METODOLOGIE nr. 0/2018

Notă

Aprobată prin Ordinul nr. 219 din 19 decembrie 2018, publicată în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 1098 din 27 decembrie 2018.

Capitolul I

Secțiunea 1 – Principii generale

Articolul 1

(1) Prezenta metodologie reglementează modalitatea de fundamentare și de stabilire a venitului unitar și de aprobare a prețurilor reglementate din sectorul gazelor naturale, la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale într-un an din cadrul perioadei a patra de reglementare, începând cu anul 2019.

(2) Furnizarea realizată de către furnizorul de ultimă instanță, conform reglementărilor specifice elaborate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei, denumită în continuare ANRE, nu face obiectul prezentei metodologii.

(3) Determinarea anuală a venitului unitar și aprobarea prețurilor reglementate, prevăzute la alin. (1), se realizează pe baza formulelor și a parametrilor prevăzuți în prezenta metodologie.

Articolul 2

(1) Perioada de reglementare reprezintă intervalul de timp pe parcursul căruia ANRE reglementează anual venitul pe care un titular de licență este îndreptățit să îl realizeze pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, denumit în continuare venit V_fr, în scopul acoperirii costurilor justificate, realizate într-o manieră prudentă, și acoperirii unei rate rezonabile a rentabilității pentru capitalul investit, care reflectă estimarea privind realizarea unui profit rezonabil ce urmează a fi generat de capitalul investit, precum și a cheltuielilor pentru dezvoltarea și protecția mediului.

(2) Perioada a patra de reglementare a început la data de 1 ianuarie 2016 și se încheie la data de 30 iunie 2021, conform prevederilor legale.

(3) Anul de reglementare reprezintă perioada unui an calendaristic (1 ianuarie-31 decembrie).

(4) Pentru operatorii licențiați ulterior datei publicării prezentei metodologii, perioada de reglementare începe la data începerii activității reglementate și se încheie la data de 30 iunie 2021, conform prevederilor legale.

(5) În vederea stabilirii și aprobării venitului unitar aferent activității de furnizare reglementată, desfășurată în primul an, furnizorii prevăzuți la alin. (4) vor transmite documentația aferentă odată cu depunerea documentelor necesare obținerii licențelor de furnizare.

(6) În situația fuziunii/divizării unuia sau mai multor furnizori licențiați, documentația privind stabilirea și aprobarea noului venit unitar aferent activității de furnizare reglementată pentru furnizorul licențiat se va depune cu cel puțin 120 de zile înainte de data de la care fuziunea/divizarea produce efecte juridice.

Articolul 3

(1) Stabilirea și aprobarea venitului unitar, începând cu anul 2019, se vor realiza începând cu data de 1 iulie a fiecărui an, pe baza datelor și informațiilor transmise de către titularii licenței de furnizare a gazelor naturale, conform principiilor prezentei metodologii.

(2) Pentru titularii nou-licențiați, stabilirea și aprobarea venitului unitar și a prețurilor reglementate se vor realiza odată cu obținerea licențelor de furnizare.

Secțiunea a 2-a – Furnizarea reglementată a gazelor naturale

Articolul 4

(1) Furnizarea reglementată a gazelor naturale reprezintă activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale către clienții reglementați și desemnează ansamblul de activități și operațiuni desfășurate de către titularul licenței de furnizare pentru sau în legătură cu:

a) încheierea contractelor pentru achiziția gazelor naturale destinate asigurării furnizării reglementate a gazelor naturale, în condiții de minimizare a costului resurselor alocate de către furnizori, pe baza unor proceduri proprii transparente, asigurând, în același timp, tratamentul egal și nediscriminatoriu al participanților la procedura de achiziție a gazelor naturale, în calitate de ofertanți, pentru asigurarea continuității în alimentarea cu gaze naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, și pentru acoperirea consumului clienților săi; titularii de licență au obligația publicării procedurilor interne privind modalitatea de achiziție a gazelor naturale, pe pagina proprie de web;

b) încheierea și derularea contractelor-cadru reglementate privind serviciile de transport, înmagazinare și distribuție;

c) comercializarea gazelor naturale către clienții casnici, în baza unor contracte-cadru de furnizare și la preț reglementat;

d) relațiile cu clienții casnici, determinate de încheierea și derularea contractelor de furnizare reglementată;

e) informarea clienților, conform legislației în vigoare;

f) facturarea consumului de gaze naturale.

(2) Pentru clienții casnici care nu încheie un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale cu clauze și preț negociate, alegând astfel să rămână parte într-un contract comercial încheiat în baza contractului-cadru pentru furnizarea reglementată a gazelor naturale, furnizarea se va realiza la prețurile reglementate de către ANRE, în conformitate cu prezenta metodologie.

Capitolul II

Secțiunea 1 – Venitul aferent unui an de reglementare, începând cu anul 2019, pentru titularii de licență de furnizare existenți la momentul intrării în vigoare a prezentei metodologii

Articolul 5

(1) Venitul aferent unui an de reglementare reprezintă venitul recunoscut și permis de către ANRE unui titular de licență pentru acoperirea costurilor necesare desfășurării activității de furnizare reglementată în anul respectiv, stabilit în funcție de evoluția numărului de clienți reglementați și luând în calcul costurile unitare, operaționale și de capital, aferente furnizării reglementate a gazelor naturale către un client.

(2) Se asigură o rată de rentabilitate pentru capitalul investit, care reflectă estimarea privind realizarea unui profit rezonabil ce urmează a fi generat de capitalul investit, conform prevederilor legale.

(3) Capitalul investit reprezintă valoarea reglementată rămasă, după deducerea amortizării reglementate, a activelor puse în funcțiune, aferente desfășurării activității de furnizare reglementată, la care se adaugă capitalul de lucru.

(4) Capitalul de lucru aferent activității de furnizare reglementată se referă la capitalul necesar titularului de licență pentru desfășurarea activității curente din anul de reglementare, pentru o durată medie de 30 de zile calendaristice, și se determină ca fiind a 12-a parte din valoarea costurilor cu achiziția gazelor naturale destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, inclusiv serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozitele subterane și serviciile de transport, exclusiv TVA, costuri realizate, aferente anului anterior.

(5) Venitul aferent unui an de reglementare, permis pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată, se determină după următoarea formulă: V_fr(n)permis = [CU_cl_op_fr(2017)*(1

RI_c)*N_cl(n)*12

CU_cl_cap_fr(2017) *N_cl(n)*12]

CLP_(n-1)realizat * RRR_fr

(V_fr(n-1)recalc -V_fr(n-1)realizat

C_op_e(n-1)),

unde: n ≥ 2019

V_fr(n)permis - venitul permis în anul n de reglementare pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale;

CU_cl_op_fr(2017) - cost operațional unitar lunar pe client reglementat, aferent anului 2017, fără cheltuieli cu amortizarea, determinat după următoarea formulă: CU_cl_op_fr(2017) = C_op_fr(2017)/N_cl(2017)/12,

unde: C_op_fr(2017) - costurile operaționale realizate într-o manieră prudentă, analizate, recunoscute și permise de către ANRE titularului de licență pentru desfășurarea activității de furnizare a gazelor naturale în anul 2017, către clienții reglementați, fără cheltuielile cu amortizarea, luate în considerare la fundamentarea și aprobarea venitului unitar aferent anului 2018;

N_cl(2017) - număr mediu de clienți reglementați realizat în anul 2017;

CLP_(n-1)realizat - capitalul de lucru necesar titularului de licență pentru desfășurarea activității curente;

RRR_fr - reprezintă valoarea ratei reglementate a rentabilității capitalului investit pentru activitatea de furnizare reglementată, egală cu valoarea RRR în termeni reali, înainte de impozitare, aprobată pentru activitatea de distribuție a gazelor naturale; (1

RI_c) - componentă prin care se realizează actualizarea costului operațional unitar lunar pe client, aferent anului 2017, cu rata cumulată a inflației, începând cu anul 2018 (primul an; i = 1) și până în anul n pentru care se calculează venitul permis, conform Institutului Național de Statistică pentru anii anteriori, respectiv conform Comisiei Naționale de Strategie și Prognoză pentru anul n. Formula de determinare a acestei componente este următoarea:

unde: m - diferența dintre anul n pentru care se calculează venitul permis și anul 2017;

N_cl(n) - număr mediu clienți reglementați, estimat pentru anul n;

CU_cl_cap_fr(2017) - cost de capital unitar lunar pe client reglementat, aferent anului 2017, luat în considerare la fundamentarea și aprobarea venitului unitar aferent anului 2018, determinat după următoarea formulă: CU_cl_cap_fr(2017) = [RoR_fr *BAR_fr(2017)

A_m]/N_cl(2017)/12,

unde: RoR_fr - rata reglementată a rentabilității, luată în considerare la stabilirea venitului permis pentru anul 2018;

BAR_fr(2017) - valoarea reglementată rămasă a activelor la data de 31 decembrie 2017;

A_m - amortizarea aferentă BAR_fr(2017); (V_fr(n-1)recalc – V_fr(n-1)realizat

C_e(n-1)) - componentă de corecție, unde:

V_fr(n-1)recalc - venitul recalculat permis în anul n-1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform prevederilor prezentei metodologii, cu luarea în considerare a numărului mediu de clienți reglementați, realizat în anul n-1, și a ratei inflației realizate în anul n-1, conform Institutului Național de Statistică; prin excepție, pentru stabilirea V_fr(2019), componenta V_fr(2018)recalc va fi egală cu produsul dintre venitul unitar aferent activității de furnizare reglementată și cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în anul 2018, publicate în Monitorul Oficial al României;

V_fr(n-1)realizat - venitul realizat în anul n-1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform realizărilor;

C_op_e(n-1) - cheltuielile operaționale excepționale realizate de către furnizor și generate de intrarea în vigoare a unor noi prevederi legale, ulterior stabilirii componentei CU_cl_op_fr(2017), cheltuieli care sunt în afara controlului managementului furnizorului.

