat că, într-o piaţă relativ închisă aşa cum este cea din România, cu schimburi transfrontaliere limitate, cu sursă unică de import şi cu exporturi nesemnificative, este cu atât mai dificil de identificat o referinţă corectă de preţ pentru gazul comercializat din producţia internă. Prin urmare, în acest interval de circa doi ani de identificare a unor niveluri de preţ care să reflecte corect condiţiile de piaţă, pârghiile/elementele care au acţionat şi au forţat joncţiunea dintre cerere şi ofertă au fost capacitatea redusă de comercializare a producţiei interne pe alte pieţe (producătorii au fost captivi pe piaţa internă), pe de o parte, şi gradul de suportabilitate al costurilor cu achiziţia gazelor de către clienţii finali, pe de altă parte. La ce se raportează totuşi furnizorii în procesul de negociere a preţurilor bilaterale? Pe măsura consolidării segmentului concurenţial şi extinderii modalităţii de comercializare prin platformele centralizate, acestea au început să ofere prima indicaţie de preţ. Totuşi, această indicaţie de preţ este la un nivel general, brut, fără a fi ajuns să asigure transpunerea cu acurateţe a tuturor condiţiilor de comercializare. O mare parte din furnizorii medii şi mici au indicat drept referinţă preţurile platformelor centralizate. Furnizorii mari însă consideră că nu există indicaţii corecte de preţ ca urmare a lipsei de transparenţă a pieţei 124 şi a unor referinţe deocamdată nelichide şi netransparente oferite de platformele centralizate. 125 În opinia acestora, nu există un indicator real în ceea ce priveşte referinţele ex-ante. În lipsa unor referinţe acceptate de întreaga piaţă, un element de la care s-a pornit ca indicaţie de preţ în construirea portofoliilor de achiziţii ale furnizorilor a fost preţul de vânzare la consumatorul final. Multe dintre contractele clienţilor finali sunt negociate pentru o perioadă de un an, înainte ca volumele respective să fie achiziţionate. Prin urmare, preţurile încheiate cu clienţii finali au reprezentat, la rândul lor, un indicator în procesul de stabilire a preţului de achiziţie. Unii furnizori au mai indicat ca elemente orientative preţurile de pe hub-urile europene şi evoluţia preţului petrolului care poate da o indicaţie cu privire la trendul gazelor din import. Referinţa pieţelor externe însă nu este considerată a fi relevantă atât timp cât pieţele nu sunt interconectate bidirecţional. În concluzie, piaţa furnizării angro încă parcurge etapa de tatonare în privinţa construirii/oferirii unor referinţe de preţ care să reflecte cât mai fidel condiţiile de comercializare existente în piaţă la momentul contractării. Preţurile din contractele bilaterale pe piaţa furnizării angro au fost 123 [...] 124 [...] 125 [...] 145

146 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale rezultatul unor negocieri directe care nu au reflectat un set de condiţii standard raportate în urma negocierilor la conjunctura de moment a pieţei (raport cerere/ofertă). Elemente care influenţează preţul gazelor naturale angro Elementele care fac obiectul negocierilor în contractele de achiziţii, aşa cum s-a evidenţiat anterior, sunt şi cele care determină preţul de vânzare-cumpărare. Astfel, în cazul contractelor bilaterale (anuale/semestriale/lunare), preţul este influenţat, în principal, de: cantitate - cu cât cantitatea este mai mare cu atât preţul este mai mic; flexibilitate - cantităţile livrate constant ( în bandă) au un preţ mai mic; perioada contractuală - în funcţie de durata contractului şi/sau perioada din an pe care o acoperă, având în vedere ciclicitatea consumului naţional vară/iarnă, durata contractelor poate fi de la o zi de livrare până la o perioadă multianuală; termen de plată - o plată în avans elimină riscurile şi costurile de finanţare pe termen lung; istoricul relaţiilor contractuale; bonitatea financiară. În cazul contractelor încheiate pe platformele centralizate (anuale/semestriale/lunare), preţul este influenţat de: cantitate; flexibilitate; perioada contractuală; termen de plată; garanţii de plată. Alte elemente care mai pot influenţa preţurile se referă la tipul de gaze naturale (intern/import curent, intern/import din înmagazinare), punctul de livrare (la intrare în SNT/în SNT/la ieşire din SNT), servicii asociate (transport/înmagazinare/distribuţie/echilibrare), tip preţ (fix sau variabil). Elementele menţionate influenţează stabilirea preţurilor existând, de la caz la caz, un grad diferit de impact în funcţie de nevoile specifice ale părţilor contractante. De exemplu, pentru contracte cu durate mai mici de un an, perioada pentru care se contractează (vară, iarnă) este foarte importantă (iarna preţurile sunt semnificativ mai mari), iar pentru contracte similare termenul de plată şi/sau garanţia diferenţiază preţul. Pentru contractele încheiate pentru aceeaşi lună de livrare diferenţele de preţ pot proveni din cantitate şi flexibilitate 126. Preţul mai este influenţat şi de factori conjuncturali care reflectă condiţiile existente în piaţă la momentul încheierii contractelor: cantităţile diponibile pe care le au producătorii, preţul gazelor naturale din import, existenţa unor cantităţi excedentare pe care furnizorii preferă să le vândă - pentru a nu fi penalizaţi pentru nerespectarea obligaţiei de preluare sau pentru a nu înregistra costuri de înmagazinare - reducând preţul uneori chiar sub preţul de achiziţie (tranzacţiile spot). 126 [...] 146

147 lei/mwh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Astfel, pot exista cantităţi similare de gaze naturale având în aceeaşi perioadă de livrare preţuri diferite, determinate de momentele diferite de încheiere a tranzacţiilor. Piaţa furnizării angro nu este caracterizată de contracte standard, ceea ce a condus la existenţa unei multitudini de forme de contracte şi produse aferente care, în fapt, reflectă nevoile specifice ale părţilor contractuale. Pe piaţa furnizării angro, preţurile sunt rezultatul mixului de surse contractate (import/producţie internă), al provenienţei gazelor (curent/înmagazinare) şi al condiţiilor de contractare prezentate anterior. Având în vedere că cererea pe piaţă este asigurată preponderent din producţia internă curentă, rezultă că formarea preţului pe piaţa angro are ca nucleu preţul cu care producătorii vând gazele naturale. Graficul următor evidenţiază evoluţia preţului mediu ponderat al gazelor naturale din producţia internă, comercializate de producători. Trendul a fost de creştere, ca urmare a parcurgerii etapelor de aliniere a preţului gazelor din producţia internă. Aşa cum s-a precizat anterior, până la 1 ianuarie 2015, preţurile cu care au fost vândute gazele naturale din producţia internă în regim concurenţial au fost raportate la cele stabilite administrativ. Anul 2016 a marcat o reducere a preţurilor gazelor naturale din producţia internă în contextul internaţional de scădere a preţurilor gazelor naturale. 90 Grafic nr Sursa: date prelucrate de CC * Medie piata Condiţii de ofertare pe piaţa angro Costurile cu achiziţia gazelor înregistrate de furnizori constituie baza de pornire în construirea ofertelor de vânzare ale acestora. Astfel, elementele variabile ce determină diferenţele de preţuri pe care un furnizor le oferă pe piaţa concurenţială, indiferent că se adresează altor revânzători sau clienţilor finali, sunt costul de achiziţie a gazelor naturale şi marja de furnizare. În cazul comercializării gazelor către alţi revânzători, oferta porneşte de la preţul de achiziţie al gazului propus spre vânzare (costul pe care respectivul furnizor l-a înregistrat ca urmare a preţurilor de achiziţie diferite rezultate din multitudinea de contracte) la care se adaugă marja 147

148 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale comercială. Spre deosebire de vânzările către clienţi finali, în cazul comercializării gazelor către alţi revânzători, de regulă, livrarea se face la intrarea în SNT, fără a mai fi necesară rezervarea de capacitate sau contractarea altor servicii. Ofertele comerciale aferente clienţilor de pe piaţa angro sunt diferenţiate de la caz la caz, iar mecanismul de determinare a preţului aferent contractelor de vânzare este cost plus. În general, condiţiile care au fost luate în calcul la ofertarea unui revânzător au vizat: perioada de livrare, sursa de provenienţă a gazului, structura amestecului de gaze, modalitatea de plată, bonitatea clientului, flexibilitate, raportul vară/iarnă. În ceea ce priveşte stabilirea preţului din oferte, alături de preţul de achiziţie al gazelor pentru perioada ofertată, elementele avute în vedere au fost evoluţia preţului gazelor naturale pe pieţele centralizate şi a preţului gazelor din import pentru perioada ofertată. Din punct de vedere al modului în care sunt concepute ofertele de vânzare în funcţie de provenienţa gazelor naturale (producţie internă curentă, producţie internă extrasă, import current, import din înmagazinare), există diferenţe între revânzători şi clienţi finali dar, ca regulă generală, stabilirea mixului porneşte de la solicitarea clientului, bazată pe reglementările privind coşul de gaze (procentul obligatoriu de import) şi obligaţia de stoc minim (cantitatea de gaze obligatoriu a fi înmagazinată de către furnizorii clienţilor finali). Spre exemplu, în cazul furnizorilor sau clienţilor finali care îşi făceau singuri mixul lunar de gaze naturale, ofertele erau separate import/producţie internă, în timp ce pentru cei care optau pentru un mix de gaze naturale, oferta era comună (gaze din import şi din producţia internă), urmând a fi stabilite lunar cantităţile în funcţie de comunicările ANRE. Până la 1 ianuarie 2015, cota de import alocată fiecărui consumator final era stabilită lunar de către ANRE, furnizorul având obligaţia să o respecte pentru consumatorii săi finali. Astfel, în perioada în care a existat amestecul de gaze stabilit de ANRE, majoritatea consumatorilor finali primeau oferte numai în amestec cu gaze naturale din înmagazinare. Prin urmare, în timp ce pentru clienţii finali ofertarea trebuie să ia în calcul şi obligaţia de înmagazinare, preţul ofertat trebuind să acopere şi diferenţele de preţ generate de gazele înmagazinate, pentru revânzători ofertele erau în funcţie de solicitările acestora, ei având posibilitatea să îşi facă singuri portofoliul din amestec. Solicitările revânzătorilor au vizat fie gaze în amestec conform prevederilor ANRE, fie în amestec conform necesităţilor proprii, fie gaze numai din producţia internă sau numai din import sau înmagazinare. Ca tendinţă generală, în cazul revânzătorilor, fiecare client se analizează separat şi oferta este personalizată conform condiţiilor solicitate şi în funcţie de sursele disponibile pentru vânzare. Marja de furnizare (marja comercială) este principala pârghie de negociere a unui furnizor şi, în funcţie de structura portofoliului de clienţi, fiecare furnizor îşi stabileşte strategia proprie de ofertare a fiecărui client, astfel că marjele sunt diferite de la un client la altul, deşi evaluarea profitabilităţii activităţii de furnizare se face, de regulă, pe întreg portofoliul de clienţi din piaţa concurenţială. Marja comercială include cheltuielile de operare, inclusiv costurile de finanţare şi profitul furnizorului. Din analiza informaţiilor primite, rezultă că există diferenţe între marjele comerciale aplicate la vânzarea gazelor naturale către revânzători faţă de cele pentru clienţi finali. Astfel, marja utilizată în cazul ofertelor adresate revânzătorilor este mai mică faţă de cele aplicate în cazul consumatorilor finali. Diferenţa este dată de faptul că un client final generează dezechilibre zilnice şi lunare care înseamnă costuri suplimentare, în timp ce vânzarea către un alt furnizor se 148

149 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale realizează în bandă, fără a provoca dezechilibre (nu induce vârfuri de consum). Aşadar, în cazul revânzătorilor, cantităţile sunt bine determinate, ferme, iar marja comercială este mai mică, având în vedere obligaţia de preluare a cantităţilor contractate. În consecinţă, activitatea de vânzare a gazelor naturale către revânzători implică mai puţine riscuri. Nivelul de negociere a contractului este mai ridicat şi mai detaliat în ceea ce priveşte riscul, asigurând certitudinea livrărilor şi cea a încasărilor până la sfârşitul perioadei contractuale. Referitor la mărimea marjelor practicate de furnizori pe piaţa angro, plaja de variaţie este mare, cu diferenţe specifice fiecărui furnizor în funcţie de modul/strategia de operare pe piaţă. Există furnizori pentru care vânzarea pe piaţa angro este realizată cu precădere atunci când sunt oportunităţi pentru obţinerea unor preţuri bune şi, implicit, a unor marje de furnizare mai ridicate; există furnizori care şi-au centrat afacerea pe revânzarea gazelor achiziţionate direct de la surse către alţi furnizori mai mici şi cu o putere financiară mai redusă, caz în care marja de furnizare este mai mică (pentru fidelizarea respectivilor clienţi) şi are o anumită constanţă (variaţii mici pe o perioadă de timp mai îndelungată). Tot pe piaţa angro au loc şi tranzacţiile derulate de furnizori pentru echilibrarea portofoliilor, ceea ce conduce la înregistrarea unor extreme ale marjelor de furnizare (fie marje ridicate atunci când un alt furnizor înregistrează un deficit pe care nu şi-l poate acoperi din alte achiziţii; fie marje reduse atunci când vânzătorul este în dezechilibru prin excedent). Astfel de situaţii au condus inclusiv la marje negative sau chiar de aproximativ 50%. Având în vedere toate aceste aspecte, din informaţiile transmise de furnizori s- a evidenţiat un interval de variaţie a marjelor cuprins între -11% şi 50%. Bariere la intrarea pe piaţa furnizării Unul dintre principalele impedimente în derularea activităţii de furnizare, semnalat de cea mai mare parte a respondenţilor, este cel referitor la volatilitatea cadrului de reglementare. În opinia acestora, schimbările legislative frecvente, greu de prevăzut, implementate în ultimul moment, au determinat un comportament conjunctural pe piaţă şi au condus la necesitatea unei alocări suplimentare de resurse. Datorită acestor probleme legislative sunt influenţate relaţiile comerciale dintre toţi actorii de pe piaţă, apar riscuri și pierderi financiare, se alocă resurse importante pentru implementări, modificări, urmărire şi amendare legislaţie etc. Informaţiile despre piaţă sunt puţine, reglementările încrucişate conducând la necesitatea de experienţă în domeniu pentru o interpretare adecvată. Clienţii resimt de asemenea modificările legislative şi influenţele din propriile pieţe în care activează şi caută să se protejeze prin contractele de furnizare gaze naturale de orice eveniment care ar putea avea impact în special în zona de costuri. 127 Desele schimbări de legislaţie primară şi secundară determină participanţii să se adapteze conjunctural pe termen scurt la piaţa de gaze naturale ceea ce determină o incoerenţă în ofertare şi achiziţii. 128 Principala barieră la intrarea pe piaţa gazelor naturale în acest moment o reprezintă transformările rapide care au loc pe piaţa gazelor în această perioadă la care fac faţă cu greu 127 [...] 128 [...] 149

150 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale actualii participanţi (modificarea codului reţelei, a reglementărilor în sensul alinierii la cerinţele europene) şi creează o perspectivă greu predictibilă a pieţei. 129 Barierele la intrarea pe piața furnizării de gaze naturale sunt de natură legislativă datorită reglementărilor neclare și a volumului mare al acestora. 130 Structura actuală a pieţei la nivelul surselor este considerată a fi o barieră majoră. Numărul mic al surselor de gaze a condus la existenţa unei egalităţi a preţurilor de cumpărare 131 în rândul furnizorilor care nu au şi calitatea de producători. Ca urmare, diferenţa între ofertele adresate consumatorilor vine exclusiv din marja de furnizare, practic din gradul de risc financiar pe care şi-l asumă fiecare furnizor. Cu privire la sursele de gaze este semnalată 132 lipsa de competitivitate în ceea ce priveşte producţia de gaze naturale. De asemenea, lipsa de lichiditate din piaţă şi lipsa transparenţei sunt considerate ca fiind dezvantaje semnificative. Altfel spus, furnizorii consideră că piaţa oferă opţiuni limitate de achiziţie, ceea ce face destul de dificilă intrarea unor noi operatori. Principala barieră de intrare pe piaţa furnizării de gaze o constituie încheierea contractelor de achiziţie a gazelor naturale. În lipsa unor pieţe centralizate care să asigure un grad ridicat de transparenţă şi un acces facil tuturor jucătorilor din piaţă, este destul de dificil pentru un nou jucător să îşi asigure cantităţile necesare în derularea contractelor de furnizare. 133 În acelaşi timp, este invocat comportamentul producătorilor obişnuiţi să tranzacţioneze cu un număr restrâns de furnizori. 134 Un alt obstacol pentru noii operatori la intrarea pe piaţă este dificultatea de a avea/construi un portofoliu de clienţi care să permită optimizarea costurilor. Un alt impediment este portofoliul limitat care nu permite optimizări ale preţurilor precum şi ale serviciilor de transport. 135 Furnizorii cu portofoliu mare au avantajul optimizării costurilor de transport 136. De asemenea, există o lipsă de încredere la nivelul consumatorilor faţă de un operator nou intrat pe piaţă. Principala barieră la intrarea pe o piaţa nouă, cum este şi cea a furnizării de gaze naturale, este lipsa de încredere şi credibilitate a clienţilor faţă de un nou jucător. Excepţie fac furnizorii de energie care au obţinut şi licenţa de gaze naturale şi care au deja un portofoliu de clienţi (pentru furnizarea de energie) cărora se adresează pentru început cu oferta de furnizare gaze naturale 137. Alţi factori ce determină dificultăţi în derularea activităţii de furnizare sunt cei care vizează lipsa unor mecanisme 138 pe piaţă, cum sunt cele pe care trebuie să le dezvolte platformele centralizate, 129 [...] 130 [...] 131 [...] 132 [...] 133 [...] 134 [...] 135 [...] 136 [...] 137 [...] 138 Detalii la capitolul Obligaţia de tranzacţionare. 150

151 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale precum şi existenţa unor reglementări - obligaţia de înmagazinare 139 impusă furnizorilor - sau prevederile Codului reţelei 140. Obligaţia de înmagazinare impusă furnizorilor coroborată cu inexistenţa obligaţiei de a transfera clienţilor finali a acestei obligaţii, precum şi cu inexistenţa gazului de tip curent în perioada de iarnă generează, în fapt, achiziţia unor cantităţi suplimentare de gaze de tip înmagazinare, fapt care conduce la creşterea preţului oferit clientului final. Practic, în perioada de iarnă, producătorii vând pe piaţa angro cantităţile de tip înmagazinare, deşi acestea sunt aferente cantităţilor livrate consumatorilor finali. 141 (...) Inconsistenţa legislativă care a urmărit "subvenţionarea încrucişată" între segmentele pieţei. Exemplificăm prin cota procentuală privind obligaţia de înmagazinare ( ), prin care nu s-a avut în vedere diferenţa semnificativă a sezonalităţii consumului segmentului casnic faţă de cea a segmentului clienţilor industriali. 142 Prevederile Codului reţelei privind transportul gazelor naturale, intrate în vigoare în luna noiembrie 2016 în ceea ce priveşte calculul dezechilibrelor zilnice şi depăşirile zilnice de rezervare de capacitate în Sistemul Naţional de Transport, dezavantajează pe noii furnizori care nu pot atenua impactul dezechilibrelor zilnice prin efectul de portofoliu, neavând încă un portofoliu suficient de clienţi. 143 Accesul la serviciile de transport, de asemenea, poate reprezenta un impediment pentru un nou furnizor, raportat la modul cum se realizează rezervarea de capacitate în funcţie de anul gazier. Anul gazier în serviciile de transport este octombrie septembrie. Cel mai eficient mod de contractare a acestor servicii este pe bază anuală. În cazul în care se preia un client şi vechiul furnizor nu va dori să transfere capacitatea anuală alocată acelui client, noul furnizor se va vedea impus să contracteze până la începerea noului an de transport capacitate lunară de transport. Dacă este o lună de vară, tariful este unul mai bun decât cel anual, dacă însă se preia un client nou în perioada de iarnă şi fără capacitate de transport transferată de la vechiul furnizor, noul furnizor fie va livra la un preţ mai mare deci poate pierde clientul - fie îşi va asuma pierderile până la contractarea de capacitate nouă începând cu luna octombrie. 144 Pătrunderea pe piaţă a unor noi operatori este cu atât mai dificilă cu cât, pe piaţă, există o poziţie consolidată a furnizorilor tradiţionali de gaze naturale. 145 Bariere la export Majoritatea furnizorilor chestionaţi apreciază că, în perioada de analiză, s-au făcut progrese în sensul facilitării fluxurilor de export, însă de mici dimensiuni, existând în continuare limitări/bariere tehnice considerabile. Pentru exportul de gaze naturale limitarea este dată de capabilităţile tehnice ale sistemului naţional de transport, produsele fiind scriptic oferite de operatorul sistemului de transport dar greu sau chiar imposibil de realizat tehnic Detalii la capitolul Obligaţia de stoc. 140 Detalii la capitolul privind activitatea de transport. 141 [...] 142 [...] 143 [...] 144 [...] 145 [...] 151

152 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Unica barieră în ceea ce priveste exportul de gaze naturale este faptul că deţinătorul monopolului serviciului de transport gaze naturale din Romania (SNTGN Transgaz Mediaş) nu asigură condiţiile tehnice necesare realizării exportului. 147 (...) între sistemul de transport românesc şi cel din Ungaria şi, mai nou, din Bulgaria există diferenţe de presiune care fac imposibilă curgerea naturală a gazelor fără a se utiliza diverse mijloace tehnice de compresie. În acest moment nu avem cunoștință să se fi facut progrese semnificative pentru solutionarea acestor probleme tehnice. 148 Cu toate acestea, în perioada de analiză, s-au înregistrat exporturi de gaze, pliate pe capacitatea tehnică a SNT, respectiv prin serviciul de transport de tip backhaul, precum şi prin cel de reverse flow. La nivel de infrastructură, faţă de cele două puncte prin care România era interconectată cu Ucraina (Isaccea şi Medieşul Aurit), în perioada de analiză, au mai fost realizate interconectoarele Iaşi - Ungheni (România-Moldova) şi Giurgiu - Ruse (România- Bulgaria). De asemenea, au fost realizate primele importuri de gaze prin interconexiunea Arad - Szeged (Csanadpalota). La capitolul progrese în sensul facilitării exporturilor este de menţionat inclusiv cel referitor la sistemul de tarifare. Operatorii au menţionat ca măsuri adoptate pentru stimularea exporturilor scăderea, începând cu anul gazier 2016/2017, a tarifelor de transport pe termen scurt, cu efect de reducere a costurilor de transport pentru tranzacţiile pe termen scurt, implementarea unui singur tarif de transport pe intrare şi ieşire, care a condus la scăderea costurilor de transport pentru punctele de ieşire către export. 149 Progrese s-au făcut şi cu privire la modalitatea în care se face rezervarea de capacitate de export. Astfel, rezervarea de capacitate pe interconectori 150 se face prin accesarea produselor disponibile pe Platforma Regională de Rezervare de Capacitate 151 conform calendarului publicat pe această platformă pentru fiecare interconector. Utilizarea unei astfel de platforme pentru rezervarea de capacitate oferă un grad maxim de transparenţă faţă de metodele anterioare prin care se rezerva capacitate prin transmiterea de cereri şi documente de către fiecare societate interesată. 152 Un aspect important, menţionat de furnizori, cu privire la opţiunea exporturilor, este condiţia existenţei unor condiţii economice de piaţă favorabile care să facă rentabilă vânzarea gazelor din România, inclusiv cu costurile de transport asociate până în piaţa ţintă Piaţa de furnizare cu amănuntul a gazelor naturale Piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale este segmentul de piaţă în care operatorii economici titulari de licenţă de furnizare a gazelor naturale (care pot fi producători, importatori, 146 [...] 147 [...] 148 [...] 149 [...] 150 Ordinul ANRE nr.88/2016 privind stabilirea unor măsuri pentru rezervarea capacităţii de transportăn punctele de interconectare a Sistemului naţional de transport al gazelor naturale din România cu sistemele de transport al gazelor naturale din statele membre [...] 153 [...] 152

153 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale intermediari sau distribuitori) vând gazele clienţilor finali. Pe această piaţă cumpărătorii (persoane fizice şi juridice) sunt întotdeauna şi consumatorii gazelor naturale (de ex. combustibil pentru ardere în scopul producerii energiei termice sau energiei electrice, materie primă în procesele de chimizare a gazelor etc.) şi care sunt definiţi de lege 154 drept clienţi finali care cumpără gazele naturale pentru uz propriu. Din perspectiva reglementărilor europene în domeniul gazelor naturale, România, ca şi celelalte state membre ale Uniunii Europene, trebuie să asigure, atât implementarea unor reguli noi dar şi armonizarea legislaţiei naţionale existente cu cea europeană, astfel încât rolurile şi responsabilităţile întreprinderilor furnizoare de gaze naturale să fie definite în concordanţă cu regulile privind încheierea contractelor, orientarea către client, schimbul de informaţii, proprietatea datelor. Regulile trebuie definite astfel încât să faciliteze înţelegerea pieţei cu amănuntul de către clienţi şi intrarea de noi furnizori pe piaţă. Aceste reguli trebuie elaborate şi revizuite de autorităţile naţionale de reglementare, care au ca obiectiv protejarea concurenţei şi beneficiul consumatorilor, prin asigurarea funcţionării eficiente a pieţelor naţionale de gaze naturale şi monitorizarea deschiderii efective a pieţelor şi a concurenţei la nivelul de retail. În vederea atingerii acestor obiective, Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale și de abrogare a Directivei 2003/55/CE 155 (denumită, în continuare, Directiva privind gazele naturale) indică mai multe direcţii de acţiune pe care autorităţile naţionale din statele membre trebuie să le urmeze: Asigurarea unor preţuri de furnizare competitive Atunci când preţurile de furnizare sunt clar anticoncurenţiale, în special pentru că împiedică intrarea de noi concurenţi pe piaţă prin faptul că afectează negativ abilitatea noilor intraţi de a acumula o bază viabilă de clienţi, autorităţile naţionale competente trebuie să examineze situaţiile de acest tip pentru a putea interveni. Ca parte a acestei examinări, este de competenţa autorităţilor de reglementare să determine care preţuri sunt rezonabile, uşor şi clar de comparat, transparente şi nediscriminatorii. În acest context, astfel de preţuri ar trebui să fie rezultatul unei pieţe concurenţiale. Atribuţiile şi puterile autorităţilor de reglementare au fost lărgite pentru a include monitorizarea suplimentară şi reglementarea operării pieţei interne de energie. Accesul clienţilor la datele de consum Potrivit art. 3 alin. (6) din Directiva privind gazele naturale, în vederea îmbunătăţirii abilităţii de a schimba furnizorul, clienţii sunt îndreptăţiţi să primească toate datele de consum într-un format armonizat, uşor de înţeles, care trebuie implementat de autorităţile naţionale de reglementare. Informaţiile considerate relevante sunt toate acele informaţii de care un consumator are nevoie pentru a-şi analiza modelul de consum sau pentru a compara costurile sale cu ofertele primite de la alţi furnizori. Aceasta înseamnă că, atunci când decide să le ceară, consumatorul este îndreptăţit să le primească într-o manieră nediscriminatorie în ceea ce priveşte costurile, 154 Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare. 155 Publicat în JO L 211, , p

154 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale eforturile şi timpul. Consumatorii pot permite oricărui furnizor licenţiat accesul la datele lor de consum, în vederea primirii de noi oferte de furnizare. Informaţii privind facturarea şi obligaţiile legate de procedurile de schimbare a furnizorului Consumatorii trebuie informaţi în mod corespunzător asupra consumului şi a costurilor, suficient de frecvent încât să le permită să-şi regleze propriul consum. Comisia Europeană consideră că introducerea unor contoare inteligente adecvate ar putea ajuta în mare măsură îndeplinirea acestei obligaţii. Furnizorii trebuie să ofere consumatorilor o largă varietate de metode de plată nediscriminatorii. De asemenea, perceperea plăţilor în avans trebuie să fie corectă şi să reflecte un consum cât mai apropiat de consumul real. Aceste prevederi au scopul de a-i proteja pe consumatori, de a le asigura condiţii accesibile de plată, inclusiv pentru aceia care deţin conturi bancare sau acces la internet. Consumatori vulnerabili Potrivit art. 3 alin. (3) din Directiva privind gazele naturale, statele membre au obligaţia de a defini consumatorii vulnerabili. Pentru a îndeplini această cerinţă, statele membre trebuie să stabilească categoriile care se califică ca şi consumatori vulnerabili. Protecţia consumatorilor vulnerabili poate să se refere la interzicerea deconectării de la reţea în momente critice. Politica socială şi politica energetică pot interfera pentru asigurarea protecţiei consumatorilor vulnerabili, însă orice măsură luată în vederea protejării acestor consumatori prin intermediul pieţei de energie nu trebuie să afecteze deschiderea sau funcţionarea pieţelor de energie. Puncte unice de contact, reclamaţii şi rezolvarea disputelor În vederea creşterii încrederii consumatorilor, astfel încât aceştia să participe activ la piaţa internă de energie, este vital ca preocupările şi sesizările acestora să fie rezolvate în mod transparent, eficient şi nediscriminatoriu. În acest scop, statele membre trebuie să asigure funcţionarea unui organism independent care să rezolve în mod eficient plângerile consumatorilor şi să faciliteze rezolvarea pe cale extrajudiciară a acestora. Pentru a evita confuzia în rândul consumatorilor atunci când relaţionează cu diverşi agenţi implicaţi în furnizarea de energie, statele membre trebuie să se asigure că există puncte unice de contact care să ofere consumatorilor toate informaţiile necesare privind drepturile acestora şi modalităţile de acces la procedurile de rezolvare pe cale amiabilă sau extrajudiciară. Sisteme de contorizare inteligentă Sistemele de contorizare inteligentă sunt dispozitive electronice care pot măsura consumul de energie, adăugând mai multă informaţie decât dispozitivele convenţionale, şi pot transmite datele utilizând o formă de comunicare electronică. O caracteristică cheie a acestor sisteme este că pot asigura fluxul bidirecţional al datelor între consumator şi furnizor/operator şi pot susţine servicii menite să faciliteze eficienţa energetică a caselor. Trecerea de la sistemele învechite, izolate şi statice la noile sisteme reprezintă un pas important pentru concurenţa în pieţele de energie, fiind în acelaşi timp şi primul pas către implementarea reţelelor inteligente. 154

