DECIZIE nr. 311 din 30 martie 2005

pentru aprobarea documentelor suplimentare privind aplicarea Criteriilor şi metodelor pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale, aprobate prin Decizia preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale nr. 1.078/2003

EMITENT

AUTORITATEA NAŢIONALĂ DE REGLEMENTARE ÎN DOMENIUL GAZELOR NATURALE

Publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 317 din 14 aprilie 2005

În temeiul dispoziţiilor art. 8 lit. l) şi ale art. 10 alin. (4) şi (5) din Legea gazelor nr. 351/2004,

preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale emite prezenta decizie.

Articolul 1

Se aprobă documentele suplimentare pentru aplicarea Deciziei preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale nr. 1.078/2003 privind aprobarea Criteriilor şi metodelor pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 40 din 19 ianuarie 2004, prevăzute în anexele nr. 1-3, care fac parte integrantă din prezenta decizie.

Articolul 2

Compartimentele de specialitate din cadrul Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale, precum şi operatorii licenţiaţi din sectorul gazelor naturale vor asigura ducerea la îndeplinire a prevederilor prezentei decizii.

Articolul 3

Prezenta decizie se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I.

Preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare

în Domeniul Gazelor Naturale,

Ştefan Cosmeanu

Bucureşti, 30 martie 2005.

Nr. 311.

Anexa 1

EXPLICAŢII SUPLIMENTARE

privind aplicarea Criteriilor şi metodelor pentru

aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate

în sectorul gazelor naturale, aprobate prin Decizia

preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare

în Domeniul Gazelor Naturale nr. 1.078/2003

Introducere

Acest document oferă informaţii suplimentare privind modul de aplicare a "Criteriilor şi metodelor pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale", aprobate prin Decizia Preşedintelui ANRGN nr. 1.078/2003, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 40 din 19 ianuarie 2004, numit în continuare "Metodologie".

Documentul reprezintă, totodată, un ghid în aplicarea prevederilor metodologiei şi oferă explicaţiile necesare pentru corecta fundamentare a preţurilor şi a tarifelor reglementate, detaliind interpretarea pe care ANRGN o conferă acesteia.

Metodologia acoperă activităţile reglementate ce sunt desfăşurate în sectorul gazelor naturale, după cum urmează:

a) Transportul gazelor naturale prin sistemul naţional de transport, inclusiv tranzitul gazelor naturale prin acest sistem; ... b) înmagazinarea subterană a gazelor naturale; ... c) Distribuţia gazelor naturale prin sistemele de distribuţie; ... d) Furnizarea reglementată a gazelor naturale către consumatorii captivi şi/sau consumatorii care nu îşi exercită drepturile ce decurg din calitatea de consumator eligibil. ...

1. Aspecte generale

Capitolul I

Principii generale

Referitor la art 1 lit. a)

Preţurile finale reglementate, la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale, acoperă toate costurile implicate de asigurarea cu gaze naturale a consumatorului final (captiv sau care nu îşi exercită drepturile ce decurg din calitatea de consumator eligibil). Din acest punct de vedere, preţul final reglementat acoperă atât costurile aferente achiziţionării şi comercializării gazelor naturale ca marfa în sine, cât şi toate costurile aferente serviciilor de transport, înmagazinare şi distribuţie necesare ca acestea să ajungă de la furnizor la consumatorul final.

Referitor la art. 2

Preţurile finale reglementate, după cum a fost deja menţionat, acoperă toate costurile legate de asigurarea cu gaze naturale a consumatorului final. În consecinţă, preţurile finale reglementate vor acoperi inclusiv costurile legate de menţinerea, la dispoziţia consumatorului, a unei conexiuni cu sistemul de distribuţie (branşamentul) şi a unei capacităţi rezervate în sistemul respectiv. Aceste costuri, de menţinere în stand-by a unei conexiuni cu sistemul de distribuţie (branşamentul) şi a unei capacităţi rezervate în acest sistem, sunt acoperite de componenta fixă a preţului final reglementat, respectiv abonamentul (art. 63 şi 64 din Metodologie).

Referitor la art. 3, alin. (3), lit. d)

Metodologia nu acoperă modalităţile de remunerare a construcţiei fizice a racordurilor sau a branşamentelor. Veniturile realizate de operatori din tarifele de racordare sau din tarifele de branşare sunt considerate excluse din veniturile reglementate, iar costurile asociate construcţiei unor astfel de racorduri sau branşamente sunt excluse din costurile recunoscute de ANRGN (atât costuri operaţionale - OPEX, cât şi costuri de capital - CAPEX). În cazul racordurilor şi a branşamentelor, Metodologia ia în considerare doar costurile legate de menţinerea acestora în stare de funcţionare, în condiţii de siguranţă. Aceste costuri sunt permise şi recunoscute în veniturile reglementate ale operatorilor de transport şi/sau de distribuţie.

Referitor la art. 2 şi art. 5

Pentru prima perioadă de reglementare, tarifele de distribuţie şi preţurile finale reglementate vor fi stabilite diferenţiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare operator în parte, pentru întreaga arie de distribuţie deservită. Începând cu cea de a doua perioadă de reglementare, în funcţie de cantitatea şi calitatea datelor de fundamentare oferite de operatori, precum şi în funcţie de dezvoltarea pieţei interne a gazelor naturale şi întărirea competiţiei, ANRGN va lua în considerare oportunitatea stabilirii de tarife de distribuţie şi preţuri finale reglementate diferenţiate pe unităţi teritoriale mai restrânse (judeţ, localităţi) din aria de distribuţie deservită de acelaşi operator.

Capitolul II

Definirea perioadelor de reglementare

Referitor la art. 9

Pentru operatorii de transport, de înmagazinare şi/sau de distribuţie care încep activitatea în interiorul unei perioade de reglementare, prima perioadă de reglementare se va termina odată cu terminarea perioadei de reglementare a tuturor celorlalţi operatori cu activitate similară. De exemplu, pentru un operator care începe o activitate reglementată la jumătatea celei de a doua perioade de reglementare, prima perioadă de reglementare va dura 2 \'bd ani şi se va sfârşi odată cu perioada de reglementare curentă a operatorilor cu activitate similară.

Capitolul III

Definirea activităţilor reglementate

Secţiunea 1. Transportul gazelor naturale

Referitor la art. 12

Exploatarea capacităţilor de transport se referă la toate sarcinile ce îi revin operatorului privind operarea şi întreţinerea sistemul de transport şi pentru asigurarea funcţionării acestuia în condiţii de siguranţă, inclusiv înlocuirea conductelor magistrale şi a instalaţiilor şi echipamentelor aferente, odată ce acestea au atins durata lor tehnică şi economică de viaţă.

Referitor la art. 13

Dezvoltarea capacităţilor de transport se referă la acţiunile desfăşurate de operator pentru creşterea capacităţii de transport, fie prin mărirea capacităţii de transport pe conductele magistrale existente, fie prin extinderea reţelei de conducte magistrale, dar fără a se referi la racordarea unor noi consumatori la conductele magistrale deja existente.

Referitor la art. 14

Utilizarea sistemului, pe lângă acţiunile şi operaţiunile descrise în Metodologie, înglobează şi transpunerea acestor servicii prestate utilizatorilor în contracte şi sunt recunoscute în veniturile operatorului. Din acest punct de vedere, toate activităţile şi operaţiunile desfăşurate de operator pentru sau în legătură cu încheierea şi derularea contractelor pentru prestarea serviciilor de transport, precum şi toate relaţiile cu clienţii derivate din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizării sistemului.

Secţiunea 2. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale

Referitor la art. 17

Exploatarea capacităţilor de înmagazinare subterană se referă la toate sarcinile ce îi revin operatorului privind operarea şi întreţinerea sistemului de înmagazinare subterană şi pentru asigurarea funcţionării acestuia în condiţii de siguranţă, inclusiv repararea sondelor şi/sau înlocuirea instalaţiilor şi echipamentelor aferente din subteran sau de suprafaţă, odată ce acestea au atins durata lor tehnică şi economică de viaţă.

Referitor la art. 18

Dezvoltarea capacităţilor de înmagazinare subterană se referă la acţiunile desfăşurate de operator pentru creşterea capacităţii depozitului subteran, fie prin mărirea capacităţii de injecţie/extracţie, fie prin construcţia de noi sonde sau altele asemenea.

Referitor la art. 19

Utilizarea sistemului, pe lângă acţiunile şi operaţiunile descrise în Metodologie, înglobează şi transpunerea acestor servicii prestate utilizatorilor în contracte şi sunt recunoscute în veniturile operatorului. Din acest punct de vedere, toate activităţile şi operaţiunile desfăşurate de operator pentru sau în legătură cu încheierea şi derularea contractelor pentru prestarea serviciilor de înmagazinare subterană, precum şi toate relaţiile cu clienţii derivate din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizării sistemului.

Secţiunea 3. Distribuţia gazelor naturale

Referitor la art. 24

Exploatarea capacităţilor de distribuţie se referă la toate sarcinile ce îi revin operatorului privind operarea şi întreţinerea sistemului de distribuţie şi pentru asigurarea funcţionării acestuia în condiţii de siguranţă, inclusiv înlocuirea conductelor de distribuţie şi a instalaţiilor şi echipamentelor aferente, odată ce acestea au atins durata lor tehnică şi economică de viaţă.

Referitor la art. 25

Dezvoltarea capacităţilor de distribuţie se referă la acţiunile desfăşurate de operator pentru creşterea capacităţii de distribuţie, fie prin mărirea capacităţii de distribuţie pe conductele existente, fie prin extinderea reţelelor de distribuţie, fără a se referi însă la branşarea unor noi consumatori la conductele existente sau la separarea acestora.