Pentru anul 2019, la determinarea V_fr(2019)permis, componenta C_op_e(2018) este zero.

(6) Pentru titularii de licență de furnizare care participă la un proces de fuziune prin absorbție:

a) componentele CU_cl_op_fr(2017) și CU_cl_cap_fr(2017),_ aferente societății absorbante, se determină ca medie ponderată, cu numărul de clienți, a componentelor CU_cl_op_fr(2017) și CU_cl_cap_fr(2017), aferente societăților implicate în procesul de fuziune prin absorbție;

b) componenta CLP_(n-1)realizat *RRR_fr se determină după cum urmează: (i) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul n și componenta unitară CLP*RRR_fr, calculată ca raport între suma componentelor CLP*RRRfr aferente societăților implicate în procesul de fuziune și suma cantităților de gaze naturale estimate a fi furnizate în regim reglementat în anul n-1, luate în considerare la stabilirea veniturilor unitare aferente anului n-1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată de către societățile care fuzionează, dacă fuziunea începe să își producă efectele juridice în perioada 1 ianuarie - 30 iunie a anului n;

(ii) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul n și componenta unitară CLP_(n-1)realizat*RRR_fr, calculată ca raport între suma componentelor CLP_(n-1)realizat *RRR_fr aferente societăților implicate în procesul de fuziune și suma cantităților de gaze naturale furnizate în regim reglementat în anul n-1, dacă fuziunea începe să își producă efectele juridice în perioada 1 iulie-31 decembrie a anului n.

(7) Numărul mediu de clienți reglementați, estimat pentru anul n, se fundamentează de către titularul de licență. Prognoza privind evoluția numărului de clienți și fundamentarea acestuia se înaintează ANRE odată cu înaintarea documentelor privind stabilirea venitului unitar pentru fiecare an de reglementare. Considerentele care stau la baza fundamentării și metodele de previzionare utilizate sunt prezentate ANRE odată cu prognozele.

(8) ANRE are dreptul să ceară motivat sau să propună revizuirea prognozelor înaintate.

Secțiunea a 2-a – Venitul aferent unui an de reglementare, începând cu anul 2019, pentru titularii noi de licență de furnizare

Articolul 6

(1) Venitul aferent unui an de reglementare, permis pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată operatorilor care obțin licența de furnizare ulterior intrării în vigoare a prezentei metodologii, se determină după următoarele formule:

a) pentru primul an de reglementare: V_fr(k)permis = [CU_cl_op_fr(k)*N_cl(k)*12

CU_cl_cap_fr(k)*N_cl(k)*12]

RRR_fr*CLP_(k)

(V_fr(k-1)recalc - V_fr(k-1)realizat

C_op_e(k-1)), unde: V_fr(k)permis - venitul permis în anul k de reglementare pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale;

CU_cl_op_fr(k) - cost unitar operațional lunar pe client aferent anului k, primul an de reglementare, fără cheltuielile cu amortizarea, determinat ca minimul dintre propunerea justificată de către titularul nou de licență pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale și cel mai mare cost operațional unitar lunar pe client dintre costurile operaționale unitare lunare pe client, fără cheltuielile cu amortizarea, permise furnizorilor pentru același an, conform prevederilor prezentei metodologii, pentru desfășurarea activității reglementate;

RRR_fr - reprezintă valoarea ratei reglementate a rentabilității capitalului investit pentru activitatea de furnizare reglementată, egală cu valoarea RRR în termeni reali, înainte de impozitare, aprobată pentru activitatea de distribuție a gazelor naturale;

CLP_(k) - valoarea inițială a CLP, utilizată la calculul venitului reglementat aferent primului an, care se determină pe baza CUG_fr estimat de ANRE pentru perioada respectivă și a cantităților estimate a fi furnizate în regim reglementat în anul k;

CU_cl_cap_fr(k) - propunerea justificată de către titularul nou de licență, privind costul de capital unitar lunar pe client reglementat, aferent anului k (primul an de activitate), determinat după următoarea formulă: CU_cl_cap_fr(k) = (RRR_fr*BAR_fr(k)

A_m)/N_cl(k)/12,

unde: RRR_fr - reprezintă valoarea ratei reglementate a rentabilității capitalului investit pentru activitatea de furnizare reglementată, egală cu valoarea RRR în termeni reali, înainte de impozitare, aprobată pentru activitatea de distribuție a gazelor naturale;

BAR_fr(k) - valoarea inițială a BAR, utilizată la calculul venitului reglementat aferent primului an, care se determină pe baza valorii nete contabile a activelor aferente activității de furnizare reglementată, la data începerii activității;

A_m - amortizarea aferentă BAR_fr(k); duratele reglementate de amortizare a imobilizărilor corporale și necorporale aferente desfășurării activității de furnizare reglementată se actualizează în corelare cu reglementările pentru activitatea de distribuție a gazelor naturale, conform prevederilor legislației în vigoare;

N_cl(k) - număr mediu clienți reglementați, estimat pentru anul k; (V_fr(k-1)recalc – V_fr(k-1)realizat

C_op_e(k-1)) - componentă de corecție pentru anul de început al activității de furnizare reglementată, pentru titularii noi de licență prevăzuți la alin. (2) și (3), unde: V_fr(k-1)recalc - venit recalculat permis în anul k-1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform prevederilor prezentei metodologii, cu luarea în considerare a numărului mediu de clienți reglementați realizat în anul k-1 și a ratei inflației realizate în anul k-1, conform Institutului Național de Statistică;

V_fr(k-1)realizat - venitul realizat în anul k-1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform realizărilor;

C_op_e(k-1) - cheltuielile operaționale excepționale realizate de către furnizor și generate de intrarea în vigoare a unor noi prevederi legale, ulterior stabilirii componentei CU_cl _op_fr(k), cheltuieli care sunt în afara controlului managementului furnizorului;

b) pentru al doilea an de reglementare, în situația în care titularul de licență a desfășurat activitatea de furnizare reglementată mai puțin de 12 luni: V_fr(k

1)permis= [CU_cl_op_fr(k)*(1

RI)*N_cl(k

1)*12

CU_cl_cap_fr(k) *N_cl(k

1)*12]

RRR_fr*CLP_(k) realizat

(V_fr(k)recalc - V_fr(k)realizat) unde: (1

RI) - componentă prin care se realizează actualizarea costului unitar operațional pe client aferent anului de începere a activității de furnizare reglementată, cu rata inflației anului următor începerii activității de furnizare reglementată, conform estimării Comisiei Naționale de Strategie și Prognoză;

N_cl(k

1) - număr mediu clienți reglementați, estimat pentru anul k

1;

CLP_(k) realizat - capitalul de lucru necesar titularului de licență pentru desfășurarea activității curente la nivelul anului k; (V_fr(k)recalc – V_fr(k)realizat ) - componentă de corecție pentru al doilea an de reglementare, în situația în care titularul de licență a desfășurat activitatea de furnizare reglementată mai puțin de 12 luni, unde: V_fr(k)recalc/12*Nr_luni desfășurare activitate - venit recalculat permis în anul k pentru lunile în care și-a desfășurat activitatea de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform prevederilor prezentei metodologii, cu luarea în considerare a numărului mediu de clienți reglementați realizat în anul k;

V_fr(k)realizat - venitul realizat în anul k pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform realizărilor;

c) pentru următorii ani de reglementare: V_fr(k

j)permis = [CU_cl_op_fr(w)realizat*(1

RI_c)*N_cl(k

j)*12

CU_cl_cap_ fr(w)realizat *N_cl(k

j)*12]

RRR_fr*CLP_(k

j-1) realizat

(V_fr(k

j-1)recalc – V_fr(k

j-1)realizat

C_op_e(k

j-1)),

unde: k ≥ 2019,

j = diferența dintre anul de reglementare, pentru care se calculează venitul permis, și anul de început al activității de furnizare reglementată;

CU_cl_op_fr(w) realizat - cost unitar operațional lunar pe client aferent anului w, primul an de reglementare în care operatorul a desfășurat 12 luni activitatea de furnizare reglementată, fără cheltuielile cu amortizarea, determinat după următoarea formulă: CU_cl_op_fr(w) = C_op_fr(w)/N_cl(w)/12, unde: C_op_fr(w) - costurile operaționale realizate într-o manieră prudentă, analizate, recunoscute și permise de către ANRE titularului de licență pentru desfășurarea activității de furnizare a gazelor naturale în anul w, primul an de reglementare în care operatorul a desfășurat 12 luni activitatea de furnizare reglementată, către clienții reglementați, fără cheltuielile cu amortizarea; analiza costurilor operaționale se va realiza în conformitate cu prevederile art. 7;

N_cl(w) - număr mediu de clienți reglementați realizat în anul w; (1

RI_c) - componentă prin care se realizează actualizarea costului unitar operațional pe client cu rata cumulată a inflației, conform Institutului Național de Statistică pentru anii anteriori, respectiv conform Comisiei Naționale de Strategie și Prognoză pentru anul k

j;

CLP_(k

j-1)realizat - capitalul de lucru necesar titularului de licență pentru desfășurarea activității curente la nivelul anului k

j-1;