155 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Potrivit Directivei privind gazele naturale, statele membre trebuie să asigure implementarea contoarelor inteligente, cu tehnologia adecvată care să faciliteze participarea activă a consumatorilor la pieţele de retail. Câteva dintre beneficiile prevăzute de Comisia Europeană ca fiind asociate cu implementarea pe scară largă a contoarelor inteligente sunt următoarele: - îmbunătăţirea concurenţei pe pieţele de retail; - eficienţa energetică şi economia de energie; - facturi mai mici datorate feedbackului transmis de consumatori; - servicii îmbunătăţite pentru consumatori, inclusiv cei vulnerabili; - îmbunătăţirea tarifelor bazate pe timpul de folosire a gazelor naturale; - facturare mai exactă a consumului; - mai puţină poluare şi stimularea microgenerării, inclusiv a energiei regenerabile. Contorizarea inteligentă ar trebui să aducă beneficii şi companiilor energetice, sub forma unor costuri reduse de management al gestionării contoarelor, prin eliminarea citirii manuale a contoarelor, operarea mai eficientă a reţelelor şi reducerea nivelului de fraudare. Reţele inteligente Comisia Europeană consideră că implementarea unor sisteme de transport şi distribuţie mai active, sub forma reţelelor inteligente, este vitală pentru dezvoltarea pieţei interne de energie. Reţelele inteligente presupun dezvoltarea unor tehnologii care să asigure un management mai eficient al reţelelor şi care vor creşte flexibilitatea şi accesibilitatea. Statele membre sunt încurajate să modernizeze sistemele de distribuţie prin introducerea reţelelor inteligente, care trebuie construite de aşa manieră încât să încurajeze generarea descentralizată şi eficienţa energetică. Această încurajare a fost reiterată prin obiectivele revizuite ale autorităţilor naţionale de reglementare, care sunt responsabile pentru promovarea unei pieţe interne competitive, sigure şi sustenabile din punct de vedere al mediului înconjurător, pentru deschiderea efectivă a pieţei pentru toţi consumatorii şi furnizorii de gaze naturale din Uniunea Europeană şi pentru asigurarea condiţiilor necesare operării eficiente a reţelelor de gaze naturale. Cererea Consumul de gaze naturale s-a menţinut relativ constant în ultimii ani, la nivelul de miliarde mc, cu o scădere de aproximativ 4% în anul 2012 faţă de anul 2011, pe fondul unei uşoare scăderi a consumului clienţilor finali. Distribuirea consumului pe cele două mari categorii, casnic si noncasnic, precum şi pe subcategorii de clienţi noncasnici s-a menţinut, de asemenea, constantă în ultimii 5 ani. În anul 2012, consumul total de gaze naturale a fost de MWh, iar numărul total de clienţi finali de gaze naturale a fost de , din care clienţi noncasnici (5,65%) şi clienţi casnici (94,35%). În anul 2013, consumul total de gaze naturale a fost de MWh, în scădere cu aproximativ 8% față de anul 2012, pe fondul unei ușoare scăderi a consumului clienților finali. 155

156 mii MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Numărul total de clienți finali de gaze naturale a fost de , din care clienți noncasnici (5,45%) și clienți casnici (94,55%). În anul 2014, numărul total de clienți finali de gaze naturale a fost de , din care 94,70% clienţi casnici, iar 5,30% clienţi noncasnici. Consumul total de gaze naturale a fost de MWh, în scădere cu circa 4% faţă de consumul înregistrat în anul În anul 2015, pe piața concurenţială cu amănuntul de gaze naturale au activat 74 de furnizori. Numărul total de clienți finali de gaze naturale a fost de , din care clienți noncasnici (5,24%) și clienți casnici (94,76%). Consumul total de gaze naturale a fost de MWh, în scădere cu circa 5% faţă e consumul înregistrat în anul În anul 2016, pe piața concurenţială cu amănuntul de gaze naturale au activat 79 de furnizori.numărul total de clienți finali de gaze naturale la nivelul lunii decembrie 2016 a fost de aproximativ , din care clienți noncasnici (5,23%) și clienți casnici (94,77%). Consumul total de gaze naturale înregistrat în anul 2016 a fost de aproximativ 124 mil. MWh, înregistrând o creștere de aproximativ 2% față de anul În cadrul consumului total o parte este reprezentată de consumuri specifice activităţilor din sector sau consumuri ale operatorilor în legătură cu procesele tehnologice specifice: consum tehnologic, consum energetic şi abaterile datorate instrumentelor de măsură 156. Exceptând aceste consumuri din total, în graficul nr.35 este prezentată evoluţia numărului şi consumurilor clienţilor finali. Evoluţie consum şi număr clienţi finali Grafic nr.35 Total consum clienţi finali (mii MWh) Număr clienţi finali 150, ,000 3,596, , ,651 3,480, , ,000 3,372, ,000 3,282, ,000 3,200, , , , , , , , , Sursa: Rapoarte anuale A.N.R.E. 3,700,000 3,600,000 3,500,000 3,400,000 3,300,000 3,200,000 3,100,000 3,000, Raport ANRE

157 mii MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr.36 Evoluţie consum Total consum clienţi finali (mii MWh) Total consum clienţi noncasnici Total consum clienţi casnici 160, , , , , , , , , ,000 80,000 91,032 87,788 80,993 80,000 60,000 40,000 20,000 29,870 29,636 28,743 30,251 31, Sursa: Rapoarte anuale A.N.R.E. Grafic nr.37 Ponderea consumului Clienţi noncasnici Clienţi casnici 100% 90% 80% Clienţi casnici 20.65% Clienţi casnici 24.56% Clienţi casnici 24.67% Clienţi casnici 27.19% Clienţi casnici 28.38% 70% 60% 50% 40% 30% Clienţi noncasnici 79.35% Clienţi noncasnici 75.44% Clienţi noncasnici 75.33% Clienţi noncasnici 72.81% Clienţi noncasnici 71.62% 20% 10% 0% Sursa: Rapoarte anuale A.N.R.E. 157

158 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr. 38 Pondere număr clienţi Clienţi noncasnici Clienţi casnici 100% 90% 80% 70% 60% 50% 94.35% 94.55% 94.70% 94.76% 94.77% 40% 30% 20% 10% 0% 5.65% 5.45% 5.30% 5.24% 5.23% Sursa: Rapoarte anuale A.N.R.E. Pe piaţa concurenţială a furnizării cu amănuntul, consumatorii de gaze naturale se împart în mai multe categorii, definite prin regulamentele de furnizare emise de ANRE. În perioada , clientul final de gaze naturale se încadrează pentru fiecare loc de consum în una dintre următoarele categorii, definite în funcţie de modul de conectare şi de consumul anual, astfel: A) Clienţi finali conectaţi direct la sistemul de transport: 1. A.1. client cu un consum anual de până la 1.162,78 MWh; 2. A.2. client cu un consum anual între 1.162,79 MWh şi ,78 MWh; 3. A.3. client cu un consum anual între ,79 MWh şi ,79 MWh; 4. A.4. client cu un consum anual între ,80 MWh şi ,87 MWh; 5. A5. consumatori cu un consum anual de peste ,87 MWh. B) Clienţi finali conectaţi în sistemul de distribuţie: 1. B.1. client cu un consum anual de până la 23,25 MWh; 2. B.2. client cu un consum anual între 23,26 MWh şi 116,28 MWh; 3. B.3. client cu un consum anual între 116,29 MWh şi 1.162,78 MWh; 4. B.4. client cu un consum anual între 1.162,79 MWh şi ,78 MWh; 5. B.5. client cu un consum anual între ,79 MWh şi ,79 MWh; 6. B.6. client cu un consum anual de peste ,79 MWh. Începând cu anul 2016, în funcţie de consumul anual de gaze naturale realizat la un loc de consum, clientul final de gaze naturale poate fi: a) cu consum mic, în cazul în care consumul anual este mai mic sau egal cu ,78 MWh; 158

159 Mii MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale b) cu consum mare, în cazul în care consumul anual depăşeşte ,78 MWh. Pe baza datelor transmise de furnizorii de gaze naturale din România, au fost calculate cantităţile de gaze naturale comercializate anual pe piaţa concurenţială din România, pe categorii de clienţi, în perioada În funcţie de cantităţile totale consumate pe categorii de clienţi, în perioada , din graficul nr. 39 se observă o majorare substanţială a cantităţilor consumate de clienţii din categoriile B1-B6 începând cu anul 2015, anul liberalizării complete a clienţilor noncasnici. Evoluţie total cantităţi şi număr de clienţi - B1-B6 Grafic nr ,000 32,500 30,000 27,500 25,000 22,500 20,000 17,500 15,000 12,500 10,000 7,500 5,000 2,500 0 Cantitati Nr. clienti 34,075 30, , ,707 21,254 17,623 17,785 12,227 4,856 5, , , , , , ,000 75,000 50,000 25,000 0 Sursa: prelucrare internă CC Această creştere a cantităţilor consumate a survenit pe fondul trecerii în piaţa concurenţială a multor clienţi anterior reglementaţi (de la de clienţi din categoriile B1-B6 în anul 2012, la în anul 2016), aşa cum reiese din graficul de mai jos. 159

160 mii MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr ,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 - Sursa: prelucrare internă CC Evoluţia cantităţilor de gaze naturale consumate de clienţii B1-B6 21,254 17,623 17,785 30,466 34, Total B 21,254 17,623 17,785 30,466 34,075 B ,123 1,142 B ,332 2,381 B ,245 6,763 B4 1,859 2,357 3,426 7,798 8,024 B5 4,373 6,264 6,868 7,258 8,203 B6 14,811 8,719 6,907 5,710 7,562 În cadrul categoriilor B1 B4, analiza informaţiilor indică o creştere semnificativă a numărului şi a cantităţilor consumate de clienţi, aşa cum rezultă din graficul nr. 40 Astfel, numărul consumatorilor din categoria B1 alimentaţi în regim concurenţial s-a majorat de 44 de ori, în perioada , iar cantităţile aferente acestora de 38 de ori. Creşteri semnificative atât din punct de vedere al numărului de consumatori, cât şi al cantităţilor aferente acestor consumatori din piaţa concurenţială, au fost înregistrate şi la categoria B2 (de 52 de ori ca număr şi de 58 de ori cantitativ) şi categoria B3 (de 47 de ori ca număr şi de 48 de ori cantitativ). Numărul clienţilor din categoria B5 a crescut uşor până în anul 2015, după care a suferit o uşoară scădere în anul 2016, în timp ce cantităţile consumate de aceştia au crescut constant. Numărul clienţilor din categoria B6 a crescut uşor în perioada , în timp ce cantităţile consumate de aceştia au scăzut. Astfel, de la o medie anuală de consum pe client final de circa MWh în 2012 s-a ajuns la un consum mediu anual pe client din categoria B6 de circa MWh în În cazul acestei categorii de consumatori se remarcă o scădere drastică, de circa 41%, a cantităţilor consumate în anul 2013 faţă de 2012 cu toate că numărul acestora crescuse de la 34 la 39. Practic, această categorie de consumatori reflectă cel mai bine trendul înregistrat de consumul de gaze naturale la nivel naţional care, în anul 2013, a înregistrat o scădere abruptă de 9%. 160

161 mii MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr. 41 Evoluţia numărului de clienţi B1-B6 116, , , , ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 - Sursa: prelucrare internă CC , ,017 45,835 5,982 2,850 19,848 20,451 1, B6 B5 B4 B3 B2 B ,851 B6 B5 B1 B2 B3 B4 În ceea ce priveşte clienţii din categoriile A1-A5 alimentaţi în regim concurenţial în perioada , în funcţie de cantităţile totale consumate pe categorii de clienţi, din graficul de mai jos se observă o dublare a numărului de clienţi, în timp ce cantităţile consumate de aceştia au scăzut constant. Evoluţie total cantităţi şi număr de clienţi A1-A5 Grafic nr ,000 Cantitati Nr. clienti ,000 30,000 25,000 20,000 31,621 31,786 28,598 26, , ,000 10,000 5, Sursa: prelucrare internă CC Aşa cum se observă în graficele nr. 43 şi nr. 44, în cadrul fiecărei categorii A, analiza informaţiilor primite indică, în general, o creştere a numărului şi a cantităţilor consumate de 161

162 mii MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale clienţii din categoriile A1-A2, în timp ce numărul clienţilor din categoriile A3-A5 a rămas relativ constant iarcantităţile consumate de aceştia au scăzut în perioada analizată. Evoluţia cantităţilor de gaze naturale consumate de clienţii A1-A5 Grafic nr ,000 30,000 25,000 31,621 31,786 28,598 26,971 25,323 20,000 15,000 10,000 5, Total A 31,621 31,786 28,598 26,971 25,323 A A A3 2,471 3,197 2,486 3,161 2,348 A4 6,678 5,302 7,819 7,079 7,490 A5 22,391 23,228 18,200 16,552 15,215 Sursa: prelucrare internă CC În cadrul fiecărei categorii A, analiza informaţiilor primite indică o creştere semnificativă a numărului şi a cantităţilor consumate de clienţii din categoriile A1-A2, aşa cum rezultă din graficul nr. 43 Astfel, numărul consumatorilor din categoria A1 alimentaţi în regim concurenţial s-a majorat, în perioada , de circa 13 ori, iar cantităţile aferente acestora de 4 ori. Creşteri, din punct de vedere al numărului de consumatori şi al cantităţilor aferente acestor consumatori din piaţa concurenţială, au fost înregistrate şi la categoria A2 (de 4 ori ca număr şi de 3 ori cantitativ). Numărul clienţilor din categoriile A3-A5 s-a menţinut relativ constant de-a lungul perioadei de referinţă, în timp ce cantităţile consumate de aceştia au scăzut. Cea mai mare scădere a cantitaţilor consumate se observă la consumatorii din categoria A5, de la 22,39 mil. MWh în 2012 la 15,21 mil. MWh în Având în vedere că numărul acestora a rămas relativ constant, media de consum pe client a scăzut de la 2,48 mil. MWh în 2012 la 2,17 mil. MWh în Scăderea cantităţilor de gaze naturale consumate de această categorie reflectă, ca şi în cazul categoriei B6, trendul de scădere înregistrat de consumul de gaze naturale la nivel naţional. 162

163 mii MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Evoluţia numărului de clienţi A1 - A5 212 Grafic nr A1 A2 A3 A4 A5 Total A Sursa: prelucrare internă CC Raportat la totalul clienţilor din piaţa concurenţială (A şi B), se observă o creştere constantă a numărului de clienţi (de la de clienţi în 2012 la clienţi în 2016) şi a cantităţilor consumate (de la MWh în 2012 la MWh în 2016), concomitent cu trecerea progresivă a clienţilor, în special noncasnici, din piaţa reglementată în piaţa concurenţială (graficele nr.45 şi nr.46). Numărul clienţilor din piaţa concurenţială a crescut, astfel, de aproximativ 40 de ori în 2016 faţă de anul Grafic nr. 45 Evoluţia cantităţilor totale consumate şi a numărului total de clienţi A şi B Cantitati Nr. clienti 70, ,000 60,000 50,000 52,875 49,410 46,384 57,438 59, , ,000 40, , ,000 30, ,000 20,000 10, ,969 5,887 12, ,000 0 Sursa: prelucrare internă CC 163

164 17,623 21,254 17,785 31,621 31,786 28,598 26,971 25,323 30,466 34,075 mii MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr. 46 Evoluţia cantităţilor consumate în piaţa concurenţială A şi B 70,000 60,000 50,000 52,875 49,410 46,384 57,438 59,397 40,000 30,000 20,000 10, Total B Total A Total A+B Sursa: prelucrare internă CC Deschiderea graduală a pieţei de gaze naturale se reflectă şi în raportul dintre consumul total anual al consumatorilor din categoriile A şi B, alimentaţi în regim concurenţial, în consumul anual de gaze naturale la nivel naţional, care indică o creştere susţinută a ponderii vânzărilor cu amănuntul pe piaţa liberă, de la 36,3% în 2012 la 57,7% în 2016, concomitent cu scăderea ponderii vânzărilor cu amănuntul în regim reglementat. Consumul anual de gaze naturale la nivel naţional luat în considerare la calculul ponderilor se referă la consumul total de gaze naturale din România, din care au fost scăzute cantităţile înregistrate ca şi consum tehnologic de către producătorii de gaze naturale din România, precum şi cantităţile livrate de aceştia către sucursalele proprii, conform informaţiilor ANRE. Astfel, ponderea consumului anual al clienţilor de pe piaţa concurenţială a crescut de la circa 36% în anul 2012 la circa 58% în anul

165 milioane MWh Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Ponderea consumului concurenţial (A şi B) în consumul total al clienţilor finali Grafic nr % 42.34% % 42.28% % 59.32% % 59.54% % 63.69% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Concurenţial Reglementat Sursa: prelucrare internă CC Din totalul consumatorilor de gaze naturale din România, aproximativ de consumatori au înregistrat, în perioada , un consum mai mare de MWh anual şi fac parte din categoriile A4, A5, B6 şi, parţial, din categoriile A3 şi B5. În aceste categorii sunt cuprinse, în principal, centralele de producere a energiei termice şi marii consumatori industriali ce deţin unităţi de producţie. În perioada , consumul estimat al acestora a fost în continuă scădere, [...], reprezentând circa 39-44% din consumul naţional de gaze naturale din România. Scăderea consumului acestor mari consumatori industriali a survenit pe fondul scăderii consumului naţional, din cauza închiderii unor mari unităţi de producţie din România, aşa cum reiese din graficul nr. 48. Consumul naţional a fost obţinut prin scăderea din consumul total de gaze din România a consumurilor tehnologice şi a cantităţilor livrate de producători către sucursalele proprii. Grafic nr. 48 Ponderea consumatorilor cu consum anual mai mare de MWh în consum naţional în perioada % 42.20% 41.57% 41.42% Pondere consumatori peste MWh in total consum naţional 38.67% 45% 44% 43% 42% 41% 40% 39% 38% 37% Sursa: prelucrare internă CC 165

166 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Din perspectiva ofertei, comercializarea de gaze naturale către clienţi cu un consum mai mare de MWh pe an s-a realizat, în perioada , de aproximativ 14 furnizori din totalul de peste 70 de respondenţi. Contractele au fost încheiate, în general, pe perioade de 1 an, fie ca urmare a participării furnizorilor la licitaţiile publice organizate, fie în urma negocierilor bilaterale. Ponderea vânzărilor fiecărui furnizor în totalul vânzărilor realizate către clienţi cu un astfel de profil de consum este prezentată în graficul nr. 49. Grafic nr Ponderea vânzarilor furnizorilor care alimentează consumatori peste MWh [...] Sursa: prelucrare internă CC OMV Petrom Gas şi Romgaz deţin cele mai mari ponderi ale vânzărilor către consumatorii cu un consum anual mai mare de MWh. [...] Următoarele întreprinderi care alimentează consumatorii cu un consum mai mare de MWh sunt E.ON Energie, Engie şi Conef Energy, [...]. Ceilalţi nouă furnizori care alimentează consumatorii cu un consum anual mai mare de MWh deţin ponderi foarte mici, sub 1% din totalul vânzărilor de gaze naturale livrate acestei categorii de consumatori. În perioada , preţurile de furnizare a gazelor naturale către clienţii cu un consum anual mai mare de MWh, fără servicii sau cu serviciile incluse (tarife de transport, distribuţie, înmagazinare, rezervare capacitate etc.) s-au situat în următoarele intervale: Tabel nr. 11 Preţul gazelor naturale (fără/cu servicii incluse) pentru clienţi cu un consum peste MWh [...] Sursa: prelucrare internă CC Oferta Concurenţa pe piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale se manifestă între toate entităţile titulare de licenţă de furnizare, care pot participa liber la orice categorie de piaţă. Din perspectivă pur teoretică, toţi consumatorii pot fi ofertaţi de către toţi furnizorii de gaze naturale licenţiaţi, reglementările nefiind de natură să ridice bariere în calea manifestării libertăţii comerciale a acestora din urmă. Vânzările totale realizate de furnizorii de gaze naturale se compun din vânzări realizate pe piaţa reglementată şi vînzări realizate pe piaţa concurenţială. Prezenta secţiune se referă la vânzările către consumatori finali din piaţa concurenţială. În perioada , au fost prezenţi pe piaţa concurenţială a furnizării de gaze naturale cu amănuntul peste 70 de furnizori. Cei mai mari jucători pe segmentul concurenţial al pieţei de furnizare cu amănuntul de gaze naturale sunt OMV Petrom Gas, Romgaz, E.ON Energie, Engie 157 În anul 2012, raportările furnizorilor nu erau defalcate pe cantităţi comercializate în piaţa concurenţială şi piaţa reglementată, astfel că nu se pot determina cu acurateţe cotele de piaţă ale furnizorilor pe piaţa concurenţială a furnizării cu amănuntul pentru acest an. 166

167 HHI CR2/4 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale aceştia cumulând, pe parcursul perioadei de analiză, între [85-95]% din vânzările totale pe această piaţă. Restul pieţei se împarte între alţii furnizori, ale căror cote individuale se situează sub [0-5]% în perioada analizată. Grafic nr Cotele de piaţă pe piaţa furnizării cu amănuntul de gaze naturale [ ] Sursa: prelucrare internă CC Gradul de concentrare pe piața furnizării cu amănuntul de gaze naturale Comercializarea de gaze naturale în regim concurențial către clienți finali se realizează în baza licenței de furnizare acordate de ANRE, pe piața românească fiind prezenți un număr de peste 70 astfel de furnizori (în perioada ). Din punct de vedere al participanților la piață, situația furnizării cu amănuntul este similară cu cea a furnizării angro: cei doi mari producători de gaze naturale autohtoni sunt și principalii jucători, direct sau prin afiliat, de pe piața furnizării cu amănuntul de gaze naturale. Figura nr.3 - Evoluția anuală a câtorva indicatori ai gradului de concentrare pentru furnizarea cu amănuntul de gaze naturale, , % 2,500 2,585 2,606 80% 2,000 2,098 2,059 60% 1,500 1,000 40% % 88.3% 64.8% 89.9% 51.8% 90.3% 51.5% 89.2% CR2 CR4 (axa din dreapta) HHI (axa din stanga) Sursa: prelucrări proprii ale datelor obținute de la participanții la piață 20% 0% Graficul de mai sus arată reducerea importantă din anul 2015 a gradului de concentrare, evaluat prin prisma HHI. Reducerea de peste 500 de unități a HHI se datorează diminuării poziției pe piață a OMV Petrom Gas [ ] și Romgaz [ ] și creșterii prezenței Engie [ ] și E.ON [ ]. Cu toate acestea, nivelul HHI rămâne ridicat, din perspectiva pragurilor considerate de Comisia Europeană piața fiind considerată în continuare drept una puternic concentrată. Faptul că gradul de concentrare este ridicat pe parcursul întregii perioade analizate este susținut și de evoluția CR4: primii patru jucători respectiv cei doi producători autohtoni (direct sau prin afiliat), Romgaz şi OMV Petrom Gas și cei doi mari furnizori tradiţionali, Engie şi E.On Energie, deținând împreună aproximativ 90% din această piață. 167

168 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale După cum am arătat mai sus, reducerea CR2 din anul 2015 se datorează diminuării prezenței celor doi operatori Romgaz şi OMV Petrom Gas în favoarea celor doi mari furnizori tradiţionali, caracterul oligopolist al acestei piețe fiind prezent pe parcursul întregii perioade analizate. Evaluarea furnizării cu amănuntul de gaze naturale din România prin intermediul Indicelui Agregat de Presiune Concurențială Evaluarea comercializării de gaze naturale în regim concurențial către clienți finali prin intermediul IAPC se face în modalitatea descrisă în Secțiunea 4.3. Tabelul de mai jos prezintă valorile alese pe scalele în șapte puncte, în funcție de datele și informațiile disponibile autorității de concurență. Tabelul nr.12 - Evaluarea furnizării cu amănuntul de gaze naturale din România, prin intermediul IAPC, la nivelul anului 2016 Indicatorul urmărit Barierele la intrare Inovarea Omogenitatea produsului Elasticitatea cererii in funcție de preț Concurenții rebeli Numărul de concurenți Gradul de concentrare Simetria cotelor de piață Stabilitatea cotelor de piață Interacțiunile pe alte piețe Legăturile structurale Profitabilitatea Intrarea altor concurenți este foarte dificilă Piața nu este deloc una inovativă Produsele oferite de concurenți sunt foarte similare Cererea este foarte inelastică Pe piață nu există concurenți rebeli Numărul concurenților este foarte redus Gradul de concentrare este foarte ridicat Cotele de piață ale principalilor concurenți sunt foarte apropiate Cotele de piață ale principalilor concurenți nu s-au modificat deloc Principalii concurenți se întâlnesc frecvent pe multe alte piețe Există puternice legături structurale între principalii concurenți Principalii concurenți înregistrează rate de profit foarte ridicate Opțiunea aleasă pe scala în șapte puncte Intrarea altor concurenți este foarte facilă Piața este una inovativă iar inovația este de impact Produsele oferite de concurenți sunt foarte diferite, mai ales calitativ Cererea este foarte elastică Pe piață există concurenți rebeli de dimensiuni mari Numărul concurenților este foarte ridicat Gradul de concentrare este foarte redus Cotele de piață ale principalilor concurenți sunt foarte diferite Cotele de piață ale principalilor concurenți au fluctuat masiv Principalii concurenți se întâlnesc doar pe piața analizată Nu există niciun fel de legături structurale între principalii concurenți Principalii concurenți înregistrează rate de profit foarte reduse sau pierderi 168

169 Simetria costurilor Marketing și comunicare Transparența pieței Evoluția cererii Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Principalii concurenți au costuri foarte apropiate Activitățile de marketing și comunicare ale principalilor concurenți sunt foarte limitate Piața este foarte transparentă Cererea totală a crescut masiv Șocurile cererii Cererea este foarte stabilă Nivelul prețului Asociațiile de afaceri sau patronale Puterea de negociere a cumpărătorilor Prețul în România este semnificativ mai mare decât în alte țări Există o unică asociație de afaceri sau patronală, reprezentativă și foarte influentă Cumpărătorii nu au deloc putere de negociere Principalii concurenți au costuri foarte diferite Activitățile de marketing și comunicare ale principalilor concurenți sunt foarte intense Piața este foarte opacă Cererea totală a scăzut masiv Cererea fluctuează (sau poate fluctua) masiv de la o perioadă la alta Prețul în România este semnificativ mai scăzut decât în alte țări Nu există asociații de afaceri sau patronale sau acestea nu sunt influente Cumpărătorii au foarte mare putere de negociere În ceea ce privește existența barierelor la intrarea pe piață, apreciem că acestea sunt moderate în cazul furnizării de gaze naturale în regim concurențial către clienți finali, întrucât obținerea unei licențe de furnizare din partea reglementatorului trebuie dublată de existența unei surse de aprovizionare, interne sau externe, iar intrarea semnificativă pe această piață necesită anumite resurse financiare. Dintre factorii care atenuează caracterul pro-competitiv al acestei industrii menționăm gradul redus de inovare la care este supus sectorul, omogenitatea ridicată a produsului, dar și al serviciului oferit, elasticitatea redusă a cererii în funcție de preț, dar și lipsa unor jucători rebeli de dimensiuni semnificative pe această piață. În plus, simetria și stabilitatea recentă a cotelor de piață ale principalilor jucători, coroborate cu contactul frecvent de pe mai multe piețe dintre aceștia și aparenta lipsă a puterii de negociere a cumpărătorilor reduc valoarea indicelui compozit și alimentează temerile autorității de concurență privind acest sector. Pe de altă parte, numărul ridicat de furnizori autorizați ANRE, lipsa legăturilor structurale între principalii jucători de pe piață, dar și aparenta asimetrie a costurilor suportate de aceștia sunt factori ce facilitează manifestarea liberă a concurenței pe piața furnizării de gaze naturale în regim concurențial către clienți finali. Date fiind scorurile indicate în tabelul anterior, dar și categoriile de importanță din care fac parte factorii incluși în analiza prin intermediul IAPC, valoarea indicelui compozit pentru comercializarea cu amănuntul a gazelor naturale este 39% în anul Această valoare, inferioară celei înregistrate în cazul comercializării gazelor naturale în regim concurențial către revânzători, plasează comercializare cu amănuntul de gaze naturale în grupul de mijloc între cele 50 de industrii naționale evaluate de Consiliul Concurenței prin intermediul IAPC. Față de anul precedent, indicele compozit scade cu doar 0,4pp, stabilitatea recentă a cotelor de piață ale principalilor jucători fiind compensată de aparenta intensificare, chiar dacă modică, a 169

170 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale acțiunilor de promovare la nivelul pieței, dar și de stagnarea cererii agregate (în condițiile în care aceasta crescuse puternic în anul 2015 față de 2014). Nivelul IAPC înregistrat în cazul comercializării cu amănuntul de gaze naturale și factorii structurali și comportamentali care stau la baza acestuia impun continuarea monitorizării cu atenție a sectorului din partea autorității de concurență. Aceasta mai ales în contextul în care pe parcursul anului 2017 s-a manifestat o tendință naturală de transparentizare a pieței, urmare a creșterii numărului de tranzacții pe platforme centralizate. Oferta defalcată pe categorii de consumatori Clienţii din categoria B1 au fost alimentaţi, în perioada , de aproximativ 60 de furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost Nord Gaz, [...] însă ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B1 a scăzut drastic până în Pe de altă parte, există doi furnizori ale căror ponderi au fost în creştere începând cu anul 2012, respectiv E.ON Energie [ ] şi Engie [ ], astfel că în 2016 aceştia cumulează cea mai mare parte a vânzărilor către clienţi din categoria B1, de aproximativ [...]. Grafic nr. 51- Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi B1 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Faţă de consumul total al categoriei de clienţi B1, care a avut un trend crescător începând din anul 2015, media de consum pe client B1 a oscilat de-a lungul perioadei de analiză, tendinţa generală fiind totuşi de scădere. Grafic nr Evoluţia consumului total şi a consumului mediu - B ,123,142 1,142,249 1,200,000 1,000, , , , MWh 200,000 30,169 33,935 41, MWh consum mediu B1 consum total B1 Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria B2 au fost alimentaţi, în perioada , de aproximativ 60 de furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost Nord Gaz [...] însă ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B2 a scăzut până [...] în

171 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Pe de altă parte, există doi furnizori ale căror ponderi au fost în creştere începând cu anul 2012, respectiv E.ON Energie [...] şi Engie [...], astfel că în 2016 aceştia cumulează cea mai mare parte a vânzărilor către clienţi din categoria B2, de aproximativ [...]. Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi B2 - Grafic nr. 53 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Faţă de consumul total al categoriei de clienţi B2, care a avut un trend crescător începând din anul 2015, media de consum pe client B2 a oscilat de-a lungul perioadei de analiză, tendinţa generală fiind totuşi de creştere. Grafic nr Evoluţia consumului total şi a consumului mediu - B2 2,331,839 2,380,561 2,500, ,000,000 1,500, ,000, MWh 500,000 40,680 48,168 93, MWh consum mediu B2 consum total B2 Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria B3 au fost alimentaţi, în perioada , de aproximativ 60 de furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, cu o pondere de [ ], ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B3 crescând până la nivelul de [ ] în În creştere este şi ponderea vânzărilor Engie către clienţi din categoria B3, de la [...] în 2012 la [...] în Astfel, şi în cazul categoriei B3 cea mai mare parte a vânzărilor aparţine acestor doi furnizori, care cumulează [...] din totalul vânzărilor către consumatori B3. Pe de altă parte, există furnizori ale căror ponderi au fost în scădere faţă de valorile înregistrate în anul 2012, respectiv Otto Gaz [ ], Nord Gaz [ ] şi OMV Petrom Gas [ ]. Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi B3 - Grafic nr. 55 [ ] Sursa: prelucrare internă CC 171