Referitor la art. 26

Utilizarea sistemului, pe lângă acţiunile şi operaţiunile descrise în Metodologie, înglobează şi transpunerea acestor servicii prestate utilizatorilor în contracte şi sunt recunoscute în veniturile operatorului. Din acest punct de vedere, toate activităţile şi operaţiunile desfăşurate de operator pentru sau în legătură cu încheierea şi derularea contractelor pentru prestarea serviciilor de distribuţie, precum şi toate relaţiile cu clienţii derivate din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizării sistemului

Secţiunea 4. Furnizarea reglementată a gazelor naturale

Referitor la art. 27

În situaţia unor consumatori care nu vor sau nu pot să încheie un contract de cumpărare a gazelor naturale cu clauze şi preţ negociat, aceştia vor fi consideraţi drept captivi (nu exercită dreptul de a fi eligibili). Pentru această categorie de consumatori şi exclusiv pentru aceasta, furnizarea se va face în regim reglementat, respectiv în baza unui contract cu clauze standard şi a unui preţ aprobate de ANRGN. Clauzele contractuale standard vor fi stabilite de ANRGN în urma consultării cu operatorii din sectorul gazelor naturale. Odată aprobate, aceste clauze nu mai pot face obiectul unei negocieri între consumator şi furnizor. Preţul la care se face furnizarea pentru consumatorii consideraţi drept captivi, în condiţiile standard din contractele aprobate de ANRGN, va fi de asemenea reglementat. Furnizorul care va realiza furnizarea în baza unui contract cu clauze şi preţ aprobate de ANRGN este considerat furnizor de ultimă instanţă. Desemnarea unui astfel de furnizor, având dreptul să comercializeze gazele naturale pe această piaţă captivă, se va realiza în baza regulilor de selecţie emise de ANRGN, după consultarea cu operatorii din sector. Preţul gazelor naturale la care se realizează furnizarea de ultimă instanţă se determină prin aceeaşi metodologie utilizată în calculul preţului reglementat pentru consumatorii captivi în prima perioadă de reglementare, adaptată însă evoluţiilor viitoare ale pieţei interne a gazelor naturale. Marja furnizorului de ultimă instanţă va acoperi integral costurile de operare şi de capital, inclusiv costul capitalului, realizate într-o manieră prudentă şi eficientă pentru desfăşurarea activităţii de furnizor de ultimă instanţă. Pentru consumatorii eligibili (care au încheiate contracte de cumpărare gaze naturale cu clauze şi preţ negociat), nici preţul final şi nici marja furnizorului nu vor fi reglementate de ANRGN, acestea urmând a se supune regulilor unei pieţe libere, concurenţiale.

Capitolul IV

Venitul reglementat

Referitor la art. 32

Venitul aferent anului (i) al perioadei de reglementare (x), recunoscut de către ANRGN, acoperă costurile aflate sub controlul managementului operatorului (reprezentând venitul reglementat aşa cum este definit la art. 28 alin. (1) din Metodologie) şi costurile care nu sunt sub controlul managementului operatorului (reprezentând costurile preluate directe, aşa cum sunt definite la art. 28 alin. (2) din Metodologie). Formula generală de calcul este:

VA^(x)i^t,ds,d,fr = VR^(x) i^t,ds,d,fr CS^(x) i^t,ds,d,fr

unde :

VA^(x)i^t,ds,d,fr - venitul în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru una din activităţile reglementate, după caz;

VR^(x)i^t,ds,d,fr - venitul reglementat în anul "i" al perioadei de reglementare (x) pentru una din activităţile reglementate, după caz;

CS^(x)i^t,ds,d,fr - costurile preluate direct în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru una din activităţile reglementate, după caz.

Venitul aferent anului " i" al perioadei de reglementare (x) se determină

● în cazul activităţii de transport, respectiv de înmagazinare subterană, la nivelul veniturilor totale, cu următoarea formulă:

VA^(x)i^t,ds = VT^(x)i^t,ds = VRT^(x)i^t,ds CST^(x)i^t,ds

de unde:

VA^(x)i^t,ds - venitul în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană;

VT^(x)i^t,ds - venitul total în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană;

VRT^(x)i^t,ds - venitul reglementat total în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană;

CST^(x)i^t,ds - costurile totale preluate direct în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană.

● în cazul activităţii de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată, la nivelul veniturilor unitare, cu următoarea formulă:

VA^(x)i^d,fr = VU^(x)i^d,fr = VRU^(x)i^d,fr CSU^(x)i^d,fr [CUG^(x)i^fr]

unde:

VA^(x)i^d,fr - venitul unitar în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuţie, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

VU^(x)i^d,fr - venitul total unitar în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuţie, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

VRU^(x)i^d,fr - venitul reglementat unitar în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuţie, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

CSU^(x)i^d,fr - costurile unitare preluate direct în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuţie, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată.

CUG^(x)i^fr - suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, în anul "i" al perioadei de reglementare (x). Acest element este utilizat numai în formula venitului anual aferent activităţii de furnizare reglementată. Pentru activitatea de distribuţie, acest termen nu se aplică.

Venitul aferent anului (i) al perioadei de reglementare (x) stă la baza determinării tarifelor pentru anul (i) al perioadei de reglementare (x), pe care operatorii sunt îndreptăţiţi să le practice în contractele de prestare a serviciilor de transport, de înmagazinare subterană sau de distribuţie, respectiv a preţurilor finale reglementate pentru activitatea de furnizare reglementată.

Referitor la art. 34

În primul an al fiecărei perioade de reglementare, venitul reglementat se determină pe baza venitului de bază VB(1) după următoarele relaţii de calcul:

● în cazul activităţii de transport, respectiv de înmagazinare subterană, venitul reglementat total aferent activităţii de transport, respectiv de înmagazinare subterană este egal cu venitul de bază calculat pentru respectiva activitate, conform art. 34 alin. (1) din Metodologie

VRT^(x)1^t,ds = VB^(x)1^t,ds

unde:

VRT^(x)1^t,ds - venitul reglementat total în primul an "i=1" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană;

VB^(x)1^t,ds - venitul de bază aferent activităţii de transport, respectiv de înmagazinare subterană, calculat potrivit art. 34 alin. (1) şi celorlalte prevederi ale Metodologiei, pentru perioada de reglementare (x).

● în cazul activităţilor de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată, venitul reglementat unitar este egal cu venitul de bază calculat pentru respectiva activitate, conform art. 34 alin. (1) din Metodologie, împărţit la cantitatea totală de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv furnizată în primul an al perioadei de reglementare

VRU^(x)1^d,fr = VB^(x)1^d,fr / Q^(x)1^d,fr

unde:

VRU^(x)1^d,fr - venitul reglementat unitar în primul an "i=1" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată;

VB^(x)1^d,fr - venitul de bază aferent activităţii de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată, calculat potrivit art. 34 alin. (1) şi celorlalte prevederi ale Metodologiei, pentru perioada de reglementare (x);

Q(x)1^d,fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv de a fi furnizată în regim reglementat, în primul an "i^l" al perioadei de reglementare (x), măsurată la consumator, respectiv fără a fi incluse consumurile tehnologice ale operatorului.

Cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv de a fi furnizată în regim reglementat, în primul an "i=l" al perioadei de reglementare (x), se fundamentează de către operatorul de distribuţie, respectiv de către operatorul care realizează furnizarea reglementată. Prognoza privind cantităţile estimate şi fundamentarea acesteia se înaintează ANRGN odată cu înaintarea fundamentărilor privind stabilirea venitului de bază (art. 143, alin. 1 din Metodologie). Estimarea cantităţilor se realizează în condiţiile standard de presiune, temperatură şi de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR3317.

ANRGN are dreptul să ceară sau să propună revizuirea prognozelor înaintate, urmând ca în calculul venitului reglementat unitar - VRU^(x)1^d,fr, cantitatea de gaze naturale - Q^(x)1^d,fr să se stabilească de comun acord cu operatorul.

Ţinând cont de impactul pe care deschiderea pieţei interne, schimbarea metodologiilor de tarifare şi procesul de privatizare al principalelor companii de distribuţie îl produc, pentru activitatea de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată, venitul reglementat unitar - VRU^(1)1^d,fr stabilit pentru prima perioadă de reglementare va fi recalculat în situaţia în care diferenţa între cantitatea estimată Q^(1)1^d,fr şi cea efectiv distribuită, respectiv furnizată în regim reglementat este substanţial diferită. Valoarea limitei de la care este permisă recalcularea venitului reglementat unitar - VRU^(1)1^d,fr va fi convenită cu fiecare operator în parte. Diferenţele de venit reglementat unitar - ?Delta VRU^(1)1^d,fr în plus vor fi recuperate de la operator, respectiv cele în minus vor fi recunoscute operatorului, odată cu ajustarea venitului reglementat unitar din anul următor al primei perioade de reglementare. Diferenţele de venit reglementat unitar - Delta VRU^(l)i^d,fr vor fi calculate pentru întreaga diferenţă dintre cantităţile prognozate şi cele efectiv realizate. Pentru perioadele de reglementare ulterioare (x >= 2), ANRGN nu va accepta recalculări ale venitului reglementat unitar - VRU^(x)i^d,fr.

Referitor la art. 36

Sporul de eficienţă economică realizat anual în perioada de reglementare este calculat ca diferenţă între nivelul costurilor de operare (OPEX) aflate sub controlul operatorului, permis de ANRGN în respectivul an al perioadei de reglementare şi nivelul costurilor efectiv realizate de operator în acelaşi an.