CU_cl_cap_fr(w) realizat - cost de capital unitar lunar pe client aferent anului w, primul an de reglementare în care operatorul a desfășurat 12 luni activitatea de furnizare reglementată, determinat după următoarea formulă: CU_cl_cap_fr(w) realizat = (RRR_fr*BAR_fr(w) realizat

A_m)/N_cl(w)/12,

unde: RRR_fr - reprezintă valoarea ratei reglementate a rentabilității capitalului investit pentru activitatea de furnizare reglementată, egală cu valoarea RRR în termeni reali, înainte de impozitare, aprobată pentru activitatea de distribuție a gazelor naturale;

BAR_fr(w) realizat - valoarea reglementată rămasă a activelor puse în funcțiune până la data de 31 decembrie a anului w, active aferente desfășurării activității de furnizare reglementată; valoarea reglementată rămasă a activelor puse în funcțiune până la data de 31 decembrie a anului w, a imobilizărilor corporale și necorporale aferente desfășurării activității de furnizare reglementată se actualizează în corelare cu reglementările pentru activitatea de distribuție a gazelor naturale, conform prevederilor legislației în vigoare;

A_m - amortizarea aferentă BAR_fr(w); (V_fr(k

j-1)recalc - V_fr(k

j-1)realizat

C_op_e(k

j-1)) - componentă de corecție, unde: V_fr(k

j-1)recalc - venit recalculat permis în anul k

j-1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform prevederilor prezentei metodologii, cu luarea în considerare a numărului mediu de clienți reglementați realizat în anul k

j-1 și a ratei inflației realizate în anul k

j-1, conform Institutului Național de Statistică;

V_fr(k

j-1)realizat - venitul realizat în anul k

j-1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform realizărilor;

C_op_e(k

j-1) - cheltuielile operaționale excepționale realizate de către furnizor și generate de intrarea în vigoare a unor noi prevederi legale, ulterior stabilirii componentei CU_cl _op_fr(w) sau CU_cl _op_fr(k), cheltuieli care sunt în afara controlului managementului furnizorului.

(2) Pentru titularii noi de licență rezultați în urma unui proces de fuziune prin contopire se aplică următoarele dispoziții:

a) componenta CU_cl_op_fr(k) aferentă noii societăți se determină ca medie ponderată, cu numărul de clienți, a componentelor CU_cl_op_fr(k) aferente societăților implicate în procesul de fuziune prin contopire. Începând cu anul k

1 nivelul componentei CU_cl_op_fr(k) se va actualiza cu rata inflației la sfârșitul anului, conform estimării Comisiei Naționale de Strategie și Prognoză;

b) componenta CU_cl_cap_fr(k) se determină ca medie ponderată, cu numărul de clienți, a componentelor CU_cl_cap_fr(k) aferente societăților implicate în procesul de fuziune prin contopire;

c) componenta CLP_(k

j-1)realizat *RRR_fr se determină după cum urmează: (i) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul k

j și componenta unitară CLP*RRR_fr, calculată ca raport între suma componentelor CLP*RRR_fr aferente societăților implicate în procesul de fuziune și suma cantităților de gaze naturale estimate a fi furnizate în regim reglementat în anul k

j-1, luate în considerare la stabilirea veniturilor unitare aferente anului k

j-1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată de către societățile care fuzionează, dacă fuziunea începe să își producă efectele juridice în perioada 1 ianuarie - 30 iunie a anului k

j;

(ii) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul k

j și componenta unitară CLP_(k

j–1) realizat*RRR_fr, calculată ca raport între suma componentelor CLP_(k

j–1)realizat*RRR_fr aferente societăților implicate în procesul de fuziune și suma cantităților de gaze naturale furnizate în regim reglementat în anul k

j–1, dacă fuziunea începe să își producă efectele juridice în perioada 1 iulie-31 decembrie a anului k

j.

(3) Pentru titularii noi de licență constituiți în urma unui proces de divizare:

a) componenta CU_cl_op_fr(k) aferentă societăților divizate este considerată la nivelul componentei CU_cl_op_fr(k) aprobată pentru societatea din care aceștia s-au divizat. Începând cu anul k

1, nivelul componentei CU_cl_op_fr(k) se va actualiza cu rata inflației la sfârșitul anului, conform estimării Comisiei Naționale de Strategie și Prognoză;

b) componenta CU_cl_cap_fr(k) aferentă societăților divizate este considerată la nivelul componentei CU_cl_cap_fr(k), aprobată pentru societatea din care aceștia s-au divizat, corelată și cu activele transferate noilor titulari;

c) componenta CLP_(k

j–1)realizat*RRR_fr se determină după cum urmează: (i) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat de către noul titular de licență în anul k

j și componenta unitară CLP*RRR_fr, calculată ca raport între componenta CLP*RRR_fr și cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul k

j–1, aferente societății care s-a divizat și luate în considerare la stabilirea venitului unitar aferent anului k

j–1 pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată, dacă fuziunea începe să își producă efectele juridice în perioada 1 ianuarie-30 iunie a anului k

j;

(ii) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat de către noul titular de licență în anul k

j și componenta unitară CLP_(k

j–1)realizat*RRR_fr, calculată ca raport între componenta CLP_(k

j-1)realizat*RRR_fr și cantitatea de gaze naturale furnizată în regim reglementat în anul k

j–1, aferente societății care s-a divizat, dacă fuziunea începe să își producă efectele juridice în perioada 1 iulie-31 decembrie a anului k

j.

Secțiunea a 3-a – Costuri aferente activității de furnizare reglementată

Articolul 7

(1) La determinarea componentei de corecție, ANRE va analiza și, după caz, va lua în considerare cheltuielile operaționale suplimentare realizate în afara controlului managementului furnizorului, cheltuieli generate de intrarea în vigoare a unor noi prevederi legale ulterior stabilirii componentei CU_cl_op_fr(2017), respectiv componentelor CU_cl_op_fr(k-1) și C_op_e(k

j–1).

(2) În cazul în care componenta de corecție induce o modificare semnificativă a nivelului veniturilor permise, ANRE poate decide, de comun acord cu furnizorul, eșalonarea recuperării/cedării diferenței pe o perioadă mai mare de un an, dar care să nu depășească data încheierii perioadei de furnizare reglementată, în conformitate cu prevederile legislației primare în vigoare.

(3) Se consideră costuri prudente acele costuri care sunt demonstrate a fi necesare, oportune, eficiente și care reflectă condițiile pieței, astfel:

a) necesar - nevoia obiectivă a titularului licenței de furnizare de a realiza un cost în vederea asigurării continuității în furnizarea gazelor naturale;

b) oportun - amânarea costului ar fi de natură a produce prejudicii operatorului și/sau clientului;

c) eficient - realizarea costului ar fi de natură a aduce beneficii viitoare operatorului și clientului;

d) condițiile pieței - costul realizat de către operator este raportat la cele mai bune condiții ale pieței, existente la data realizării și în conformitate cu legislația română în materie.

(4) Costurile justificate generate de desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, astfel cum aceasta este definită la art. 4 alin. (1), sunt considerate următoarele cheltuieli, conform reglementărilor legale în vigoare:

a) cheltuielile cu materiile prime, materialele consumabile, combustibilul, materialele nestocate, inclusiv cele de natura obiectelor de inventar;

b) cheltuielile cu energia și apa;

c) cheltuielile cu întreținerea și reparațiile, conform prevederilor legale în vigoare;

d) cheltuielile cu reclama și publicitatea, conform obligației instituite de prevederile legale din sectorul gazelor naturale;

e) alte cheltuieli cu serviciile executate de terți;

f) cheltuielile poștale și taxe pentru comunicații, servicii bancare și asimilate;

g) cheltuielile cu primele de asigurare obligatorii, conform prevederilor legale în vigoare;

h) cheltuielile cu deplasările;

i) cheltuielile cu locațiile de gestiune și chiriile, efectuate într-o manieră prudentă; pentru aceste categorii de cheltuieli se va transmite lista documentelor (contracte, facturi, fișe de cont etc.);

j) cheltuielile cu personalul - salarii, prime și alte drepturi acordate conform prevederilor legale în vigoare;

k) cheltuielile ce nu pot fi controlate și asupra cărora conducerea titularului de licență nu poate acționa direct pentru creșterea eficienței activității desfășurate, denumite în continuare costuri preluate direct, reprezentând: (i) contribuții la asigurări sociale, fondul de șomaj și asigurări sociale de sănătate, aferente fondului de salarii;

(ii) taxe și impozite, stabilite conform legislației în vigoare.

l) costurile justificate și cheltuielile corespunzătoare sumelor neîncasate, aferente activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, reprezentând creanțele comerciale care nu au putut fi recuperate din cauze obiective (deces, hotărâre judecătorească definitivă);

m) cheltuielile cu amortizarea reglementată a imobilizărilor corporale și necorporale puse în funcțiune până la data de 31 decembrie a anului anterior și utilizate în activitatea de furnizare reglementată, pentru titularii de licență existenți;

n) cheltuielile cu amortizarea reglementată a imobilizărilor corporale și necorporale puse în funcțiune până la data stabilirii venitului și utilizate în activitatea de furnizare reglementată, pentru titularii nou-licențiați;

o) reducerile comerciale aferente costurilor justificate pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, astfel cum sunt prevăzute la lit. a)-g).

(5) Analiza costurilor justificate se realizează pe baza situațiilor puse la dispoziția ANRE de către titularii licenței de furnizare, privind costurile aferente anului k, respectiv w, pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale.