172 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Faţă de consumul total al categoriei de clienţi B3, care a avut un trend crescător începând din anul 2015, media de consum pe client B3 a oscilat de-a lungul perioadei de analiză, tendinţa generală fiind totuşi de uşoară creştere spre finalul perioadei de referinţă, cu un mimin în anul Grafic nr MWh Evoluţia consumului total şi a consumului mediu - B ,245, , , , ,763, consum mediu B3 consum total B3 8,000,000 7,000,000 6,000,000 5,000,000 4,000,000 3,000,000 2,000,000 1,000,000 0 MWh Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria B4 au fost alimentaţi, în perioada , de aproximativ 50 de furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, [...] ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B4 având o tendinţă de scădere până [...] în Ponderea vânzărilor Engie către clienţi din categoria B4a crescut de la [...] în 2012 la [...] în Astfel, ca şi în cazul categoriilor B1-B3, cea mai mare parte a vâzărilor către consumatori B4 aparţine acestor doi furnizori [ ] Pe de altă parte, există furnizori ale căror ponderi au fost în scădere faţă de valorile înregistrate în anul 2012, respectiv OMV Petrom Gas. Evoluţie ponderi furnizori- categorie clienţi B4 - Grafic nr. 57 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Faţă de consumul total al categoriei de clienţi B4, care a avut un trend crescător de-a lungul perioadei de analiză, fiind influenţat de creşterea semnificativă a numărului de clienţi, începând din anul 2012, media de consum pe client B4 a scăzut constant până în anul 2015, revenind pe creştere în

173 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr. 58 Evoluţia consumului total şi a consumului mediu - B4 4,500 4,000 4,161 7,797,867 8,024,147 9,000,000 8,000,000 3,500 3,343 7,000,000 3,000 2,951 2,660 2,815 6,000,000 2,500 5,000,000 2,000 3,426,147 4,000,000 1,500 1,000 1,858,706 2,356,504 3,000,000 2,000, ,000,000 0 MWh MWh consum mediu B4 consum total B4 Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria B5 au fost alimentaţi, în perioada , de aproximativ 30 de furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, [ ], ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B5 având o tendinţă de scădere până în 2014, după care a început să crească, ajungând în 2016 la nivelul de [ ]. Ponderea vânzărilor Engie către clienţi din categoria B5 a înregistrat o uşoară scădere [...] în Astfel, ca şi în cazul categoriilor B1-B4, cea mai mare parte a vânzărilor aparţine acestor doi furnizori, [ ] din totalul vânzărilor către consumatorii B5. Pe de altă parte, există furnizori ale căror ponderi au fost în creştere faţă de valorile înregistrate în anul 2012, respectiv OMV Petrom Gas[ ]. Evoluţie pondere furnizori categorie B5 - Grafic nr. 59 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Consumul total al categoriei de clienţi B5 a avut un trend crescător de-a lungul perioadei de analiză, începând din anul În acelaşi timp, media de consum pe client B5 a crescut constant până în anul 2014, cu o scădere în anul 2015 şi revenire pe creştere în

174 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr ,000 36,000 34,000 Evoluţia consumului total şi a consumului mediu - B5 33,679 32,455 7,258,187 37,801 8,500,000 8,202,729 8,000,000 7,500,000 32,000 7,000,000 30,000 6,867,649 28,821 6,500,000 28,000 26,000 24,000 23,700 6,263,749 6,000,000 5,500,000 5,000,000 22,000 4,500,000 20,000 4,372,638 4,000,000 MWh MWh consum mediu B5 consum total B5 Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria B6 au fost alimentaţi, în perioada , de aproximativ 30 de furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost OMV Petrom Gas cu o pondere de [ ] ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi B6 având o tendinţă de scădere abruptă până în 2015, urmată de o creştere [ ] în anul Pe de altă parte, există furnizori ale căror ponderi au fost în creştere faţă de valorile înregistrate în anul 2012, respectiv Engie [ ] şi E.ON Energie [ ] Evoluţia ponderilor furnizorilor care alimentează categoria B6 - Grafic nr. 61 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Consumul total al categoriei de clienţi B6 şi media de consum pe client B6 au avut un trend descrescător de-a lungul perioadei de analiză, începând din anul 2012 până în anul 2015, după care au urmat o evoluţie pozitivă în Grafic nr , , , , , , , , , , , , , ,000 MWh Evolutia consumului total si a consumului mediu - B6 442,116 16,000,000 15,000,000 14,810,884 14,000,000 13,000,000 12,000,000 11,000,000 10,000,000 8,719,339 9,000,000 7,562,101 6,907,277 8,000,000 5,710,307 7,000,000 6,000, ,573 5,000, , ,441 4,000,000 3,000, ,418 2,000, MWh consum mediu B6 consum total B6 Sursa: prelucrare internă CC 174

175 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Clienţii din categoria A1 au fost alimentaţi, în perioada , de 12 furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, cu o pondere de [ ], însă ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi A1 a scăzut până la aproximativ [ ] în 2016, cu un minim în Pe de altă parte, există un alt furnizor a cărui pondere a fost în creştere începând cu anul 2012, respectiv Engie [ ]. Astfel, în 2016 aceştia cumulează cea mai mare parte a vânzărilor către clienţi din categoria A1, [ ] Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi A1 - Grafic nr. 63 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Deşi media de consum pe client A1 a oscilat de-a lungul perioadei de analiză, având o tendinţă generală de scădere, dată fiind creşterea semnificativă a numărului de clienţi, consumul total al categoriei de clienţi A1 a avut un trend crescător începând din anul Grafic nr. 64 1, Evoluţia consumului total şi a consumului mediu- categorie clienţi A1 22,675 22, ,000 20, , ,660 6,039 9, , MWh 5, consum mediu A consum total A MWh Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria A2 au fost alimentaţi, în perioada , de 11 furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost E.ON Energie, cu o pondere de [ ], însă ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi A2 a scăzut până la aproximativ [ ] în 2016, cu un minim în Pe de altă parte, există doi furnizori ale căror ponderi au fost în creştere începând cu anul 2012, respectiv Engie [ ] şi Cisgaz [ ]. Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi A2 - Grafic nr. 65 [ ] Sursa: prelucrare internă CC 175

176 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Consumul total al categoriei de clienţi A2 a avut un trend crescător începând din anul 2014, iar media de consum pe client A2 a oscilat de-a lungul perioadei de analiză, în anul 2016 fiind în scădere faţă de Grafic nr. 66 4,100 3,900 3,700 Evolutia consumului total si a consumului mediu- categorie clienti A2 3, ,739 3, , ,000 3,500 3,300 3, ,375 3, ,000 3, ,000 2,900 2,700 2,500 MWh 2,642 75,278 83, ,000 53,065 50, MWh consum mediu A2 consum total A2 Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria A3 au fost alimentaţi, în perioada , de 17 furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost OMV Petrom Gas, cu o pondere de [ ], însă ponderea vânzărilor acestuia în totalul vânzărilor către clienţi A3 a scăzut până la aproximativ [ ] în 2016, cu un minim în Pe de altă parte, există doi furnizori ale căror ponderi au fost în creştere începând cu anul 2012, respectiv Engie [ ] şi E.ON Energie [ ]. Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi A3 - Grafic nr. 67 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Consumul total al categoriei de clienţi A3 şi media de consum pe client A3 au avut o evoluţie asemănătoare de-a lungul perioadei de analiză, alternând tendinţele de scădere cu cele de creştere. Cele mai mari valori ale acestora s-au înregistrat în anii 2013 şi 2015, pe când minimele au fost realizate în anul

177 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr ,000 Evoluţia consumului total şi a consumului mediu clienţi - A3 58,218 3,300,000 55,000 54,021 3,197,129 55,465 3,161,479 3,200,000 3,100,000 3,000,000 50,000 2,900,000 2,800,000 45,000 47,050 2,700,000 40,000 35,000 MWh Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria A4 au fost alimentaţi, în perioada , de 10 furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost Engie, cu o pondere de [ ], în creştere pe parcursul perioadei de referinţă. OMV Petrom Gas a avut o pondere de [ ], în uşoară creştere în perioada analizată. Ponderea deţinută de Romgaz în totalul vânzărilor către clienţii din categoria A4 a cunoscut, de asemenea, o uşoară creştere menţinându-se în intervalul [ ], în timp ce ponderea E.ON Energie a scăzut de la [ ] în 2012 la [ ] în Grafic nr Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi A4 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Consumul total al categoriei de clienţi A4 şi media de consum pe client A4 au oscilat în acelaşi fel de-a lungul perioadei de analiză, alternând tendinţele de scădere cu cele de creştere. Cea mai mare valoare a acestora s-a înregistrat în anul 2014, pe când minima a fost realizată în anul Totuşi, în anul 2016 se observă o diferenţiere a evoluţiei mediei de consum faţă de cea a consumului total, astfel că, în timp ce consumul total a revenit pe creştere din 2016, media de consum pe client A4 a continuat să scadă. 42,696 2,600,000 2,500,000 2,471,459 2,485,788 2,400,000 2,348,292 2,300, MWh consum mediu A3 consum total A3 (mii MWh) 177

178 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr , ,000 Evoluţia consumului total şi a consumului mediu- categorie clienţi A4 8,200,000 7,818, , ,582 7,700,000 7,490, ,000 7,200, ,000 6,678,173 7,078, ,681 6,700, , ,010 6,200, , ,000 MWh 5,700,000 5,302, ,377 5,200, MWh consum mediu A4 consum total A4 (mii MWh) Sursa: prelucrare internă CC Clienţii din categoria A5 au fost alimentaţi, în perioada , de 9 furnizori. Cel mai mare furnizor la nivelul anului 2012 a fost Romgaz, cu o pondere de [ ], care s-a menţinut relativ constantă în perioada de referinţă, cu o foarte uşoară scădere în 2016 [...]. OMV Petrom Gas a avut o pondere în uşoară creştere în perioada analizată [ ]. Ponderea Conef Gaz în totalul vânzărilor către clienţi din categoria A5 a fost de [ ], în uşoară creştere [...], în timp ce E.ON Energie a fost prezentă pe acest palier doar în perioada , cu ponderi cuprinse între [ ]. Evoluţia ponderii furnizorilor care alimentează clienţi A5 - Grafic nr. 71 [ ] Sursa: prelucrare internă CC Consumul total al categoriei de clienţi A5 şi media de consum pe client A5 au oscilat de-a lungul perioadei de analiză, alternând tendinţele de scădere cu cele de creştere. Cea mai mare valoare a consumului total s-a înregistrat în anul 2013 (de circa 23 mil. MWh), ajungând la cea mai mică valoare în anul Consumul mediu pe client A5 a avut o tendinţă de creştere începând cu anul 2014, atingând nivelul de circa 2,2 mil MWh/client în anul

179 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale 2,700,000 2,500,000 Evoluţia consumului total şi a consumului mediu clienţi A5 23,227,822 22,390,815 2,487,868 Grafic nr ,000,000 23,000,000 22,000,000 2,300,000 2,100,000 1,900,000 1,700,000 1,500,000 MWh 2,173,527 18,200,455 16,552,104 1,845,920 1,839,123 15,214,688 1,617, consum mediu A5 consum total A5 (mii MWh) 21,000,000 20,000,000 19,000,000 18,000,000 17,000,000 16,000,000 15,000,000 14,000,000 MWh Sursa: prelucrare internă CC În continuare sunt prezentate caracterisiticile modului cum se manifestă concurenţa pe piaţa furnizării cu amănuntul, respectiv detaliile procesului de ofertare, identificate pe baza răspunsurilor de la furnizorii chestionaţi. Categoriile de consumatori ofertate Deşi, în mod teoretic, furnizorii pot oferta toate categoriile de consumatori, în practică au fost identificate anumite impedimente care nu permit tuturor furnizorilor să oferteze toate tipurile de consumatori. Astfel, pe piaţa cu amănuntul de gaze naturale din România există consumatori care achiziţionează cele mai mari cantităţi din piaţă, care au anumite caracteristici de consum şi care solicită anumite condiţii, fapt pentru care nu pot fi ofertaţi de către toţi furnizorii licenţiaţi. Deşi pe piaţa furnizării cu amănuntul există şi furnizori care se adresează tuturor categoriilor de consumatori, indiferent de cantitatea solicitată, cea mai mare parte a acestora, cu excepţia furnizorilor care au şi calitatea de producători, apreciază că există consumatori finali cărora nu le pot asigura furnizarea de gaze naturale, în special din cauza cantităţilor foarte mari şi a condiţiilor specifice solicitate: de livrare, de preţ, de flexibilitate şi de plată. Un astfel de exemplu este solicitarea unui termen de plată de 120 de zile de la data emiterii facturii, cerinţă greu de susţinut din partea furnizorilor. Din perspectiva producătorilor, care au capacitatea tehnică de a furniza orice cantitate de gaze naturale solicitată, pot exista totuşi diverse situaţii în care aceştia nu pot furniza gaze către anumiţi consumatori datorită unor constrângeri interne sau externe. Un exemplu în acest sens poate fi reprezentat de situaţia în care clientul nu este solvabil sau prezintă un risc ridicat de neîncasare. Din cauză că marea majoritate a furnizorilor achiziţionează gazele naturale cu plata în avans, iar consumatorii finali doresc plata după luna de livrare, unii furnizori nu au resursele financiare 179

180 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale necesare pentru achiziţia gazelor naturale astfel încât să oferteze consumatori mai mari. Practic, unii furnizori nu pot susţine financiar întârzierea plăţilor sau neplata facturilor de către consumatorii mari. Unul dintre factorii determinanţi în ceea ce priveşte capabilitatea furnizorilor de a asigura furnizarea gazelor marilor consumatori din economia românească este flexibilitatea livrărilor. Deşi, raportat strict la mărimea cantităţilor de gaze naturale consumate de aceştia, există furnizori (separat de cei care au şi calitatea de producători) care le pot asigura necesarul, din punct de vedere al profilului de consum există consumatori cu variaţii zilnice mari cărora este dificil să le poată asigura o flexibilitate a cantităţilor cu costuri rezonabile, în lipsa unor contracte cu cantităţi zilnice variabile pe punctele de intrare şi în lipsa unei pieţe de echilibrare, coroborate cu mecanismul de transfer al rezervării de capacitate prevăzut în reglementările ANRE (pentru transfer de rezervare este necesar ca informaţiile să fie transmise către Transgaz cu 2 zile lucrătoare anterior transferului). În general, o astfel de flexibilitate în livrări poate fi asigurată numai de furnizorii care au şi calitatea de producători. În activitatea unor furnizori au fost situaţii în care nu au putut participa la licitaţii fie din cauza condiţiilor contractuale cu privire la depunerea unor garanţii bancare (în opinia furnizorilor nejustificate), fie din cauza unor condiţii care vizau existenţa în portofoliu a unor clienţi cu un istoric de consum foarte ridicat. Astfel, aceşti furnizori consideră că sunt în măsură să furnizeze gaze oricărui consumator, indiferent de cantitatea consumată, cu condiţia să nu fie supuşi unor riscuri financiare nejustificate. În plus, în cazul consumatorilor racordaţi direct în SNT (de tip A), în situaţia în care rezervarea de capacitate a fost efectuată la nivel maxim de către actualul furnizor, nu este posibilă efectuarea unei rezervări de capacitate de către un alt furnizor (de la momentul abrogării principiului rezervarea de capacitate urmează clientul ). Alţi furnizori consideră că, pe piaţa gazelor naturale din România, există clienţi cărora nu le pot furniza gaze naturale din următoarele motive: - cantităţile solicitate sunt mult mai mari decât posibilitatea societăţii de a contracta achiziţia unor astfel de cantităţi; - condiţiile contractuale impuse pot fi de neacceptat, de exemplu plată ulterioară lunii de livrare fără asigurarea de garanţii şi solicitarea unor preţuri de vânzare foarte mici pe care furnizorii nu le pot asigura; - situaţia financiară (societăţi în insolvenţă, rău platnici, cu o bonitate scăzută) a clientului nu asigură încredere în încheierea unor contracte de furnizare gaze naturale; - rezerva furnizorilor de a încheia contracte cu clienţi cu consumuri foarte mari, comparativ cu portofoliul de clienţi ai acestora, întrucât un astfel de client ar putea genera dificultăţi financiare societăţii furnizoare în situaţia nerespectării condiţiilor contractuale, în special cele legate de plată sau în situaţia intrării în insolvenţă a clientului respectiv - clauze considerate dezavantajoase, solicitate de clienţi la încheierea contractelor, cum ar fi: termene de plată foarte lungi, neasumarea dezechilibrelor generate de aceştia pe piaţa gazelor naturale, neacceptarea majorărilor de întârziere la plată. O altă categorie de furnizori consideră că nu pot fi ofertaţi clienţii din categoriile superioare B6 şi A5, din următoarele motive: 180

181 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale - preţurile ofertate de către producători către aceşti consumatori se situează sub nivelul celor ofertate de către furnizorii intermediari; - aceşti consumatori nu pot fi echilibraţi de către furnizorii intermediari prin efectul de portofoliu; acest lucru a fost amplificat prin intrarea în vigoare în luna noiembrie 2016 a modificărilor Codului reţelei în ceea ce priveşte calculul dezechilibrelor zilnice şi depăşirile zilnice de rezervare de capacitate în SNT. Din perspectiva majorităţii producătorilor, consumul total al oricărui client final nu depăşeşte potenţialul de producţie, astfel că, teoretic, producătorul are capacitatea de a furniza oricărui participant la piaţa de gaze naturale. În schimb producătorii mici nu au, în general, o politică de vânzări orientată către consumatorii finali din cauza următoarelor impedimente: - alocarea de resurse umane şi materiale necesare organizării unei echipe de vânzări care să acţioneze teritorial în relaţie directă cu consumatorii finali; - angajarea unor contracte logistice specifice: transport, distribuţie, înmagazinare; - variaţia sezonieră a consumului la foarte mulţi consumatori finali nu corespunde intereselor companiilor de a-şi asigura, prin contracte de vânzare, continuitatea producţiei pe parcursul unui an; - variaţia consumului la nivel de lună/zi ar impune uneori încheierea unor contracte de achiziţie din alte surse (intern sau import), încă nespecifice politicii comerciale desfăşurate de unele companii producătoare. Influenţa liberalizării pieţei asupra portofoliilor de clienţi De la momentul liberalizării pieţei pentru consumatorii noncansici, respectiv 1 ianuarie 2015, portofoliile furnizorilor au fluctuat atât din punct de vedere al numărului de consumatori, cât şi din punct de vedere al cantităţilor furnizate, determinate de opţiunile consumatorilor exprimate în vederea schimbării furnizorului. Acestea se traduc, astfel, în creşteri ale numărului de clienţi pentru unii furnizori şi scăderi pentru alţii, în procente care diferă semnificativ de la un furnizor la altul. Trebuie precizat că liberalizarea de la 1 ianuarie 2015 a adus în piaţa concurenţială circa de consumatori noncasnici a căror furnizare fusese asigurată, până la acel moment, în regim reglementat, de către furnizorii tradiţionali care făceau parte din grupurile de întreprinderi ce deţineau şi sistemele de distribuţie a gazelor naturale. De la această dată au intrat pe piaţă mai mulţi furnizori, aşa cum se poate observa în graficul de mai jos, ceea ce a condus la creşterea concurenţei şi la reducerea preţului către consumatorii finali. 181

182 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Grafic nr. 73 Evoluţia numărului de furnizori Sursa: Rapoarte anuale A.N.R.E. Se poate remarca totuşi că liberalizarea pieţei gazelor naturale pentru consumatorii noncasnici din România, finalizată la sfârșitul anului 2014, a survenit pe fondul unei scăderi accentuate a consumului atât în țara noastră, cât și la nivel european, precum şi a preţurilor gazelor naturale din import, pe fondul scăderii cotaţiilor produselor petroliere. Astfel, liberalizarea de la 1 ianuarie 2015 a avut loc pe un trend de reducere a preţului gazelor naturale (inclusiv gazele din producţia internă care au fost concurate de cele de import). În situaţia existenţei unei supra-oferte pe piaţa locală (scăderea consumului aproximativ până la nivelul producţiei, dublată de importuri la preţuri competitive), tendinţa la nivelul majorităţii consumatorilor din piaţa concurenţială a fost de renegociere a preţurilor din contractele de furnizare. Pe acest fond, în scopul câştigării unui număr cât mai mare de consumatori dintre cei care tocmai deveneau eligibili, precum şi pentru a atrage clienţi eligibili dintre cei care solicitau renegocierea preţurilor din contracte, s-a înregistrat o reducere inclusiv la nivelul marjelor de furnizare negociate. Trecerea în eligibilitate a clienţilor noncasnici a generat o fluctuaţii în piaţă. Modificările în structura portofoliului au intervenit în momentul liberalizării pieţei de gaze naturale pentru clienţii noncasnici, moment la care unii furnizori au observat o diversificare mai mare a clienţilor, dar şi o scădere a consumului mediu anual la nivel de portofoliu. Totuşi, majoritatea acestor clienți au rămas captivi furnizorilor cu care aveau contracte în vigoare și în ale căror distribuții sunt conectați. Un factor care a determinat acest progres lent în extinderea bazei de clienți l-a reprezentat și lipsa unor informații de ordin tehnic privind consumul acestor clienți care ar fi permis furnizorilor să realizeze o ofertare relevantă a acestor categorii de consumatori. În cazul unora dintre furnizori, creşterea numărului de clienţi s-a datorat atât liberalizării, cât şi altor factori: colaborarea cu diverse firme de intermediere pentru atragerea de noi consumatori, creşterea credibilităţii, creşterea gradului de informare a clienţilor în ceea ce priveşte posibilitatea schimbării furnizorului de gaze naturale. Odată cu liberalizarea pieţei, strategia de vânzări a furnizorilor care aveau şi calitatea de distribuitori a fost adaptată noilor condiţii de piaţă prin următoarele măsuri: 182

183 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale - consolidarea unui departament de vânzări pentru extinderea portofoliului de clienţi în afara propriilor distribuţii; - diversificarea portofoliului de surse de achiziţii de gaze naturale şi a modalităţii de contractare printr-un portofoliu de contracte anuale şi contracte pe termen mai scurt de un an. Variaţiile preţurilor de vânzare a gazelor naturale la consumatorii finali au urmat tendinţa dată de scăderea preţului de la producători la furnizori, iar procesul de negociere a preţurilor din partea consumatorilor s-a intensificat. Scăderea preţurilor a fost susţinută şi de intrarea pe piaţă a unor furnizori noi şi adaptarea politicii de vânzări a furnizorilor tradiţionali. Diferenţe de abordare a ofertării clienţilor finali faţă de ofertarea revânzătorilor Din punct de vedere comercial, pentru majoritatea furnizorilor există o diferenţă de abordare a categoriei consumatorilor finali faţă de cea a revânzătorilor, inclusiv în situaţiile în care cantităţile contractate de un revânzător sunt similare cu cele ale unui consumator final. Din analiza informaţiilor primite la chestionarele transmise către furnizori, se observă o împărţire a furnizorilor în trei categorii principale: furnizori care se adresează consumatorilor finali (marea majoritate), furnizori care se adresează revânzătorilor şi furnizori care se adresează ambelor categorii. Abordarea vânzării către un client final se face diferit faţă de vânzarea către un revânzător în măsura în care pentru acesta din urmă livrarea gazelor se face la intrarea în SNT, fără a mai fi necesară rezervarea de capacitate sau alte servicii. Astfel, chiar dacă un consumator final va achiziţiona aceeaşi cantitate cu un revânzător (care cumpără, de obicei, gaze fără servicii), preţul nu va fi acelaşi. De asemenea, clientul final induce vârfuri de consum, ceea ce implică costuri suplimentare pentru echilibrare zilnică şi lunară a cantităţilor, în timp ce vânzarea către un alt furnizor este în bandă. Prin urmare, marjele utilizate în cadrul ofertelor adresate clienţilor finali sunt mai mari faţă de cele aplicate revânzătorilor. Aşadar, activitatea de vânzare a gazelor către revânzători implică mai puţine riscuri, de exemplu în cazul preluării ferme a cantităţilor contractate sau cu fluctuaţii strict în procentele de flexibilitate stabilite în contract, spre deosebire de clienţii finali cărora consumul le poate varia semnificativ în diferite intervale de timp. Fluctuaţiile de consum implică costuri suplimentare. Începând cu luna noiembrie 2016, moment de la care prevederile Codului Reţelei privind echilibrarea se aplică la zi, aceste costuri suplimentare sunt semnificativ mai ridicate faţă de anii precedenţi. Nivelul de negociere a contractului încheiat cu clienţii revânzători este unul mai ridicat şi mai detaliat în ceea ce priveşte riscul, asigurându-se astfel siguranţa livrărilor şi cea a încasărilor până la sfârşitul perioadei contractuale. În cazul clienţilor consumatori finali, nu există siguranţa derulării contractului până la sfârşitul perioadei contractuale, aceştia putând denunţa oricând contractul, cu un preaviz de 21 de zile, conform legislaţiei în vigoare. Modele de ofertare a consumatorilor finali Pe piaţa cu amănuntul, ofertele furnizorilor se construiesc după diverse modele, ce iau în calcul, în principal, aceleaşi elemente şi referinţe de preţ. În continuare sunt redate cele mai frecvente modele de ofertare întâlnite pe piaţa din România, rezultate din consultarea furnizorilor cu privire la acest aspect. 183

184 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale Având în vedere că, în cazul clienţilor finali, cantităţile de gaze naturale achiziţionate de aceştia sunt destinate consumurilor proprii, în general, ofertele pe care le solicită la alegerea furnizorului includ şi toate serviciile aferente livrării. Pe piaţa din România există însă şi consumatori, mult mai puţini ca număr, care preferă să achiziţioneze de la furnizor doar gazele naturale, la un preţ ce include costul de achiziţie a gazelor şi marja de furnizare, urmând ca restul serviciilor să le contracteze separat, în nume propriu, de la operatorii de profil. Astfel, în general, pe piaţa cu amănuntul ofertele de furnizare a gazelor naturale sunt construite în raport de elementele reglementate componente ale preţului de furnizare, respectiv costurile cu transportul, înmagazinarea şi distribuţia gazelor naturale până la clientul final, de condiţiile de achiziţie şi de modificările legislative ce urmează să intre în vigoare pe parcursul derulării relaţiei contractuale şi de adaosul comercial sau marja de furnizare. La cererea consumatorului, se pot negocia condiţii de facilitate în cazul termenelor mai scurte de plată sau în situaţia încheierii unor contracte multianuale. Ofertele sunt întocmite personalizat, în funcţie de specificul de consum, de sezonalitatea consumului (consum mai consistent în lunile de iarnă), de specificul de plată şi de bonitatea financiară a consumatorului. În general, referinţa de preţ de la care se porneşte în construirea ofertelor este preţul de achiziţie pe care respectivii furnizori l-au obţinut în contractele pentru gazele naturale ofertate (preţul rezultat din multitudinea de contracte de achiziţie de gaze naturale pe care fiecare furnizor le-a încheiat) şi preţul de pe platformele centralizate pe perioada de livrare la care se raportează oferta, însă există şi furnizori pentru care preţul de referinţă luat în calcul la ofertare a fost ultimul preţ reglementat de ANRE, înainte de liberalizarea din În construirea ofertelor pentru consumatorii finali pe piaţa concurenţială, furnizorii pornesc, în principal, de la următoarele elemente: - preţul de achiziţie a gazelor pentru perioada ofertată; - evoluţia preţului gazelor pe pieţele centralizate pentru perioada ofertată; - evoluţia preţului gazelor din import pentru perioada ofertată; - preţul gazelor naturale din depozite luat în considerare în procentul stabilit de ANRE pentru perioada contractuală; - termenul de plată solicitat de client; - flexibilitate lunară de preluare a gazelor şi flexibilitate zilnică cerută de client; - cantitatea ce urmează a fi tranzacţionată; - compararea cu alte oferte pe care consumatorul le-ar putea obţine sau chiar le-a obţinut de la alţi furnizori, inclusiv cu ofertele tip afişate pe site-ul fiecărui furnizor; - cererea clientului pentru un anumit preţ (ţinând cont de alte oferte primite de acesta de la alţi furnizori); - existenţa unei relaţii contractuale mai îndelungate cu clientul respectiv, bonitatea, reputaţia acestuia, riscul de neplată; - cheltuielile cu transportul gazelor naturale prin sistemul naţional de transport şi tariful de distribuţie al distribuitorului; 184

185 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale - un adaos comercial care variază în funcţie de consumul din perioada contractuală a consumatorului şi de linearitatea consumului clientului respectiv (un consumator cu o evoluţie a consumului sezonier sau cu un consum relativ constant în cursul anului), care să asigure recuperarea tuturor cheltuielilor realizate cu furnizarea gazelor naturale şi un minim de profit. Pentru alţi furnizori, activitatea de ofertare este fie reactivă, ca reacţie la solicitările consumatorilor, fie proactivă, atunci când companiile realizează astfel de campanii de ofertare. Ofertele comerciale aferente clienţilor finali realizate în cadrul ofertării reactive iau în calcul: - perioada de livrare; - modalitatea de stabilire a preţului (fix/indexabil); - modalitatea de plată; - bonitatea clientului; - volumul de gaze naturale; curba de consum a clientului (consum lunar uniform, consum preponderent în perioada de vară, consum preponderent în perioada de iarnă etc.). Campaniile de ofertare proactivă sunt realizate în concordanţă cu: - planul de vânzări al companiilor; - modalitatea de stabilire a preţului (fix/variabil); - modalitatea de plată; - piaţa ţintă, exprimată în număr de clienţi vizaţi, volum gaze naturale estimat, curba de consum estimată etc. În cazul unora dintre furnizorii care se adresează atât revânzătorilor, cât şi clienţilor finali, procesul de ofertare şi contractare este similar, iar ofertele de preţ pot fi transmise ca răspuns la o solicitare de ofertă primită din partea unui potenţial partener sau pot fi transmise în urma prospectării pieţei efectuate de furnizori. Preţul oferit este construit pe baza preţului de achiziţie pentru perioada contractuală, a cantităţii prognozate şi a termenilor/condiţiilor impuse de clienţi (de exemplu: termene de plată, solicitarea depunerii unor garanţii etc.). În cazul producătorilor, ofertele de preţuri sunt construite în baza politicilor comerciale ale companiei, fără diferenţiere între categorii de clienţi, consumatori finali şi revânzători. Ofertele de preţuri în vederea negocierii se diferenţiază în funcţie de volumul de gaze achiziţionate, bonitatea şi disciplina financiară a clientului, perioada contractuală şi liniaritatea (consum relativ constant/flexibilitate în consum). Referinţele de preţ în funcţie de care se formează ofertele sunt cele date de pieţele centralizate din ziua în care se lansează ofertele. Importanţa surselor de provenienţă a gazelor din perspectiva ofertării consumatorului final Raportat la provenienţa gazelor naturale, respectiv din producţia internă curentă, din producţia internă extrasă din înmagazinare sau din import, există criterii şi elemente de politică comercială diferite la nivelul furnizorilor din România. În cadrul analizei efectuate în cadrul investigaţiei, au fost identificate mai multe modele de stabilire a mixului de gaze naturale ofertat consumatorilor finali. Din perspectiva [...] : A. Amestecul de gaze (interne şi extrase din depozite) respectă principiul echidistanţei în raport cu toţi clienţii, în funcţie de perioada contractuală, disponibilitatea surselor menţionate, rezultând 185