Referitor la art. 37

Analiza sporurilor anuale de eficienţă economică se face de către ANRGN, pe baza informaţiilor puse la dispoziţia sa de către operator, în vederea identificării surselor din care provin aceste câştiguri: creşterea performanţelor manageriale ale operatorului sau reduceri de costuri datorate unor factori externi (reduceri de taxe, impozite, contribuţii, scutiri sau amânări la plată, altele asemenea).

Referitor la art. 38

Sporurile anuale de eficienţă economică ce rezultă din creşterea performanţelor manageriale ale operatorului vor fi păstrate de operator pentru o perioadă de 5 ani, începând cu anul în care au fost obţinute. Orice alte câştiguri de eficienţă vor fi trecute consumatorilor la începutul perioadei de reglementare imediat următoare anului în care acestea au fost obţinute.

Referitor la art. 40

Cantităţile ce sunt luate în calcul sunt cele destinate exclusiv furnizării în regim reglementat.

La calculul sumei fixe unitare, costurile aferente gazelor naturale din depozite, ca marfa, sunt incluse în costurile generale de achiziţie a gazelor naturale din import sau din intern, în funcţie de originea lor.

Cantităţile de gaze naturale transportate se referă atât la cantităţile de gaze naturale ce sunt transportate direct (fără a mai fi înmagazinate) de la producători sau din import la utilizatori, cât şi la cantităţile transportate pentru aceştia, provenind din depozitele subterane.

Termenii formulei generale de calcul a CUG^fr se determină astfel:

● costul gazelor naturale din import:

r

Q^fr(imp) * P(imp) = Σ [q(v)^fr(imp) * P(v)(imp)]

v=1

unde:

q(v)^fr(imp) - cantitatea de gaze naturale din import provenind din contractul de import (v), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantităţi sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce sunt importate, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării;

P(v)(imp) - preţul unitar, exprimat în lei/1000 mc, aferent fiecărei cantităţi q(v)^fr(imp).

Preţul unitar p(v)(imp) luat în calcul la determinarea costului gazelor naturale din import este considerat în condiţii de livrare DAF România, cu toate taxele şi comisioanele vamale, precum şi comisionul importatorului, incluse.

Costul transportului pe parcursul extern, precum şi orice alte taxe, alte obligaţii legale şi/sau alte costuri de orice natură implicate de acest transport sunt considerate incluse în preţul de import.

Costul transportului pe parcursul intern, precum şi orice alte taxe, alte obligaţii legale şi/sau alte costuri de orice natură implicate de acest transport nu sunt considerate incluse în preţul unitar p(v)(imp) şi sunt recunoscute în măsura în care există obligaţia legală de plată a acestora şi/sau sunt realizate în mod prudent şi rezonabil.

● costul gazelor naturale din producţia internă:

t

Q^fr(int) * P(int) = Σ [g(w)^fr(int) * p(w)(int)

w=l

unde:

g(w)^fr(int) - cantitatea de gaze naturale din producţia internă provenind din contractul (w), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantităţi sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce producătorii le injectează în sistemul naţional de transport, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării;

p(w)(int) - preţul unitar, exprimat în lei/1000 mc, aferent fiecărei cantităţi q(w)^fr(int).

Preţul unitar pw int luat în calcul la determinarea costului gazelor naturale din producţia internă este considerat la robinetul de ieşire din staţia/panoul de măsurare al producătorului.

Costul transportului în perimetrul de exploatare şi/sau între acestea, precum şi orice alte taxe, alte obligaţii legale şi/sau alte costuri de orice natură implicate de acest transport, inclusiv uscarea, tratarea şi/sau comprimarea gazelor naturale, precum şi/sau orice alte operaţiuni efectuate de producător pentru sau în legătură cu producţia şi livrarea acestora până la robinetul de ieşire din staţia/panoul de măsurare al producătorului, sunt considerate incluse în preţ.

Costul transportului de la staţia/panoul de măsurare al producătorului până la robinetul de ieşire din staţia de reglare-măsurare-predare la consumator/operatorul de distribuţie, precum şi orice alte taxe, alte obligaţii legale şi/sau alte costuri de orice natură implicate de acest transport nu sunt considerate incluse în preţul unitar p(w)(int) şi sunt recunoscute în măsura în care există obligaţia legală de plată a acestora şi/sau sunt realizate în mod prudent şi rezonabil.

● impozitul pentru gazele naturale din producţia internă:

t

Q^fr(int) * IMP = IMP * Σ q(w)^fr(int)

w=1

unde:

IMP - impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, stabilit conform reglementărilor legale în vigoare;

q(w)^fr(int) - cantitatea de gaze naturale din producţia internă provenind din contractul (w), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantităţi sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce producătorii le injectează în sistemul naţional de transport, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării.

● costul transportului gazelor naturale, destinate a fi furnizate în regim reglementat:

r t

Q^fr(t) * T(t) = Σ [q(v)^fr(imp) * T(t)^(v)] Σ [q(w)^fr(int) * T(t)^(w)]

v=l w=l

unde:

T(t)^(v), T(t)^(w) - tarifele reglementate pentru serviciile de transport, corespunzător cantităţilor de gaze naturale din import q(v)^fr(imp), respectiv din producţia internă q(w)^fr(int) estimate a fi transportate;

q(v)^fr(imp) - cantitatea de gaze naturale din import provenind din contractul de import (v), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantităţi sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce sunt importate, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării;

Q(w)^fr(int) - cantitatea de gaze naturale din producţia internă provenind din contractul (w), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantităţi sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce producătorii le injectează în sistemul naţional de transport, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării.

● costul serviciilor de înmagazinare a gazelor naturale, destinate a fi furnizate în regim reglementat

*Font 7*

r t

Q^fr(ds) * [T(t) T(ds)] = Σ % q(v)^fr(imp) * [T(t)^(v) T(ds)^(v)] Σ % q(w)^fr(int) * [T(t)^(w) T(ds)^(w)]

v=l w=l

unde:

T(t)^(v), T(ds)^(v), T(t)^(w), T(ds)^(w) - tarifele reglementate pentru serviciile de transport şi pentru serviciile de înmagazinare subterană, corespunzătoare transportului şi înmagazinării unei părţi din cantităţile de gaze naturale din import q(v)^fr(imp), respectiv din producţia internă q(w)^fr(int), estimate a fi transportate din import şi de la producător până la depozitele subterane şi înmagazinate;

% q(v)^fr(imp) - cotă parte din cantitatea de gaze naturale din import provenind din contractul de import (v), destinată furnizării reglementate, estimată a fi stocată în depozitele de înmagazinare subterană;

% q(w)^fr(int) - cotă parte din cantitatea de gaze naturale din producţia internă provenind din contractul (w), destinată furnizării reglementate, estimată a fi stocată în depozitele de înmagazinare subterană.

Suma fixă unitară - CUG^fr, stabilită la începutul fiecărui an al perioadei de reglementare pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale, va fi recalculată de ANRGN pe parcursul anului, în situaţia în care modificări ale preţurilor gazelor naturale din producţia internă sau din import, respectiv ale tarifelor reglementate, induc o variaţie mai mare de /- 5% a sumei fixe unitare - CUG^fr.

Referitor la art. 42

Cantităţile de gaze naturale Q^fr(imp) - cantitatea anuală de gaze naturale din import şi, respectiv, Q^fr(int) - cantitatea anuală de gaze naturale din producţia internă, sunt cantităţile ce urmează a fi furnizate consumatorilor finali, măsurate la consumator, respectiv fără consumurile tehnologice ale furnizorului. Suma cantităţilor din import şi din intern [Q^fr(imp) Q^fr(int)] va fi egală cu Q^(x)1^fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat, măsurată la consumator, respectiv fără a fi incluse consumurile tehnologice ale operatorului (vezi art. 34 şi art. 47).

Q(1)^fr = Q^fr(imp) Q^fr(int)

Referitor la art. 44, art. 45, art. 46 şi art. 47

Venitul reglementat este ajustat anual, pentru fiecare an al oricărei perioade de reglementare, cu excepţia primului an (i = 1), cu o formulă generală de tipul:

VR(i)^t,ds,d,fr = VR(i-1)^t,ds,d,fr * (1 RI - X*t,ds,d,fr)

unde:

VR(i)^t,ds,d,fr - venitul reglementat în anul "i" al oricărei perioade de reglementare;

VR(i-1)*t,ds,d,fr - venitul reglementat în anul "i-1" al oricărei perioade de reglementare;

RI - rata inflaţiei estimată pentru anul "i", utilizată la fundamentarea bugetului de stat;

X^t,ds,d,fr - rata de creştere a eficienţei economice a activităţii, stabilită la începutul perioadei de reglementare distinct pentru fiecare activitate şi pentru fiecare operator. În prima perioadă de reglementare, valoarea X^t,ds,d,fr = 0 pentru toţi operatorii.

● în cazul activităţii de transport, respectiv de înmagazinare subterană, ajustarea se realizează la nivelul venitului reglementat total aferent activităţii de transport, respectiv de înmagazinare subterană, cu următoarea formulă:

VRT(i)^t,ds = VRT(i-1)^t,ds * (1 RI - X^t,ds)

unde:

VRT(i)^t,ds - venitul reglementat total în anul "i" al oricărei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de înmagazinare subterană;

VRT(i-1)^t,ds - venitul reglementat total în anul "i-1" al oricărei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de înmagazinare subterană;

RI - rata inflaţiei estimată pentru anul "i", utilizată la fundamentarea bugetului de stat;

X^t,ds - rata de creştere a eficienţei economice a activităţii de transport, respectiv de înmagazinare subterană, stabilită la începutul perioadei de reglementare distinct pentru fiecare activitate şi pentru fiecare operator. În prima perioadă de reglementare, valoarea X^t,ds - 0 pentru toţi operatorii.