(6) ANRE are dreptul să solicite titularilor licenței de furnizare informații suplimentare, inclusiv detalierea și justificarea oricăror elemente din situațiile prezentate.

(7) Costurile înaintate de către titularii de licență în vederea recunoașterii în veniturile unitare nu vor include categoriile care nu sunt considerate aferente activității de furnizare reglementată, respectiv:

a) amenzile, penalitățile și majorările de întârziere pentru neplata la termen a obligațiilor către bugetul de stat, bugetul asigurărilor sociale, fondurile speciale, bugetele locale și alte cheltuieli asociate celor deja enumerate;

b) penalitățile, majorările și/sau daunele-interese de întârziere pentru nerambursarea în termen a împrumuturilor și alte cheltuieli asociate celor deja enumerate;

c) cheltuielile cu despăgubiri, penalități sau altele asemenea, care rezultă din standardul de performanță, și alte cheltuieli asociate celor deja enumerate;

d) penalitățile, majorările de întârziere la plată și/sau daunele-interese pentru nerespectarea clauzelor contractuale;

e) cheltuielile cu sponsorizări, donațiile și subvențiile acordate;

f) valoarea neamortizată a imobilizărilor corporale și necorporale, casate sau cedate terților ori către activitățile nereglementate ale titularului licenței de furnizare;

g) provizioanele de orice natură;

h) cheltuielile de natura imobilizărilor corporale și necorporale care nu sunt finanțate din surse proprii;

i) cheltuielile aferente plăților compensatorii acordate salariaților cu ocazia încetării contractului individual de muncă sau a raportului de serviciu, fără a avea la bază un program de restructurare și de reorganizare a societății aprobat de conducerea titularului de licență, cu excepția situației când salariații se pensionează;

j) cheltuielile reprezentând salarii, indemnizații, sume compensatorii acordate, în condițiile legii, cu ocazia încetării contractului de muncă, raportului de serviciu sau mandatului, angajaților cu funcții de conducere și persoanelor care sunt numite în calitate de membri în consilii de administrație și în consilii de conducere, cu excepția salariilor sau sumelor compensatorii acordate angajaților cu funcții de conducere, cu ocazia pensionării, în conformitate cu prevederile contractului colectiv de muncă și când există un program de restructurare aprobat;

k) cheltuielile aferente materialelor recuperate și refolosibile;

l) cheltuielile din fonduri și împrumuturi nerambursabile, din ajutoare primite de la stat sau de la altă entitate, din plusuri de inventar, precum și alte asemenea cheltuieli din alte surse nerambursabile;

m) cheltuielile realizate din sumele datorate statului român, persoanelor fizice și/sau juridice sub formă de dividende la care aceștia au renunțat;

n) orice cheltuieli de judecată și alte cheltuieli asociate;

o) cheltuielile privind activele casate sau cedate și alte operațiuni de capital;

p) sumele neîncasate de către titularul de licență, trecute pe cheltuieli de exploatare, reprezentând pierderi din creanțe și debitori diverși, scoase din evidența patrimonială, cu excepția celor prevăzute la alin. (4) lit. l);

q) valoarea, respectiv o parte a acesteia, aferentă imobilizărilor corporale/necorporale pentru care societatea încasează chirie;

r) avansurile, imobilizările corporale și necorporale în curs;

s) imobilizările financiare;

t) comisioanele din contractele de achiziție a gazelor naturale din producția internă;

u) comisioanele și dobânzile aferente creditelor destinate investițiilor realizate pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată;

v) costurile suplimentare generate de achiziționarea de gaze naturale prin orice casă de clearing;

w) cheltuielile cu reclama și publicitatea, altele decât cele de la alin. (4) lit. d);

x) cheltuieli cu consultanța, cu excepția celor aferente activității de furnizare reglementată.

(8) ANRE are dreptul să refuze titularilor de licență recunoașterea unor costuri sau părți din acestea, altele decât cele menționate anterior, pentru care nu s-a justificat faptul că au fost generate de desfășurarea activității de furnizare reglementată și realizate într-o manieră prudentă, conform prevederilor alin. (3).

Secțiunea a 4-a – Venitul unitar aferent unui an de reglementare, începând cu anul 2019

Articolul 8

(1) Venitul unitar aferent unui an de reglementare, permis pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată, se determină, pentru fiecare titular al licenței de furnizare a gazelor naturale, prin împărțirea venitului aferent desfășurării activității de furnizare reglementată în anul respectiv la cantitatea totală estimată a fi furnizată în regim reglementat în același an, după următoarea formulă generală de calcul:

a) pentru titularii de licență de furnizare existenți la momentul intrării în vigoare a prezentei metodologii: VU_fr(n)permis = V_fr(n)permis/Q_fr(n) [lei/MWh]

b) pentru titularii noi de licență de furnizare, după intrarea în vigoare a prezentei metodologii: VU_fr(k)permis = V_fr(k)permis/Q_fr(k) [lei/MWh],

unde: n ≥ 2019, k ≥ 2019

VU_fr(n)permis, VU_fr(k)permis - venitul unitar permis în anul de reglementare n, respectiv k, pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale;

V_fr(n)permis, V_fr(k)permis - venitul permis în anul de reglementare n, respectiv k, pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale;

Q_fr(n), Q_fr(k) - cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul de reglementare n, respectiv k.

(2) Cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat se fundamentează de către furnizorul licențiat. Prognoza privind cantitățile estimate și fundamentarea acesteia se înaintează ANRE odată cu înaintarea documentelor privind stabilirea venitului unitar pentru fiecare an de reglementare. Considerentele care stau la baza fundamentării și metodele de previzionare utilizate sunt prezentate ANRE odată cu prognozele.

(3) ANRE are dreptul să ceară motivat sau să propună revizuirea prognozelor înaintate.

Articolul 9

ANRE are dreptul să solicite titularilor licenței de furnizare informații suplimentare, inclusiv detalierea și justificarea oricăror elemente din situațiile prezentate.

Capitolul III

Secțiunea 1 – Procedura de stabilire a 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 2019

Articolul 10

Venitul unitar permis pentru un an de reglementare se aprobă prin ordin al președintelui ANRE, pentru fiecare titular de licență care desfășoară activitatea de furnizare reglementată.

Articolul 11

(1) Titularii de licență care desfășoară activitatea de furnizare reglementată înaintează ANRE documentația privind stabilirea venitului unitar aferent anului de reglementare, până cel târziu la data de 1 aprilie a fiecărui an, începând cu anul 2019.

(2) Titularii nou-licențiați înaintează ANRE documentația privind stabilirea venitului aferent anului de reglementare în care încep să desfășoare activitatea de furnizare reglementată odată cu depunerea documentelor necesare obținerii licențelor de furnizare.

(3) În situația în care documentația înaintată este incompletă, ANRE va solicita completarea acesteia în termen de 5 zile lucrătoare de la data depunerii, titularii de licență având obligația de a răspunde în termen de 5 zile lucrătoare de la data primirii solicitării. În perioada de analiză și de calcul, în scopul corectării, clarificării sau justificării documentelor înaintate, ANRE are dreptul de a solicita orice informații și documente, iar titularii de licență au obligația de a răspunde în termen de maximum 5 zile lucrătoare. Aspectele pentru care s-au solicitat informații și documente nu vor fi luate în considerare în cazul în care furnizorii nu răspund solicitărilor ANRE.

Articolul 12

Documentația privind stabilirea venitului unitar aferent unui an de reglementare se referă în principal la:

a) informații despre: (i) numărul de clienți și cantitățile de gaze naturale furnizate în regim reglementat în anul anterior, cu excepția titularilor nou-licențiați;

(ii) cantitățile estimate a fi furnizate în regim reglementat în anul de reglementare;

(iii) structura de clienți, cu prezentarea caracteristicilor specifice fiecărei categorii (consum anual, număr de clienți etc.) pentru anul de reglementare;

b) propunerea titularului de licență privind venitul unitar aferent activității de furnizare.

Articolul 13

(1) Pe baza documentației și a propunerilor înaintate, respectiv în urma analizei efectuate, compartimentul de specialitate din cadrul ANRE elaborează un raport cuprinzând propunerile pentru stabilirea venitului unitar aferent anului de reglementare și/sau un raport cuprinzând propunerile pentru stabilirea elementelor DeltaCUG_fr și E_(SNT), după caz.

(2) Raportul/Rapoartele prevăzute la alin. (1) se comunică furnizorului în vederea formulării unui punct de vedere.

Articolul 14

Compartimentul de specialitate înaintează Comitetului de reglementare următoarele documente: 1.

referatul de aprobare privind propunerile pentru stabilirea prețurilor reglementate, însoțit, după caz, de următoarele anexe:

a) raportul cuprinzând propunerile pentru stabilirea venitului unitar pentru anul de reglementare;

b) raportul cuprinzând propunerile pentru stabilirea elementelor DeltaCUG_fr și E_(SNT);

c) documentul de evaluare a sumei fixe unitare pentru acoperirea costurilor estimate pentru achiziția gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente, destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată CUG_fr;

2. punctele de vedere referitoare la rapoartele menționate la art. 13, exprimate de către titularul licenței de furnizare.

Articolul 15

(1) Pe baza aprobării de către Comitetul de reglementare a referatului prevăzut la art. 14, în forma propusă sau cu modificările și/sau completările aprobate în cadrul ședinței, președintele ANRE emite ordinul privind:

a) venitul unitar pentru anul de reglementare și/sau

b) aprobarea prețurilor reglementate.

(2) Ordinul președintelui ANRE, prevăzut la alin. (1), se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I.