186 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale aceeaşi pondere a gazelor extrase din depozitele subterane. Cantităţile consumate suplimentar, la solicitarea clientului în cadrul flexibilităţii contractuale, sunt cantităţi extrase din depozite, ceea ce determină creşterea ponderii gazelor extrase din depozite pe total consum client. Pentru consumatorii CPET, amestecul de gaze livrate s-a format ţinând seama de încadrarea în bandă ca obligaţie şi de procentul de gaze din import impus de ANRE, astfel: - gaze interne curente reprezentând banda afişată pe site-ul Transgaz; - procentul de gaze din import impus de ANRE; - diferenţa de cantitate până la cea totală solicitată de client, extrasă din depozitele subterane. B. Întrucât consumatorii finali nu sunt interesaţi deloc de provenienţa gazelor naturale, ci doar de preţul de achiziţie şi de siguranţa în aprovizionare, ei consideră că este responsabilitatea 100% a furnizorilor de a-şi optimiza portofoliul de surse/clienţi, astfel încât, prin semnarea unui contract de vânzare/cumpărare cu un revânzător, să primească gazele naturale în conformitate cu prevederile acestuia. Criteriile de alegere a clienţilor cărora li s-a alocat mix de producţie curentă/înmagazinare au fost: [...] Totodată, legat de sursele de gaze disponibile în perioada de iarnă, mai ales de mixul producţie internă curentă/producţie internă extrasă din depozitele de înmagazinare, acesta a fost influenţat şi de reglementările existente privind alocarea cu prioritate a producţiei interne pentru piaţa reglementată şi categoriilor de consumatori asimilate pieţei reglementate. Cu o pondere foarte mică, contractele de vânzare - cumpărare încheiate cu revânzători din sursa producţie internă extrasă din înmagazinare ajută revânzătorii, de regulă, pentru îndeplinirea obligaţiei privind stocul minim. În cazul [...], în ofertarea clienţilor finali consumatori noncasnici din piaţa liberă şi a clienţilor de pe piaţa angro, se are în vedere în primul rând specificul fiecăreia dintre aceste două categorii de clienţi. Astfel, în ofertele comerciale adresate acestor clienţi, sursele se alocă în funcţie de disponibilul contractat sau în curs de contractare la momentul ofertării ţinându-se cont, când şi dacă este cazul, şi de sursa de provenienţă a gazelor solicitate de client în cererea de ofertă formulată. În acest sens, pentru clienţii finali sunt alocate gaze în concordanţă cu portofoliul de achiziţii al companiei, la comun pe categorii de consumatori, iar pentru piaţa angro se alocă gaze adaptat (personalizat), după caz, la necesarul clientului sau sursele disponibile pentru vânzare pe piaţa respectivă. În cazul [...], practica nu este unitară, fiind identificate următoarele modele de stabilire a mixului de gaze: - Provenienţa gazelor ce fac obiectul ofertelor de furnizare este dată de condiţiile de achiziţie pe care furnizorii le au în urma încheierii unor contracte cu furnizorii angro, iar mixul se stabileşte în funcţie de identificarea celor mai avantajoase surse de provenienţă (intern, import, depozit) şi de obligaţiile legale ce le revin furnizorilor (stabilirea stocului minim de către ANRE). - În evaluarea mixului de gaze, unele companii iau în considerare profilul lunar de consum şi destinaţia utilizării gazelor. Astfel, pentru un consum destinat încălzirii se ia în calcul o cantitate mai mare de gaze naturale provenite din înmagazinare şi/sau import, în timp ce pentru 186

187 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale un consum destinat procesului tehnologic, ce este caracterizat printr-un consum liniar de tip bandă, ponderea sursei de gaze din producţie internă curentă este mai mare. - Ofertele pentru consumatorii finali sunt concepute în funcţie de mixul lunar stabilit de ANRE (în procente intern-import-înmagazinare) şi de preţurile de achiziţie ale fiecărui tip de gaze naturale. Unii furnizori achiziţionează gazele în amestec de la producători, procentele în cadrul amestecului import/intern fiind cele reglementate de ANRE. - În cazul consumatorilor finali, cantitatea de gaze naturale din înmagazinare este determinată în funcţie de valorile estimate a fi aprobate de ANRE, în funcţie de dezvoltarea sau reducerea portofoliului de clienţi, precum şi de o cantitate estimată a fi achiziţionată suplimentar faţă de propria obligaţie de înmagazinare, în perioada de iarnă, având în vedere deficitul de gaze naturale de provenienţă internă din perioada de iarnă. - Modalitatea de determinare a preţului ofertat este unitară şi se determină în mod obiectiv, în funcţie de necesarul financiar corespunzător îndeplinirii atribuţiilor de serviciu de interes public, respectiv cheltuieli de personal şi asistenţă socială, transport, echipamente, costuri cu echipamentele, dispozitive de verificare etc. Costurile de achiziţie şi de transport se evaluează anual şi se împart la cantitatea totală ce se estimează a fi furnizată. Costul rezultat va fi cost de referinţă pentru toate ofertele de furnizare a gazelor naturale. - Ofertele nu ţin cont de provenienţa gazelor. Ofertele-tip şi ofertele negociate adresate clienţilor finali nu prevăd provenienţa gazelor, neexistând criterii de stabilire a mixului de gaze. Furnizorii determină acest mix în mod proporţional cu consumul de gaze al fiecărui client. Componentele preţului de furnizare către consumatorii finali noncasnici În perioada , componentele preţului de furnizare către clientul final noncasnic, din piaţa concurenţială, au variat foarte puţin, după cum au comunicat majoritatea furnizorilor respondenţi. Preţul de furnizare a gazelor naturale cuprinde următoarele componente: - costul de achiziţie a gazelor naturale; - tariful de transport; - tariful de înmagazinare; - tariful de distribuţie; - marja de furnizare; Marja de furnizare trebuie să acopere costurile operative aferente activităţii de furnizare, care înseamnă de fapt costurile de gestionare ale fiecărui client din portofoliu (facturare, încasarea contravalorii gazelor furnizate, alte cheltuieli), dobânzile ca urmare a creditării clientului (termenele de plată ale clientului sunt mai largi decât ale furnizorului), acoperirea diferitelor riscuri (tarife de dezechilibrare ale SNT, neîncasarea contravalorii facturilor), profitul. În ceea ce priveşte marjele aferente activităţii de furnizare pentru fiecare categorie de consumatori noncasnici, din piaţa concurenţială, acestea au variat foarte mult de la un an la altul, în special din cauza schimbărilor intervenite în piaţa de gaze naturale: stabilirea calendarului de majorare a preţurilor gazelor, renunţarea la preţurile reglementate pentru consumatorii noncasnici, anularea amestecului de gaze pentru consumatorii noncasnici, implementarea 187

188 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale obligativităţii de a tranzacţiona anumite cantităţi de gaze naturale pe pieţele centralizate, implementarea Codului reţelei etc. Marja de furnizare este principala pârghie de negociere a unui furnizor şi, în funcţie de structura portofoliului de clienţi, fiecare furnizor îşi stabileşte strategia proprie de ofertare a fiecărui client, astfel că marjele sunt diferite de la un client la altul, dar evaluarea profitabilităţii activităţii de furnizare se face, de regulă, pe întreg portofoliul de clienţi din piaţa concurenţială. Multe dintre companiile furnizoare nu angajează o politică de preţuri diferenţiată pe categorii de consumatori, preţurile fiind negociate individual cu fiecare consumator, avându-se în vedere o serie de elemente variabile specifice, cum ar fi profilul de consum al clienţilor vară/iarnă, calitatea prognozelor de consum etc. În consecinţă, marja lunară netă aferentă activităţii de furnizare nu este un indicator de performanţă monitorizat şi disponibil pentru a fi prezentat, profitabilitatea fiind analizată la nivelului portofoliului de clienţi agregat. Dintre marjele evidenţiate pe categorii de consumatori, comparate în valoare absolută, marjele aferente consumatorilor din categoriile B1 şi B2 par mai profitabile, însă din punct de vedere financiar cele mai profitabile sunt cele aferente consumatorilor din categoriile B3 şi B4 care, chiar dacă sunt mai mici în valoare absolută, compensează prin cantităţi şi modalitatea de gestionare a contractelor. Astfel, cele mai profitabile sunt marjele mici aplicate la contractele cu volume mari. Pentru alţi furnizori, consumatorii din categoriile B3-B6 şi A2 sunt mai profitabili, însă pe acelaşi principiu, respectiv aplicarea marjelor la cantităţi mai mari de gaze naturale, impactul financiar fiind astfel mai mare din partea acestor clienţi. Avantaje structurale la nivelul furnizorilor Pornind de la structura pieţei de gaze din România cu doi producători care au o prezenţă majoritară pe piaţa angro (cumulat peste 50%) dar care furnizează cantităţi semnificative şi pe piaţa cu amănuntul, unde există alţi doi furnizori importanţi care fac parte din grupurile ce deţin şi societăţi de distribuţie au fost identificate, din perspectiva celorlalţi participanţi la pieţele de furnizare, principalele avantaje, pe care aceşti patru operatori semnificativi le-ar putea avea în activitatea de furnizare ca urmare a modului de structurare a activităţilor în cadrul grupurilor din care fac parte. Din informaţiile transmise de furnizori a rezultat că în cazul producătorilor care furnizează gaze naturale direct sau printr-o societate afiliată către consumatorii finali principalul avantaj este acela al accesului direct la sursa de gaze, respectiv al existenţei cantităţilor de gaze necesare în orice perioadă a anului, spre deosebire de furnizorii care depind de politica de comercializare a acestora. În opinia celorlalţi participanţi la piaţă accesul direct la producţia de gaze le poate asigura acestor furnizori/afiliaţi următoarele avantaje: prioritate la achiziţie; flexibilitate ridicată în asigurarea cantităţilor de gaze naturale; posibilitate de variaţie a cantităţilor de gaze pe punctele de intrare în SNT; 188

189 Capitolul V Activitatea de furnizare a gazelor naturale preţul competitiv cu care pot oferta în piaţă clienţii (consumatori finali/revânzători) ca urmare a faptului că nu achiziţionează gazul pe piaţa angro şi implicit este diminuată/eliminată marja de tranzacţionare dintre producător şi furnizor; capacitatea de a oferi consumatorilor finali preţuri mai mici faţă de cele oferite revânzătorilor; lipsa costurilor de finanţare cu achiziţia gazelor; posibilitatea constituirii stocurilor minime obligatorii fără imobilizarea unor resurse financiare pentru achiziţia gazelor. În cazul celor doi mari furnizori care fac parte din grupuri ce deţin şi societăţi de distribuţie a gazelor naturale a fost identificat ca principal avantanj, de către ceilalţi operatori din piaţă, faptul că aceştia deţin, în baza istoricului activităţii, informaţii privind datele de consum. Acest tip de informaţii deţinute de furnizorii tradiţionali care au asigurat consumurile reglementate pot facilita accesul la consumatorii din piaţa concurenţială. Alte potenţiale avantaje identificate de ceilalţi participanţi la piaţă sunt: flexibilitate mai mare în furnizare ca urmare a portofoliului mare de clienţi (rezultat din clienţii captivi ); posibilitatea obţinerii unor costuri mai reduse cu transportul gazelor naturale având în vedere că tariful de transport se calculează pe portofoliu şi nu pe client; posibilitatea de a acorda termene de plată mai bune datorită rulajelor foarte mari, cât şi posibilităţii de a acces mai uşor finanţarea bancară; comunicare directă şi operativă cu distribuitorul; beneficiază de o bună cunoaştere în rândul consumatorilor prin asimilarea cu societatea de distribuţie. 189

190 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale CAPITOLUL VI - IMPACTUL REGLEMENTĂRILOR ASUPRA PIEŢEI CONCURENŢIALE În contextul derulării accelerate a procesului de liberalizare, sectorul gazelor naturale trece printr-un proces complex de regândire a mecanismelor de funcţionare a pieţei, proces care implică o amplă transformare a cadrului de reglementare secundar, dar şi primar. Finalizarea procesului de tranziţie din zona reglementată spre cea concurenţială pentru consumatorii noncasnici, precum şi schimbarea condiţiilor de bază ale pieţei (consumuri, preţuri pentru sursele interne şi cele de import), au condus la accentuarea influenţelor date de funcţionarea pieţei reglementate asupra celei concurenţiale. În evaluarea realizată în cadrul acestui capitol vor fi evidenţiate prevederile care au impact direct asupra pieţei concurenţiale: obligaţia de bandă obligaţia de stoc minim impozitul asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor naturale obligaţia de tranzacţionare pe pieţele centralizate 6.1 Obligaţia de bandă 158 Având în vedere că procesul de liberalizare a pieţei gazelor naturale nu este încă finalizat (cu excepţia consumatorilor noncasnici), că pentru consumatorii casnici şi pentru producătorii de energie termică - numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei termice pentru populaţie - furnizarea gazelor se realizează în regim reglementat şi că, prin lege 159, numai producătorii aveau obligaţia să asigure cantităţile de gaze naturale necesare acoperirii consumului pe piaţa reglementată, se constată că zona reglementată a pieţei a continuat să aibă, în perioada de analiză, o influenţă semnificativă asupra comportamentului producătorilor de gaze naturale în piaţa concurenţială din România. Obligaţia producătorilor de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie (aşa-numita obligaţie de bandă ), necesare consumului CPET, este reglementarea cu cel mai puternic impact pe piaţa concurenţială, având în vedere că dimensiunea acesteia (mărimea cantităţilor de gaze naturale destinate acoperirii consumurilor lunare pe piaţa reglementată) a influenţat în mod direct cantităţile rămase la dispoziţia producătorilor pentru piaţa concurenţială. 158 Obligaţia de bandă a fost în vigoare până la data de 31 martie 2017, conform prevederiloroug 64/2016 pentru modificarea şi completarea Legii energieie electrice şi a gazelor naturale nr.123/ Art. 124 alin. (1) lit. e) din Legea nr. 123/2012, prin care producătorii au obligaţia: să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului pe piaţa reglementată, în conformitate cu reglementările ANRE privind respectarea graficului de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru clienţii captivi, furnizorii având obligaţia respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale; restul producţiei proprii, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic (...) va fi pus la dispoziţia pieţei concurenţiale. 190

191 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Aşa cum va rezulta din cele prezentate în continuare, obligaţia de bandă, coroborată cu obligaţia de constituire a stocurilor minime şi cu prevederile privind impozitarea veniturilor suplimentare obţinute din dereglementarea preţului gazelor naturale, au condus, în anul 2016, la distorsiuni semnificative ale pieţei concurenţiale. Deşi este vorba de reglementări în baza cărora piaţa gazelor naturale a funcţionat dinainte de anul 2016, în acest an, cu precădere, s-a accentuat impactul acestor reglementări asupra zonei concurenţiale, ca urmare a schimbării condiţiilor de piaţă ce au fost avute în vedere la momentul stabilirii acestor obligaţii. În aplicarea prevederilor art. 124 din Legea energiei au fost emise mai multe reglementări secundare, cea mai recentă care a produs efecte în piaţă fiind metodologia de alocare a cantităţilor de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, pentru acoperirea consumului pe piaţa reglementată, aprobată prin Ordinul nr. 161/ Pornind de la obligativitatea stabilită prin cadrul legal primar de asigurare cu prioritate, de către producători, a consumurilor din piaţa reglementată, metodologia ANRE a avut în vedere principiul proporţionalităţii la nivelul producătorilor, în aşa fel încât sarcina să fie resimţită uniform la nivelul acestora, proporţional cu dimensiunea producţiei de gaze naturale a fiecăruia. La momentul stabilirii prin legislaţia primară a acestei obligaţii şi ulterior emiterii metodologiilor de calcul, preţul gazelor din producţia internă era semnificativ mai mic faţă de preţul gazelor din import, astfel că exista raţiunea de protecţie a populaţiei, pe de o parte, iar pe de altă parte, se urmărea ca această obligaţie să fie distribuită în mod egal la nivelul producătorilor printr-o dimensionare proporţională cu cota de producţie a fiecăruia. Astfel, cele două principii care stau la baza reglementării cuprinse în Ordinul nr. 161/2014 sunt cel al obligativităţii punerii la dispoziţie, cu prioritate, a cantităţilor de gaze naturale pentru consumul CPET şi, respectiv, cel al proporţionalităţii asigurării acestui consum de către producătorii interni de gaze naturale. Transpunerea în practică a acestei obligaţii prevăzute de lege a condus, în opinia producătorilor, la dificultăţi în funcţionarea curentă, în principal pentru că nu a existat o predictibilitate a cantităţilor de gaze naturale ce urmau a fi preluate de furnizori pentru piaţa reglementată, în condiţiile în care aceştia nu aveau nicio obligaţie de achiziţie a cantităţilor puse la dispoziţie de producători. Pe baza metodologiei elaborate de ANRE, se determinau cantităţile totale de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie pe care producătorii aveau obligaţia de a le pune la dispoziţia furnizorilor şi producătorilor de energie termică, în scopul asigurării necesarului de consum curent şi a constituirii stocului minim pentru CPET. ANRE a monitorizat respectarea obligaţiei producătorilor de a pune la dispoziţia pieţei cantităţile aferente consumului reglementat, precum şi obligaţia furnizorilor şi a producătorilor de energie termică, beneficiari ai respectivelor cantităţi, de a respecta destinaţia acestora. Metodologia prevedea două perioade pentru care se realiza calculul acestor cantităţi, respectiv 1 aprilie 30 septembrie pentru anul în curs şi 1 octombrie anul în curs - 31 martie anul următor. 160 Ordinul nr. 161/2014 al preşedintelui ANRE pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităţilor de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie necesare acoperirii consumului clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei termice în centrale de cogenerare şi în centrale termice, destinată consumului populaţiei. 191

192 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale În anul 2015, prin excepţie 161, s-au stabilit distinct, pentru perioada 1 ianuarie - 31 martie 2015, cantităţile pe care producătorii de gaze naturale au avut obligaţia de a le pune la dispoziţia furnizorilor sau producătorilor de energie termică care optează pentru achiziţia de gaze naturale direct de la producători, după caz, în scopul asigurării necesarului de consum pentru CPET. Metodologia de calcul se baza pe estimări ale operatorilor venite din două direcţii producătorii pentru cantităţile ce urmau a fi produse şi furnizorii pentru cantităţile ce urmau să fie consumate de CPET care, în final, trebuiau să conducă la un numitor comun cu privire la cantităţile necesare şi la distribuţia egală a sarcinii de asigurare a acestor cantităţi la nivelul producătorilor. Conform metodologiei, producătorii transmiteau estimări privind cantităţile lunare de gaze naturale pe care urmau să le producă (inclusiv estimări privind cantităţile lunare pe care le vor reinjecta în zăcăminte şi cele pentru consumurile tehnologice specifice), iar furnizorii care asigurau în mod direct acoperirea consumului CPET transmiteau necesarul de consum lunar estimat al CPET, defalcat pentru piaţa reglementată şi cea concurenţială, pentru perioadele 1 ianuarie 31 martie 2015, 1 aprilie - 30 septembrie 2015, 1 octombrie 31 martie Estimări similare privind necesarul de consum lunar pentru producerea energiei termice destinate populaţiei erau transmise şi de producătorii de energie termică. Estimările de consum se realizau pe baza consumurilor înregistrate în anul anterior. Metodologia ia în calcul inclusiv cantităţile reprezentând stocul minim obligatoriu de gaze naturale 162 pe care titularii licenţelor de furnizare aveau obligaţia să îl deţină în depozite, la finalul ciclului de injecţie, pentru consumatorii CPET. Astfel, până la data de 23 a lunii anterioare lunii de livrare, pe site-ul Transgaz 163 se afişau cantităţile necesare consumului CPET, calculate conform metodologiei, urmând ca în termen de 4 zile de la afişare să se încheie contracte distincte de vânzare-cumpărare a gazelor naturale exclusiv din producţia internă, pentru acoperirea necesarului de consum CPET pentru luna de livrare şi pentru constituirea stocului minim aferent acestora. Prin urmare, producătorii aveau certitudinea cantităţilor disponibile pentru piaţa concurenţială după data de 27 a lunii anterioare celei de livrare, iar până la începutul lunii de livare (deci în termen de 3-4 zile) trebuiau să îşi asigure contractarea acestor cantităţi. Din consultarea producătorilor 164 a reieşit că, în numeroase situații, cantitatea ce trebuia livrată efectiv pieței reglementate a fost sub nivelul pe care societăţile producătoare l-au avut la dispoziția acestui segment de piață până în data de 27 a lunii anterioare celei de livrare. În aceste condiții, producătorii au avut la dispoziție doar 3-4 zile pentru a găsi soluții de valorificare a cantităților respective în piața concurențială. Ca exemplu, în luna august 2015, faţă de obligaţia iniţial comunicată de ANRE pentru unul dintre producători 165, cantitatea efectiv livrată în piaţa reglementată a fost cu aproape 37% sub nivelul planificării iniţiale. În primele opt luni din 2016, 161 Conform art. 3, alin. 2, din Anexa Ordinul nr. 161/2014 al preşedintelui ANRE, perioadele pentru care se stabilea obligaţia producătorilor de a pune la dispoziţia furnizorilor sau producătorilor de energie termică care optează pentru achiziţia de gaze naturale direct de la producători sunt 1 aprilie - 30 septembrie din anul în curs, precum şi perioada 1 octombrie din anul în curs 31 martie din anul următor. 162 Art. 143 alin. (1) lit. q) din Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare. 163 DOPGN. 164 [ ]. 165 [ ]. 192

193 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale la nivelul unuia dintre producătorii de gaze naturale 166, diferenţele între cantităţile lunare previzionate (cantităţile comunicate de DOPGN din cadrul Transgaz) şi cantităţile lunare efectiv preluate de către furnizori pentru piaţa reglementată au variat între -2% şi 38%. Nici situaţia în care cantităţile de gaze naturale previzionate pentru piaţa reglementată erau mult mai mici faţă de cantităţile consumate în mod real (ex: situaţie posibilă în timpul iernii când sunt vârfuri de consum) nu era mai avantajoasă, întrucât producătorii erau nevoiţi să realoce din cantităţile deja contractate în piaţa liberă anumite cantităţi pentru piaţa reglementată 167. Diferenţele mari între ceea ce se previzona (cantităţile pe care producătorii le menţineau la dispoziţia furnizorilor care asigurau consumul CPET) şi ceea ce se consumă efectiv pentru piaţa reglementată (cantităţile contractate de furnizori) au pus în dificultate producătorii, cu precădere în perioadele de vară, când consumul este scăzut şi aceştia nu au unde să valorifice cantităţile ce nu au fost contractate. Trebuie precizat că furnizorii de gaze naturale ce asigurau consumul pieţei reglementate nu aveau obligaţia preluării cantităţilor de gaze, conform comunicării iniţiale, pentru piaţa reglementată. Ca urmare, producătorii susţin că obligaţia asigurării benzii de consum a fost debalansată, în condiţiile în care exista doar obligaţia de vânzare la nivelul producătorilor, dar nu şi obligaţia de cumpărare la nivelul revânzătorilor. În acelaşi timp, sancţiunile (amenzile) pentru neîndeplinirea obligaţiei de stoc minim, care ar fi asigurat un debuşeu al cantităţilor de gaze produse pe timp de vară, au fost relativ scăzute 168, astfel că revânzătorii au preferat să plătească aceste amenzi raportat la costurile pe care le-ar fi avut cu achiziţia şi înmagazinarea gazelor. Metodologia elaborată de ANRE a avut în vedere regularizarea acestor diferenţe prin recalculare şi realocare, după luna de livrare, a cantităţilor de gaze naturale pe care fiecare producător avea obligaţia să le pună la dispoziţia furnizorilor CPET. Astfel, în termen de 12 zile de la încheierea lunii de livrare, în baza informaţiilor transmise de către producătorii de gaze naturale, operatorii economici afiliaţi acestora, furnizorii care asigurau consumul clienţilor CPET şi furnizorii mandataţi de către aceştia, cu privire la cantităţile efectiv vândute şi achiziţionate, DOPGN recalcula şi realoca proporţional cantităţile pe care fiecare producător avea obligaţia să le asigure pentru acoperirea consumului CPET. Producătorii de gaze naturale aveau la dispoziţie 3 zile 169 pentru modificarea şi completarea contractelor de vânzare-cumpărare a gazelor naturale din producţia internă încheiate cu furnizorii şi producătorii de energie termică, pentru acoperirea necesarului de consum al CPET, în vederea încadrării în limita cantităţilor determinate de DOPGN după încheierea lunii de livrare. Situaţia exactă a cantităţilor efectiv vândute şi achiziţionate, inclusiv preţurile şi cantităţile defalcate pentru piaţa reglementată şi cea concurenţială, erau transmise către ANRE în termen de 166 [ ]. 167 [ ]. 168 Amenda prevăzută iniţial la art. 195 alin. (2) lit. d) din Legea energiei pentru neconstituirea stocurilor minime de gaze naturale era de lei. Prin Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 28/2016, care a modificat art. 195 alin. (2) lit. e) din Legea energiei, s-a stabilit o amendă cuprinsă între 5% şi 10% din cifra de afaceri anuală pentru neîndeplinirea obligaţiei de stoc minim. 169 Art. 19 alin. (3) din Metodologia de alocare a cantităţilor de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie necesare acoperirii consumului clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei termice în centrale de cogenerare şi în centrale termice, destinată consumului populaţiei, aprobată prin Ordinul nr. 161/2014 al preşedintelui ANRE. 193

194 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale 15 zile de la încheierea lunii de livrare, de către fiecare dintre participanţii la piaţă vizat de metodologie. Unii producători consideră 170 că o astfel de abordare era imposibil de implementat, ulterior lunii de livrare, în condiţiile în care cantităţile au fost deja livrate şi contractele încheiate. În acelaşi timp, prevederea este incompatibilă cu perioada de echilibrare zilnică, în care, după fiecare zi, se realizează balanţa surse consum, se calculează eventuale penalităţi pentru dezechilibrele zilnice şi prin urmare nu mai este posibilă relocarea unor cantităţi între furnizori ulterior lunii de livrare. Mecanismul de reglare prevăzut în metodologie a prezentat neclarităţi, în opinia producătorilor, inclusiv prin prisma faptului că includea modificarea unor raporturi contractuale, iar reglementatorul pune în sarcina producătorilor să realizeze modificarea contractelor respective, astfel încât cantităţile alocate pe fiecare categorie de consumatori să corespundă datelor publicate de către Transgaz la închiderea de lună 171. De altfel, producătorii susţin 172 că s-au lovit de refuzul clienţilor atunci când au încercat să modifice contractele după luna de livrare, ceea ce a făcut ca prevederile referitoare la regularizarea cantităţilor de gaze naturale să fie inaplicabile. Astfel, ca urmare a carenţelor furnizorilor în previzionarea consumurilor şi a necesităţii recalculării post-livrare a cantităţilor furnizate lunar de producători pentru piaţa reglementată, au apărut dificultăţi în gestionarea portofoliilor de contracte şi impredictibilitate în asigurarea cantităţilor pentru piaţa concurenţială. În acelaşi timp, impredictibilitatea generată de obligaţia producătorilor de a asigura cu prioritate cantităţile destinate consumului CPET, cu privire la cantităţile disponibile lunar pieţei concurenţiale 173, au îngreunat respectarea obligaţiei cu privire la tranzacţionarea pe pieţele centralizate. Existenţa constrângerilor impuse de funcţionarea pieţei reglementate a determinat anumite restricţii comportamentale la nivelul producătorilor de gaze naturale pe piaţa concurenţială, una dintre acestea fiind reprezentată de predictibilitatea scăzută/limitată în stabilirea cantităţilor pe care aceştia le puteau vinde lunar pe piaţa concurenţială. Aşa cum am sublinat anterior, pornind de la raţiunea asigurării protecţiei populaţiei ce a determinat stabilirea prin lege a obligativităţii asigurării cu prioritate, de către producători, a consumurilor din piaţa reglementată, în condiţiile unor diferenţe semnificative între preţul gazelor din producţia internă şi cel al gazelor din import (mult mai mare la acel moment), reglementarea ANRE a avut în vedere principiul proporţionalităţii la nivelul producătorilor. În anul 2016, condiţiile pe piaţa gazelor naturale din România s-au modificat substanţial faţă de cele existente la momentul la care a fost prevăzută această obligativitate pentru producători. Astfel, în 2016, deşi tendinţa de contracţie a consumului de gaze naturale la nivel naţional nu s-a mai manifestat, aceasta s-a menţinut la un nivel care a condus la o supraofertă pe piaţă. Tot în acest an, preţul gazelor din import a ajuns, în premieră, la un nivel inferior preţului gazului din producţia internă, ceea ce a reprezentat un factor de presiune semnificativ asupra producătorilor interni. 170 [ ]. 171 [ ]. 172 [ ]. 173 [ ]. 194