● în cazul activităţii de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată, ajustarea se realizează la nivelul venitului reglementat unitar aferent activităţii de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată, cu următoarea formulă:

VRU(i)^d,fr = VRU(i-1)^d,fr * (1 RI - X^d,fr) * (EGC^d,fr)

unde:

VRU(i)^d,fr - venitul reglementat unitar în anul "i" al perioadei de reglementare, pentru activitatea de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată;

VRU(i-1)^d,fr - venitul reglementat unitar în anul "i-1" al perioadei de reglementare, pentru activitatea de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată;

RI - rata inflaţiei estimată pentru anul "i", utilizată la fundamentarea bugetului de stat;

X^d,fr - rata de creştere a eficienţei economice a activităţii de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată, stabilită la începutul perioadei de reglementare distinct pentru fiecare activitate şi pentru fiecare operator. În prima perioadă de reglementare, valoarea X^d,fr = 0 pentru toţi operatorii.

EGC^d,fr - formulă de ajustare a venitului reglementat unitar în anul "i", prin care se cuantifică influenţa unor elemente generatoare de costuri pentru activitatea de distribuţie. Formula se determină individualizat pentru fiecare operator, pe bază statistică, la începutul perioadei de reglementare, conform art. 133 şi art. 134 din Metodologie

Venitul anual aferent fiecărui an al perioadei de reglementare, cu excepţia primului an "i = 1" se determină cu următoarele formule:

● în cazul activităţii de transport, respectiv de înmagazinare subterană:

VT(i)^t,ds = [VRT(i)^t,ds CS(i)^t,ds] CE(i-1^t,ds Delta DP(i)^t,ds Delta CS(i-1)^t,ds Delta VRT(i-1)^t,ds Delta INV(i-1)^t,ds

unde:

VT(i)^t,ds - venitul total în anul "i" al oricărei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de înmagazinare subterană;

VRT(i)^t,ds - venitul reglementat total în anul "i" al oricărei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de înmagazinare subterană

CS(i)^t,ds - costurile preluate direct în anul "i" se adaugă venitului reglementat total, conform art. 34, alin. 1 şi 2 din Metodologie;

CE(i-1)^t,ds - costuri neprevăzute, în anul "i-1", datorate apariţiei unor factori imprevizibili, externi şi în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131;

Delta DP(i)^t,ds - diferenţa dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile operatorului, pentru plata unor despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea rezultând din standardul de performanţă al activităţii şi cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul a venitului de bază şi în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanţă specifice. La determinarea valorii Delta DP(i)^t,ds, vor fi considerate costurile de această natură incluse în venitul de bază, ajustate anual prin formula (1 RI-x) şi costurile estimate pentru anul "i", având în vedere stimularea operatorilor în reducerea anuală a acestei categorii de costuri. Valoarea procentului de reducere anuală a sumelor recunoscute de către ANRGN cu titlul de despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanţă al activităţii, se stabileşte la începutul perioadelor de reglementare.

Delta CS(i-1)^t,ds - diferenţa dintre costurile preluate direct, incluse în venitul total în anul "i-1" şi cele efectiv realizate în acelaşi an, conform celor explicitate în art. 132;

Delta VRT(i-1)^t,ds - componentă de corecţie a venitului reglementat total, calculată ca diferenţă dintre venitul reglementat total în anul "i-1" şi cel efectiv realizat în acelaşi an, ajustată cu rata reglementată a rentabilităţii capitalului, pe baza formulei:

Delta VRT^t(i-1) = (1 RoR) x [VRT^t(i-1) - V(realizat)]

Delta INV(i-1)^t,ds - componentă de corecţie pentru capitalul investit în anul "i-1", calculată conform Metodologiei şi metodologiilor de evaluare aprobate de ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare.

● în cazul activităţii de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată

VU(i)^d,fr = [VRU(i)^d,fr CSU(i)^d,fr CUG(i)^fr] CEU(i)^d,fr Delta DPU(i)d,fr Delta CSU(i-1)^d,fr [Delta INVU(i-1)^d] [Delta CUG(i-1)^fr]

unde:

VU(i)^d,fr - venitul unitar în anul "i" al perioadei de reglementare, pentru activitatea de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată;

VRU(i)^d,fr - venitul reglementat unitar în anul "i" al perioadei de reglementare, pentru activitatea de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată;

CSU(i)^d,fr - costurile unitare preluate direct în anul "i" se adaugă venitului reglementat unitar, conform art. 34, alin. 1 şi 2 din Metodologie;

CUG(i)^fr - suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, în anul "i". Acest element este utilizat numai în formula venitului anual aferent activităţii de furnizare reglementată. Pentru activitatea de distribuţie, acest termen nu se aplică.

CEU(i)^d,fr - costuri unitare neprevăzute, realizate în anul "i-1", datorate apariţiei unor factori imprevizibili, externi şi în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131. Costurile unitare neprevăzute se calculează cu formula:

CEU(i)^d,fr = CE(i-1)^d,fr/Q(i)^d,fr x (1 RoR^d,fr)

unde:

CE(i-1)^d,fr - costuri totale neprevăzute, realizate în anul "i-1" din activitatea de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată;

Q(i)^d,fr - cantitatea de gaze naturale ce urmează a fi distribuită, respectiv furnizată în mod reglementat în anul "i";

RoR^d,fr - rata reglementată a rentabilităţii capitalului în perioada de reglementare, pentru activitatea de distribuţie, respectiv de furnizare reglementată.

Delta DPU(i)^d,fr - diferenţa unitară dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile unitare ale operatorului pentru plata unor despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea rezultând din standardul de performanţă în anul "i" şi cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul a venitului de bază şi în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanţă specifice. La determinarea valorii unitare Delta DPU(i)^d,fr, vor fi considerate costurile de această natură incluse în venitul de bază, ajustate anual prin formula (1 RI-x) şi costurile estimate pentru anul "i", având în vedere stimularea operatorilor în reducerea anuală a acestei categorii de costuri. Valoarea procentului de reducere anuală a sumelor recunoscute de către ANRGN cu titlul de despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanţă al activităţii, se stabileşte la începutul perioadelor de reglementare.

Delta CSU(i-1)^d,fr - diferenţa dintre costurile unitare preluate direct, incluse în venitul total în anul "i-1" şi cele efectiv realizate în acelaşi an, conform celor explicitate în art. 132. Costurile unitare preluate direct se determină cu formula:

*Font 8*

[CSU(i-1)^d,fr - CSU(i-1,actual)^d,fr] . Q(i-1,actual)^d,fr

Delta CSU(i-1)^d,fr = (1 Ror^d,fr) . ------------------------------------------------------------

Q(i)^d,fr

unde:

CSU(i-1)^d,fr - costurile unitare preluate direct estimate pentru anul "i-1" din activitatea de distribuţie, respectiv furnizare reglementată;

CSU(i-1,actual)^d,fr - costurile unitare preluate direct efectiv realizate în anul "i-1" din activitatea de distribuţie, respectiv furnizare reglementată;

Q(i-1,actual)^d,fr - cantitatea de gaze naturale efectiv distribuită, respectiv furnizată în anul "i-1";

Q(i)^d,fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv furnizată în anul "i";

RoR^d,fr - rata reglementată a rentabilităţii capitalului în perioada de reglementare.

Delta INVU(i-1)^d - componentă unitară de corecţie pentru capitalul investit în anul "i-1", pentru înlocuirea imobilizărilor corporale amortizate integral conform regulilor privind amortizarea reglementată, aflate în funcţiune la 31 decembrie 2004. Acest element de corecţie este utilizat numai în formula de ajustare a venitului anual aferent activităţii de distribuţie.Pentru primul an "i-1" al fiecărei perioade de reglementare, termenul Delta INVU(i-1)^d = 0. Pentru activitatea de furnizare reglementată, acest termen de corecţie nu se determină. Formula de calcul a termenului este următoarea:

1 i-1 i-1

( - RoR^d ) . Σ INV(j) . \'f0 [1 RI(k 1)]

n j=1 k=j

Delta INVU(i-1)^d = --------------------------------------------

Q(i)^d

unde:

INV(j)^d - valoarea totală a investiţiilor în sistemul de distribuţie puse în funcţiune în anul "j", pentru înlocuirea imobilizărilor corporale amortizate integral (conform regulilor privind amortizarea reglementată), aflate în funcţiune la 31 decembrie 2004. Valoarea anuală a imobilizărilor corporale puse în funcţiune se determină conform metodologiilor de evaluare aprobate de ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare. De asemenea, în acest termen se includ investiţiile realizate în anul "i-1" în imobilizări corporale şi necorporale supuse amortizării ce nu ţin de extinderea sistemului de distribuţie;

RoR^d - valoarea ratei reglementate a rentabilităţii capitalului pentru activitatea de distribuţie în perioada de reglementare;

n - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale INV^d(j);

RI(k 1) - rata inflaţiei în anul următor celui în care investiţiile INV^d(j) sunt puse în funcţiune;

Q(i)^d - cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită în anul "i" al perioadei de reglementare.