(3) Anexele la referatul aprobat de către Comitetul de reglementare, prevăzut la alin. (1), se comunică furnizorului licențiat în termen de 5 zile lucrătoare de la data ședinței Comitetului de reglementare.

Articolul 16

În situația în care ordinul prevăzut la art. 15 alin. (1) nu a fost aprobat, în termen de 5 zile lucrătoare de la data ședinței Comitetului de reglementare în care a fost dezbătut și pe baza informațiilor puse la dispoziție de către secretariatul acestuia, compartimentul de specialitate are obligația de a comunica furnizorului licențiat hotărârea Comitetului de reglementare referitoare la respingerea/ amânarea ordinului, însoțită de motivarea acesteia.

Secțiunea a 2-a – Dispoziții comune

Articolul 17

(1) În cazul fuziunii/divizării unui furnizor licențiat, în situația în care nu se poate stabili și aproba un nou venit unitar aferent activității de furnizare reglementată, din lipsa datelor și informațiilor necesare fundamentării, veniturile și prețurile reglementate se stabilesc după cum urmează:

a) în situația divizării unui furnizor licențiat, din care rezultă unul sau mai mulți titulari de licență noi, până la aprobarea unui venit unitar permis noului titular de licență de furnizare, ca societate beneficiară a divizării, prețul reglementat se stabilește prin includerea elementelor componente ale prețurilor în vigoare, după cum urmează: (i) suma fixă unitară aprobată;

(ii) tarifele de distribuție aprobate;

(iii) cea mai mică valoare a veniturilor unitare aprobate furnizorilor de pe piața de gaze naturale pentru același an, conform prevederilor prezentei metodologii, pentru desfășurarea activității reglementate;

(iv) valoarea componentei E_(SNT), calculată pe baza informațiilor disponibile aferente societăților implicate în procesul de divizare;

(v) valoarea componentei delta CUG, calculată pe baza informațiilor disponibile aferente societăților implicate în procesul de divizare.

b) în situația fuziunii prin absorbție cu un alt furnizor licențiat, până la aprobarea noului venit unitar permis societății absorbante, prețul reglementat se stabilește prin includerea elementelor componente ale prețurilor în vigoare, după cum urmează: (i) suma fixă unitară aprobată;

(ii) tarifele de distribuție aprobate;

(iii) cea mai mică valoare dintre veniturile unitare aferente activității de furnizare reglementată aprobate societăților care fuzionează;

(iv) cea mai mică valoare dintre componentele de neutralitate E_(SNT) aferente activității de furnizare reglementată aprobate societăților care fuzionează;

(v) valoarea componentei delta CUG, calculată pe baza informațiilor disponibile aferente societăților implicate în procesul de fuziune prin absorbție;

c) în situația fuziunii cu un alt furnizor licențiat, din care rezultă un nou titular de licență, până la aprobarea venitului unitar permis societății nou-licențiate, prețul reglementat se stabilește prin includerea elementelor componente ale prețurilor în vigoare, după cum urmează: (i) suma fixă unitară aprobată;

(ii) tarifele de distribuție aprobate;

(iii) cea mai mică valoare dintre veniturile unitare aferente activității de furnizare reglementată aprobate societăților care fuzionează;

(iv) cea mai mică valoare dintre componentele de neutralitate E_(SNT) aferente activității de furnizare reglementată aprobate societăților care fuzionează;

(v) valoarea componentei delta CUG, calculată pe baza informațiilor disponibile aferente societăților implicate în procesul de fuziune.

(2) În cazul unui furnizor nou licențiat, altul decât cei prevăzuți la alin. (1), în situația în care nu se poate stabili și aproba venitul unitar aferent activității de furnizare reglementată din lipsa datelor și informațiilor necesare fundamentării, până la aprobarea venitului unitar permis societății, prețul reglementat se stabilește prin includerea elementelor componente ale prețurilor, după cum urmează:

a) suma fixă unitară aprobată;

b) tarifele de distribuție aprobate;

c) cea mai mică valoare a veniturilor unitare aprobate furnizorilor de pe piața de gaze naturale pentru același an, conform prevederilor prezentei metodologii, pentru desfășurarea activității reglementate.

(3) Pentru furnizorii care transmit datele conform prezentei metodologii, dar care nu răspund solicitărilor ANRE privind corectarea, clarificarea, completarea sau justificarea documentelor înaintate în termenele prevăzute prin prezenta metodologie, sau răspund eronat ori incomplet, stabilirea și aprobarea veniturilor unitare se vor realiza în termen de 60 de zile de la primirea tuturor documentelor solicitate.

(4) Pentru furnizorii care nu transmit datele conform prezentei metodologii, ANRE are dreptul de a modifica veniturile aprobate, precum și prețurile reglementate, cu anunțarea prealabilă a furnizorului licențiat.

Articolul 18

(1) Operatorii piețelor de gaze naturale și operatorul de transport și de sistem vor raporta lunar către ANRE informațiile în formatul machetelor publicate pe pagina de web a ANRE.

(2) ANRE actualizează prețurile reglementate în situația modificării, conform prevederilor prezentei metodologii, a oricărui element component al structurii prețului reglementat, astfel cum aceasta este prevăzută la art. 21.

(3) ANRE poate modifica veniturile aprobate, precum și prețurile reglementate, cu anunțarea prealabilă a furnizorului licențiat și pe baza prevederilor prezentei metodologii, dacă se constată că:

a) stabilirea acestora s-a efectuat pe baza unor informații eronate sau false, furnizate de către furnizorul licențiat;

b) există erori de calcul semnificative în stabilirea prețurilor reglementate și a veniturilor unitare aferente activității de furnizare reglementată.

Articolul 19

Modificarea veniturilor aprobate, precum și a prețurilor reglementate, conform art. 18 alin. (3), implică, în primul rând, măsuri pentru corectarea efectelor veniturilor și prețurilor stabilite, respectiv corectarea informațiilor eronate sau false, recalcularea și aprobarea noilor venituri și prețuri reglementate ce vor fi aplicate de către titularul de licență în cauză.

Capitolul IV

Secțiunea 1 – Prețuri reglementate

Articolul 20

(1) Prețurile reglementate reprezintă prețurile la care se realizează furnizarea reglementată pentru o cantitate de gaze naturale cu un conținut energetic echivalent cu 1 MWh, gaze naturale aflate în condiții standard de presiune, temperatură și calitate, prevăzute în regulamentul de măsurare a cantităților de gaze naturale tranzacționate în România, aprobat de către ANRE.

(2) Prețurile reglementate se stabilesc diferențiat pentru fiecare titular al licenței de furnizare, pentru întreaga arie de distribuție deservită în calitate de operator licențiat al sistemului de distribuție ori pentru zonele delimitate unde întreprinderea afiliată deține licență de distribuție a gazelor naturale, în funcție de realizarea procesului de separare legală a activităților reglementate, pentru fiecare categorie de clienți, în raport cu consumul anual și cu tipul sistemelor prin care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale, după caz, respectiv până la ieșirea din reglementat.

(3) Categoriile de clienți pentru care se stabilesc prețuri reglementate se actualizează în corelare cu reglementările din sectorul gazelor naturale, elaborate ulterior, conform prevederilor legislației în vigoare.

(4) Prețurile reglementate acoperă atât costurile aferente achiziționării și comercializării gazelor naturale ca marfă în sine, costurile aferente desfășurării activității de furnizare reglementată, cât și toate costurile aferente serviciilor de transport, înmagazinare și distribuție, precum și costurile aferente dezechilibrelor generate de clienții care beneficiază de furnizarea reglementată a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare.

(5) Prețurile reglementate nu includ accize și T.V.A.

Articolul 21

Prețurile reglementate au următoarea structură:

a) pentru clienții finali conectați direct la sistemul de transport: P_(n) = CUG_fr

VU_fr(n)permis

E_SNT(n)

ΔCUG_fr,

unde: P_(n)x - prețul reglementat în anul n, pentru clienții conectați direct la sistemul de transport;

b) pentru clienții finali conectați în sistemul de distribuție: P_(n)x = CUG_fr

VU_fr(n)permis

Td_(n)x

E_SNT(n)

ΔCUG_fr,

unde: P_(n)x - prețul reglementat în anul n, pentru categoria „x“ de clienți pentru care se stabilesc diferențiat tarife de distribuție;

CUG_fr - suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor pentru o perioadă maximă de 12 luni, costuri estimate pentru achiziția gazelor naturale, inclusiv serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozitele subterane și serviciile de transport al acestora, gaze destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată;

VU_fr(n)permis - venitul unitar permis în anul n de reglementare pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale;

Td_(n)x - tariful de distribuție aplicat în anul n pentru categoria „x“ de clienți;

E_SNT(n) - componenta de neutralitate a activității de echilibrare desfășurată de către operatorul de transport și de sistem (OTS), reprezentând suma unitară rezultată din alocarea, în anul (n), a cheltuielilor/veniturilor aferente acțiunilor de echilibrare efectuate de către OTS pentru clienții casnici reglementați ai furnizorului; cheltuielile/veniturile aferente acțiunilor de echilibrare provin din perioada anterioară momentului determinării componentei E_SNT(n); ΔCUG_fr - componenta unitară de corecție pentru diferența dintre suma fixă unitară estimată de către ANRE pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale, inclusiv serviciile reglementate aferente, gaze destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată în anul n–1, și costurile unitare efectiv realizate și recunoscute de către ANRE operatorului care realizează furnizarea reglementată pentru anul respectiv; componenta ΔCUG_fr poate fi recalculată pe o perioadă de timp în cursul anului n, prin adăugarea diferențelor aferente fiecărui trimestru al anului respectiv.