195 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Ca urmare, în anul 2016, pe fondul eliminării diferenţelor de preţ dintre cele două surse, gaze din import şi gaze din producţia internă, şi al existenţei unui consum la nivel naţional ce poate fi asigurat din producţia internă, se constată că importurile reprezintă o sursă de aprovizionare ce exercită o presiune concurenţială majoră asupra producţiei interne. Realizând o extrapolare a cantităţilor de gaze naturale ce au intrat din import în anii când consumul de gaze naturale a înregistrat vârfuri (18 mld. mc/an), reiese că, la actualul consum naţional (circa mld. mc/an), importurile ar putea asigura 50% din consum. De altfel, în anul 2016, ca urmare a factorilor mai sus enumeraţi, producători precum Romgaz au pierdut din cota pe piaţa concurenţială în favoarea importurilor. Acest lucru a survenit inclusiv pe fondul unor constrângeri de natură administrativă la nivelul acestui producător, ce vor fi punctate în continuare pe parcursul analizei. Modul în care s-au repercutat aceste constrângeri asupra activităţii Romgaz au avut efecte la nivelul întregii pieţe concurenţiale. [ ], în urma unui control al Curţii de Conturi derulat la începutul anului , s-a constatat că Romgaz a livrat cantităţi mai mari de gaze naturale pentru categoria CPET, ceea ce a avut drept consecinţă faptul că alţi producători au avut la dispoziţie o cotă mai mare din piaţa concurenţială noncasnică la un preţ de valorificare mai mare. În plus, Romgaz a avut o constrângere privind preţul la care putea comercializa gazele pe piaţa concurenţială, ca urmare a existenţei referinţei de preţ de 72 lei/mwh, stabilită pentru calculul impozitului asupra veniturilor obţinute din dereglementarea preţurilor 175 (detalii suplimentare la pct. 3 al acestui capitol). Romgaz nu şi-a asumat vânzarea gazelor sub acest nivel de preţ, deşi preţul pe piaţa concurenţială era mai mic. În aceste condiţii, începând cu luna aprilie 2016, Romgaz 176 a raportat producţii reduse, astfel încât banda aferentă s-a redus în continuare, cu impact însă asupra constituirii stocurilor obligatorii. Un alt efect al deciziei de reducere a producţiei de către Romgaz este faptul că ceilalţi producători preiau sarcina asigurării pentru consumul CPET, inclusiv a diferenţei de cantitate pe care Romgaz nu o mai asigură, cu efect asupra cantităţilor comercializate pe piaţa concurenţială. 177 Sintetizând, este evident că orice modificare survenită la nivelul producţiei pentru oricare dintre operatori este reflectată, ca urmare a necesităţii stabilirii echilibrului între dimensiunea cantităţilor produse şi cea a cantităţilor puse la dispoziţia CPET, la nivelul celorlalţi producători, prin afectarea cantităţilor pe care le pot comercializa pe piaţa concurenţială. Putem afirma că obligaţia de bandă a funcţionat similar principiului vaselor comunicante, conform căruia orice modificare de nivel se transmite mai departe uniform până la echilibrare. De asemenea, în opinia unor producători, o altă disfuncţionalitate generată de această obligaţie, instituită prin legislaţia primară, o reprezintă 178 ordinea de prioritate instituită la stabilirea programelor de extracţie a cantităţilor înmagazinate, conform prevederilor metodologiei de mai sus. În condiţiile unui acces reglementat la depozite, în care rezervarea este fermă pentru toţi beneficiarii serviciilor de înmagazinare, stabilirea unei anumite priorităţi pentru anumite tipuri 174 [ ]. 175 Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 13/2014 pentru modificarea anexei la Ordonanţa Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor naturale. 176 [ ] 177 [ ] 178 [ ] 195

196 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale de furnizori şi clienţii acestora este nejustificată. Instituirea unei astfel de priorităţi este de natură a influenţa negativ concurenţa, în condiţiile în care furnizorii care beneficiază de acces prioritar la depozite au în portofoliu şi clienţi din segmentul concurenţial al pieţei, fiind dificilă monitorizarea destinaţiei gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare subterană, din perspectiva categoriei de consumatori care le utilizează. Această obligaţie instituită la nivelul producătorilor a fost considerată de responsabilii europeni drept încălcare a articolelor 35 şi 36 din Tratatul privind Funcţionarea Uniunii Europene (TFUE) şi ale art. 40 lit. c) din Directiva 2009/73/CE 179. În scopul remedierii situaţiei juridice pe baza căreia Comisia Europeană considera că România a încălcat prevederile TFUE 180 şi pentru eliminarea riscului iminent de a se transmite această cauză la Curtea Europeană de Justiţie, Guvernul a aprobat prin Ordonanţa de Urgenţă 181 eliminarea din Legea energiei a acestei obligaţii începând cu data de 31 martie În concluzie, obligaţia de bandă : a fost considerată de CE ca o restricţie de facto asupra exporturilor de gaze naturale; a creat incertitudine cu privire la cantităţile de gaze naturale pe care producătorii le puteaut comercializa lunar pe piaţa conurenţială; era incompatibilă cu piaţa de echilibrare zilnică; îngreuna aplicarea obligaţiei de tranzacţionare pe pieţele centralizate; determina o ordine de prioritate la stabilirea programelor de extracţie din depozite, care conducea la diferenţieri în rândul furnizorilor şi la suspiciunea conform căreia furnizorii care aveau acces prioritar pentru piaţa reglementată beneficiau, implicit, de un avantaj pe piaţa concurenţială. Modificarea cadrului legal primar, în sensul eliminării prevederii privind obligaţia de bandă şi, aşa cum s-a prevăzut în OUG 64/2016, a reprezentat în opinia autorităţii de concurenţă o prioritate în contextul derulării procesului de aprobare în comisiile de specialitate ale Parlamentului. Prin înlăturarea preţului stabilit administrativ pentru achiziţia gazelor din producţia internă se realizează o corecţie la nivelul unei pieţe concurenţiale, aşa cum este cea a comercializării angro de gaze naturale. Astfel, se creează premisele formării unui preţ de achiziţie a gazelor naturale de către furnizori ca rezultat al procesului de confruntare între cerere şi ofertă, care reflectă în mod real condiţiile de piaţă. Consiliul Concurenţei a fost implicat în procesul de avizare a Proiectului Ordonanţei de Urgenţă pentru modificarea Legii energiei (OUG 64/2016) şi a atras atenţia că, odată cu trecerea la o achiziţie a gazelor naturale, pentru consumatorii casnici, bazată pe principiile pieţei libere, se impune ca procedurile de achiziţie a gazelor de către furnizori să fie de natură a genera cel mai bun preţ de achiziţie rezultat în procesul de confruntare dintre cerere şi ofertă. Ca urmare, 179 Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009, privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale şi de abrogare a Directivei 2003/55/CE Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 64 din 5 octombrie 2016 pentru modificarea şi completarea Legii energiei şi a gazelor naturale nr. 123/

197 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale autoritatea de concurenţă a apreciat ca necesară stabilirea unui set de criterii obiective care să permită atât întreprinderilor implicate, cât şi autorităţii competente, care va aproba preţurile reglementate pe baza costurilor de achiziţie înregistrate de furnizori, aprecierea caracterului eficient, transparent, egal şi nediscriminatoriu al procedurilor de achiziţie a gazelor naturale pentru consumatorii casnici. [ ] Menționăm că responsabilitatea asigurării continuității și flexibilității livrărilor către clienții casnici din piața reglementată, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei (CPET) și costurile aferente generate de variațiile de consum ale acestora, aparțin furnizorilor acestor categorii de clienți finali. Transferarea forțată nejustificată a acestor sarcini către producătorii de gaze naturale, prin reglementare, care trebuie să mențină la dispoziția acestor furnizori cantități semnificative de gaze naturale, până la începutul lunii de livrare, fără să aibă garanția preluării acestor cantități de către furnizori este de natură a determina disfuncționalități pe piața de gaze naturale și, respectiv, a influența negativ dezvoltarea concurenței pe această piață. [ ] Fără a face observaţii critice asupra fundamentului politic-social care a stat la baza acestei obligaţii, ştiut fiind că legislaţia europeană în materie de subvenţionare a consumatorilor vulnerabili trimite la acţiuni cu totul diferite ale statelor membre, considerăm că o astfel de limitare a dreptului de dispoziţie asupra unei părţi semnificative din producţia proprie (în medie 40%) trebuia compensată cu facilitarea unei libere circulaţii pentru cealaltă parte din producţie, eliminând orice barieră tehnică/comercială din calea vânzării în spaţiul comunitar. [ ] Menţionăm că aceste cantităţi pot fi modificate, de ANRE, de la o lună la alta, conform reglementărilor neexistând predictibilitate în acest sens. Obligaţia poate ajunge la 50% din producţia curentă în luna respectivă. ( ) considerând lipsa de predictibiltate cu privire la cantităţile totale lunare disponibile în vederea comercializării către piaţa concurenţială, o astfel de obligaţie cu privire la tranzacţionarea cantităţilor destinate pieţei concurenţiale, în sistem centralizat, nu poate fi aplicată. 6.2 Obligaţia de stoc minim Stocul minim obligatoriu este obligaţia ce revine, conform legii 182, furnizorilor de gaze naturale, care au în portofoliu consumatori finali casnici şi/sau noncasnici. Astfel, furnizorii trebuie să constituie anual un stoc de gaze naturale în depozitele de înmagazinare, calculat în baza 182 Art. 143 alin. (1) lit. q) din Legea energiei. 197

198 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale metodologiei elaborate de ANRE 183. Obligaţia de stoc minim revine şi operatorului de transport şi de sistem 184, Transgaz, care trebuie să deţină în depozitele subterane sau să asigure achiziţia de gaze, inclusiv din import, pentru cantităţile necesare operării şi asigurării echilibrului fizic al sistemului de transport. a) Scop/ Raţiune Stocul minim are un rol esenţial în funcţionarea, în ansamblu, a sistemului/sectorului de gaze naturale din România, având în vedere specificul anual de consum caracterizat de variaţii sezoniere foarte mari. Siguranţa şi continuitatea aprovizionării cu gaze a consumatorilor finali, cu creşteri majore ale consumului în sezonul rece, depind de existenţa unui anumit nivel al acestor stocuri obligatorii, având în vedere că există constrângeri de natură tehnică la nivelul depozitelor de înmagazinare, care au o anumită capacitate de extracţie şi un anumit grad de dezvoltare a infrastructurii. Ca urmare, luând în considerare nivelul tehnic de dezvoltare a infrastructurilor de înmagazinare, obligaţia de stoc minim constituie o componentă importantă în funcţionarea anuală curentă a pieţei care, însă, generează costuri la nivelul operatorilor pentru care există riscul de nerecuperare în contextul evoluţiei preţurilor gazelor naturale pe piaţa concurenţială. Evoluţia pieţei în anul 2016 a evidenţiat existenţa unor preţuri pentru gazele naturale importate sub nivelul preţului gazelor naturale din producţia curentă înmagazinată, ceea ce face ca o astfel de obligaţie impusă pe piaţa concurenţială să însemne, de fapt, impunerea unei alternative de construire a portofoliilor de achiziţie ale furnizorilor mai puţin atractive economic. b) Istoric şi mod de calcul Obligaţia de stoc minim a fost instituită pentru prima dată prin Legea nr. 346/ , care prevedea obligaţia deţinerii de către titularii licenţelor de furnizare a gazelor naturale a unui stoc minim de gaze în depozitele de înmagazinare subterană, la finalul ciclului de injecţie. Scopul acestei obligaţii era siguranţa aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor, inclusiv în situaţiile de urgenţă. Nivelul minim al stocului de gaze naturale se stabilea anual prin decizie a ANRE, luând în calcul capacităţile de depozitare existente, prognozele de consum, frecvenţa şi durata perioadelor cu temperaturi scăzute, asigurarea unui nivel corespunzător al consumului intern. Astfel, începând din anul 2008, ANRE stabileşte anual 186 nivelul stocului minim naţional de gaze naturale, precum şi obligaţiile de constituire a stocului minim de gaze naturale ce revin, la sfârşitul ciclului de injecţie, fiecărui furnizor ce are în portofoliu consumatori finali. Modul de calcul al cantităţilor ce revin ca obligaţie de stocare fiecărui furnizor a fost stabilit prin metodologiile elaborate de ANRE 187, defalcat pentru fiecare categorie de clienţi finali 188 (casnici, producători de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centrale de cogenerare şi în centrale termice destinate consumului 183 Ordinul nr. 35/2016 al preşedintelui ANRE pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale. 184 Art. 130 alin. (1) lit. j) din Legea energiei. 185 Art. 16 din Legea nr. 346 din 3 decembrie 2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale. 186 Prin ordin al preşedintelui ANRE. 187 Ordinele preşedintelui ANRE nr. 91/2009, nr. 4/2013, nr. 14/2015 şi nr. 35/2016 privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de gaze naturale şi pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale. 188 Metodologiile stabilite prin Ordinele preşedintelui ANRE nr. 14/2015 şi nr. 35/

199 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale populaţiei şi clienţi noncasnici), în funcţie de cantităţile efectiv furnizate fiecărei categorii de clienţi finali, în anul anterior celui pentru care se stabileşte stocul de gaze. La determinarea nivelului stocului minim de gaze la nivel naţional 189 şi a defalcării acestuia pe fiecare titular al licenţei de furnizare şi pe fiecare categorie de clienţi finali, pentru anul n, se iau în considerare: - consumul de gaze la nivel naţional înregistrat în perioada 1 octombrie anul n-2-31 martie anul n-1, defalcat pe categoriile de clienţi mai sus menţionate; - consumul de gaze la nivel naţional înregistrat în perioada 1 aprile anul n-1 30 septembrie anul n-1, defalcat pe categorii de clienţi; - cantităţile de gaze efectiv livrate de către titularii licenţelor de furnizare a gazelor naturale către clienţii finali din portofoliul propriu în anul n-1, defalcate pe categoriile de clienţi; - procentul corespunzător ponderii consumului fiecărei categorii de clienţi finali, din portofoliul fiecărui titular al licenţei de furnizare, în consumul naţional total al categoriei respective de clienţi finali în anul n-1. Nivelul stocului minim de gaze naturale la nivel naţional aferent unui an n se stabileşte astfel încât să fie echivalent cu cel puţin 25% din consumul total de gaze al clienţilor finali, înregistrat în perioada 1 octombrie anul n-2-31 martie anul n-1. Stocul minim de gaze naturale la nivel naţional aferent anului respectiv, defalcarea acestuia pe fiecare categorie de clienţi finali, precum şi lista iniţială privind stocul minim de gaze naturale pe care fiecare furnizor are obligaţia să îl constituie pentru fiecare categorie de clienţi finali din portofoliu, sunt publicate de către ANRE în luna februarie a fiecărui an. După actualizarea listei cu modificările anunţate de fiecare furnizor în privinţa portofoliilor de clienţi în perioada 1 ianuarie a anului n-1-20 februarie a anului n, se stabileşte prin decizie a preşedintelui ANRE lista cu obligaţiile de stocare ce revin fiecărui furnizor pentru fiecare categorie de clienţi finali, pentru anul în curs. O reactualizare a obligaţiilor de constituire a stocurilor minime ce revin fiecărui furnizor, ca urmare a modificărilor portofoliilor de clienţi, prin exercitarea dreptului acestora de a-şi schimba furnizorul, are loc în luna septembrie a respectivului an. Îndeplinirea obligaţiei privind constituirea stocului minim de gaze naturale de către furnizori se realizează prin: a. înmagazinarea gazelor naturale în nume propriu, prin încheierea de contracte de înmagazinare subterană cu unul dintre titularii licenţelor de operare a sistemelor de înmagazinare subterană; şi/sau b. încheierea, până la data de 31 octombrie a fiecărui an, de contracte de vânzare-cumpărare ce au ca obiect cantităţi de gaze naturale provenite din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, înmagazinate de un alt titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale; şi/sau c. încheierea de contracte de mandat cu un alt titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale, în vederea înmagazinării gazelor naturale. 189 Metodologia stabilită prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 35/

200 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale În principiu, constituirea obligaţiei prin intermediul variantei prezentate la pct. a) de mai sus se realizează în perioada de vară (ciclul de injecţie), prin achiziţia de gaze naturale în nume propriu din piaţă (gaze naturale din producţie internă şi gaze naturale din import) şi direcţionarea lor către depozitele de înmagazinare subterană. Constituirea obligaţiei prin intermediul variantei prezentate la pct. b) de mai sus se realizează prin achiziţie de gaze naturale deja înmagazinate de către un alt furnizor, de regulă gaze livrate la intrarea în sistemul naţional de transport (la interfaţa dintre depozitele de înmagazinare subterană şi sistemul naţional de transport). c) Debuşeu pentru producători Dincolo de aspectele referitoare la asigurarea continuităţii în aprovizionare a clienţilor finali, existenţa obligaţiei de stocare a asigurat un debuşeu pentru producţia de gaze naturale în perioadele de vară, când consumul este minim. Sectorul gazelor naturale din România este caracterizat de o infrastructură de export limitată, astfel că producătorii sunt constrânşi, în perioadele în care cererea pe piaţă este semnificativ mai mică faţă de nivelul producţiei, fie să înmagazineze o parte din cantităţile produse, fie să îşi ajusteze/reducă producţia, cu riscul unor costuri ridicate. Existenţa acestor stocuri obligatorii implică, însă, apariţia unor costuri suplimentare (faţă de cele ale gazelor consumate din producţia curentă) generate de activitatea de înmagazinare. Ca urmare, în practică, în general, producătorii erau cei care în perioada de vară stocau gazele din producţia curentă (furnizorii neavând obligaţia de a face dovada deţinerii stocurilor obligatorii înainte de finalul ciclului de injecţie), iar ceilalţi furnizori din piaţă le achiziţionau de la aceştia în contul obligaţiei de stoc la sfârşitul ciclului de înmagazinare. Astfel, nu de puţine ori, deşi obligaţia asigurării cantităţilor aferente stocurilor obligatorii revenea tuturor furnizorilor din piaţă, cei care preluau această sarcină, pe perioada ciclului de injecţie, erau producătorii, în principal, şi ca o consecinţă a faptului că nu aveau unde să îşi valorifice producţia. d) Presiunea preţului din import Asigurarea stocurilor obligatorii nu a ridicat probleme de natură comercială la nivelul furnizorilor de gaze atât timp cât ecartul dintre preţul de achiziţie al gazului din producţia internă şi cel al gazului din import a fost suficient de mare încât să facă rentabil preţul gazului înmagazinat din producţia curentă, deşi la acesta se adăugau şi costurile de înmagazinare. Odată cu scăderea preţului gazelor din import până la un nivel comparabil cu cel al gazului din producţia internă curentă (T2/2016), furnizorii au devenit mult mai atenţi în asumarea unor costuri (costurile de înmagazinare) pe care riscau să nu le mai poată recupera prin preţul gazului, în condiţiile previzionării unui preţ al gazului din import, în perioada de extracţie, sub nivelul de preţ al gazelor extrase din înmagazinare (din producţia curentă). Convergenţa preţului din producţia internă cu cel al gazelor din import a avut loc pe fondul unei contracţii a cererii de gaze naturale până aproape de nivelul producţiei interne totale, determinând o presiune în piaţă la nivelul ofertei. Altfel spus, în situaţia atenuării diferenţelor existente la nivelul ofertei, între sursa internă şi sursa de import, furnizorii au avut opţiunea alegerii celei mai rentabile surse de aprovizionare cu gaze. Remarcăm că, pentru categoria clienţilor noncasnici, stocurile obligatorii pot fi constituite din orice sursă, ceea ce înseamnă că producţia internă poate fi concurată de importuri. 200

201 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale e) Exemplul anului 2016 Anul 2016 a fost unul atipic atât ca urmare a elementelor mai sus menţionate (preţuri de import sub nivelul celor din producţia internă, cerere redusă), cât şi ca urmare a întârzierii reglementării stocului minim obligatoriu pe fondul unui vid legislativ. Astfel, în anul 2016, din cauza unor lacune de ordin legislativ 190, care au condus la concluzia că ANRE nu ar avea competenţe pentru a reglementa nivelul stocurilor autoritatea de reglementare nu a mai emis, înainte de începerea ciclului de injecţie, decizia prin care se stabilea nivelul minim al stocurilor obligatorii. Înlăturarea acestor deficienţe de ordin legislativ s-a realizat în luna iunie 2016, când a fost modificată Legea energiei, prin includerea prevederii potrivit căreia stocurile minime se stabilesc anual prin decizie a preşedintelui ANRE. Astfel, în luna iulie 2016 a fost emisă decizia prin care se stabileau cantităţile pe care fiecare furnizor avea obligaţia să le deţină în depozitele de înmagazinare la data de 31 octombrie 2016, atât pentru consumatorii din piaţa reglementată, cât şi pentru consumatorii din piaţa concurenţială. Rezultă că furnizorii au avut la dispoziţie 3 luni pentru constituirea stocului minim. Se remarcă faptul că, pe fondul existenţei unui preţ mai mic al gazului din import, al lipsei obligaţiei de stoc, al previziunilor conform cărora, în perioada ciclului de extracţie, preţul gazului din importul curent urma să fie mai mic comparativ cu cel al gazului înmagazinat din producţia internă 191, tendinţa unora dintre furnizori a fost aceea de a nu stoca 192, ci de a asigura consumurile clienţilor din sursa de import curent. Diminuarea producţiei Romgaz 193, unul dintre cei doi mari producători de gaze din România, a determinat în cursul anului 2016 eliberarea unei părţi semnificative a pieţei atât în favoarea altor producători, dar mai ales în favoarea importatorilor de gaze naturale. f) Efecte diferite la nivelul furnizorilor şi interferenţa pe piaţa concurenţială Obligaţia de stoc minim este percepută diferit la nivelul furnizorilor, ca urmare a modului în care aceasta le influenţează costurile. Există două aspecte majore care determină aceste percepţii diferite în rândul furnizorilor. Întrucât producătorii de gaze naturale din România nu au posibilitatea vânzării gazelor pe alte pieţe în afară de cea naţională, existenţa obligaţiei de stoc le asigură acestora un debuşeu pentru producţie. De aceea, în general, producătorii care sunt şi furnizori (direct sau prin afliaţi) consideră că o eventuală 194 dereglementare a obligaţiei furnizorilor cu privire la constituirea stocului minim poate fi avută în vedere exclusiv în contextul liberalizării complete a pieţei gazelor naturale şi, implicit, a eliminării oricărei obligaţii referitoare la asigurarea cu prioritate, de către producători, a cantităţilor necesare consumului CPET, precum şi ulterior asigurării unui nivel adecvat al capacităţilor de interconectare. 190 Ministerul Energiei - Nota de fundamentare privind Ordonanţă de urgenţă pentru modificarea și completarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012; de-ordonanta-de-urgenta-pentru-modificarea-si-completarea-legii-energiei-electrice-si-a-gazelor-naturale-nr /. 191 [ ] 192 Până la data de 1 august 2016, când a intrat în vigoare Decizia preşedintelui ANRE nr.1252/ privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie [ ] 194 [ ] 201

202 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Furnizorii care nu au şi calitatea de producători percep obligaţia referitoare la înmagazinarea gazelor naturale pentru consumatorii din piaţa concurenţială ca fiind o măsură ce generează costuri suplimentare 195, cu un risc ridicat de nerecuperare. Experienţa ultimilor ani în care o asemenea obligaţie a existat în piaţa din România a arătat că aceste costuri fie au fost transmise consumatorilor de gaze naturale, fie au fost suportate ca pierdere de către furnizori pe piaţa concurenţială, în condiţiile în care consumatorii au refuzat acceptarea acestor costuri suplimentare. 196 Un alt aspect invocat de furnizori este modul diferit în care se resimte această obligaţie la nivelul furnizorilor care au doar consumatori în piaţa concurenţială, comparativ cu cei care au şi consumatori în sistem reglementat. Astfel, furnizorilor tradiţionali (cei rezultaţi ca urmare a separării activităţilor de distribuţie şi furnizare), care au un avantaj dobândit înainte de deschiderea pieţei, prin deţinerea unui portofoliu de clienţi constituit din consumatori reglementaţi şi din consumatorii care au trecut, la 1 ianuarie 2015, din zona reglementată în cea concurenţială, le sunt recunoscute costurile de înmagazinare a gazelor naturale în tarifele de furnizare în regim reglementat. În plus, faptul că obligaţia de stoc minim este stabilită pentru fiecare furnizor în baza unui portofoliu de clienţi deţinut de acesta cu un an înaintea celui pentru care se instituie obligaţia, determină un grad de incertitudine cu privire la posibilitatea reală a preluării acestor cantităţi, având în vedere volatilitatea portofoliului de clienţi din piaţa concurenţială (consumatorii au dreptul să denunţe contractele de furnizare luând în considerare un termen de preaviz de 21 de zile). Altfel spus, îngrijorarea furnizorilor este legată de faptul că, odată cu liberalizarea pieţei pentru consumatorii noncasnici, pot avea loc schimbări frecvente şi semnificative ale portofoliilor de clienţi şi, ca urmare, în cazul plecării unora dintre clienţi, există riscul ca furnizorul să nu îşi poată recupera costurile aferente cantităţilor de gaze înmagazinate în contul obligaţiei pentru respectivii clienţi. Ca urmare, în accepţiunea furnizorilor (care nu au şi calitatea de producători), obligaţia de stocare reduce flexibilitatea disponibilă pe piaţă, pe care aceştia se bazează pentru a satisface cererea consumatorilor 197. Opinia larg împărtăşită în rândul furnizorilor este aceea că obligaţia de stoc este un proces reglementat şi trebuie aplicat numai pieţei reglementate de gaze naturale. Pentru clienţii din piaţa liberă, însă, obligaţia de stocare determină reducerea flexibilităţii produsului oferit prin impunerea unor cantităţi ce trebuie furnizate din depozite şi, ca urmare, furnizorii apreciază că realizarea stocurilor pentru aceşti clienţi ar trebui să fie la latitudinea lor, fiind o componentă a strategiei comerciale a fiecărui titular de licenţă care deţine în portofoliu clienţi noncasnici. Un alt aspect semnalat de aceştia se referă la faptul că obligaţia de stoc poate fi o barieră la intrarea pe piaţă pentru noii furnizori, din cauza costurilor suplimentare cu transportul şi depozitarea gazelor naturale, având ca posibil efect consolidarea poziţiilor pe piaţă ale operatorilor tradiţionali. 195 [ ] 196 [ ] 197 Idem. 202

203 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale În mod similar, obligaţia constituirii stocului minim poate dezavantaja şi furnizorii mici prin faptul că aceştia au condiţii de contractare mai aspre la achiziţia gazelor naturale (preţ pentru cantităţi mici, termene de plată, garanţii financiare sau plată în avans) şi ulterior ei concurează cu ofertele marilor furnizori, în condiţiile în care clientul este interesat în primul rând de preţ. La nivelul operatorilor din piaţă, pe toate palierele de activitate este unanim acceptată ideea că nivelul tehnic actual de dezvoltare a infrastructurilor sistemului (infrastructura de înmagazinare, reţele de transport şi distribuţie) nu permite o funcţionare în condiţii optime în perioadele reci, în lipsa unui cantităţi suficiente de gaze naturale stocate în depozite. Dincolo de condiţionalităţile de ordin tehnic, a căror corecţie ar putea fi realizată parţial prin investiţii în infrastructura de stocare, trebuie remarcat faptul că stocurile obligatorii sunt, de fapt, stocuri de natură comercială, fiind consumate/refăcute pentru funcţionarea curentă a sistemului în cele două cicluri sezoniere iarnă/vară. Aşadar, aceste stocuri au o utilizare diferită faţă de stocurile pe care reglementările europene le prevăd ca obligatorii şi care sunt destinate garantării securităţii aprovizionării cu gaze naturale 198 în situaţii de urgenţă la nivel naţional, regional şi european, generate de întreruperi în alimentare. De altfel, reglementările europene impun obligaţii de stocare din perspectiva asigurării aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi (casnici, sisteme de termoficare care nu au alternativă de utilizare a altor combustibili, servicii esenţiale precum spitale, grădiniţe etc.) în condiţii dificile, temperaturi extreme înregistrate pe o perioadă de 7 zile şi timp de 30 de zile în care cererea este mare, precum şi în cazul afectării infrastructurii unice principale în condiţii de iarnă normale. În concluzie, se constată că: obligaţia de stoc minim induce costuri la nivelul furnizorilor pe piaţa concurenţială, care nu sunt întotdeauna recuperate sau care sunt transferate consumatorilor; infrastructura de înmagazinare insuficient dezvoltată conduce la necesitatea asigurării unui stoc ale cărui dimensiuni incumbă obligaţii asupra modului în care furnizorii aleg să îşi constituie portofoliile de achiziţie pentru consumatorii din piaţa liberă; aşa cum s-a menţionat la obligaţia de bandă, şi în acest caz stabilirea ordinii de prioritate la extracţia cantităţilor de gaze din depozite (din cauza infrastructurilor insuficient dezvoltate) conduce la diferenţieri în rândul furnizorilor şi la suspiciunea conform căreia furnizorii care au acces prioritar pentru piaţa reglementată beneficiază, implicit, de un avantaj pe piaţa concurenţială; recunoaşterea costurilor de înmagazinare pentru furnizorii care asigură consumurile din piaţa reglementată este de asemenea privită ca un avantaj de către furnizorii care au doar clienţi pe piaţa concurenţială; nu există o departajare clară, după destinaţia/utilizarea cantităţilor de gaze naturale stocate, între stocurile comerciale care intră în consumurile anuale curente şi 198 Regulamentul (CE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale 203

204 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale stocurile pe care reglementările europene le impun în scopul securităţii aprovizionării în situaţii excepţionale. Având în vedere aspectele expuse mai sus, considerăm că impunerea prin reglementări a unor obligaţii la nivelul furnizorilor, cu potenţiale efecte pe piaţa concurenţială, poate fi justificată doar în măsura în care este necesară pentru a asigura continuitatea şi siguranţa aprovizionării cu gaze naturale a clienţilor finali. Metodologia de stabilire a unor obligaţii ale furnizorilor cu privire la consumurile clienţilor din piaţa concurenţială trebuie realizată în aşa fel încât interferenţa cu piaţa concurenţială să fie limitată strict la minimul necesar pentru asigurarea/garantarea condiţiilor tehnice de funcţionare a sistemului şi de siguranţă în alimentarea cu gaze naturale. Ca urmare, considerăm că obligaţia de stoc minim pentru consumurile clienţilor din piaţa concurenţială ar putea fi stabilită numai pentru un nivel care să asigure înlăturarea (eliminarea) restricţiilor de natură tehnică/de siguranţă în funcţionare a sistemului, nivel determinat ca urmare a unei analize tehnice de specialitate privind funcţionarea infrastructurilor sistemului la parametri optimi. [ ] Apreciem că orice abordare conform căreia decizia de constituire a stocurilor ar aparţine furnizorilor şi ar avea în vedere doar criterii de ordin comercial, fundamentată în cursul ciclului de injecție funcţie de evoluţia prognozelor cu privire la prețul gazelor naturale din import poate genera neconstituirea stocurilor minime de către aceştia. Un nivel redus al stocurilor va avea un impact direct asupra nivelului capacității de extracție, fapt ce va determina o dependență crescută de gazele naturale din import şi implicit un risc semnificativ în ceea ce priveşte asigurarea continuităţii în aprovizionarea clienţilor finali. De asemenea, un nivel redus al stocurilor va genera o creștere a tarifelor de înmagazinare pentru ciclul următor, care va genera un interes redus cu privire la utilizarea depozitelor de înmagazinare subterană, cu consecințe grave asupra producției interne de gaze naturale și asupra independenței energetice. [ ] Experiența din Europa de Vest, unde piețele de energie sunt mai bine dezvoltate, demonstrează că siguranța energetică este garantată şi fără intervenția de reglare. STRATUM consideră că pentru o piață liberă,- nu vorbind de piața reglementată - decizia de înmagazinare trebuie sa fie influențată numai de considerente economice. Este în interesul fiecărui furnizor de a asigura poziția lui pe piață, având disponibil surse suficiente de gaze şi în perioada cu consumul de vârf. [ ] Siguranta in aprovizionarea cu gaze a consumatorilor este o obligatie pe care fiecare furnizor si-o asuma in momentul in care ii este acordata licenta (este chiar prevazuta in Conditiile de acordare a licentei ), iar organizarea surselor pe toata perioada contractuala este o problema de optiune proprie. Sigur, se pot aplica alte sanctiuni in situatia in care nu 204