Delta CUG(i-1)^fr - componentă unitară de corecţie pentru diferenţa dintre suma fixă unitară recunoscută de ANRGN pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, în anul "i-1" şi costurile efectiv realizate în acelaşi an. Acest element este utilizat numai în formula venitului anual aferent activităţii de furnizare reglementată. Pentru activitatea de distribuţie, acest termen nu se aplică. Determinarea acestei valori se face cu următoarea formulă:

*Font 9*

[CUG(i-1,realizat)^fr - CUG(i-1)^fr]

Delta CUG(i-1)^fr = (l RoR^fr) . [1 RI(i)] . ------------------------------------

Q(i)^fr

unde:

CUG(i-1)^fr,(realizat) - costurile totale efectiv realizate, legate de achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, în anul "i-1". Evaluarea acestor costuri se face de către ANRGN, pe baza contractelor efective derulate de operator şi a balanţei de gaze realizată din activitatea de furnizare reglementată. ANRGN are dreptul să ceară toate contractele derulate de operator, indiferent de destinaţia gazelor achiziţionate şi are dreptul să respingă orice cost (art. 101 şi 102 din Metodologie) care nu a fost realizat într-o manieră prudentă, ţinând cont de situaţia pieţei la momentul încheierii contractelor.

CUG(i-1)^fr - costurile totale legate de achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, pe baza cărora a fost determinată suma fixă unitară inclusă în venitul total unitar al anului "i-1".

RoR^fr - valoarea ratei reglementate a rentabilităţii capitalului pentru activitatea de furnizare reglementată în perioada de reglementare

Q(i)^fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat, în anul "i" al perioadei de reglementare.

Fundamentarea cantităţilor estimate a fi distribuite, respectiv furnizate în regim reglementat - Q(i)^d,fr se realizează de către operatorul care realizează distribuţia, respectiv furnizarea reglementată. ANRGN are dreptul să ceară sau să propună revizuirea prognozelor înaintate, urmând ca în calculul venitului unitar în anul "i" - VU(i)^d,fr cantitatea de gaze naturale Q(i)^d,fr să se stabilească de comun acord cu operatorul.

Ţinând cont de impactul pe care deschiderea pieţei interne, schimbarea metodologiilor de tarifare şi procesul de privatizare al principalelor companii de distribuţie îl produc, pentru activitatea de furnizare reglementată, venitul reglementat unitar - VRU^(1)(i)^d,fr stabilit pentru prima perioadă de reglementare va fi recalculat în situaţia în care diferenţa între cantitatea estimată Q^(l)(i)^d,fr şi cea efectiv furnizată în regim reglementat este substanţial diferită. Valoarea limitei de la care este permisă recalcularea venitului reglementat unitar - VRU^(1)(i)^d,fr va fi convenită cu fiecare operator în parte. Diferenţele de venit reglementat unitar - Delta VRU^(1)(i)^d,fr în plus vor fi recuperate de la operator, respectiv cele în minus vor fi recunoscute operatorului, odată cu ajustarea venitului reglementat unitar din anul următor al primei perioade de reglementare. Diferenţele de venit reglementat unitar - Delta VRU^(1)(i)^d,fr vor fi calculate pentru întreaga diferenţă dintre cantităţile prognozate şi cele efectiv realizate. Pentru perioadele de reglementare ulterioare (x >= 2), ANRGN nu va accepta recalculări ale venitului reglementat unitar - VRU^(x)(i)^d,fr.

La ajustarea venitului reglementat în perioada de reglementare, valoarea capitalului de lucru recunoscută în cheltuielile de capital ale operatorului la începutul perioadei de reglementare, va fi ajustată cu valoarea provizioanelor constituite pentru riscul de neîncasare a creanţelor comerciale, în limita creanţelor comerciale ce au depăşit termenul de prescriere şi care, cu toate eforturile managementului operatorilor, nu au putut fi recuperate din motive obiective, datorită prescrierii lor sau falimentului clientului în baza unei decizii judecătoreşti rămasă definitivă şi irevocabilă.

Capitolul VI

Evidenţele contabile reglementate

Subsecţiunea 2.2. Alocarea costurilor în costuri operaţionale (OPEX) şi costuri de capital (CAPEX)

Referitor la art. 72

Cheltuielile de operare estimate pentru anul de bază vor fi evaluate ţinând cont de:

- cheltuielile de operare înregistrate în anii anteriori;

- evoluţia elementelor de cost (materiale, salarii, energie, servicii, etc) sectorial şi pe ansamblul economiei;

- creşterea productivităţii muncii şi a eficienţei operatorului;

- dezvoltarea activităţii reglementate;

Referitor la art. 72, lit. c)

Consumul tehnologic include toate consumurile operatorului, de orice natură, inclusiv pierderile, diferenţele de măsurare şi consumurile pentru uzul propriu, în limitele aprobate de ANRGN.

Referitor la art. 72, lit. d)

În cheltuielile cu personalul vor fi incluse şi costurile pentru plăţi compensatorii datorate salariaţilor, ca urmare a restructurării activităţii operatorilor şi concedierilor colective, numai în situaţia în care obiectivele de creştere a eficienţei economice a activităţii, stabilite de către ANRGN la începutul perioadei de reglementare prin termenul X al formulelor de ajustare anuală, impun astfel de măsuri. În situaţia în care, prin aplicarea unor măsuri de restructurare a activităţii operatorilor şi concedierilor colective, operatorii obţin rate de creştere a eficienţei activităţii economice superioare obiectivelor impuse de ANRGN prin termenul X al formulelor de ajustare anuală, astfel de costuri vor fi recunoscute numai în limita necesară atingerii obiectivelor de eficienţă economică impuse de ANRGN.

Referitor la art. 74, alin. 2, pct a)

Dobânzile, comisioanele bancare şi diferenţele de curs valutar, aferente creditelor pentru finanţarea imobilizărilor corporale şi necorporale puse în funcţiune, sunt recunoscute în CAPEX dacă creditele pentru care acestea sunt plătite finanţează construcţia unor active până la punerea acestora în funcţiune. Aceste sume pot fi incluse în valoarea contabilă a activului sau pot fi evidenţiate separat şi capitalizate, pentru a fi incluse în valoarea bazei de active reglementate RAB, la începutul perioadelor de reglementare.

Referitor la art. 74, alin. 2, pct. b)

Capitalul de lucru se determină pentru fiecare operator şi se adaugă la valoarea RABo implicit, calculat pentru prima perioadă de reglementare. Din cea de a doua şi următoarele perioade de reglementare, valoarea RAB va include şi capitalul de lucru. Capitalul de lucru recunoscut de ANRGN se referă la capitalul de lucru net, necesar operatorului pentru desfăşurarea activităţii curente din perioada de reglementare, pentru o durată medie de 30 de zile calendaristice. Capitalul de lucru net admis se determină ca fiind a 12 parte din valoarea veniturilor totale ale operatorului, estimate a fi realizate din activitatea reglementată în primul an al perioadei de reglementare, exclusiv TVA. În cazul activităţii de furnizare reglementată, veniturile totale ale operatorului se calculează pe baza cantităţilor şi a preţurilor reglementate (exclusiv TVA) estimate pentru furnizarea gazelor naturale către piaţa captivă în primul an al perioadei de reglementare. În situaţia în care operatorul care realizează furnizarea reglementată este integrat cu operatorul sistemului de distribuţie, pentru calculul capitalului de lucru net admis aferent activităţii de furnizare reglementată, tariful de distribuţie inclus în preţul final reglementat nu va fi luat în calcul, astfel încât veniturile totale aferente activităţii de furnizare reglementată să nu includă şi veniturile corespunzătoare realizate din activitatea de distribuţie, desfăşurată concomitent cu activitatea de furnizare reglementată. Stabilirea valorii capitalului de lucru se face la începutul fiecărei perioade de reglementare, corecţia între capitalul de lucru net estimat pentru perioada de reglementare şi capitalul de lucru din perioada de reglementare anterioară inclus în RAB realizându-se prin termenul Delta CLP^n din formula de determinare a RAB explicitată în art. 116 din Metodologie.

În valoarea RAB vor fi incluse şi provizioanele constituite pentru riscul de neîncasare a creanţelor comerciale rezultate din desfăşurarea activităţii reglementate, care au depăşit termenul legal de prescriere, precum şi provizioanele constituite pentru refacerea mediului, în limita recunoscută la calculul impozitului pe profit, conform prevederilor legale.

Prin creanţe comerciale ce au depăşit termenul de prescriere se înţeleg acele debite care, cu toate eforturile managementului operatorilor, nu au putut fi recuperate din motive obiective, datorită prescrierii lor sau falimentului clientului în baza unei decizii judecătoreşti rămasă definitivă şi irevocabilă. De asemenea, acestea includ şi toate costurile efectuate de operator pentru recuperarea acestora (ex. taxe de timbru, cheltuieli de judecată, altele asemenea.) Aceste cheltuieli se capitalizează şi se includ în provizioanele constituite pentru riscul de neîncasare a creanţelor comerciale rezultate din desfăşurarea activităţii reglementate. Pentru calculul amortizării reglementate, aceste provizioane se includ în Grupa 5 "Alte imobilizări corporale şi necorporale" din anexa privind "Duratele reglementate pentru amortizarea imobilizărilor corporale şi necorporale".

Secţiunea 5. Reguli privind calculul bazei de active reglementate (RAB)

Referitor la art. 107

Metoda de calcul a RAB implicit va fi utilizată pentru determinarea valorii bazei de active reglementate pentru:

- SNTGN Transgaz SA Mediaş, pentru determinarea valorii bazei de active reglementate aferente activităţii de transport;

- SNGN Romgaz SA Mediaş pentru determinarea valorii bazei de active reglementate aferente activităţii de înmagazinate subterană

- SC Distrigaz Nord SA Târgu Mureş şi SC Distrigaz Sud SA Bucureşti, pentru determinarea valorii bazei de active reglementate aferente activităţilor de distribuţie şi de furnizare reglementată

Metoda RAB implicit va fi utilizată pentru aceşti operatori numai pentru a determina valoarea bazei de active reglementate la începutul primei perioade de reglementare. Începând cu cea de a doua perioadă de reglementare, această metodă nu va mai fi utilizată, determinarea valorii bazei de active reglementate urmând regulile din Metodologie pentru toate perioadele de reglementare ulterioare.