Articolul 22

Componenta de neutralitate E_SNT(n) se determină după facturarea de către OTS a tarifelor de neutralitate, stabilite în conformitate cu reglementările aprobate de ANRE și aplicate/transferate utilizatorilor de rețea (UR), conform următoarei formule de calcul:

E_SNT(n) = (T_nj*Q_fr/Q_fz)/(Q_fr est),

unde: T_nj - tariful de neutralitate aferent perioadei de decontare, stabilit în conformitate cu reglementările aprobate de către ANRE și facturat de către OTS pentru un UR, exprimat în lei;

Q_fr - cantitatea de gaze naturale furnizată în regim reglementat în perioada de decontare, exprimată în MWh;

Q_fz - cantitatea totală de gaze naturale furnizată în perioada de decontare, exprimată în MWh;

Q_fr est - cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat în perioada pentru care se face recuperarea, exprimată în MWh.

Articolul 23

(1) Componenta ΔCUG_fr se determină prin analiza costurilor efectiv realizate cu achiziția gazelor naturale, în condițiile prevăzute la art. 4 alin. (1) lit. a) și b).

(2) Componenta ΔCUG_fr aferentă anului 2018 se determină prin analiza costurilor efectiv realizate cu achiziția gazelor naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare la data realizării costurilor.

(3) Componenta E_fr reprezentând diferența dintre prețul plătit pentru gazele naturale necesare echilibrării zilnice și prețul recunoscut de ANRE, inclusă în formula prețului reglementat până la data intrării în vigoare a prezentei metodologii, va fi integrată în componenta ΔCUG_fr.

Articolul 24

În urma analizei costurilor de achiziție a gazelor naturale realizate de către furnizorii care asigură consumul clienților finali din piața reglementată, ANRE recunoaște:

a) costuri pentru gazele naturale achiziționate de către titularul de licență din surse curente, conform prevederilor art. 25;

b) costuri aferente dezechilibrelor, conform prevederilor art. 26;

c) costuri pentru gazele naturale extrase din depozitele de înmagazinare subterană, necesare acoperirii consumului clienților reglementați, conform prevederilor art. 27;

d) costuri de transport realizate de către furnizorii care asigură și consumul clienților finali din piața reglementată, conform prevederilor art. 28.

Articolul 25

(1) Costurile pentru gazele naturale achiziționate de către titularul de licență din surse curente se recunosc luând în considerare prețurile de achiziție a gazelor naturale, după cum urmează:

a) pentru gazele naturale achiziționate prin tranzacții angro pe piața organizată, destinate acoperirii consumului curent/înmagazinării pentru întregul portofoliu de clienți, este recunoscut prețul mediu ponderat realizat de către titularul de licență pentru toate cantitățile achiziționate, cu livrare în luna analizată;

b) pentru gazele naturale achiziționate prin contracte bilaterale, destinate acoperirii consumului curent/înmagazinării pentru întregul portofoliu de clienți, este recunoscut cel mai mic preț dintre: (i) prețul mediu ponderat realizat de către titularul de licență pentru toate cantitățile achiziționate, cu livrare în luna analizată, prin contracte bilaterale, inclusiv costul de transport de rezervare de capacitate de intrare în Sistemul Național de Transport (SNT), conform documentelor justificative transmise; și

(ii) prețul mediu calculat ca medie ponderată a prețurilor produselor standard din contractele cu termen mai mic sau egal cu o lună, prețuri aferente cantităților livrate în luna analizată și realizate de către toți titularii de licență care au în portofoliu și clienți reglementați;

c) pentru gazele naturale achiziționate prin tranzacții pe piața de echilibrare, în scopul echilibrării între furnizori, este recunoscut prețul mediu ponderat realizat de către titularul de licență pentru toate cantitățile achiziționate, cu livrare în luna analizată.

(2) Prețul mediu ponderat lunar se calculează luând în considerare și achizițiile de gaze naturale ale operatorilor economici afiliați titularului de licență, deținători de licență de furnizare a gazelor naturale.

(3) Dispozițiile alin. (1) nu se aplică contractelor cu livrări directe (spre exemplu: prin conductele din amonte, prin conducte dedicate etc.), dacă din punct de vedere tehnic nu există posibilitatea de achiziție a gazelor naturale din altă sursă, situație în care se recunoaște prețul aferent tranzacțiilor respective.

Articolul 26

Costurile aferente dezechilibrelor se recunosc luând în considerare valoarea minimă dintre:

a) prețul mediu ponderat al dezechilibrelor lunare solicitate de către furnizor, din factura emisă de către operatorul de transport și de sistem;

b) prețul mediu ponderat al produselor standard pe termen scurt.

Articolul 27

Costurile pentru gazele naturale extrase din depozitele de înmagazinare subterană, necesare acoperirii consumului clienților reglementați, se recunosc luând în considerare nivelul celui mai mic preț dintre: 1.

prețul mediu unitar realizat de către titularul de licență, care poate conține, după caz, următoarele elemente:

a) costul achiziției gazelor naturale;

b) costul serviciilor de înmagazinare (injecție, extracție, rezervare de capacitate);

c) costul serviciilor de rezervare de capacitate pentru intrarea în SNT din interconectarea cu alte sisteme de transport al gazelor naturale, pentru cantitatea de gaze naturale destinată înmagazinării, în situația în care acestea nu sunt deja incluse în costul de achiziție al gazelor naturale;

d) costul serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieșirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană;

e) costul serviciilor de rezervare de capacitate pentru intrarea în SNT dinspre depozitele de înmagazinare subterană;

f) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantitățile de gaze naturale transportate prin SNT către depozitele de înmagazinare subterană;

g) costurile de finanțare, acordate pentru o perioadă de 6 luni, la nivelul ratei dobânzii practicate de instituțiile de credit pentru credite noi în lei acordate societăților nefinanciare pentru credite cu valoarea până la un milion echivalent euro inclusiv, cu rata dobânzii variabilă sau cu perioada inițială fixă a ratei dobânzii mai mică sau egală cu un an, publicată de Banca Națională a României (BNR), aferentă lunii martie, aplicate prețului de achiziție a gazelor, tarifelor de injecție în depozite și rezervării de capacitate de înmagazinare, tarifului componentei volumetrice pentru cantități de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană și costului serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieșirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană.

2. prețul mediu unitar al gazelor naturale extrase din depozitele subterane, înmagazinate în perioada de injecție aferentă constituirii stocului minim al anului curent, preț format din:

a) prețul mediu de achiziție, calculat ca medie ponderată a cantităților înmagazinate, cu prețurile medii recunoscute la art. 25 alin. (1);

b) costul mediu aferent prestării serviciilor de înmagazinare subterană, calculat pe baza tarifelor aprobate de către ANRE doar pentru ciclul de înmagazinare al anului curent;

c) costul unitar de transport aferent gazelor naturale înmagazinate în depozitele de înmagazinare subterană, calculate pe baza tarifelor de transport în vigoare la momentul efectuării activității de injecție, respectiv: (i) tariful anual de rezervare de capacitate pentru ieșirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană;

(ii) tarif anual de rezervare de capacitate pentru intrarea în SNT dinspre depozitele de înmagazinare subterană;

(iii) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantitățile de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană;

d) costurile de finanțare, acordate pentru o perioadă de 6 luni, la nivelul ratei dobânzii practicate de instituțiile de credit pentru credite noi în lei acordate societăților nefinanciare pentru credite cu valoarea până la un milion echivalent euro inclusiv, cu rata dobânzii variabilă sau cu perioada inițială fixă a ratei dobânzii mai mică sau egală cu un an, publicată de BNR, aferentă lunii martie, aplicate prețului de achiziție a gazelor, tarifelor de injecție în depozite și rezervării de capacitate de înmagazinare, tarifului componentei volumetrice pentru cantitățile de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană și costului serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieșirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană.

Articolul 28 — Costurile de transport realizate lunar de către furnizorii care asigură și consumul clienților finali din piața

reglementată se recunosc luând în considerare nivelul costului mediu unitar pentru serviciile de transport, calculat pe baza tarifelor aprobate de către ANRE, astfel:

a) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantitățile de gaze naturale transportate prin SNT către sistemele de distribuție;

b) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantitățile de gaze naturale transportate prin SNT către consumatorii direcți și către conductele de alimentare din amonte;

c) costul serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieșirea din SNT, spre consumatorii direcți, sistemele de distribuție și conductele de alimentare din amonte;

d) costul aferent depășirilor de capacitate lunare, recunoscut la nivelul solicitat de furnizor.

Articolul 29

(1) În situația în care un operator de distribuție este desemnat de către ANRE să preia operarea sistemului de distribuție dintr-o anumită zonă delimitată - unitate administrativ-teritorială de la un operator de distribuție a gazelor naturale, furnizarea reglementată a gazelor naturale pentru clienții reglementați din zona preluată va fi realizată de către operatorul de distribuție desemnat sau de către furnizorul său afiliat, în cazul în care acest operator a realizat separarea legală a activităților de distribuție și furnizare a gazelor naturale.

(2) Prețurile reglementate practicate de către titularul de licență pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată a gazelor naturale vor fi cele în vigoare, aprobate de către ANRE pentru operatorul economic desemnat sau pentru furnizorul său afiliat, în cazul în care acest operator a realizat separarea legală a activităților de distribuție și furnizare a gazelor naturale, până la aprobarea de către ANRE a tarifului de distribuție pentru operarea sistemului de distribuție preluat.