205 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale indeplineste aceasta obligatie si provoaca daune consumatorilor. Este clar ca un furnizor responsabil se va pregati pentru livrarile din perioada de iarna prin asigurarea surselor din productie curenta, din import si din inmagazinare, insa procentul in care acceseaza aceste surse trebuie sa fie la latitudinea sa. Neasigurarea surselor este un act care poate produce pirederi financiare grave si poate conduce la pierderea portofoliului. 6.3 Regimul de taxare a producţiei de hidrocarburi în România Sistemul actual de redevenţe petroliere, respectiv taxele pe producţie plătite de producătorii de petrol şi gaze naturale, a fost introdus în anul 2004, odată cu privatizarea OMV Petrom. Deşi era valabil pentru o perioadă de zece ani, acel regim fiscal încă nu a fost modificat. Potrivit prevederilor legale curente, producţia de petrol şi gaze naturale este taxată cu un procent cuprins între 3,5% şi 13,5% din valoarea producţiei brute extrase. Conform datelor declarate de ROPEPCA 199, în România nu există zăcăminte medii şi mari, ci doar mici, acesta fiind motivul pentru care sunt taxate cu nivelul minim permis de legislaţie, respectiv 3,5%. Potrivit celor declarate de reprezentantul ROPEPCA, industria de petrol si gaze traversează o perioadă dificilă, din cauza preţului mic al petrolului. Din acest motiv, ar fi de dorit ca statul să nu mai pună presiune aşa mare pe industrie, ba chiar să se implice activ, astfel încât companiile să îşi poată permite să continue investiţiile, fără de care rezervele de gaze naturale se vor termina în 12 ani, iar cele de petrol în 9 ani. Acesta consideră că ar trebui conceput un nou regim fiscal care să se aplice noilor acorduri petroliere, nu şi celor în curs, care să fie pro-business, pentru că investiţiile de aici concurează cu cele din alte ţări, iar oportunităţile din România sunt foarte puţine. Începând cu data de 1 februarie 2013, pentru operatorii economici care desfăşoară cumulativ activităţi de extracţie şi de vânzare a gazelor naturale în România, s-a instituit impozitul 200 asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor în sectorul gazelor naturale. Raţiunea acestei taxări a fost aceea ca pe perioada în care producătorii obţineau venituri suplimentare, generate de un preţ stabilit administrativ al gazelor naturale vândute în piaţă (conform calendarului de liberalizare) şi fără ca aceştia să înregistreze cheltuieli proprii suplimentare, să fie impozitaţi pentru aceste venituri care nu reprezentau un efect direct al activităţii proprii. Cota de impozitare de 60% a fost aplicată asupra veniturilor suplimentare obţinute din vânzarea gazelor pe piaţa reglementată, atât către consumatorii casnici, cât şi către cei noncasnici, după deducerea redevenţelor şi a unui procent de 30% din valoarea investiţiilor din segmentul upstream. Acest impozit urma să aibă un caracter temporar, termenul iniţial de aplicare fiind până la data de 31 decembrie Ulterior, acest termen a fost prorogat succesiv până la data de 31 decembrie 2016, inclusiv. În această perioadă a fost modificată formula de calcul a impozitului 199 Asociaţia Română a Companiilor de Explorare şi Producţie Petrolieră; Ordonanţa Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor naturale. 205

206 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale care a avut în vedere iniţial diferenţa dintre preţurile stabilite prin calendarul de liberalizare pentru consumatorii casnici şi noncasnici şi un anumit preţ de referinţă (45,71 lei/mwh), prin raportare la cantităţile aferente segmentului reglementat al pieţei de gaze naturale. În anul , formula de calcul a fost extinsă la nivelul cantităţilor de gaze din producţia internă comercializate pe piaţa concurenţială, inclusiv pe pieţele centralizate, către clienţii noncasnici, prin aplicarea diferenţei între preţul mediu ponderat al gazelor naturale din producţia internă corespunzător cantităţilor comercializate pe piaţa concurenţială pentru consumatorii noncasnici, nu mai mic de 72 lei/mwh (sau, în cazul pieţelor centralizate, la nivelul de preţ la care au fost încheiate tranzacţiile), şi referinţa de 45,71 lei/mwh ajustat cu ratele IPC 202. Faţă de momentul instituirii acestui impozit, condiţiile de piaţă s-au modificat, mai ales în ceea ce priveşte nivelul preţului gazelor naturale comercializate pe piaţa concurenţială, în condiţiile în care trendul acestuia a fost descendent, contrar prognozelor avute în vedere la momentul stabilirii impozitului. Astfel, în anul 2016, în condiţiile în care preţul mediu ponderat al gazelor naturale din producţia internă corespunzător cantităţilor comercializate pe piaţa concurenţială pentru consumatorii noncasnici nu poate fi mai mic de 72 lei/mwh, preţul gazelor naturale comercializate din producţia internă pentru consumatorii noncasnici a ajuns la valori sub 65 lei/mwh 203. În consecinţă, acest impozit a condus la situaţia în care producătorii sunt impozitaţi pe un venit suplimentar nerealizat. În plus, având în vedere că importurile de gaze naturale nu fac obiectul unei impozitări suplimentare, rezultă că prin impozitarea exclusiv a cantităţilor de gaze rezultate din producţia internă se creează o diferenţiere între sursele de gaze - interne şi externe - puse la dispoziţia pieţei. Activităţile de comercializare pe piaţa liberă nu sunt supuse unui regim fiscal unitar, ceea ce conduce la practicarea unor preţuri diferite, necompetitive pentru unii dintre participanţii la piaţă, rezultate dintr-o concurenţă distorsionată între sursele de aprovizionare. Aşa cum s-a constatat în anul 2016, marele perdant al actualului sistem de impozitare s-a dovedit a fi producătorul de gaze Romgaz, a cărui competitivitate a fost considerabil afectată de existenţa referinţei de preţ de 72 lei/mwh. Conform celor precizate de reprezentanţii Romgaz 204, comercializarea gazelor sub preţul minim de referinţă reprezintă un cost suplimentar, iar în cazul unui control al Curţii de Conturi, poate constitui abatere de la buna gestionare a activităţii unei companii cu capital majoritar de stat. Consecinţa directă a fost aceea că Romgaz şi-a redus drastic producţia (cu aproximativ 40% în T2) 205, iar până la sfârşitul anului 2016, reducerea producţiei a fost de 25% comparativ cu anul Practic, acest producător nu şi-a asumat riscul de a comercializa gazele naturale sub nivelul de 72 lei/mwh şi, aşa cum sublinia ANRE în luna iunie , acest nivel de preţ reprezintă un prag psihologic pentru producătorii de gaze naturale, deoarece este o referinţă administrativă la care se raportează calculul unui impozit. 201 Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului nr. 13/2014 pentru modificarea anexei la Ordonanţa Guvernului nr. 7/2013 privind instituirea impozitului asupra veniturilor suplimentare obţinute ca urmare a dereglementării preţurilor din sectorul gazelor naturale. 202 Indicelele Preţurilor de Consum publicat de Institutul Naţional de Statistică din România. 203 [ ] 204 [ ] 205 Idem. 206 [ ] 206

207 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Un alt impozit introdus în anul este impozitul pe construcţii, aplicat de la 1 ianuarie 2014 şi prelungit inclusiv în anul La momentul introducerii, impozitul pe construcţii se calcula prin aplicarea cotei de 1,5% asupra valorii brute a construcţiilor existente în patrimoniul contribuabililor la data de 31 decembrie a anului anterior, pentru care nu se datora impozit pe clădiri. Ulterior, acesta a fost redus, iar potrivit prevederilor art. 498 din actualul Cod fiscal, impozitul pe construcţii se calculează prin aplicarea unei cote de 1% asupra valorii construcţiilor existente în patrimoniul contribuabililor la data de 31 decembrie a anului anterior. În concluzie, începând cu anul 2013 s-a evidenţiat o volatilitate crescută a sistemului de impozitare care poate conduce, în timp, la stagnarea investiţiilor, cu atât mai mult cu cât preţul gazelor naturale s-a situat pe un trend descendent, în anul Existenţa unui sistem de impozitare care a generat un tratament fiscal diferenţiat între diferitele surse de aprovizionare cu gaze naturale poate conduce la distorsiuni pe piaţa concurenţială din România şi la referinţe de preţ administrative decuplate de preţul real rezultat din procesul de confruntare a cererii cu oferta. Este evident că producţia de gaze naturale reprezintă o activitate în care deciziile de investiţii şi amploarea sumelor necesar a fi investite se subscriu unor strategii de dezvoltare pe termen lung asumate de operatori. Astfel, având în vedere specificul sectorului gazelor naturale, cu necesităţi de investiţii ample cu ciclu lung de realizare şi recuperare, cu costuri şi riscuri foarte ridicate, industria are nevoie de un regim fiscal stabil şi predictibil, care să fie gândit în perspectivă pentru stimularea investiţiilor şi creşterea competitivităţii întregului sector de gaze naturale din România. În acelaşi timp impozitarea introdusă pe parcursul unui proces de tranziţie a sectorului către o piaţă concurenţială, deci pentru o situaţie specifică cum este cea a obţinerii unor venituri suplimentare ca urmare a dereglementării preţului, nu se mai justifică în condiţiile în care preţurile pe piaţă se formează liber pe baza cererii şi ofertei. În acest sens trebui avut în vedere corelarea sistemului de impozitare cu evoluţiile pieţei precum şi asigurarea caracterului unitar al acestuia pentru operatorii activi pe piaţă. În acelaşi timp trebuie avut în vedere ca sistemul de impozitare să nu conducă la stabilirea unor referinţe administrative de preţ care să afecteze politicile comerciale ale companiilor. 207 Ordonanţa de Urgenţă nr. 102/2013 pentru modificarea şi completarea Legii nr. 571/2003 privind Codul fiscal şi reglementarea unor măsuri financiar-fiscale. 207

208 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale [ ] În ceea ce priveste obligaţiile fiscale, considerăm că reglementările în domeniu afectează în sens negativ, pe toţi actorii din sectorul gazelor naturale. Desigur, pentru [...] societate de mică anvergură în domeniu, obligaţia de a plăti impozitul pe construcţii speciale la valoarea iniţială, fără a ţine cont de amortizarea cumulată, este o povară care cu siguranţă afectează capacitatea investiţională în sensul limitării acesteia. Posibil ca acest impact să fie mai redus la societăţile mari, cu capacitate financiară mult peste cea a noastră.( ) De asemenea, impozitul pe venitul suplimentar rezultat din dereglementarea preţurilor din sectorul gazelor naturale devine o obligaţie din ce în ce mai împovărătoare (.) noi producătorii suntem impozitaţi pe un venit suplimentar nerealizat. Consecinţele sunt aceleaşi, în sensul diminuării capacităţii investiţionale şi limitării concurenţei. [ ] Asigurarea cererii de gaze naturale şi securităţii energetice se poate face doar prin efectuarea unor programe de investiţii ample cu ciclu lung de realizare şi recuperare a investiţiilor, costuri semnificative şi riscuri foarte ridicate, specifice acestei industrii. În acest sens asigurarea stabilităţii şi predictibilităţii sistemului fiscal reprezintă un element determinant în elaborarea planurilor de investiţii ale producătorilor de gaze naturale. În ultimii ani asistăm la o volatilitate crescută a sistemului de impozitare a producătorilor de gaze naturale prin introducerea de noi impozite (...) şi proiecte pentru introducerea altor impozite (spre exemplu impozit pe profitul petrolier). Având în vedere maturitatea ridicată şi declinul natural al zăcămintelor operate de Amromco Energy SRL considerăm că sistemul fiscal trebuie să prevadă un regim de deduceri şi facilităţi fiscale, care să asigure stimularea investiţiilor cu costuri şi riscuri semnificative. 6.4 Obligaţia tranzacţionării pe pieţele centralizate Pentru a avea o piaţă competitivă a gazelor naturale, pe lângă eliminarea monopolurilor şi dezvoltarea infrastructurii, în special a capacităţilor transfrontaliere, este nevoie de pieţe organizate, sprijinite prin reglementări. Dacă aceste pieţe organizate sunt caracterizate de suficientă lichiditate, se pot transforma ulterior în pieţe concurenţiale. În general, competitivitatea comerțului cu gaze naturale pe platforme depinde de trei factori majori, respectiv de diversitatea surselor de aprovizionare, de legislația și reglementările metodologice şi de măsura în care aceste platforme pot prezenta referinţe de preț pentru participanţi. Astfel, cererea şi oferta privind nevoile de echilibrare şi tranzacţionarea angro, ce se întâlnesc prin relaţiile bilaterale ar trebui să poată găsi produse echivalente pe pieţele centralizate şi în felul acesta se vor stabili şi mecanismele de formare a preţurilor care, în final, vor conduce la concurenţa prin preţ. 208

209 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Experienţa europeană La nivel european, există un număr de circa 19 operatori bursieri, dintre care NBP 208 şi TTF 209 sunt consideraţi a fi cei mai importanţi în funcţie de numărul de participanţi activi, produsele disponibile, volumele tranzacţionate, lichiditatea şi volumele tranzacționate până la transferul fizic real ( churn rate ). TTF şi NBP acoperă circa 85%-88% din volumele tranzacţionate, iar împreună cu NCG 210 şi GPL 211, sunt considerate cele mai mature platforme la nivel european 212. Potrivit raportului anual al ACER 213, lichiditatea ridicată din aceste huburi, în special TTF și NBP, reprezintă rezultatul unei implicări anterioare și mai pronunțate a actorilor de pe piață, inclusiv a producătorilor de gaze naturale din Olanda, Regatul Unit al Marii Britanii și a altor producători externi de gaze naturale din UE. De asemenea, acesta este şi rezultatul interesului crescând al participanților la piață din regiunile din apropierea huburilor, aceştia orientându-se către cele mai lichide huburi pentru operațiunile de acoperire împotriva riscurilor (hedging). În general, acest lucru este facilitat de o capacitate de interconectare sporită şi de implementarea Codurilor de Reţea, favorizând alocarea mai flexibilă a capacităților. În final, toţi aceşti factori au condus la o reprezentativitate a acestor huburi ca şi huburi de referință pentru Europa, inclusiv din punct de vedere al prețurilor 214. În graficul de mai jos sunt prezentate grafic ponderile volumelor tranzacţionate, pe pieţe bursiere şi extrabursiere, în principalele huburi din Europa: UK - NBP, Olanda - TTF; Germania - NCG şi Gaspool; Franţa - PEG (Point d Echange Gaz); Italia - PSV (Punto di Scambio Virtuale); Belgia - Zeebrugge. În întreg intervalul analizat, piețele extrabursiere (Over the counter/otc) reprezintă principalul loc de tranzacționare. Figura nr. 4 Sursa: DG Energy Quaterly Report Energy on European Gas Markets, vol National Balancing Point, Regatul Unit al Marii Britanii. 209 Title Transfer Facility, Olanda. 210 NetConnect, Germania. 211 GasPool, Germania. 212 The Oxford Institute for Energy Studies, European traded gas hubs: an updated analysis on liquidity, maturity and barriers to market integration. 213 Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Gas Markets in th ACER Market Monitoring Report. 209

210 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Aşa cum reiese şi din figura de mai sus, aceste tipuri de pieţe completează nevoile de tranzacţionare ale clienţilor, principalele diferenţe între bursele de valori şi pieţele OTC fiind următoarele: pieţele OTC sunt pieţe de negociere, iar bursele reprezintă pieţe de licitaţie; pieţele OTC nu au, în mod necesar, un registru central de ordine unde sunt colectate toate ordinele în vederea stabilirii unui preţ unic; pieţele OTC permit un acces mult mai larg pentru clienţi; pieţele OTC au mai puţine reguli decât bursele de valori; bursele oferă produse cu un nivel înalt de standardizare, în timp ce pieţele OTC permit un grad înalt de adaptare a tranzacţiilor şi termenilor contractuali la nevoile clienţilor. În general, în huburi tranzacţionarea are loc continuu. Produsele oferite acoperă durate variate, spre exemplu: an calendaristic, an gazier, sezon, trimestru, lună şi intervale mai mici ce conduc spre piaţa spot sau cea de echilibrare. Contractul pentru ziua următoare reprezintă produsul cel mai folosit în huburi fiind produsul ce oferă un semnal de preţ zilnic, element considerat esenţial pentru transparenţă. În ceea ce priveşte experienţa la nivel naţional a unor state membre ale Uniunii Europene, în continuare vor fi prezentate succint principalele coordonate pentru Marea Britanie şi Austria. La nivelul Marii Britanii, NBP este hubul de tranzacţionare al gazelor naturale şi reprezintă punctul de livrare şi de tarifare al contractelor de tip futures. Aproape întreaga cantitate de gaze naturale consumată la nivelul Marii Britanii este comercializată prin intermediul NBP. NBP oferă şi servicii de de intermediere şi decontare financiară. Tranzacţionarea pe piaţa centralizată este concentrată pe produse pe termen scurt. La nivelul Austriei, CEGH este platforma pe care sunt tranzacţionate produse pentru ziua următoare şi intrazilnice de pe piaţa spot, precum şi produse de tip futures, cu livrare în PVT. Aceasta oferă servicii de intermediere şi decontare financiară. Cele mai mari volume de gaze naturale sunt tranzacţionate pe pieţele spot, pe piaţa intrazilnică, cantitatea cea mai mică fiind de 1 MWh, iar pe piaţa pentru ziua următoare cantitatea minimă fiind de 10 MWh. Pe piaţa futures, unde se încheie tranzacţii cu livrare fizică pentru minim o lună, cantitatea minimă este de 10 MWh. La nivelul României, în contextul liberalizării şi transparentizării pieţei de gaze, platformele de tranzacţionare au început să funcţioneze din anul 2013 şi au parcurs anumite etape de dezvoltare, care vor fi prezentate şi evaluate în continuare Operatorii pieţelor centralizate din România În România există doi operatori licenţiaţi de către ANRE pentru administrarea pieţelor centralizate, respectiv OPCOM şi Bursa Română de Mărfuri (în continuare BRM). În anul 2013, BRM şi-a început activitatea de administrare a platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale, punând la dispoziţia pieţei: 210

211 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Platforma disponibil reprezintă platformă care înglobează toate ringurile de tranzacţionare (energie, produse petroliere, gaze, cereale, CO2 etc.) şi care asigură tranzacţionarea gazelor naturale între toţi participanţii la piaţă: producători, furnizori, consumatori. Pe această platformă se tranzacţionează contracte forward 215 cu livrare fizică, cu perioade de livrare nestandardizate. Aceasta este o piaţă cu licitaţie la care una dintre părţi (vânzător sau cumpărător) este iniţiator. Procedurile de tranzacţionare care pot fi utilizate sunt cea dublu competitivă şi cea simplu competitivă.la şedinţa de licitaţie simplu competitivă, ofertanţii postează cele mai bune oferte, iar iniţiatorul are libertatea de a accepta una sau mai multe dintre aceste oferte sau nu. Odată cu ordinul prin care se iniţiază tranzacţia de vânzare/cumpărare, iniţiatorul publică şi modelul de contract pe care îl propune pentru respectiva tranzacţie, existând posibilitatea de a solicita modificarea respectivului model de contract anterior şedinţei de licitaţie, prin intermediul BRM. În cazul în care şedinţa se încheie cu o tranzacţie, este obligatorie încheierea contractului în forma agreată de iniţiator, formă ce poate cuprinde şi eventuale modificări propuse şi acceptate. În cazul în care una dintre părţi renunţă la încheierea contractului, se execută garanţia de participare la licitaţie constituită de părţi. Procedura simplu competitivă a fost singura accesată de participanţi, tranzacţionarea în procedură dublu competitivă nefiind utilizată. Platforma STEG reprezintă un sistem electronic de tranzacţionare suplimentar platformei de tranzacţionare de gaze naturale existente şi este dedicată în exclusivitate furnizorilor de gaze naturale (consumatorii nu pot achiziţiona gaze pe această platformă). Pe această platformă, tip OTC, cu tranzacţionare continuă, vânzătorii şi cumpărătorii postează ordine care se pot împerechea în cazul în care au aceleaşi caracteristici (preţ, perioadă de livrare, cantitate, sursă de gaze), neexistând niciun fel de standardizare în ceea ce priveşte produsele. Mai exact, tranzacţiile se realizează când atributele a două ordine în sens contrar coincid. Prin intermediul platformelor administrate, BRM oferă instrumente cu livrare în bandă, respectiv contracte cu livrare săptămânală, lunară, trimestrială şi anuală pentru gaze naturale din producţia internă şi în amestec de gaze naturale. Pe parcursul anului 2017, BRM în parteneriat cu Keler CCP din Ungaria a lansat testarea unor contracte forward pe gaze naturale cu garantare prin servicii de contraparte centrală. 217 Pe piaţa centralizată a gazelor naturale, BRM percepe următoarele categorii de tarife şi comisioane 218 : - tarif anual de înscriere lei/an/participant, la care se adaugă TVA. 215 Dacă între momentul tranzacţionării şi momentul începerii furnizării sunt mai mult de 10 zile lucrătoare -. Procedura de tranzacţionare pe pieţele centralizate de gaze naturale administrate de BRM. 216 Sistemul de Tranzacţionare Electronică Gaze Naturale

212 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale - comision de administrare, la care se adaugă TVA, aplicat numai participanţilor care încheie tranzacţii, determinat în funcţie de cantitatea tranzacţionată. Acest comision variază de la 35 la 150 lei. - tarif unic în valoare de 100 lei, la care se adaugă TVA, aplicat la ordonator pentru introducerea unui ordin iniţiator, pe piaţa la disponibil dacă procedura se termină fără tranzacţionare. La finele lunii iulie 2017, pe platformele de tranzacţionare a gazelor naturale administrate de BRM 219 erau înscrişi 321 de participanţi, dintre care 3 producători, 73 furnizori şi 245 de clienţi finali. Începând cu anul 2013, OPCOM a pus la dispoziţia titularilor de licență de furnizare și clienților din domeniul gazelor naturale următoarele produse: PCGN-LN modalitatea de tranzacționare pe baza căreia contractele sunt atribuite printrun proces combinat de licitație deschisă și negociere continuă; tranzacțiile încheiate constituie baza de semnare a contractelor standard pentru produse standard; PCGN-LP modalitatea de tranzacționare pe baza căreia contractele sunt atribuite prin licitație publică; tranzacțiile constituie baza de semnare a contractelor propuse de către inițiatorii sesiunilor de licitație; PCGN-OTC modalitatea de tranzacţionare pe piața centralizată a contractelor bilaterale de gaze naturale pe baza căreia contractele sunt atribuite prin negociere dublă continuă; tranzacțiile se subscriu contractului-cadru agreat în prealabil, inclusiv contractelor de tip EFET, dintre părțile notificate. Participarea în sesiunile de tranzacţionare se realizează în baza garanţiilor financiare de participare la licitaţie. Prin intermediul platformelor administrate, OPCOM oferă instrumente cu livrare în bandă, respectiv contracte cu livrare săptămânală, lunară, trimestrială şi anuală pentru gaze naturale din producţia internă şi în amestec gaze naturale din import/export. Pe piaţa centralizată a gazelor naturale OPCOM, percepe următoarele categorii de tarife şi comisioane: - tarif anual de înscriere lei/an/participant; - tarif anual de administrare pentru titulari de licenţă - variază între lei şi lei; - tarif anual de administrare pentru consumatori, pe clase de consum - variază între 200 lei şi lei; - tarif de realizare a tranzacţiilor, individualizat pe modalităţi de tranzacţionare - cuprins între 0,02 şi 0,06 lei/mwh. Începând cu data de , OPCOM a lansat în teste platforma de tranzacționare utilizată pentru administrarea Pieței pentru Ziua Următoare de gaze naturale. 220 În cadrul acestui mecanism, OPCOM va fi contraparte pentru tranzacţiile încheiate. La finele lunii iulie 2017, pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de OPCOM 221 erau înscrişi 14 participanţi

213 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale O remarcă generală referitoare la activitatea celor doi operatori ai platformelor este aceea că, în perioada , niciunul dintre aceştia nu a oferit servicii de compensare şi garantare financiară. De asemenea, pentru acelaşi interval, principala distincţie între cele două pieţe de tranzacţionare centralizate a fost reprezentată de faptul că pe OPCOM erau utilizate contracte standard, în timp ce pe BRM a existat o mai mare flexibilitate, participanţii având posibilitatea de a folosi propriile tipuri de contracte Evoluţia cadrului legislativ şi efecte pe piaţă Etapa Anul 2014 a marcat debutul unei etape de reformare a sistemului de comercializare a gazelor naturale existent pe piaţa din România, realizându-se primul pas spre transparentizarea pieţei. Astfel, modificările aduse cadrului legislativ primar şi secundar au condus la o regândire a modului în care se construiau portofoliile de achiziţie de gaze naturale la nivelul furnizorilor. În luna iulie 2014 a intrat în vigoare OUG 35/2014, act ce completa Legea energiei, şi care stipula că, începând cu data de 15 iulie 2014 şi până la 31 decembrie 2018 producătorii de gaze naturale din România sau afiliaţii acestora, după caz, au obligaţia să încheie tranzacţii pe pieţele centralizate din România, transparent şi nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantităţi minime de gaze naturale din producţia proprie, destinată consumului intern, în conformitate cu reglementările emise de ANRE. De asemenea, conform OUG 35/2014, s-a prevăzut inclusiv pentru furnizorii licenţiaţi obligativitatea de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate, transparent şi nediscriminatoriu, pentru vânzarea/cumpărarea unei cantităţi minime de gaze naturale pe perioada 1 martie decembrie Prin prevederile Legii 174/ , obligaţia furnizorilor a fost ajustată din punct de vedere al duratei de aplicare, respectiv 1 ianuarie decembrie Pentru punerea în practică a prevederilor ordonanţei a fost emis Ordinul 223 ANRE privind obligaţia producătorilor şi furnizorilor de gaze naturale de a încheia transparent şi nediscriminatoriu tranzacţii pe pieţele centralizate în România. Astfel, pentru perioada 15 iulie decembrie 2014, producătorii interni au avut obligaţia de a vinde pe pieţele centralizate minimum 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă destinată consumului pieţei concurenţiale. Conform legislației în vigoare 224, pentru anul 2015, producătorii de gaze naturale, fie direct, fie prin intermediul unui operator economic afiliat, au avut obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate de gaze naturale din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unui procent de minimum 35% din cantitatea anuală de gaze naturale din producția internă proprie destinată consumului intern, iar furnizorii de gaze naturale au avut obligația să încheie tranzacții pe piețe centralizate de gaze naturale din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru Legea 174/2014 pentru aprobarea OUG 35/ Ordinul nr. 62/2014 al preşedintelui ANRE privid stabilirea obligaţiei producătorilor şi furnizorilor de gaze naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate din România. 224 Ordinul nr. 118/2014 al preşedintelui ANRE prin care s-a aprobat metodologia de stabilire a obligaţiei producătorilor şi furnizorilor de gaze naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate de gaze naturale. 213

214 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale vânzarea/cumpărarea a minimum 30% din cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe piața concurențială. La nivelul anului 2016, producătorilor le revenea obligaţia de vânzare pe pieţele centralizate a unui procent de minimum 30% din cantitatea anuală de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern, în timp ce furnizorii au avut obligaţia să încheie tranzacţii pe pieţele centralizate, pentru vânzarea/cumpărarea unui procent de minimum 25% din cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe piaţa concurenţială, aşa cum este prezentat în tabelul de mai jos. Tabel nr Etapizarea obligaţiilor legale de tranzacţionare centralizată a gazelor naturale An Obligaţia producătorilor Obligaţia furnizorilor (la vânzare) (vânzare/cumpărare) % 30% % 25% Baza de calcul la care se aplica procentul de tranzacţionat este formată din cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităţilor de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităţilor destinate înmagazinării şi a consumurilor centralelor electrice deţinute de producători. De asemenea, au fost luate în considerare şi obligaţiile asumate de a exporta gaze naturale. Sancţiunea prevăzută de lege pentru neîndeplinirea acestei obligaţii era amenda cuprinsă între lei şi lei. Măsura de introducere a obligației de a tranzacționa pe piața centralizată a fost considerată ca fiind una tranzitorie, luată în scopul creșterii lichidității pieței, al obținerii unor prețuri transparente și al familiarizării participanților cu o piață funcţionând în baza unor astfel de mecanisme concurenţiale, astfel încât să se înregistreze de la an la an o participare din ce în ce mai activă a acestora pe pieţele centralizate. 225 La nivelul anului 2014, pe OPCOM nu a fost încheiată nicio tranzacţie cu gaze naturale. În aceeaşi perioadă, pe BRM, au fost încheiate tranzacţii însumând o cantitate totală (angro şi retail) de MWh, ceea ce reprezintă cca. 3% din consumul total 226. La nivelul anului 2015, pe BRM au fost încheiate tranzacţii însumând o cantitate totală de MWh, la un preţ mediu ponderat de 83,77 lei/mwh 227. În aceeaşi perioadă, pe OPCOM au fost încheiate tranzacţii însumând o cantitate de totală de ,5 MWh, la un preţ mediu ponderat de 82,00 lei/mwh. Cantităţile tranzacţionate pe piaţa angro au provenit exclusiv din producţia internă. Bilanţul acestor obligaţii arată că, la nivelul anului , din totalul consumului la nivel naţional, cantităţile tranzacţionate pe platformele centralizate au reprezentat circa 1,5%. Raportat la consumurile de gaze naturale ale clienţilor finali din piaţa concurenţială, cantităţile tranzacţionate pe platformele centralizate au reprezentat 2,6%. 225 Buletin informativ ANRE - Trimestrul III Raport anual al ANRE din [ ] 228 [ ] 214