Metoda de calcul a RAB prin reconstituirea valorii nete a bazei activelor reglementate se va aplica tuturor celorlalţi operatori licenţiaţi din sectorul gazelor naturale care desfăşoară activităţi reglemente. Valoarea RAB care va fi luată în considerare la fundamentarea tarifelor şi/sau preţurilor reglementate va reflecta valoarea netă a bazei de active reglementate rezultată în urma reconstituirii acesteia, corectată cu gradul de utilizare a respectivelor active la momentul reconstituirii în raport cu parametrii prevăzuţi în proiectele de execuţie înaintate ANRGN pentru autorizarea respectivelor sisteme. Diferenţa dintre valoarea RAB reconstituită şi valoarea RAB inclusă în calculul tarifelor şi/sau preţurilor reglementate la începutul perioadei de reglementare va fi luată în considerare pe măsura atingerii parametrilor proiectaţi ai sistemelor, în valoare actualizată, astfel încât să se asigure recuperarea integrală a capitalului investit.

Referitor la art. 110

Pentru activitatea de furnizare reglementată, valoarea iniţială RABo, utilizată la calculul venitului de bază în primul an al primei perioade de reglementare, reflectă valoarea activelor aferente furnizării gazelor naturale pe piaţa consumatorilor ce vor rămâne în continuare captivi de drept. Valoarea RABo nu include activele aferente furnizării gazelor naturale pe piaţa consumatorilor eligibili.

Subsecţiunea 5.2. Metoda RAB implicit

Referitor la art. 116

Începând cu a doua perioadă de reglementare şi pentru toate cele ce urmează acesteia, calculul valorii RAB la începutul perioadei de reglementare se realizează pe baza formulei din Metodologie.

Valoarea (1 RI^C) din formula din Metodologie şi care reprezintă rata cumulată a inflaţiei în perioada de reglementare se calculează astfel:

5

(1 RI^c)= \'f0 (1 RI(i,actual)^n-1

i=2

unde:

n = perioada de reglementare curentă

RI(i,actual)^n-1 = rata inflaţiei în anul i al perioadei de reglementare n-1

În termenul ΣD^n-1 din formula din Metodologie, reprezentând valoarea cumulată a amortizării reglementate în perioada de reglementare "n-1", se include:

- amortizarea calculată pe baza valorii RAB la începutul perioadei de reglementare;

- amortizarea aferentă imobilizărilor corporale puse în funcţiune pe parcursul perioadei de reglementare "n-1", pentru înlocuirea imobilizărilor corporale amortizate integral, conform regulilor privind amortizarea reglementată, aflate în funcţiune la 31 decembrie 2004. Valoarea acestei amortizări este inclusă în formulele de corecţie anuală a venitului reglementat (art. 44, art. 45 şi art. 46 din Metodologie) prin termenul INV^d.

- amortizarea colectată suplimentar de operator, ca urmare a introducerii în formulele de ajustare anuală a venitului reglementat unitar a influenţei elementelor generatoare de costuri.

Termenul CLP^n din formulă reprezintă corecţia pentru capitalul de lucru net şi pentru provizioanele pentru creanţele comerciale ieşite din termenul de prescriere şi pentru provizioanele pentru refacerea mediului.

Pentru activitatea de furnizare reglementată, inclusiv în cazul furnizării de ultimă instanţă, valoarea RAB aferentă acestei activităţi va fi ajustată la începutul fiecărei perioade de reglementare, ţinând cont şi de migrarea efectivă a consumatorilor dinspre piaţa reglementată spre piaţa liberă concurenţială.

Referitor la art. 118, alin. (1), lit. b)

Construirea registrului iniţial al activelor reglementate porneşte de la evidenţele contabile ale operatorilor, aşa cum sunt aceste active înregistrate la data de 31 decembrie 2004. Translatarea activelor din registrele contabile în registrele de evidenţă a bazei de active reglementate se va realiza după următoarele criterii:

a) imobilizări corporale ce vor fi înregistrate în evidenţa activelor reglementate cu valoare "zero": ...

1. conductele de distribuţie puse în funcţiune până la 1 ianuarie 1995, indiferent de valoarea contabilă rămasă;

2. conductele de distribuţie aparţinând terţilor, indiferent de vechimea acestora, aflate în exploatarea şi întreţinerea operatorilor la data de 31 decembrie 2004;

b) imobilizări corporale ce vor fi înregistrate în evidenţa activelor reglementate cu valoarea determinată prin multiplicarea valorii contabile rămase la 31 decembrie 2004 cu coeficientul calculat ca raport între 1/3 din valoarea RABo şi valoarea contabilă rămasă la data de 31 decembrie 2004: ...

1. conductele de distribuţie puse în funcţiune între 1 ianuarie 1995 şi 1 ianuarie 2000;

2. imobilizările corporale şi necorporale, altele decât conductele de distribuţie, a căror durată normată de amortizare, conform reglementărilor contabile în vigoare, este mai mică de cinci ani inclusiv;

c) imobilizări corporale ce vor fi înregistrate în evidenţa activelor reglementate cu valoare determinată prin multiplicarea valorii contabile rămase la 31 decembrie 2004 cu coeficientul calculat ca raport între 2/3 din valoarea RABo şi valoarea contabilă rămasă la data de 31 decembrie 2004: ...

1. conductele de distribuţie puse în funcţiune după 1 ianuarie 2000;

2. imobilizări corporale şi necorporale supuse amortizării, conform reglementărilor contabile în vigoare, altele decât cele menţionate la punctul b) alineatul 2.

Capitolul VII

Rata reglementată a rentabilităţii capitalului

Referitor la art. 120

Calculul WACC se face în termeni nominali, după impozitul pe profit. Transformarea WACC nominal, post-tax în RoR real, pretax se face cu următoarea formulă:

*Font 9*

1 WACC 1 pi nr 1 WACC-pi 1

------ - 1 1 - (------)^nr - -- . ---- . (--------) . (1 - -----------)

1 pi T 1 WACC nc WACC 1 pi (1 WACC)^nc

RoR = ---------- ----- [--------------------------------------------------------------]

(1-T) 1-T 1 pi 1 pi

nr - ------ . [1 - (-------)^nr]

WACC-pi 1 WACC

unde:

RoR - rata reglementată a rentabilităţii capitalului, din formula de calcul a venitului de bază VBo;

WACC - costul mediu ponderat al capitalului, determinat în termeni nominali, după impozitare, calculat pe baza formulei de la art. 121 din Metodologie;

pi - rata medie a inflaţiei în perioada de reglementare;

T - rata impozitului pe profit în perioada de reglementare;

nr - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale şi necorporale;

nc - durata contabilă de amortizare a imobilizărilor corporale şi necorporale, potrivit legii contabilităţii.

Formula de transformare prezentată asigură echivalarea fluxului de numerar generat de activitatea reglementată pe perioada de amortizare a imobilizărilor corporale şi necorporale, conform regulilor privind amortizarea reglementată, calculat în termeni nominali, după aplicarea impozitului pe profit, cu un flux de numerar echivalent, calculat în termeni reali, înainte de aplicarea impozitului pe profit . În formulă s-au cuantificat efectele generate de cele două perioade diferite de amortizare a imobilizărilor corporale şi necorporale, respectiv duratele reglementate de amortizare şi duratele fiscale de amortizare, astfel încât diferenţele dintre cele două durate de amortizare să nu inducă diferenţe în plus sau în minus în fluxul de numerar al operatorilor.

Capitolul VIII

Factorii de ajustare a veniturilor reglementate

Referitor la art. 127

Valoarea ratei de creştere a eficienţei economice se stabileşte de către ANRGN, separat pentru fiecare operator ce desfăşoară activităţi reglementate; aceasta va cuantifica potenţialele economii de costuri ce pot fi realizate în mod concret de către fiecare operator, evaluate pe baza principiilor prevăzute la art. 128 (2) din Metodologie.

Valoarea ratei de creştere a eficienţei economice - X din formulele de ajustare anuală a veniturilor reglementate se determină astfel încât să reflecte câştigurile de eficienţă aşteptate atât pentru cheltuielile de operare, cât şi pentru cheltuielile de capital. În determinare factorului X se consideră valori ale inflaţiei similare celor utilizate la calculul ratei reglementate a rentabilităţii capitalului, astfel încât suma totală a costurilor şi suma totală a veniturilor din perioada de reglementare să fie egale în valori prezente, în termeni nominali înainte de impozitare.

În cazul în care inflaţia efectivă este diferită de valorile estimate ale inflaţiei considerate la determinarea valorii ratei de creştere a eficienţei economice X, diferenţele se includ în termenul de ajustare pentru costurile neprevăzute - CE^t,ds(i), respectiv CEU^d,fr(i).

Referitor la art. 131, alin. (2)

Costurile unitare neprevăzute CEU^d,fr(i) care corectează venitul unitar în anul "i" al perioadei de reglementare se determină pe baza următoarei formule:

CEU(i)^d,fr = (1 RoR) * CE(i-1,actual)^d,fr / Q(i)^d,fr

unde:

CEU(i)^d,fr - valoarea unitară a elementului de corecţie a venitului unitar în anul "i" pentru activitatea de distribuţie, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

RoR - rata reglementată a rentabilităţii capitalului pentru perioada de reglementare pentru activitatea de distribuţie, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

CE(i-1,actual)^d,fr - valoarea totală a costurilor neprevăzute realizate de operator în anul "i-1" din activitatea de distribuţie, respectiv din activitatea de furnizare reglementată;

Q(i)^d,fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv furnizată în regim reglementat, în anul "i" al perioadei de reglementare.