(3) Prețurile reglementate pentru clienții conectați în sistemul de distribuție preluat au următoarea structură: unde: Td_p(n)x - tariful de distribuție pentru operarea unui sistem de distribuție preluat aplicat în anul (n), pentru categoria „x“ de clienți.

Secțiunea a 2-a – Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziție a gazelor naturale destinate clienților casnici

Articolul 30

(1) Suma fixă unitară - CUG_fr pentru acoperirea costurilor de achiziție a gazelor naturale destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, inclusiv serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozitele subterane și serviciile de transport al acestora, se determină de către ANRE anual, pentru perioada pentru care se aplică venitului unitar sau pentru o altă perioadă, în concordanță cu prevederile legale în vigoare.

(2) Pentru perioada aprilie-iunie 2019 se va menține nivelul sumei fixe unitare valabil la data de 31 martie 2019.

Articolul 31

(1) Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale CUG_fr se estimează având în vedere:

a) estimarea privind cererea clienților casnici, aferentă activității de furnizare reglementată, pe baza nivelului realizat al perioadei/perioadelor similare anterioare, având în vedere raportările operatorilor licențiați;

b) nivelul stocului minim obligatoriu corespunzător clienților casnici;

c) estimarea privind programul de extracție a gazelor naturale din depozitele de înmagazinare, având în vedere structura lunară a extracției, aferentă perioadei/perioadelor similare anterioare, coroborat cu prevederile de la lit. b);

d) estimarea privind prețul de achiziție a gazelor naturale, după cum urmează: (i) în situația contractării a mai puțin de 35% din cantitatea necesară acoperirii consumului clienților casnici reglementați, prin tranzacții angro de gaze naturale încheiate pe piața organizată, prin contracte cu termen mai mare de o lună, încheiate până la data de 1 mai a anului curent, este recunoscut cel mai mic preț dintre: I.

prețul mediu ponderat luat în considerare la CUG_fr în vigoare;

II. prețul mediu ponderat al produselor de pe piața organizată, din contractele cu termen mai mare de o lună, încheiate pentru perioada pentru care se stabilește CUG_fr, corectat cu un indice de multiplicare anual pentru acoperirea eventualelor dezechilibre, indice calculat conform prevederilor art. 32;

(ii) în situația contractării a cel puțin de 35% din cantitatea necesară acoperirii consumului clienților casnici reglementați, prin tranzacții angro de gaze naturale încheiate pe piața organizată, prin contracte cu termen mai mare de o lună, încheiate până la data de 1 mai a anului curent, este recunoscut prețul mediu ponderat al produselor de pe piața organizată, din contractele cu termen mai mare de o lună, încheiate pentru perioada pentru care se stabilește CUG_fr, corectat cu un indice de multiplicare anual pentru acoperirea eventualelor dezechilibre, indice calculat conform prevederilor art. 32;

(iii) prin derogare de la dispozițiile pct. (i) și (ii), pentru estimarea CUG_fr aferentă perioadei 1 iulie 2019-30 iunie 2020, este recunoscut prețul mediu ponderat al produselor de pe piața organizată, din contractele cu termen mai mare de o lună, încheiate pentru perioada pentru care se stabilește CUG_fr, corectat cu un indice de multiplicare anual pentru acoperirea eventualelor dezechilibre, indice calculat conform prevederilor art. 32;

e) estimarea costului unitar de valorificare a gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare, conform prevederilor art. 33;

f) estimarea privind evoluția costului mediu unitar pentru serviciile de transport, pe baza tarifelor aprobate de ANRE, conform prevederilor art. 34.

(2) Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale nu include accize, acestea fiind calculate și înscrise distinct pe factura fiscală, în conformitate cu prevederile legale.

(3) Formula generală de calcul al sumei fixe unitare pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată este următoarea: CUG_fr = (%Q_crt)* P_piata_o

(1-%Q_crt)*P_dep

CU_t,

unde: CUG_fr - suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale; %Q_crt - ponderea cantității de gaze naturale din surse curente în total cerere clienți casnici, aferentă activității de furnizare reglementată;

P_piata_o - prețul mediu ponderat al produselor de pe piața organizată, stabilit la alin. (1) lit. d);

P_dep - costul unitar de valorificare a gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare, stabilit la alin. (1) lit. e);

CU_t - costul mediu unitar pentru serviciile de transport, stabilit la alin. (1) lit. f).

Articolul 32

Indicele de multiplicare anual, prevăzut la art. 31 alin. (1) lit. d), se determină pe baza informațiilor perioadei/perioadelor similare anterioare, având în vedere raportările operatorilor licențiați, conform următoarei formule: i = (PMP_a/PMP_b) – 1, unde: PMP_a - prețul mediu ponderat, calculat după formula:

PMPa =(Po*Qo

Pb*Qb

Pe*Qe

Tdd*Qdd – Tde*Qde)/(Qo

Qb

Qe

Qdd – Qde), unde: Po*Qo - cantitatea tranzacționată pe piața organizată, înmulțită cu prețurile aferente contractelor corespunzătoare;

Pb*Qb - cantitatea tranzacționată pe piața concurențială prin negociere directă, înmulțită cu cel mai mic preț dintre prețul mediu ponderat aferent contractelor bilaterale corespunzătoare și prețul mediu ponderat al produselor standard, cu livrare în luna analizată și realizate de către toți titularii de licență care au în portofoliu și clienți reglementați;

Pe*Qe - cantitatea tranzacționată pe piața de echilibrare, înmulțită cu prețurile corespunzătoare;

Tdd*Qdd - cantitatea zilnică de dezechilibru, cu titlu de „deficit“, înmulțită cu tariful mediu de dezechilibru zilnic, cu titlu de „deficit“, calculat conform prevederilor Codului rețelei;

Tde*Qde - cantitatea zilnică de dezechilibru, cu titlu de „excedent“, înmulțită cu tariful mediu de dezechilibru zilnic, cu titlu de „excedent“, calculat conform prevederilor Codului rețelei;

PMP_b - prețul mediu ponderat, calculat după formula:

PMP_b = (Po*Qo

Pb*Qb)/(Qo

Qb)

Articolul 33

Costul unitar de valorificare a gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare se estimează luând în considerare următoarele: 1.

estimarea prețului de achiziție a gazelor naturale ca marfă, la nivelul celui prevăzut la art. 31 alin. (1) lit. d), înainte de corecția cu indicele de multiplicare;

2. estimarea costului mediu aferent prestării serviciilor de înmagazinare subterană, pe baza tarifelor aprobate de ANRE pentru ciclul de înmagazinare corespunzător, cost ponderat cu capacitatea tehnică declarată a depozitelor;

3. estimarea costului unitar de transport aferent gazelor naturale înmagazinate în depozitele subterane, respectiv:

a) tariful anual de rezervare de capacitate pentru ieșirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană, conform tarifelor aprobate de ANRE pentru anul gazier corespunzător;

b) tariful anual de rezervare de capacitate pentru intrarea în SNT dinspre depozitele de înmagazinare subterană, conform tarifelor aprobate de ANRE pentru anul gazier corespunzător;

c) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantitățile de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană.

Rezervarea de capacitate la ieșirea/intrarea din/în SNT către/dinspre depozitele subterane se va estima la nivelul stocului minim obligatoriu, pentru perioada de injecție aferentă constituirii stocului minim obligatoriu;

4. costurile de finanțare, acordate pentru o perioadă de 6 luni, la nivelul ratei dobânzii practicate de instituțiile de credit pentru credite noi în lei acordate societăților nefinanciare pentru credite cu valoarea până la un milion echivalent euro inclusiv, cu rata dobânzii variabilă sau cu perioada inițială fixă a ratei dobânzii mai mică sau egală cu un an, publicată de BNR aferentă lunii martie, aplicate prețului de achiziție a gazelor, tarifelor de injecție în depozite și rezervării de capacitate de înmagazinare, tarifului componentei volumetrice pentru cantitățile de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană și costului serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieșirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană.

Articolul 34 — Costul mediu unitar pentru serviciile de transport se estimează pe baza tarifelor aprobate de ANRE, luând în considerare cantitățile de gaze naturale destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, ce urmează a fi transportate. Estimarea se realizează conform următoarei formule: CU_t = (Q_iul-sep/Nz_iul-sep/24*Tr_an(m)*I_1

Q_oct-mar/Nz_oct-mar/24*Tr_an(m

1)*I_2

Q_apr-iun/Nz_apr-iun/24*Tr_an(m

1)*I_3

Tv_(m)*Q_iul-sep

Tv_(m

1)* Q_oct-iun)*1,04/Q_iul-iun, unde: Q - reprezintă estimarea trimestrială/semestrială privind cererea clienților casnici, aferentă activității de furnizare reglementată, pentru perioada iulie-iunie pentru care se estimează CUG_fr, pe baza nivelului realizat al perioadei/perioadelor similare anterioare, având în vedere raportările operatorilor licențiați;

Nz - numărul de zile corespunzător fiecărui trimestru/semestru;

Tr_an(m) – reprezintă tariful anual de rezervare capacitate pe grupul de puncte de ieșire pentru serviciile de transport al gazelor naturale din SNT, aferent anului gazier m;

Tr_an(m

1) - reprezintă tariful anual de rezervare capacitate pe grupul de puncte de ieșire pentru serviciile de transport al gazelor naturale din SNT, aferent anului gazier m

1;

Tv_(m) - reprezintă tariful volumetric pentru cantitatea de gaze naturale transportată către sistemele de distribuție, aferent anului gazier m;

Tv_(m

1) - reprezintă tariful volumetric pentru cantitatea de gaze naturale transportată către sistemele de distribuție, aferent anului gazier m