215 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Factorii care au influenţat acest bilanţ caracterizat printr-un nivel redus al volumelor tranzacţionate au fost, pe de o parte, nivelul accesibilităţii scăzute la platformele centralizate din punct de vedere al costurilor şi beneficiilor certe ale contractării bilaterale, iar pe de altă parte, nivelul scăzut al amenzii contravenţionale prevăzute de legislaţie, care nu a asigurat efectul disuasiv al sancţiunii. Spre exemplu, apetitul redus al producătorilor de a tranzacţiona pe pieţele centralizate în această perioadă a fost justificat de aceştia pornind de la modul în care a fost concepută obligaţia. În opinia producătorilor, obligaţia lor de a vinde nu a fost stabilită corelativ cu obligaţia furnizorilor de a cumpăra respectivele cantităţi. Pe lângă faptul că obligaţia prevedea procente mai mici în sarcina furnizorilor comparativ cu cele ale producătorilor, furnizorii îşi puteau îndeplini obligaţia atât prin cumpărarea, cât şi prin vânzarea gazelor naturale, respectiv prin vânzări succesive fără să existe obligativitatea achiziţionării respectivelor cantităţi de la producători. Prin aceasta raportul între cerere şi ofertă pe pieţele centralizate este alterat în sensul creării artificiale a unei oferte pe piaţă care poate pune presiune asupra producătorilor în sensul scăderii preţurilor. (...) producătorii au preferat să îşi asume sancţiunile legale pentru a nu altera raporturile contractuale existente în cadrul contractelor bilaterale încheiate prin negociere directă (în afara pieţelor centralizate). 229 Experienţa acestei perioade, a evidenţiat faptul că reglementările existente la acel moment nu şi-au atins scopul propus, respectiv acela de a avea o lichiditate sporită pe pieţele centralizate care să conducă la referinţe corecte de preţ. Etapa Ordonanța de Urgență. 64/ prin care s-a realizat practic o decuplare de la calendarul de liberalizare şi s-a trecut, după data de 31 martie 2017, la o achiziţie a gazelor de către furnizorii consumatorilor CPET 231 (pentru cantităţile necesare producerii energiei termice pentru populaţie) în regim concurenţial, a avut în vedere, în contextul liberalizării integrale a pieţei angro, inclusiv nevoia asigurării unei transparenţe sporite la nivelul pieţei. Pornind de la bilanţul etapei anterioare, corelat cu necesitatea impulsionării tranzacţiilor cu gaze naturale pe pieţele centralizate, ca măsură necesară pentru dezvoltarea pieţelor gazelor naturale, prin modificările aduse de OUG 64/2016 s-a urmărit: 1) remedierea, în termen cât mai scurt, a situaţiei juridice pe baza căreia Comisia Europeană considera că România a încălcat prevederile art. 35 şi ale art. 36 din Tratatul privind funcţionarea Uniunii Europene şi ale art. 40 lit. c) din Directiva 2009/73/CE 232, prin instituirea termenului de 31 martie 2017 pentru încetarea aplicabilităţii art. 124 alin. (1) lit. e) din Legea 123/2012; 229 [ ] 230 Ordonanţa de Urgenţă nr. 64 din 5 octombrie 2016 pentru modificarea şi completarea Legii energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/ clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea energiei termice în centrale de cogenerare şi în centrale termice destinată consumului populaţiei 232 Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009, privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale şi de abrogare a Directivei 2003/55/CE. 215

216 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale 2) instituirea, după data de 31 martie 2017, a unui mecanism clar şi transparent de formare a preţului gazelor naturale pe piaţa din România, bazat pe principiile pieţei libere, fără potenţiale limitări legislative cu privire la exportul gazelor naturale şi la accesul operatorilor la gazele naturale, având în vedere că, pentru acoperirea consumului clienţilor casnici, achiziţia gazelor naturale nu va mai fi realizată conform graficului de liberalizare a preţurilor; 3) reglementarea, prin lege, a obligaţiei furnizorilor de a achiziţiona gazele naturale pe care le furnizează clienţilor casnici, în condiţii deminimizare a costului resurselor alocate, pe baza unor proceduri care să asigure caracterul transparent al procesului de achiziţie a gazelor naturale şi, în acelaşi timp, tratamentul egal şi nediscriminatoriu al persoanelor care participă la procedura de achiziţie a gazelor naturale în calitate de ofertanţi; 4) reglementarea, prin lege, a obligaţiei producătorilor ca, pentru perioadele 1 decembrie decembrie 2017, 1 ianuarie decembrie 2021, în măsura în care contractează vânzarea gazelor, să încheie contracte pe pieţele centralizate din România, transparent şi nediscriminatoriu, în conformitate cu reglementările ANRE, pentru vânzarea unei cantităţi minime de gaze naturale din producţia proprie, care nu poate fi mai mică decât cea reprezentată de un procent, stabilit prin hotărâre a Guvernului, din cantitatea de gaze naturale pentru care încheie contracte de vânzare cumpărare, în perioada respectivă, în calitate de vânzător; 5) reglementarea, prin lege, a obligaţiei furnizorilor ca, pentru perioadele 1 decembrie decembrie 2017, 1 ianuarie decembrie 2021, în măsura în care contractează vânzarea/cumpărarea de gaze naturale, să încheie contracte pe pieţele centralizate din România, transparent şi nediscriminatoriu, în conformitate cu reglementările ANRE, pentru: a) cumpărarea unei cantităţi minime de gaze naturale care nu poate fi mai mică decât cea reprezentată de un procent, stabilit prin hotărâre a Guvernului, din cantitatea de gaze naturale pentru care încheie contracte de vânzare cumpărare, în perioada respectivă, în calitate de cumpărător; b) vânzarea unei cantităţi minime de gaze naturale către clienţii angro, care nu poate fi mai mică decât cea reprezentată de un procent, stabilit prin hotărâre a Guvernului, din cantitatea de gaze naturale pentru care încheie contracte de vânzare - cumpărare, în perioada respectivă, cu clienţii angro, în calitate de vânzător; 6) majorarea sancţiunii pentru nerespectarea de către producători sau afiliaţii acestora, precum şi de către furnizori, a prevederilor privind obligativitatea tranzacţionării pe pieţele centralizate a unor cantităţi minime de gaze naturale, cu amendă cuprinsă între 0,2% şi 1% din cifra de afaceri anuală. Modificările şi completările aduse prin OUG 64/2016 cu privire la obligaţiile de contractare pe pieţele centralizate (vânzare/cumpărare) a unor cantităţi minime de gaze naturale de către producători şi furnizori ar trebui să contribuie la asigurarea creşterii lichidităţii pe piaţa angro a gazelor naturale şi implicit la asigurarea unor referinţe de preţ care să reflecte corect raportul cerere/ofertă. Îndeplinirea acestor obiective esenţiale pentru dezvoltarea pieţei concurenţiale 216

217 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale poate avea loc doar în condiţiile asigurării pe platformele centralizate a unei interacţiuni echilibrate între cerere şi ofertă în beneficiul consumatorilor finali. Prin abrogarea art. 124 alin. (1) lit. e) din Legea 123/2012, în sensul limitării în timp, până la data de 31 martie 2017, a obligaţiei producătorilor de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale destinate consumului clienţilor casnici, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, s-a eliminat interferenţa între piaţa reglementată şi cea concurenţială. Existenţa constrângerilor impuse de funcţionarea pieţei reglementate, prin această obligaţie, a determinat anumite restricţii la nivelul producătorilor de gaze naturale pe piaţa concurenţială, una dintre acestea fiind reprezentată de predictibilitatea limitată în stabilirea cantităţilor pe care aceştia le puteau vinde pe piaţa concurenţială. Cotele procentuale obligatorii de tranzacționat pe piața centralizată în perioada , conform procentelor stabilite prin Hotărârea Guvernului nr. 778/ , au fost stabilite începând cu data de 1 decembrie a anului 2016, fiind schimbat calendarul anterior care prevedea obligații stabilite la nivelul unui an calendaristic, astfel: An Obligaţia de vânzare a producătorilor Obligaţia de cumpărare/vânzare a furnizorilor % 25% Tabel nr % 20%* 30% Sursa: Raport anual 2015 ANRE (* Conform HG nr.778/2016) În cadrul procesului de avizare al actului normativ, Consiliul Concurenţei 233 a atras atenţia asupra necesităţii stabilirii obligaţiei de tranzacţionare pe pieţele centralizate pentru toţi participanţii la piaţă, inclusiv pentru furnizorii care achiziţionează gazele naturale din import, direct de pe pieţe din alte state (importatori), în vederea asigurării unui tratament egal la nivelul surselor de aprovizionare. De asemenea, în scopul asigurării unor pieţe funcţionale, cu un grad redus de concentrare şi pe care activează un număr cât mai mare de operatori, autoritatea de concurenţă a recomandat realizarea unei analize privind posibilele efecte ale acestor obligaţii asupra activităţii furnizorilor care comercializează cantităţi reduse de gaze naturale, similar micilor producători activi pe piaţa de energie electrică. După intrarea în vigoare, începând cu prima parte a anului 2017, OUG 64/2016 se află în dezbaterea comisiilor de specialitate din cadrul Camerei Deputaţilor pentru aprobare prin lege. Dezbaterile, derulate de la începutul acestui an, au vizat în principal: oportunitatea eliminării reglementării preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă, după data de 31 martie 2017, având în vedere informaţiile comunicate 233 [ ] 217

218 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale de furnizorii de gaze naturale cu privire la riscul apariţiei unor creşteri semnificative de preţ la nivelul consumatorului casnic, ca efect al liberalizării pieţei gazelor naturale; limitarea numărului de operatori care pot administra piaţa centralizată angro; instituirea obligativităţii tranzacţionării integrale (100%) pe platformele centralizate a cantităţilor comercializate de producători; modificarea valorii amenzilor pentru neîndeplinirea obligaţiilor de tranzacţionare prin raportare la un interval cuprins între lei şi lei, înlocuind modalitatea de sancţionare prevăzută în prezent de OUG 64/2016, respectiv aplicarea unei amenzi raportate la cifra de afaceri a contravenientului; Observăm că, în continuare, reglementările privind cadrul organizat de tranzacţionare pe pieţele centralizate de gaze naturale necesită modificări şi completări, determinate de necesitatea dezvoltării mecanismelor de funcţionare a pieţelor din acest sector. În anul 2016 au existat două prevederi legislative distincte referitoare la obligaţiile de tranzacţionare ale operatorilor. În primele 11 luni ale anului au fost în vigoare obligaţiile stabilite prin Ordinul 118/2014, pentru ca începând cu luna decembrie să se aplice prevederile OUG 64/2016. Ca urmare a instituirii obligaţiilor legale prevăzute de OUG 64/2016, în continuare vor fi prezentate evoluţiile înregistrate de volumele tranzacţionate pe platformele centralizate, în perioada La nivelul anului 2016, pe platformele operate de cei doi operatori au fost încheiate tranzacţii însumând un volum de 15.5 TWh, din care 14,1 TWh pe piaţa angro şi 1,4 TWh pe piaţa cu amănuntul. Preţul mediu ponderat pentru piaţa angro a fost de 70,25 lei/mwh, iar pentru piaţa cu amănuntul de 105,15 lei/mwh 235. Conform informaţiilor publicate de BRM, în primul semestru al anului 2017, tranzacţiile cu gaze naturale au atins un nivel record de 44,3 milioane MWh, reprezentând cca. 71% din consumul la scara naţională realizat în aceeaşi perioadă. Tranzactiile încheiate au vizat atât perioade de livrare pe termen scurt şi mediu, cât şi pe termen lung, atât active standard (cu livrare la lună, trimestru, semestru, an calendaristic), cât şi active nestandardizate (începerea/sfârşitul livrării pe diferite intervale). Este important de menţionat că aceste cantităţi tranzacţionate au fost reprezentate majoritar de gaze naturale din producţie internă, gazele provenite din alte surse având o pondere nesemnificativă. În perioada 2016-septembrie 2017, ponderea 236 gazelor naturale din import tranzacţionate (import curent din frontieră, amestec intern-import şi import din înmagazinare) în totalul cantităţilor tranzacţionate pe platforme, pe segmentul angro, a variat între 2,61% în anul 2016 şi 0,23% în anul Având în vedere cantităţile limitate tranzacţionate în anul 2014, precum şi faptul că tranzacţiile realizate pe OPCOM în perioada 2015-septembrie 2017 sunt limitate din punct de vedere al 234 Raport anual 2016 ANRE. 235 idem. 236 [ ] 218

219 Lei/MWh Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale volumelor astfel că nu sunt de natura a influenţa prezenta analiza, în continuare vor fi prezentate detaliat rezultatele obţinute pe platformele administrate de BRM. Aşa cum este prezentat în tabelul de mai jos, raportat la consumul naţional, cantităţile tranzacţionate deţin ponderi reduse, deşi se află pe un trend ascendent, înregistrându-se o dublare a cantităţilor tranzacţionate în perioada ianuarie-septembrie 2017 faţă de O posibilă explicaţie a creşterii interesului participanţilor poate fi aceea a efectului disuasiv al sancţiunii aplicabile pentru neîndeplinirea obligaţiei, sancţiune ce se raportează procentual la cifra de afaceri obţinută de întreprinderi. Un alt element de influenţă poate fi acela că, odată cu dispariţia obligaţiei de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze destinate consumului reglementat, producătorii au avut predictibilitatea volumelor de gaze pe care urmau să le comercializeze în regim concurenţial şi au putut să îşi gestioneze mai eficient modalitatea de comercializare a acestora. Tabel nr. 15 Perioada Cantitate tranzacţionată Procent raportat la consumul naţional (MWh) % ,50% ,70% 2017 (ian-aprilie) , 40% Sursa: [ ] Istoricul cantităţilor tranzacţionate în perioada analizată arată că acestea se realizează în principal pe piaţa angro. Astfel, ponderea cantităţilor tranzacţionate pe piaţa angro a crescut în fiecare an, maximul de aproximativ 98% fiind atins în anul Grafic nr ,000,000 55,000,000 50,000,000 45,000,000 40,000,000 35,000,000 Evoluţie cantităţi totale tranzacţionate şi cantităţi piaţă angro 30,000,000 25,000,000 20,000,000 15,000,000 10,000,000 5,000, ,168,701 54,342,471 15,505,487 14,092,302 2,832,710 1,723, (ian-sept.) CANTITATE TOTALA TRANZACTIONATA CANTITATE TRANZACTIONATA PIATA ANGRO 219

220 nr. tranzacţii Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Pe parcursul anului 2016, cele mai mari cantităţi au fost tranzacţionate în lunile septembriedecembrie, urmând astfel caracteristica sezonieră a consumului de gaze naturale. 237 Pe parcursul lunilor ianuarie - septembrie 2017, cele mai mari cantităţi au fost tranzacţionate în luna iunie. 238 Raportat la obligaţia tranzacţionării, cele mai mari cantităţi au fost în sarcina producătorilor OMV Petrom şi Romgaz, iar la polul opus se află o obligaţie de numai 3,785 MWh stabilită pentru anul Potrivit informaţiilor furnizate de BRM, cu privire la tranzacţiile ce au avut opţiunea de vânzare/cumpărare parţială pe piaţa angro, în anul 2015 cantitatea minimă tranzacţionată a fost de 187 MWh, iar cea maximă a fost de MWh. Similar, la nivelul anului 2016, cantitatea minimă tranzacţionată a fost de 500 MWh, iar cantitatea maximă a fost de MWh. Comparativ cu anii precedenţi, în anul 2017 se remarcă o creştere a cantitaţii minime tranzacţionate, respectiv MWh, în timp ce cantitatea maximă tranzacţionată, de cca MWh, a reprezentat jumătate faţă de cea din anul anterior. Una din explicaţiile creşterii acestei cantităţi minime poate fi dată de posibilitatea ca furnizorii să împuternicească orice alt furnizor licenţiat de gaze naturale, în baza unui contract de mandat cu reprezentare, pentru a îndeplini obligaţia de tranzacţionare. 240 Pornind de la diferenţele de cantitate mari existente între ofertele tranzacţionate, în graficul de mai jos se poate urmări frecvenţa tranzacţilor în funcţie de palierele cantitative (exprimate în MWh): 30 Număr de tranzacţii pe intervale cantitative Grafic nr peste [ ] 237 Raport anual ANRE [ ] 239 [ ] 240 Ordin ANRE nr.118/

221 Jan-15 Feb-15 Mar-15 Apr-15 May-15 Jun-15 Jul-15 Aug-15 Sep-15 Oct-15 Nov-15 Dec-15 Jan-16 Feb-16 Mar-16 Apr-16 May-16 Jun-16 Jul-16 Aug-16 Sep-16 Oct-16 Nov-16 Dec-16 Jan-17 Feb-17 Mar-17 Apr-17 May-17 Jun-17 Jul-17 Aug-17 Sep-17 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Evoluţia intervalelor cantitative ale tranzacţiilor în perioada de referinţă indică: diminuarea interesului pentru paliere cu cantităţi sub MWh, respectiv tranzacţiile cu cantităţi sub MWh, MWh, MWh, explicată prin posibilitatea îndeplinirea obligaţiei prin mandat de către alţi furnizori ce tranzacţionează cantităţi mai mari, cu evidente beneficii de preţ; creşterea anuală a intervalelor cu cantităţi mari, de peste MWh. În perioada au avut loc şi tranzacţii cu perioadă de livrare de 1 zi, cu începerea livrărilor în ziua următoare tranzacţiei, dar într-un număr relativ limitat, respectiv 35 de tranzacţii în anul 2016 şi 3 tranzacţii în anul 2017 (ianuarie-septembrie 2017). Având în vedere perioada scurtă de timp în care a funcţionat obligaţia de tranzacţionare corelat cu evoluţiile pieţei şi modificările de ordin legislativ, informaţiile referitoare la cantităţi nu conduc la identificarea unor tipare clare privind modalitatea de desfăşurare a tranzacţiilor. Preţurile medii ponderate pe piaţa angro la care au fost încheiate tranzacţiile sunt prezentate în graficul următor şi au fost realizate prin raportare la totalul tranzacţiilor cu produse standardizate şi produse nestandardizate, din punct de vedere al momentului încheierii tranzacţiei, tipul produsului, perioada de livrare etc. Grafic nr Evoluţie preţuri medii ponderate gaze naturale piaţa angro sept (lei/mwh) Sursa: site BRM Evoluţia preţurilor prezentate mai sus surprinde una din cele mai importante schimbări la nivelul pieţei, în sensul în care pe parcursului anului 2016 s-a înregistrat o reducere a preţului gazelor din import, determinată de scăderea cotaţiilor la ţiţei, astfel fiind eliminat decalajul dintre preţurile gazelor naturale provenite din import şi cel al gazelor naturale provenite din producţia internă. 221

222 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale O referinţă de preţ pentru piaţă, aşa cum a fost publicată de BRM pentru anul 2017, poate fi dată de cotaţiile pentru produse standard (din punct de vedere al duratei), aşa cum sunt prezentate mai jos: Grafic nr.77 Sursa: site BRM Grafic nr.78 Sursa: site BRM Fluctuaţiile cotaţiilor şi ale preţurilor medii ponderate, pe parcursul anului reflectă particularităţile de contractare date de sezonalitatea consumului vară/iarnă şi de modul de derulare a achiziţiilor în raport cu anul gazier (ciclurile injecţie/extracţie), astfel că în prima parte a anului se înregistrează cele mai mari preţuri iar în trimestrul al III-lea, în timpul lunilor vară, are loc o scădere accentuată a preţurilor. Schimbarea trendurilor are loc în lunile octombrie (când preţurile încep să crească) şi martie (când preţurile scad). 222

223 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Astfel, în perioada de la momentul introducerii obligaţiei de tranzacţionare şi până la nivelul lunii septembrie 2017, se observă următoarele: la nivelul cadrului legal există o lipsă de predictibilitate, în ceea ce priveşte obligaţia tranzacţionării pe platforme, cauzată de faptul că sunt preconizate o serie de modificări substanţiale la nivelul pieţei determinate de neadoptarea prin lege a OUG 64/2016; majoritatea tranzacţiilor realizate în perioada sem I au fost încheiate pe platformele BRM, în principal pe platforma disponibil ; BRM este platforma pe care se tranzacţionează majoritar gaze naturale, atât angro cât şi retail; cantităţile tranzacţionate pe piaţa angro ating până la 98% din totalul volumelor tranzacţionate; există o lipsă de concurenţă la nivelul surselor de aprovizionare pe platforme, sursa import fiind aproape inexistentă; există o evoluţie crescătoare a volumului cantităţilor tranzacţionate anual; se remarcă un interes sporit pentru intervalele cantitative ce depăşesc MWh; gradul ridicat de concentrare a pieţei se păstrează inclusiv pe platformele centralizate, tranzacţiile cu cantităţi importante fiind încheiate tot între cei mai importanţi furnizori din piaţă; Evaluarea rezultatelor pieţelor centralizate arată că aşa cum a fost gândit şi aplicat în forma iniţială mecanismul de tranzacţionare nu a avut efecte semnificative asupra pieţei de gaze, numărul de participanţi la pieţele centralizate rămânând restrâns iar volumele tranzacţionate fiind reduse. Ulterior etapei iniţiale, aplicarea prevederilor OUG 64/2016 a condus la efecte rapide şi consistente, înregistrându-se o creştere exponenţială a cantităţilor tranzacţionate Opinii ale furnizorilor şi problematici semnalate În cadrul investigaţiei, Consiliul Concurenţei a adresat furnizorilor de gaze naturale din piaţă o serie de întrebări cu privire la îndeplinirea obligaţiei de tranzacţionare pe platformele centralizate şi modalitatea de funcţionare a platformelor centralizate. În cele ce urmeză vor fi prezentate problemele semnalate de furnizori privind funcţionarea platformelor centralizate şi propuneri ale acestora privind eventuale soluţii de remediere a deficienţelor. Precizăm că opiniile furnizorilor sunt prezentate cu titlu exemplificativ. Aşadar, o mare parte a furnizorilor de gaze naturale consideră că tranzacţionarea pe platforme centralizate poate aduce beneficii, cel puţin prin: transparenţa tranzacţiilor; accesul la resurse (producători), inclusiv pentru furnizorii mai mici; deschiderea pieţei la vânzare către clienţi noi. Totuşi, o parte dintre furnizori consideră că aceste beneficii pot fi obţinute cu condiţia ca cele două burse să devină competitive prin calitatea produselor şi serviciilor oferite. Aceştia consideră că bursele, prin oferta lor, trebuie să poată atrage participanţii şi acest lucru nu ar trebui să se datoreze unor obligaţii impuse pe cale administrativă/legală. 223

224 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Din punctul nostru de vedere tranzacţiile pe bursă nu ar trebui să se desfăşoare datorită unei obligaţii. Această acţiune ar trebui să fie una avantajoasă dictată de piaţă. 241 Obligaţia furnizorilor de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate nu a condus la dezvoltarea unor pieţe centralizate adevărate, deoarece există obligaţia legală de a achiziţiona de pe aceste pieţe, fapt cunoscut şi de conducătorii pieţelor centralizate. După părerea noastră, pieţele centralizate trebuiau să se dezvolte în mod natural fără intervenţia statului şi atunci încrederea în aceste pieţe ar fi fost mai mare. 242 Considerăm că atractivitatea pieţelor centralizate este implicită adică nu este necesară o obligaţie de tranzacţionare pentru creşterea lichidităţii dacă platformele, produsele, regulile de tranzacţionare sunt atractive, dacă protejează participanţii, dacă sunt facil de utilizat, dacă participanţii consideră că puterea pe piaţă este echilibrată între vânzători si cumpărători. 243 Se observă o abordare diferită din partea furnizorilor care au şi calitatea de producători de gaze naturale 244 şi care percep obligaţia tranzacţionării în sistem centralizat a unei părţi semnificative din producţia disponibilă mai degrabă ca pe o restrângere a drepturilor pe care le au, în calitate de titulari ai licenţelor de furnizare, de a încheia tranzacţii de vânzarecumpărare cu orice client final de gaze naturale, indiferent de categoria în care se încadrează acesta. În plus, în opinia producătorilor, o astfel de obligaţie încalcă dreptul de a dispune liber de proprietatea gazelor naturale produse 245 şi creează distorsiuni 246 în funcţionarea naturală a pieţei prin congestia unor mari cantităţi de gaze într-un mediu de tranzacţionare care nu permite contractarea integrală a acestora. Aşadar, pornind de la nivelul actual de dezvoltare a pieţei gazelor naturale, caracterizat de inexistenţa capacităţilor bidirecţionale de interconectare cu statele vecine, de un nivel al capacităţilor de producţie care depăşeşte consumul intern anual, de insuficienta dezvoltare a mecanismelor de tranzacţionare, opinia unanimă a producătorilor este aceea că participarea la tranzacţiile de pe pieţele centralizate ar trebui să fie voluntară. Evaluarea îndeplinirii obligaţiei legale de tranzacţionare pe pieţele centralizate, conform datelor furnizate de operatorii chestionaţi, a arătat că, pentru perioada , doar cca. 20%-25% dintre aceştia au îndeplinit integral această obligaţie, restul fie au îndeplinit-o într-un singur an fie nu au îndeplinit-o deloc. Aşa cum s-a evidenţiat anterior stabilirea obligaţiei furnizorilor şi producătorilor de a încheia contracte pe pieţele centralizate nu a avut, într-o prima etapă, rezultatele scontate şi din informaţiile transmise de furnizori a rezultat că principalele cauze ale neîndeplinirii obligaţiei de tranzacţionare au vizat: 241 [ ] 242 [ ] 243 [ ] 244 [ ] 245 Încalcă prevederile constituţionale privind libertatea economică (art. 135 din Constituţie) şi cele privind dreptul de proprietate privată (art.44 din Constituţie); vine în contradicţie cu art. 47 din Legea petrolului 238/2004 care prevede că titularul de acord petrolier are dreptul de a dispune asupra cantităţilor de gaze care îi revin conform concesiunii, drept reflectat în acordurile petroliere. [...] 246 [ ] 224

225 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Aspecte legate de reglementare: lipsa cunoaşterii acestei obligaţii, această afirmaţie aparţinând în general furnizorilor mici 247, ce au sub cote de piaţă sub 1%; nivelul sancţiunilor prevăzute de legislaţie care a fost insuficient pentru a asigura un caracter disuasiv; 248 modificările legislative din sector 249 considerate neclare sau adoptate cu întârziere; existenţa segmentului de piaţă reglementat pentru aproximativ jumătate din producţia internă, astfel încât marii furnizori aveau asigurată o mare parte din necesarul de gaze naturale (prin obligativitatea producătorilor interni de a pune la dispoziţie necesarul consumatorilor casnici şi CPET; Prin obligaţia producătorilor de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie (aşa-numita obligaţie de bandă ), necesare consumului casnic şi CPET, furnizorii au avut certitudinea achiziţiilor pentru aceste categorii de consumatori. Prin urmare, până la 1 aprilie 2017, furnizorii au avut asigurate, la preţ administrativ, cantităţi semnificative de gaze naturale din producţia internă (necesare clienţilor casnici şi CPET), ceea ce a condus la reducere importantă a cantităţilor disponibile pieţei concurenţiale. Prin OUG 64/2016, ce prevede eliminarea obligaţiei producătorilor de gaze naturale de a pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului de gaze naturale al casnicilor, au fost create premisele existenţei unei concurenţe reale între operatorii ce furnizează gaze naturale clienţilor casnici şi CPET. lipsa unei obligaţii de tranzacţionare pe pieţele centralizate a gazelor provenite din import, similară cu cea pentru gazele din producţia internă, efectul fiind că nu s-a generat concurenţă între sursele de aprovizionare; Este totuşi de avut în vedere un aspect, ce poate fi evaluat şi dintr-o perspectivă care ridică problema unei îngrădiri a libertăţii competiţionale la nivelul surselor de gaze intern/import, constând în faptul că doar producătorii sunt obligaţi să participe pe pieţele centralizate. Nu se poate însă omite faptul că sursele din import pot constitui în prezent, prin preţurile şi volumele oferite, o concurenţă puternică a producţiei interne. Lipsa oricărei obligaţii în sarcina acestor surse, le va da o libertate mai mare de mişcare în piaţă şi vor benificia categoric de vulnerabilitatea producătorilor ţinuţi obligaţi să-şi adapteze marketarea unei mari părţi din producţie pe specificul încă imatur al pieţelor centralizate. Astfel poate fi uşor anticipat faptul că locul producţiei interne în contractele bilaterale va fi rapid cucerit de către sursele de import; Aşa cum au fost definiţi în capitolul V. 248 [ ] 249 [ ] 250 [ ] 225

226 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale lipsa dezvoltării Punctului Virtual de Tranzacţionare (PVT). Conceptul de PVT derivă din prevederile celui de-al treilea pachet energetic, care stabileşte crearea sistemelor angro de intrare/ieşire a gazelor naturale, spre deosebire de sistemele bazate pe puncte fizice (point-to-point) existente anterior. PVT este un loc virtual care permite participantilor din piaţă să transfere proprietatea volumelor de gaze în fiecare zonă de intrare-ieşire la nivel angros. Problematica tranzacțiilor neangajante a fost semnalată de furnizori în contextul în care, în lipsa notificării în PVT, nu există certitudinea predării/preluării gazelor în conformitate cu prevederile contractuale 251 ; Pana in prezent numarul mic de produse oferite a limitat derularea tranzactiilor pe pietele centralizate, inexistenta unei piete secundare de tranzactionare de capacitate precum si a tranzactiilor in punctul virtual de tranzactionare Aspecte privind capacitatea financiară a operatorilor Din analiza informaţiilor transmise, reiese că, în special, furnizorii mici se confruntă cu o lipsă a resurselor financiare raportată la nivelul costurilor de participare la platformele centralizate: taxa anuală, garanţii, comisioane pentru fiecare tranzacţie, costuri destinate asigurării unui personal specializat; Impedimentele legate de acest tip de tranzacţie sunt costurile cu anjajarea personalului suplimentar pentru monitorizare/tranzacţionare, costurile cu echipamentul necesar, spaţiul necesar şi costurile directe către operatorul platformelor 253 Societatea noastră are o pondere atât de mică în piaţa de gaze din România (sub 0,05% ) încât chiar dacă ar cumpăra întreaga cantitate de gaze naturale de pe burse tot nu ar reprezenta ceva important pentru acestea. La cantităţile pe care le-am avea noi de tranzacţionat pe burse apar următoarele probleme: Personal instruit şi specializat în astfel de tranzactii. Ori la un total de 7 persoane care se ocupă de problemele inginereşti şi economice din societatea noastră, unul în plus contează. Societatea ar cheltui în jur de lei anual cu această persoană, fără a avea o justificare economică; Plata în avans a gazelor naturale reprezintă un alt dezavantaj faţă de contractele bilaterale; Pentru cantităţi mici de gaze naturale preţurile pe burse sunt de cele mai multe ori mai mari sau egale cu preţurile din contractele bilaterale Aspecte privind organizarea şi funcţionarea platformelor centralizate, respectiv problematica infrastructurii existente 251 [ ] 252 [ ] 253 [ ] 254 [ ] 226