Referitor la art. 134

Formula elementelor generatoare de costuri (EGC) se stabileşte de către ANRGN înainte de începutul fiecărei perioade de reglementare. Setul de indicatori ce vor fi utilizaţi în formula EGC se determină diferenţiat, pentru activitatea de distribuţie şi pentru activitatea de furnizare reglementată. Valoarea coeficienţilor din formula EGC se stabileşte pe baze individuale şi este specifică fiecărui operator.

Începând cu cea de a doua şi următoarele perioade de reglementare, formulele de ajustarea a veniturilor reglementate pe baza elementelor generatoare de costuri vor fi determinate în consultare cu fiecare operator, pe baza datelor statistice furnizate ANRGN de către acesta.

Referitor la art. 135, art. 136, art. 137 şi art. 140

Componentele fixe pentru rezervarea capacităţii în sistemul de transport sau de distribuţie - RC(ti), RC(te), RC(t), RC(d), din structura tarifelor de transport, respectiv de distribuţie, exprimate în lei/1000 mc/h, respectiv în lei/mc/h, reprezintă suma pe care un utilizator al sistemului trebuie să o plătească operatorului de sistem pentru a avea rezervată o capacitate de 1000 mc (în cazul sistemelor de transport), respectiv de un mc (în cazul sistemelor de distribuţie) în orice oră dintr-un interval continuu de 365 de zile calendaristice.

Referitor la art. 143

Fundamentările de stabilire a venitului de bază, precum şi propunerile de preţuri şi/sau tarife reglementate se înaintează ANRGN de către operatorii licenţiaţi.

● Datele şi informaţiile pentru susţinerea elementelor de fundamentare se referă în principal la:

- capacităţile rezervate şi volumele vehiculate prin sistemul de transport, respectiv prin sistemul de distribuţie, capacităţile rezervate şi volumele injectate, stocate şi extrase în şi din depozitele subterane;

- portofoliul de contracte de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă şi din import respectiv pentru serviciile de transport, înmagazinare subterană şi/sau de distribuţie;

- structura de clienţi/consumatori, cu prezentarea caracteristicilor specifice fiecărei categorii (factori de sarcină, consum anual, vârfuri de consum, etc);

Aceste elemente se vor referi atât la realizările din ultimele 6 luni calendaristice anterioare depunerii fundamentărilor, cât şi la estimările operatorului pentru fiecare an al perioadei de reglementare. Totodată, vor fi explicate premisele considerate la estimarea fiecăruia din elementele de fundamentare prognozate.

● Evidenţele contabile reglementate ECR se referă la:

- ECR - realizări pentru ultimul an de activitate anterior perioadei de reglementare;

- ECR - estimare a elementelor cuprinse în ECR pentru anul de bază, împreună cu o prezentare a premiselor considerate la estimarea fiecăruia dintre ele;

- propunerea operatorului de alocare a costurilor, pentru calculul preţurilor şi/sau tarifelor

● Propunerile privind rata de creştere a eficienţei economice se referă la aprecierea de către operator a valorii factorului X din formulele de ajustare. Totodată, operatorul poate propune ANRGN o formulă de cuantificare a influenţelor elementelor generatoare de costuri (formula EGC), cu explicarea mecanismului de determinare.

● Propunerile de preţuri şi/sau tarife reglementate vor reflecta structura de preţuri şi/sau tarife estimată de către operator, având în vedere venitul de bază şi costurile preluate direct fundamentate de operator.

Referitor la art. 144

Pe baza elementelor prezentate, departamentele de specialitate vor analiza şi evalua, împreună cu operatorul, propunerile înaintate, având dreptul să ceară lămuriri suplimentare.

În situaţia în care, pe baza informaţiilor prezentate şi a analizelor efectuate, departamentele de specialitate consideră necesară ajustarea elementelor de fundamentare, vor înainta operatorului propunerile de ajustare, astfel încât să se ajungă la un punct de vedere comun asupra:

- venitului de bază, costurilor preluate direct şi elementelor de ajustare anuală a venitului reglementat;

- structurii de preţuri şi/sau tarife şi nivelului acestora.

Dacă nu se poate ajunge la un punct de vedere comun, departamentele de specialitate au dreptul să decidă asupra elementelor menţionate, având obligaţia ca în raportul întocmit să explice motivele care stau la baza deciziilor luate.

Anexa 2

EVALUARE

privind rata reglementată a rentabilităţii

capitalului în prima perioadă de reglementare 2004-2007

În cursul anului 2003, ANRGN a elaborat o nouă metodologie pentru calculul preţurilor şi al tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale. Aceste "Criterii şi metodele pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale" au fost aprobate prin Decizia preşedintelui ANRGN nr. 1078/2003, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 40 din 19 ianuarie 2004.

Mecanismele de calcul al preţurilor şi al tarifelor reglementate sunt de tipul «revenue-cap» pentru activităţile reglementate de înmagazinare subterană şi de transport şi de tip «price-cap» pentru activităţile reglementate de distribuţie şi de furnizare.

Fundamentarea venitului reglementat în primul an al perioadei de reglementare necesită evaluarea costurilor de operare şi de capital implicate de desfăşurarea activităţii reglementate.

Din acest punct de vedere, metodologia ANRGN urmăreşte asigurarea recuperării capitalurilor investite, inclusiv costurile de capital asociate, dacă acestea sunt realizate într-o manieră prudentă şi într-o structură optimizată de finanţare.

Evaluarea costurilor de capital şi determinarea ratei reglementate a rentabilităţii - RoR, recunoscută de ANRGN pentru fiecare activitate reglementată, utilizează metodologia costului mediu ponderat al capitalului (WACC). Determinarea WACC este făcută în termeni nominali, după impozitul pe profit, iar stabilirea RoR este în termeni reali, înainte de impozitul pe profit.

Echivalarea WACC (nominal, după impozitare) cu RoR (real, înainte de impozitare) a fost realizată pe baza unei formule de echivalare care asigură egalitatea dintre capitalul investit şi fluxul de numerar (în valori prezente), disponibil pe perioada de amortizare reglementată a imobilizărilor corporale şi necorporale, discountat cu valoarea WACC.

Deoarece companiile ce desfăşoară activităţile reglementate în România nu sunt cotate pe pieţele de capital, calculul WACC este realizat utilizând informaţiile disponibile pentru alte companii utilizate drept comparatori. Aceste companii sunt selectate dintre cele cotate pe pieţele internaţionale şi care desfăşoară ca activitate principală activitatea reglementată, fiind în acelaşi timp sub un regim de reglementare similar celui din România.

Determinarea costului capitalului propriu pentru perioada de reglementare, (ca element de calcul al WACC), în termeni nominali, după impozitare, utilizează modelul de calcul a rentabilităţii unui activ pe piaţa de capital (CAPM).

Activele fără risc considerate sunt obligaţiunile statului român, denominate în EURO, emise pe piaţa internaţională, la care a fost adăugată prima de risc pentru rata de schimb.

Valoarea determinată a costului activelor fără risc, denominate în EURO, este de 5,98% şi reprezintă aşteptările pieţei la momentul actual. Având în vedere că perioadele de reglementare încep la date diferite, valoarea determinată mai sus a fost corectată diferenţiat pentru activităţile reglementate, în funcţie de data începerii primului an al perioadei de reglementare, după cum urmează:

- în cazul activităţii de transport şi de înmagazinare subterană - 6,4 %;

- în cazul activităţii de distribuţie şi de furnizare reglementată - 6,6 %.

Prima de risc pentru rata de schimb LEI/EURO a fost calculată ca raport între inflaţia estimată pentru România şi cea estimată pentru zona Euro, în perioada 2004 -2007. Sursele informaţiilor privind prognozele de inflaţie sunt previziunile Institutului Român de Economie Mondială şi Comisiei Economice Europene. Valorile primei de risc determinate pe baza celor menţionate sunt:

- în cazul activităţii de transport şi de înmagazinare subterană - 5,8 %;

- în cazul activităţii de distribuţie şi de furnizare reglementată - 5,3 %.

Sursa cotaţiilor pe pieţele internaţionale a obligaţiunilor statului român, denominate în EURO, a fost BLOOMBERG.

În consecinţă, valorile activului fără risc, denominat în lei, în termeni nominali, înainte de impozitare, considerate la calculul WACC sunt:

- în cazul activităţii de transport şi de înmagazinare subterană - 12,6 %;

- în cazul activităţii de distribuţie şi de furnizare reglementată - 12,2 %.

Evaluarea nivelului â(U) s-a realizat pe baza comparaţiei cu companii de profil, cotate pe pieţele internaţionale de capital şi aflate în condiţii similare de reglementare. Pentru o cât mai corectă evaluare, au fost considerate atât companii de distribuţie a gazelor naturale, cât şi de distribuţie a energiei electrice, astfel încât numărul de observaţii a valorilor să fie suficiente pentru a se putea estima nivelul â(U). Pe baza observaţiilor efectuate a fost considerat un nivel â(U) = 0,530 în cazul activităţilor de transport şi înmagazinare subterană, respectiv un nivel â(U) = 0,680 în cazul activităţilor de distribuţie şi furnizare reglementată.