1;

I_1 - reprezintă indicele de corecție a tarifului de rezervare de capacitate pe grupul de puncte de ieșire pentru serviciile de transport al gazelor naturale din SNT, aferent anului gazier m, pentru perioada de vară, și se calculează după următoarea formulă: I_1 = [Tr_1*a_1

Tr_2*a_2

Tr_3*a_3

Tr_4*a_4]/Tr_1, unde: a_1, a_2, a_3, a_4 - reprezintă ponderea capacităților anuale/trimestriale/lunare/zilnice rezervate în perioada iulie-septembrie, în total capacitate rezervată pentru perioada/perioadele similare anterioare;

Tr_1, Tr_2, Tr_3, Tr_4 - reprezintă valoarea tarifelor de rezervare de capacitate anuale/trimestriale/lunare/zilnice, aferente anului gazier m;

I_2 - reprezintă indicele de corecție a tarifului de rezervare de capacitate pe grupul de puncte de ieșire pentru serviciile de transport al gazelor naturale din SNT, aferent anului gazier m

1, pentru perioada de iarnă, și se calculează după următoarea formulă: I_2 = [Tr_1*b_1

Tr_2*b_2

Tr_3*b_3

Tr_4*b_4]/Tr_1, unde: b_1, b_2, b_3, b_4 - reprezintă ponderea capacităților anuale/trimestriale/lunare/zilnice rezervate în perioada octombrie-martie, în total capacitate rezervată pentru perioada/perioadele similare anterioare;

Tr_1, Tr_2, Tr_3, Tr_4 - reprezintă valoarea tarifelor de rezervare de capacitate anuale/trimestriale/lunare/zilnice, aferente anului gazier m

1;

I_3 - reprezintă indicele de corecție a tarifului de rezervare de capacitate pe grupul de puncte de ieșire din SNT, aferent anului gazier m

1, pentru perioada de vară, și se calculează după următoarea formulă: I_3 = [Tr_1*c_1

Tr_2*c_2

Tr_3*c_3

Tr_4*c_4]/Tr_1, unde: c_1, c_2, c_3, c_4 - reprezintă ponderea capacităților anuale/trimestriale/lunare/zilnice rezervate în perioada aprilie-iunie, în total capacitate rezervată pentru perioada/perioadele similare anterioare;

Tr_1, Tr_2, Tr_3, Tr_4 - reprezintă valoarea tarifelor de rezervare de capacitate anuale/trimestriale/lunare/zilnice, aferente anului gazier m

1. Articolul 35

(1) Suma fixă unitară - CUG_fr stabilită pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale se estimează de către ANRE în cadrul perioadei pentru care s-a stabilit inițial, pentru intervalul de timp rămas până la terminarea perioadei respective, la solicitarea fundamentată a operatorilor licențiați care au în portofoliu și clienți reglementați, în situația îndeplinirii cumulative a următoarelor condiții:

a) prețul mediu ponderat de achiziție a gazelor naturale induce o variație pozitivă sau negativă de peste 5% față de valoarea estimată conform prevederilor art. 31 alin. (1) lit. d); prețul mediu ponderat de achiziție a gazelor naturale se determină conform principiului prevăzut la art. 31 alin. (1) lit. d) pentru intervalul de timp rămas până la terminarea perioadei respective;

b) cantitatea contractată/achiziționată, aferentă clienților reglementați, depășește 70% din necesarul de consum al clienților reglementați pentru intervalul de timp rămas; cantitatea contractată/achiziționată aferentă clienților reglementați se determină ca sumă a: (i) cantității rezultate din aplicarea la cantitatea de gaze naturale contractată necesară acoperirii consumului pentru intervalul de timp rămas până la terminarea perioadei respective a ponderii consumului clienților reglementați în totalul de consum al operatorilor licențiați care au în portofoliu și clienți reglementați, din perioada anterioară similară celei pentru care se determină suma fixă unitară, conform informațiilor transmise ANRE de către operatorii licențiați;

(ii) cantității rezultate din aplicarea la cantitatea de gaze naturale înmagazinată de către operatorii licențiați care au în portofoliu și clienți reglementați, pe baza datelor disponibile până la data analizei, a ponderii obligației de stoc minim aferente clienților casnici în totalul obligației de stoc minim a operatorilor licențiați care au în portofoliu și clienți reglementați sau, în absența obligației de stoc minim, a ponderii consumului clienților reglementați în totalul de consum al operatorilor licențiați care au în portofoliu și clienți reglementați, din perioada anterioară similară celei pentru care se determină suma fixă unitară, conform informațiilor transmise ANRE de către operatorii licențiați;

c) suma fixă unitară, determinată de către ANRE conform prevederilor alin. (2), induce o variație pozitivă sau negativă de peste 5% față de suma fixă unitară estimată conform prevederilor art. 31.

(2) Suma fixă unitară - CUG_fr, pentru intervalul de timp rămas, se determină de către ANRE având în vedere prevederile art. 31, pe baza informațiilor disponibile la data efectuării calculului.

(3) Prin derogare de la prevederile alin. (1), în situația în care până la data de 31 decembrie 2018 s-a demarat procedura de recalculare de către ANRE a sumei fixe unitare în cadrul perioadei pentru care s-a stabilit inițial, aceasta se va calcula pentru intervalul rămas până la data de 30 iunie 2019, luând în considerare informațiile disponibile pentru această perioadă.

(4) Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale CUG_fr, stabilită în condițiile prevăzute la alin. (3), se estimează având în vedere:

a) estimarea privind cererea clienților casnici, aferentă activității de furnizare reglementată, pe baza nivelului realizat al perioadei/perioadelor similare anterioare, având în vedere raportările operatorilor licențiați;

b) estimarea nivelului stocului minim obligatoriu corespunzător clienților casnici, pentru intervalul de timp rămas;

c) estimarea privind programul de extracție a gazelor naturale din depozitele de înmagazinare, având în vedere structura lunară a extracției, aferentă perioadei/perioadelor similare anterioare, coroborat cu prevederile de la lit. b);

d) estimarea privind prețul de achiziție a gazelor naturale la nivelul prețului mediu ponderat din contractele tranzacțiilor angro de gaze naturale încheiate pe piața organizată, cu derulare în perioada pentru care se stabilește evaluarea sumei fixe unitare, conform informațiilor transmise de furnizorii care au în portofoliu și clienți reglementați, la solicitarea ANRE;

e) estimarea costului unitar de valorificare a gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare, luând în considerare următoarele: (i) estimarea prețului de achiziție a gazelor naturale ca marfă, pentru perioada aprilie-octombrie, cu respectarea principiilor prevăzute la lit. d), conform informațiilor raportate de furnizorii care au în portofoliu și clienți reglementați, în conformitate cu prevederile legale;

(ii) estimarea costului mediu aferent prestării serviciilor de înmagazinare subterană, pe baza tarifelor aprobate de ANRE pentru ciclul de înmagazinare în vigoare la data evaluării sumei fixe unitare, cost ponderat cu capacitatea tehnică declarată a depozitelor;

(iii) costurile de finanțare, acordate pentru o perioadă de 6 luni, la nivelul ratei dobânzii practicate de instituțiile de credit pentru credite noi în lei acordate societăților nefinanciare pentru credite cu valoarea până la un milion echivalent euro inclusiv, cu rata dobânzii variabilă sau cu perioada inițială fixă a ratei dobânzii mai mică sau egală cu un an, ultima valoare a acesteia publicată de BNR, disponibilă la data calculului ANRE, aplicată prețului de achiziție a gazelor, tarifelor de injecție în depozite și rezervării de capacitate de înmagazinare;

f) estimarea privind evoluția costului mediu unitar pentru serviciile de transport, pe baza tarifelor aprobate de ANRE și/sau în vigoare la data evaluării sumei fixe unitare, luând în considerare cantitățile de gaze naturale destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, ce urmează a fi transportate, precum și serviciile de transport aferente cantităților injectate conform prevederilor lit. b).

(5) Prin derogare de la alin. (1), la data de 1 ianuarie 2021, ANRE va estima o nouă sumă fixă unitară - CUG_fr, în cadrul perioadei pentru care s-a stabilit inițial, pentru intervalul de timp rămas.

Capitolul V

Articolul 36 — Contravaloarea activității de furnizare reglementată prestate unui client casnic se facturează lunar și se determină cu următoarea formulă: VTf = P * Q,

unde: VTf - valoarea totală a facturii, exclusiv TVA sau alte taxe în conformitate cu prevederile legale în vigoare, reprezentând contravaloarea activității de furnizare reglementată, exprimată în lei;

P - preț reglementat, exprimat în lei/kWh;

Q - cantitatea furnizată în regim reglementat, exprimată în kWh.

Articolul 37

Termenii utilizați în prezenta metodologie se definesc după cum urmează: 1.

an de reglementare - anul de reglementare reprezintă un an calendaristic pentru care ANRE reglementează venitul pe care un titular de licență este îndreptățit să îl realizeze pentru desfășurarea activității de furnizare reglementată;

2. cantitate furnizată - cantitatea totală de gaze naturale comercializată către clienții finali în baza unor contracte de furnizare;

3. client reglementat - clientul casnic care nu și-a exercitat dreptul de eligibilitate;

4. licență - actul administrativ individual, emis de ANRE, acordat unei persoane fizice sau juridice, pentru exercitarea unui drept și executarea unor obligații;

5. piață organizată - cadrul de desfășurare a tranzacțiilor pe piețe administrate de către operatorii piețelor de gaze naturale.