227 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale În opinia unor furnizori, la momentul actual există deficienţe în ceea ce priveşte dezvoltarea infrastructurii, remedierea acestora fiind în măsură să contribuie la mărirea transparenţei, respectiv transmiterea datelor în timp real cu privire la dezechilibre, alocarea de capacităţi, tranzacţii spot. Astfel, unul dintre cei mai importanţi furnizori la nivel naţional, [...], susţine că Din păcate, România nu are infrastructura necesară pentru ca o bursă de gaze să fie competitivă şi funcţională, neîndeplinind condiţii esențiale cu privire la: procedura de alocare a cantităților, Codul reţelei, codul depozitelor de înmagazinare, operatorul/piaţa de echilibrare etc., niciunul dintre aceste mecanisme nefiind funcţional la momentul de faţă, ceea ce face ca impunerea în sarcina furnizorilor a obligaţiei de tranzacţionare pe piaţa centralizată să pună în dificultate furnizorii în ceea ce priveşte îndeplinirea ei. 255 Deocamdată însă există şi unele probleme, în principal lipsa pieţei de echilibrare, PZU etc. OPCOM şi BRM au capacitatea tehnică de a pune la dispoziţie toate produsele necesare tranzacţionării, dar deocamdată tehnic este imposibil, deoarece partea tehnica trebuie asigurată de Transgaz, care încă nu are dispecerizat tot sistemul de transport, nici distribuitorii locali nu au încă capacitatea tehnica de a furniza zilnic informaţii privind consumurile reale. Deocamdată ne limitam la produse standard, contracte cu livrare în bandă, iar echilibrarea se face prin contracte bilaterale şi tranzacţii in FTG. 256 Problematica ineficienţei pieţelor centralizate, din perspectiva furnizorilor chestionaţi, respectiv modul în care acestea reuşesc să răspundă nevoilor de operare ale acestora, din punct de vedere comercial, este influenţată în mod semnificativ de: lipsa unei case de compensaţie/contrapărţi care să garanteze realizarea tranzacţiilor (în prezent, vânzătorii se confruntă cu riscul de neplată, iar cumpărătorii cu cel al incertitudinii livrărilor); 257 imposibilitatea realizării unei analize de risc a clienţilor, direct legată de inexistenţa unei case de compensare şi de decontare a tranzacţiilor; imposibilitatea obţinerii unor referinţe de preţ pe tipologii de oferte, ca urmare a lipsei unor contracte standardizate (în funcţie de diferite paliere de volum, condiţii de livrare, termen de plată etc.), astfel încât este dificil de format un preţ al pieţei în condiţii similare (nu se poate realiza o comparaţie între două oferte deoarece contractele aferente acestora au clauze diferite, flexibilitate la predare/preluare, condiţii de plată sau garantare, condiţii de denunţare etc.) lipsa de lichiditate cauzată de nivelul redus de tranzacţii angro, segmentarea operatorilor şi implicit a politicilor comerciale ale acestora. Dezavantajele tranzacţionării gazelor naturale pe platformele centralizate: (...) lipsa lichidității piețelor centralizate actuale, având în vedere numărul limitat de tranzacții derulate pe piață, conducând la prețuri ridicate, precum și la lipsa unui preț de referință [ ]. 256 [ ] 257 [ ] 227

228 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Principalul impediment în derularea tranzacțiilor pe piețele centralizate este lipsa lichidității. În viziunea Societății noastre, soluțiile pentru sporirea lichidității pe piețele centralizate sunt: facilitarea accesului la platformele de tranzacționare prin taxe reduse de tranzacționare și produse mult mai adaptate pieței de gaze naturale (licitații cu cantități mici de gaze naturale, Piața pentru Ziua Următoare, Piața Intra-day, FTG, platforma de tranzacționare rezervări de capacitate). 259 lipsa unor repere corecte de preţ, acesta fiind unul din cele mai importante aspecte semnalate; furnizorii susţin că preţurile pe platformele centralizate sunt mai mari comparativ cu preţurile negociate în contractele bilaterale. În opinia unor furnizori, lipsa unei referinţe de preţ/index, este dată şi de faptul ca piaţa concurenţială a funcţionat până în prezent cu o referinţă de preţ dată de fapt de piaţa reglementată, suplimentar fiind influenţată de preţuri stabilite pe cale administrativă (spre exemplu, pragul de 72 lei/mwh folosit pentru supraimpozitarea veniturilor provenite din dereglementare); Desi am incercat in foarte multe randuri sa realizam tranzactii, participand la licitatiile organizate de BRM si OPCOM, aproape intotdeauna ne-am lovit de preturile prea mari solicitate de catre ROMGAZ si OMV Petrom. Motivul pentru care acesti doi mari producatori nu au fost de acord cu ofertele noastre il constituie bariera legislativa a pretului de 72 lei/mwh, impusa prin lege ca valoare minima de impozitare. Cu alte cuvinte, desi (teoretic) toata lumea sustine faptul ca ne dorim o piata libera, (practic) aceasta are limitari si ingradiri clare!!! 260 Am incercat in anul 2016 sa cumparam gaze naturale pe o piata centralizata dar am descoperit ca pretul gazelor tranzactionate pe platformele centralizate la vremea respectiva era mult mai mare decat pretul gazelor pe pietele bilaterale. Exemplu: in cazul nostru pretul de achizitie prin contracte bilaterale a fost de 73,5 lei/mwh iar pretul oferit pe piata centralizata a fost de 90 lei/mwh (mai mare cu 22.5%). Acesta este motivul pentru care nu am tranzactionat pe piata centralizata. Procentul de 22,5% care ar fi trebuit platit in plus ar fi acoperit in totalitate salariile personalului, din departamentul - Furnizare gaze naturale, pe un an de zile), se pare ca acest procent mare al pretului se datoreaza cantitatii mici de gaze naturale. 261 Din pacate, preturile care ne-au fost oferite pe bursa au fost mai mari, fata de cele obtinute prin negocieri bilaterale cu producatorii. Trebuie mentionat, ca scopul major a unei societati comerciale este obtinerea de profit. Astfel, este greu si imposibil de explicat actionarilor decizia achizitionarii unei cantitati de gaze mai scumpa in detrimentul unor cantitati la pret mai mic. 262 Cu privire la solicitarea de a aprecia dacă prețurile actuale la care se încheie tranzacțiile pe piețele centralizate constituie referințe corecte/reale pentru piață, inclusiv pentru contractele de tip bilateral, vă comunicăm că din punctul nostru de vedere, acestea nu pot fi considerate de referință deoarece sunt stabilite pe o piață cu lichiditate scăzută, atât din 258 [ ] 259 [ ] 260 [ ] 261 [ ] 262 [ ] 228

229 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale punct de vedere al participanților, cât și al volumelor tranzacționate, cu produse tranzacționabile irelevante pentru piața contractelor bilaterale negociate. 263 Această situaţie este explicată în principal de lipsa produselor standardizate: In prezent, (...), produsele care se tranzactioneaza pe pietele centralizate din Romania nu sunt produse standard, astfel incat este dificil sa se compare tranzactii care au la baza conditii contractuale diferite. Factorul cantitativ si cel de flexibilitate in livrare continua sa joace un rol important pe piata. Astfel, chiar daca constituie o indicatie de pret pentru cantitatile de gaze care au aceeasi perioada de livrare, preturile tranzactiilor curente nu constituie preturi de referinta in sensul celor de pe pietele externe (Hub-uri cu lichiditate crescuta: NBP, TTF, NCG etc.) unde tranzactiile, punctele de livrare, toate conditiile operatiunilor comerciale sunt standardizate astfel incat preturile reprezinta referinte pentru o anumita perioada iar pe baza lor se pot calcula indici de piata. 264 Pentru contractele de tip bilateral se pot lua in considerare ca si reper preturile practicate pe pietele centralizate insa acestea vor necesita ajustari in functie de conditiile contractuale la care se raporteaza....dorim să menționăm că nivelul prețului reflectă inclusiv condițiile de contractare. Pentru ca prețurile la care se încheie tranzacțiile în sistem centralizat să poată constitui o referință corectă pentru piață, aceste prețuri trebuie să fie asociate unor produse standardizate. Publicarea acestor prețuri ar trebui să se facă prin asocierea cu aceste condiții standardizate de contractare, în caz contrar fiind de natură să furnizeze informații incorecte participanților la piață. 265 Aşa cum reiese din observaţiile operatorilor din piaţă tranzacţiile încheiate pe pieţele centralizate, până în prezent, sunt preponderent pentru produse nestandardizate, astfel încât semnalele de preţ sunt distorsionate. Ele pot constitui referinţe de preţ pentru contractele bilaterale doar în măsura în care acestea conţin condiţii comerciale identice cu cele ale contractului trazacţionat. lipsa flexibilităţii în negocierea contractelor pe platformele centralizate, în sensul în care acestea nu permit modificarea anumitor condiţii precum cele privind modalitatea de plată, consumul obligatoriu, perioada de contractare şi clauze; Aşa cum am vazut în capitolele anterioare există o serie de componente ce definesc contractele comerciale de vânzare-cumpărare de gaze naturale: cantitate, flexibilitate în preluarea cantităţilor, durata, preţ, modalităţi de plată. În acest context, avantajele contractelor bilaterale nu pot fi preluate de cele ale contractelor încheiate pe platforme, fiind semnalate urmatoarele impedimente: - necorelarea ofertei cu cererea din punct de vedere al volumelor, afirmaţie ce este susţinută de furnizorii medii şi mici 266. Produse disponibile in cantitati mari, conditiile de plata precum si garantiile solicitate depasesc bonitatea pe care societatea noastra o detine in acest moment [ ]. 264 [ ] 265 [ ] 266 [ ] 229

230 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Problema achiziţiei gazelor de pe pieţele centralizate nu a fost strict legată de preţ ci de condiţiile de achiziţie (garanţii, termene de plată, flexibilitate preluare cantităţi) 268 În contextul actual al pieţei, în care pe de o parte oferta este mai mare decat cererea în cea mai mare parte a unui an gazier, în care posibilitatea tehnică de a exporta este limitată, şi pe de altă parte portofoliile de clienţi finali înregistrează variaţii semnificative, pe fondul variaţiilor sezoniere semificative, producatorii sunt interesaţi să vândă volume mari, în bandă, şi pe termen lung. La nivelul cererii constatăm că există o segmentare a furnizorilor din punct de vedere al volumelor pe care le achiziţionează, considerând că pe primul palier se situează furnizorii Engie şi E.ON, singurii ce pot exercita o anumită putere de cumpărare în raport cu producătorii. Aceştia sunt interesaţi de achiziţii în cantităţi mari, pornind de la cantităţi de minimum MWh/lună. Pentru palierele următoare de furnizare volumele solicitate sunt mult mai reduse, furnizorii de talie medie şi mică reclamând faptul lipsesc ofertele pentru cantităţi mici şi foarte mici. În acest context majoritatea furnizorilor mici au nevoie de o segmentare/fragmentare la o scară mult mai redusă atât a cantităţilor ofertate. - condiţiile de plată în contractele încheiate pe platformele centralizate, condiţii ce preavăd plata în avans a produsului. Acest tip de condiţie este greu de suportat de furnizorii din palierele 2 şi 3, ce nu deţin suficiente resurse financiare, astfel încât contractele bilaterale au fost cele care au oferit flexibilitatea necesara în ceea ce priveşte acest tip de condiţie contractuală. - limitarea posibilităţii negocierii flexibilităţii în preluarea gazelor naturale iar aici respondenţii, în special furnizorii mici, au indicat că ar putea corespunde nevoilor lor un procent cuprins în intervalul +/- 10%, +/-20%. Având în vedere aspectele mai sus prezentate corelate cu specificul pieţei gazelor naturale operatorii susţin necesitatea păstrării contractelor bilaterale considerate a fi soluţia optimă pentru a se întâlni în modul cel mai complet cererea cu oferta întrucât acestea pot oferi posibilitatea personalizării contractelor în funcţie de necesităţile clienţilor. Contractele bilaterale oferă mai multă flexibilitate în comparaţie cu produsele disponibile pe pieţele organizate, din următoarele considerente: - cantităţile comercializate pot fi ajustate prin acte adiţionale ale contractului bilateral spre deosebire de cele încheiate pe pieţele centralizate unde cantităţile sunt fixe. - în lipsa unei părţi care să ofere servicii de contragarantare, contractele bilaterale oferă un risc financiar redus din punctul de vedere al partenerului de tranzacţionare. - platformele de tranzacţionare nu au reuşit să susţinut nevoia de echilibrare a furnizorilor prin oferirea de produse zilnice şi intra-zilnice. Pe de altă parte, platformele centralizate, la rândul lor, ar putea oferi condiţii mai bune pentru produsele standard şi ar putea crea referinţe pentru contractele bilaterale. 267 [ ] 268 [ ] 230

231 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale lipsa unor tipuri de produse este unul dintre cele mai importante aspecte semnalate de piaţă ca şi impediment privind tranzacţionarea pe platformele centralizate, respectiv: - lipsa unui produs destinat activităţilor de echilibrare; O piata de echilibrare comerciala intre utilizatorii retelei in care sa se tranzactioneze surplusul sau deficitul inregistrat in sistem intr-o o anumita zi trecuta inainte de interventia TRANSGAZ pentru echilibrarea comerciala a pietei. In prezent acest lucru definit in Codul Retelei ca FTG (facilitatea de transfer gaze) trebuie realizat intr-o perioada de 3 zile, pentru toate zilele din luna trecuta. Din pacate nu exista un cadru centralizat pentru astfel de tranzactii care se desfasoara azi exclusiv bilateral, dar care ar putea functiona mult mai rapid si comod intr-un mediu centralizat In situatia in care piata centralizata ar devenii si o piata de echilibrare zilnica, acest lucru ar constitui un avantaj pentru furnizori, eliminandu-se unul din dezavantajele cu care se confrunta acum lipsa pieţei pentru ziua următoare (PZU); Piata pentru ziua urmatoare (PZU) nu este disponibila inca pentru gaze naturale, chiar daca in prezent, ca urmare a implementarii Codului Retelei, s-a trecut de la functionarea pietei in baza lunara la o piata zilnica. Acest instrument, datorita specificului sau pe termen scurt, ar crea lichiditate prin atragerea unui numar mai mare de participanti care ar incerca sa-si echilibreze pozitia estimata a portofoliului pentru ziua urmatoare prin accesarea PZU. 271 insuficienta dezvoltare a instrumentelor de raportare/evidenţă/analiză a tranzacţiilor în timp real (nu există instrumente de analiză şi raportare foarte utile în evaluările de piaţă - cerere/ofertă, preţuri pe niveluri de cantitate etc - astfel încât participanţii să poată interpreta cu uşurinţă datele disponibile); insuficienta dezvoltare a procedurilor de tranzacţionare care nu sunt automatizate şi care permit alterarea raporturilor reale dintre cerere şi ofertă atât la nivelul cantităţilor cât şi al preţurilor (exemplu: procedurile permit postarea la niveluri de preţ foarte depărtate între cel al ordinului iniţiator şi cele de răspuns; acest fapt permite prezenţa în cadrul şedinţei de licitaţie a unor participanţi care nu au intenţia să tranzacţioneze şi postează preţuri complet în afara pieţei, doar pentru a cunoaşte preţurile postate de ceilalţi participanţi ca urmare a primirii raportului de tranzacţionare care nu este anonim); Adoptarea modelui pieţei energie electrică Ca răspuns la lipsa de lichiditate a pieţei angro, unii operatori economici din piaţă consideră că ar putea fi urmat modelul privind liberalizarea și funcționarea pieței de energie electrică 269 [ ] 270 [ ] 271 Idem

232 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale (cca. 10 dintre respondenţi). Cu toate acestea, alţi operatori economici (cca.20) susţin că există contrargumente privind preluarea acestui model 272, făcând referire la următoarele: - existenţa unor diferenţe majore între produsul energie electrică şi produsul gaze naturale, cele mai importante fiind date de modalitatea de consum, înmagazinare şi livrare, - structura pieței angro de gaze naturale care prezintă un grad de concentrare semnificativ mai mare, cu dominația a doi producători și a existenței, de facto, a unui singure surse de import, - calendarul de dereglementare a prețurilor gazelor naturale prezintă o deficiență structurală față de cel de dereglementare a prețurilor electricității. Acesta din urmă a fost construit prin creșterea treptată, în pași semestriali, a ponderii volumelor de energie electrică din piața concurențială (la 1 ianuarie 2017, această pondere a devenit deja de 80% din coșul consumatorilor casnici). Prin contrast, calendarul de dereglementare a prețurilor gazelor naturale a fost construit, în mod impropriu, prin creșterea a prețurilor gazelor prin decizii administrative anuale. În contextul în care au fost semnalate şi o serie de dificultăţi în aplicarea Codului Reţelei, ce au afectat operaţiunile utilizatorilor sistemului naţional de transport, considerăm că şi aceasta poate fi considerat ca un factor de diferenţiere faţă de sectorul energiei electrice. Modelul din piața de energie electrica a creat si creeaza in continuare numeroase probleme in special pentru ca pe o piata centralizata, standardizata nu exista posibilitatea tranzactionarii de produse flexibile, care au insa un rol foarte important in gestonarea portofoliilor. Aceste produse fac obiectul contractarii bilaterale care, pornind de la referintele publicate pentru produsele standard, genereaza valoare prin crearea de produse flexibile dedicate nevoilor individuale ale vanzatorului si/sau cumparatorului care intra in respectiva negociere (de exemplu contracte pe termen lung, cu cantitati variabile indexate sau nu la o referinta de pret, cu flexibilitati anuale, lunare, zilnice, intrazilnice, cu conditii de plata variante). Un efect nedorit al tranzactiilor pe pietele centralizate pentru energie electrica a fost migrarea de la contracte pe termen mediu si lung spre multiple tranzactii pe termen scurt, prin care participantii la piata au incercat sa-si recapete flexibilitatea pierduta. Desigur, o piata care isi asigura sursele preponderent pe termen scurt este o piata neatractiva pentru investitii, expusa la variatii considerabile de pret, distorsionata si distorsionabila, expusa la riscuri care pot pune in pericol securitatea in alimentarea cu energie a consumatorilor finali. Totodata actorii importanti de pe piata de energie electrica beneficiaza de caracterul transparent al tranzactiilor si pot lua pozitii de natura sa influenteze liberul curs al pietei. Preluarea unui astfel de model, care de altfel este unic in Europa, si introducerea lui pe piata gazelor naturale in conditiile in care aceasta este caracterizata de un numar foarte redus de participanti (cat si de o continua schimbare legislativa, ar conduce la aparitia si propagarea mult mai acuta a evenimentelor intalnite la energie electrica cu posibile consecinte asupra sigurantei in aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor finali. De altfel bursele de marfuri importante din lume s-au creat de la participantii la piata care si-au dorit sa aiba un cadru comun de intalnire al cererii cu oferta care sa determine 272 Restul respondenţilor fie nu au o opinie faţă de acestă temă, fie nu au avut această obligaţie şi nu au răspuns. 232

233 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale aparitia unui pret de piata echilibrat si recunoscut pentru produsele tranzactionate, si care ulterior sa fie folosit ca referinta in cadrul tranzactiilor bilaterale. Aceste burse nu au fost create printr-un ordin legislativ generat din nevoia de a asigura controlul tranzactiilor incheiate de societatile de stat participante la piata. In concluzie consideram, insa, foarte utila existenta pe piata a unor platforme centralizate, care, dacă sunt gestionate corespunzator si ofera participantilor produse adecvate, vor deveni atractive si vor determina cresterea lichiditatii, dar nu consideram benefica impunerea participarii si preluarea tale quale a modelului de pe piata de energie electrica. 273 Totodată, dintre furnizorii chestionaţi, doar patru dintre aceştia susţin că ar trebui tranzacţionată pe platforme întreaga cantitate de gaze naturale (100%), în timp ce 20 de furnizori au fost de părere că nu trebuie introdusă prin legislaţie obligaţia tranzacţionării, un element de bază al unei pieţe libere fiind libertatea de alegere. În condiţiile în care pieţele centralizate oferă produse atractive şi lichiditate, cu siguranţă vor apărea în mod firesc şi beneficiile acestor platforme. Foarte important de evidenţiat este faptul că în condiţiile impunerii prin legislaţie a acestei obligaţii există o probabilitate ridicată de a scadea gradul de interes al administratorilor acestor platforme, de a dezvolta produse adaptate cerinţelor pieţei Paliere cantitative şi durată Pornind de la problematica necorelării ofertei cu cererea din punctul de vedere al volumelor, furnizorii au fost chestionaţi privind cantităţile ce ar putea să răspundă nevoilor lor de comercializare. În acest context au fost identificate următoarele paliere cantitative: Cantităţi minime zilnice pornesc de la cea mai mică unitate de măsură, respectiv 1MWh, urmate de cantităţi de 10 MWh, 50 MWh, 100 MWh, până la un maxim indicat de 500 MWh. Cantităţile minime lunare sunt segmentate între intervalele MWh şi MWh. În ceea ce priveşte cantităţile maxime ce ar putea fi tranzacţionate pentru a răspunde nevoilor participanţilor din piaţă se pot distinge următoarele paliere propuse de aceştia: MWh, MWh, MWh, MWh. Deşi în cadrul investigaţiei părţile chestionate şi-au manifestat interesul pentru dezvoltarea unor produse care să fie standardizate din punct de vedere al cantităţilor oferite/solicitate conform datelor primite de la BRM, în intervalul analizat, furnizorii nu au transmis solicitări în acest sens. Un al doilea element de standardizare a ofertelor, alături de cel cantitativ, este cel al duratei de livrare. Plecând de la caracterul sezonier al cererii, majoritatea respondenţilor (cca. 73% din cei care au furnizat răspunsuri) a indicat necesitatea existenţei unor tipologii diverse de contracte standard din punct de vedere al duratei, în special cele pe termen scurt, contracte de scurtă durată (intra-zilnice, zi, săptămână, lună), cât și de lungă durată (trimestru, semestru, an). 273 [ ] 233

234 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale Asadar, deşi furnizorii din piaţă consideră că tranzacţionarea pe platformele centralizate este de natură a aduce multiple beneficii activităţii desfăşurate de aceştia, în momentul actual acestea nu pot fi obţinute printr-o tranzacţionare transparentă având în vedere structura actuală a pieţei, stadiul primar de dezvoltare al acestor platforme şi dificultăţile de natura tehnică ce ţin de infrasatructură, inclusiv problematica legată de Codul Reţelei. 6.5 Concluzii Având în vedere etapa actuală de evoluţie a pieţei gazelor naturale în cadrul procesului de tranziţie către un regim de funcţionare concurenţial, este necesară impulsionarea contractării gazelor în mediile transparente asigurate de pieţele centralizate operate de OPCOM şi BRM. Obligaţia tranzacţionării unor cantităţi minime de gaze naturale pe pieţele centralizate este necesară cel puţin până la maturizarea pieţei concurenţiale şi conturarea unor repere clare de preţ în funcţie de factorii care definesc cererea şi oferta la un anumit moment. În acest sens, pe termen scurt, se evidenţiază ca necesară dezvoltarea mecanismelor pieţelor centralizate astfel încât să fie facilitată îndeplinirea obligaţiilor de tranzacţionare ale operatorilor din piaţă fără afectarea strategiilor de comercializare abordate de fiecare producător/furnizor. Ţinând cont de rigidităţile date de condiţiile actuale ale pieţei din România caraterizată prin: surse de aprovizionare limitate (producători interni şi import din sursă unică ce nu este prezent pe platforme), capacitate de interconectare limitată dpdv tehnic, ceea ce limitează presiunea concurenţială şi integrarea pieţelor, gradul mare de concentrare al surselor şi al furnizorilor, păstrând gradul ridicat de concentrare din perioada anterioară liberalizării, acest lucru oferind cadrul necesar exercitării puterii de piaţă,. este necesară o reevaluare anuală a reglementărilor cu privire la stabilirea obligaţiilor de tranzacţionare, în scopul menţinerii unui echilibru între obiectivul propus, de a avea lichiditate pe piaţa angro şi dezideratul asigurării unui cadru de reglementări care să sprijine dezvoltarea operatorilor. Impunerea obligaţiei de tranzacţionare poate impulsiona dezvoltarea pieţei angro atâta timp cât nu ajunge să reprezinte o barieră de intrare pe piaţă pentru noi operatori şi cât nu afectează procesul de alocare eficientă a resurselor celor deja existenţi. O creştere a lichidităţii pieţei angro, pe lângă consolidarea rolului pieţelor centralizate, nu poate fi atinsă fără realizarea interconexiunilor cu alte sisteme de transport şi dezvoltarea PVT concomitent cu dezvoltarea unor pieţe de echilibrare care să poata furniza informaţii în timp real. Principalele bariere în ceea ce priveşte creşterea lichidităţii pe platforme, prin creşterea numărului de participanţi, a numărului de tranzacţii şi a volumelor tranzacţionate, ar trebui înlăturate prin: standardizarea tipologiei contractelor; standardizarea produselor în ceea ce priveşte perioada de livrare şi intervale de cantităţi comercializate/cantitate minimă aferentă unui contract; dezvoltarea de produse noi cum ar fi, în principal, PZU şi piaţa de echilibrare; 234

235 Capitolul VI Impactul reglementărilor asupra pieţei concurenţiale asigurarea unor servicii de contraparte centrală sau casă de compensaţie pentru fiecare dintre pieţe; demararea şi intensificarea tranzacţionării în sistem dublu competitiv, fapt ce ar asigura un grad de competitivitate mai mare la nivelul ofertei şi al cererii; dezvoltarea PVT prin completarea/modificarea legislaţiei existente astfel încât să poată deveni singurul loc în care să se realizeze transferul de proprietate, în acest fel contribuind la creşterea lichidităţii pe pieţele centralizate; creşterea gradului de acces la informaţiile privind piaţa, astfel încât orice informaţie relevantă din acest domeniu ar trebui publicată în mod regulat şi la timp. Eventualele excepţii ar trebui să fie foarte strict limitate la ceea ce este necesar pentru a reduce riscul unor înţelegeri anticoncurenţiale; De asemenea, în condiţiile în care pe piaţă au loc tot mai multe operaţiuni de preluare a micilor furnizori corelat cu susţinerile micilor furnizori referitoare la lipsa resurselor financiare necesare participării la platformele centralizate: taxa anuală, garanţii, comisioane pentru fiecare tranzacţie, costuri destinate asigurării unui personal specializat, considerăm că ar fi utilă o analiză de oportunitate privind stabilirea unui anumit prag de la care aceştia ar putea fi exceptaţi similar micilor producători activi pe piața energiei electrice. Scopul final este de a avea pieţe funcţionale cu un grad cât mai redus de concentrare şi pe care activează un număr cât mai ridicat de operatori. 235

236 Capitolul VII Transportul gazelor naturale CAPITOLUL VII TRANSPORTUL GAZELOR NATURALE Descrierea activităţii de transport al gazelor naturale în România Transportul gazelor naturale reprezintă activitatea de vehiculare a gazelor naturale printr-o reţea, care constă în principal din conducte de înaltă presiune, alta decât o reţea de conducte de alimentare din amonte şi decât acea parte din conductele de înaltă presiune, care este folosită în principal pentru distribuţia de gaze naturale la nivel local, în scopul de a le livra clienţilor, dar fără a include furnizarea. Sistemul de transport al gazelor naturale situat pe teritoriul României formează Sistemul Naţional de Transport (în continuare SNT), acesta aflându-se în proprietatea publică a statului. Sistemul de transport este reprezentat de ansamblul de conducte conectate între ele, inclusiv instalaţiile şi echipamentele aferente pentru vehicularea gazelor naturale, prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de exploatare sau a celor provenite din import şi livrarea către distribuitori, clienţi direcţi, către depozitele de înmagazinare, şi către beneficiarii din diverse ţări. Transportul cantităţilor de gaze naturale se realizează de la punctele de predare/preluare comercială de la intrarea în SNT până la punctele de predare/preluare comercială de la ieşirea din SNT. Sistemul Naţional de Transport (fără conductele dedicate de tranzit) este considerat o zonă de echilibrare. Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes naţional. În România, transportul gazelor naturale se realizează de către operatorul de transport şi de sistem, care răspunde de exploatarea, întreţinerea şi, dacă este necesar, dezvoltarea sistemului de transport într-o anumită zonă şi, după caz, a interconectărilor sale cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului, în vederea satisfacerii cererii pentru transportul gazelor naturale. Operatorul de transport şi de sistem este Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale Trangaz SA Mediaş 275 (în continuare Transgaz). Transgaz este operatorul tehnic al SNT şi asigură îndeplinirea în condiţii de eficienţă, transparenţă, siguranţă, acces nediscriminatoriu şi competitivitate a strategiei naţionale privind transportul intern şi internaţional al gazelor naturale şi dispecerizarea gazelor naturale, precum şi cercetarea şi proiectarea în domeniul specific activităţii sale. Transgaz poate desfăşura complementar şi alte activităţi conexe pentru susţinerea obiectului principal de activitate, potrivit legii şi statutului propriu, putând achiziţiona gaze naturale doar în scopul echilibrării şi exploatării în condiţii de siguranţă a SNT. Operarea SNT de către Transgaz cuprinde, în principal, activităţile de echilibrare comercială, contractare a serviciilor de transport de gaze naturale, dispecerizare şi regimuri tehnologice, 274 Informaţiile conţinute în prezentul capitol au fost obţinute din următoarele surse: Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012 cu modificările şi completările ulterioare Societate la care Statul Român, prin Ministerul Economiei, deţine circa 58,51% din capitalul social. 236

237 Capitolul VII Transportul gazelor naturale măsurare şi monitorizare a calităţii gazelor naturale; odorizarea gazelor naturale şi transportul internaţional al gazelor naturale. De asemenea, în calitate de operator al SNT, Transgaz are obligaţia, în conformitate cu dispoziţiile Legii nr. 346/2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale şi cu prevederile reglementărilor Uniunii Europene, să realizeze interconectările cu sistemele similare de transport de gaze naturale din ţările vecine, în vederea creării condiţiilor tehnice şi tehnologice pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale 276. Transgaz operează SNT în baza Acordului de Concesiune încheiat cu Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale, valabil până în anul Activitatea de transport de gaze naturale este desfăşurată de Transgaz în baza licenţei de operare a sistemului de transport de gaze naturale nr. 1933/ , emisă de ANRE, valabilă până la data de ) Transgaz este organizat şi funcţionează după modelul operator de sistem independent în cadrul căruia întreprinderea desemnată să opereze sistemul de transport nu are drept de proprietate asupra acestuia, structura acestuia fiind prezentată mai jos

238 Capitolul VII Transportul gazelor naturale Sursa: Lungimea totală a SNT este de km de conducte magistrale de transport şi racorduri de alimentare, din care 553 km sunt conducte pentru transportul internaţional de gaze naturale, utilizate la presiuni cuprinse între 6 bar şi 40 bar,cu excepţia transportului internaţional al gazelor naturale, care se realizează la o presiune de 63 bar. Capacitatea tehnică totală a punctelor de intrare/ieșire în/din SNT este de 146,627 mil. mc/zi (53,52 mld. mc/an) la intrare și de 247,381 mil. mc/zi (90,29 mld. mc/an) la ieșire. Cantitățile de gaze naturale transportate anual prin SNT, inclusiv cele destinate înmagazinării subterane, precum şi cele aferente consumului tehnologic, în perioada , sunt prezentate în tabelul de mai jos. Gaze naturale transportate, inclusiv cele destinate înmagazinării subterame Tabel nr. 16 um ,8 12,38 12,20 mld.mc 238