Prima de risc a pieţei (MRP), utilizată în determinarea costului capitalului propriu, este de 6,7% şi a fost determinată ca medie aritmetică a diferenţelor observate între valorile riscului pentru pieţele dezvoltate şi riscul obligaţiunilor guvernamentale cu termen de maturitate de 10 ani, emise în perioada 1900 - 2000, tranzacţionate pe pieţele respective.

Estimarea costului datoriilor porneşte de la estimarea dobânzii pentru un activ fără risc, la care se adaugă prima pentru riscul de piaţă, observată pentru obligaţiunile emise de companiile utilizate drept comparatori.

Ratingul de ţară estimat pentru perioada următoare are la bază ratingurile şi prognozele agenţiilor consacrate (Standard and Poors, Moodys), fiind considerată îmbunătăţirea acestuia la BBB-, de la BB cât este în prezent. Având însă în vedere că, cel puţin la acest moment, ratingul obligaţiunilor statului român este BB , prima pentru riscul de piaţă al datoriilor a fost evaluat ca o primă compozită cu o structură de risc 50% BB /50% BBB-. Valorile primei pentru riscul de piaţă al datoriilor, în funcţie de datoriilor observată la comparatori, a fost considerată la:

- în cazul activităţii de transport şi de înmagazinare subterană - 4,8 %;

- în cazul activităţii de distribuţie şi de furnizare reglementată - 4,7 %.

Pentru prima perioadă de reglementare, este considerată o structură a capitalului, după cum urmează:

- în cazul activităţii de transport şi de înmagazinare subterană, raportul D/CP este de 1/3

- în cazul activităţii de distribuţie şi de furnizare reglementată, raportul D/CP este de 3/7

Structura de capital prezentată mai sus este considerată ca fiind o ţintă de atins pentru companiile ce activează pe piaţa internă, stimulent în optimizarea structurii capitalului şi a costurilor de finanţare a acestuia.

Pe baza informaţii prezentate, ANRGN a calculat următoarele valori pentru WACC (nominal, după impozitare)

┌──────────────────────────┬─────────────────────────┬────────────────────────┐

│ │ Transport şi │Distribuţie şi furnizare│

│ Elementul de calcul │ înmagazinare subterană │ reglementată │

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Activul fără risc │ 12,6 %│ 12,2 %│

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Impozitul pe profit │ 25 %│ 25 %│

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Raportul D/CP │ 1/3│ 3/7│

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Valoarea â(L) │ 0,663│ 0,899│

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Valoarea MRP │ 6,7 %│ 6,7 %│

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Prima de risc a datoriilor│ 4,8 %│ 4,7 %│

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Costul capitalului propriu│ 17,0 %│ 18,2 %│

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Costul datoriilor │ 17,4 %│ 16,9 %│

├──────────────────────────┼─────────────────────────┼────────────────────────┤

│Valoare WACC │ │ │

│(nominal, după impozitare)│ 16,0 %│ 16,6 %│

└──────────────────────────┴─────────────────────────┴────────────────────────┘

Transformarea valorii WACC determinată mai sus în echivalent valoare RoR în termeni reali, înainte de impozitare s-a realizat cu următoarea formulă:

*Font 9*

1 WACC 1 pi nr 1 WACC-pi 1

------ - 1 1 - (------)^nr - -- . ---- . (--------) . [1 - -----------]

1 pi T 1 WACC nc WACC 1 pi (1 WACC)^nc

RoR = ---------- ----- [--------------------------------------------------------------]

(1-T) 1-T 1 pi 1 pi

nr - ------ . [1 - (-------)^nr]

WACC-pi 1 WACC

Valoarea duratei reglementată de amortizare - nr, utilizată în formulă, este de 30 de ani în cazul activităţii de transport şi de înmagazinare subterană, respectiv de 25 de ani în cazul activităţii de distribuţie şi de furnizare reglementată. Valoarea contabilă rămasă de amortizare - nc, utilizată în formulă, este de 10 de ani în cazul tuturor activităţilor. Valoarea estimată a ratei inflaţiei, calculată ca medie geometrică pentru perioada iulie 2004 - decembrie 2007, este de 6,88 %.

Pe baza informaţiilor prezentate, disponibile în acest moment, au rezultat următoarele valori al RoR:

- în cazul activităţii de transport şi de înmagazinare subterană - 10,8 %

- în cazul activităţii de distribuţie şi de furnizare reglementată - 11,7 %

Evaluările ANRGN reflectă informaţiile şi estimările disponibile în acest moment, privind aşteptările pieţei în perioada aprilie 2004 - 2007. Pe măsură ce aceste evaluări se vor modifica, ANRGN va recalcula valorile WACC şi RoR, astfel încât la data prezentării în Consiliul Consultativ şi în Comitetul de Reglementare al ANRGN a raportului privind evaluarea venitului de bază în primul an al primei perioade de reglementare, valorile WACC şi RoR să reflecte cele mai bune estimări disponibile privind aşteptările pieţei.

Anexa 3

EVALUAREA

formulei elementelor generatoare de costuri - EGC

în prima perioadă de reglementare 2004-2007

Pentru activitatea de distribuţie şi pentru activitatea de furnizare reglementată, în formulele de ajustare anuală a venitului unitar reglementat sunt incluse şi formulele de cuantificare a influenţelor determinate de elementele generatoare de costuri - EGC^d,fr.

Elementele generatoare de costuri - EGC^d,fr, reprezintă factorii externi operatorilor, care prin evoluţia lor determină variaţii ale costurilor acestora, existând o legătură de cauzalitate directă, continuă şi constantă între evoluţia lor şi modificarea costurilor operatorilor.

Cuantificarea influenţelor determinate de elementele generatoare de costuri se realizează prin formulele de ajustare aplicate în metodologiile de tip "price-cap", având în vedere că în interiorul perioadelor de reglementare nu au loc revizuiri ale costurilor aprobate de reglementator, odată ce venitul reglementat a fost stabilit la începutul perioadei de reglementare. De aceea, existenţa în formulele de ajustare anuală a venitului reglementat a relaţiilor prin care sunt cuantificate influenţele determinate de elementele generatoare de costuri - EGC^d,fr este deosebit de importantă, rolul acestora fiind de a "modela" veniturile reglementate în funcţie de modificarea unor elemente din activitatea operatorului reglementat.

Pentru prima perioadă de reglementare, ANRGN a identificat o serie de elemente generatoare de costuri, pe baza datelor statistice furnizate de către SC Distrigaz Nord SA Târgu Mureş şi de către SC Distrigaz Sud SA Bucureşti. Identificarea elementelor generatoare de costuri a fost efectuată prin metode statistice, selecţionarea EGC având loc în funcţie de impactul pe care acestea îl generează în costurile operatorilor.

Analiza şi determinarea EGC s-au efectuat separat pentru costurile de capital şi pentru costurile de operare, pentru fiecare din activităţile de distribuţie reglementată şi de furnizare reglementată.

Din datele furnizate de cei doi operatori, au fost identificate EGC doar pentru activitatea de distribuţie. În cazul activităţii de furnizare reglementată datele sunt insuficiente pentru a selecta EGC care să prezinte suficientă încredere.

Pentru activitatea de distribuţie, au fost identificate ca semnificative următoarele EGC:

● în cazul costurilor de capital:

- lungimea reţelei

● în cazul costurilor de operare:

- lungimea reţelei

- volumul de gaze distribuite

- numărul de consumatori

Valorile determinate pentru elementele generatoare de costuri sunt:

● în cazul costurilor de capital:

Delta CAPEX = 667,1 x Delta (lungimea reţelei)

unde:

Delta CAPEX reprezintă capitalul suplimentar investit pentru creşterea lungimii reţelei, exprimat în milioane lei echivalent 2003;

Delta (lungimea reţelei) reprezintă creşterea lungimii reţelei, exprimată în km.

Elementul generator de cost "lungimea reţelei" identificat statistic şi coeficientul calculat sunt aplicabile numai în situaţia unor capitaluri investite ce conduc la dezvoltarea reţelei de distribuţie prin construcţia unor noi conducte. Acest element nu cuantifică capitalul investit pentru înlocuirea conductelor existente sau pentru obţinerea altor imobilizări corporale sau necorporale (clădiri, echipamente, active financiare, etc).

● în cazul costurilor de operare:

Delta OPEX = 60,40 x Delta (lungimea reţelei) 0,100 x Delta (număr consumatori) 0,062 x Delta (gaz distribuit)

unde:

Delta OPEX reprezintă costurile suplimentare de operare generate de creşterea lungimii reţelei, a numărului de consumatori şi/sau a volumului de gaze distribuite, exprimat în milioane lei echivalent 2003;

Delta (lungimea reţelei) reprezintă creşterea lungimii reţelei, exprimată în km;

Delta (număr consumatori) reprezintă creşterea numărului de abonaţi, exprimată numeric;

Delta (gaz distribuit) reprezintă creşterea volumului de gaze naturale distribuite, exprimată în mii mc.

Elementul generator de cost "lungimea reţelei" identificat statistic şi coeficientul calculat sunt aplicabile numai în situaţia unor capitaluri investite ce conduc la dezvoltarea reţelei de distribuţie prin construcţia unor noi conducte. Acest element nu cuantifică capitalul investit pentru înlocuirea conductelor existente sau pentru obţinerea altor imobilizări corporale sau necorporale (clădiri, echipamente, active financiare, etc.)-

Creşterea numărului de consumatori se referă la creşterea numărului locurilor de consum prin conectarea unor noi consumatori. Elementul generator de cost "număr de consumatori" nu cuantifică cheltuielile de operare generate de creşterea numărului de consumatori prin separarea punctelor de consum.

Formula generală a elementelor generatoare de costuri se determină astfel:

Delta (Costuri suplimentare) = Delta CAPEX((RoR AR)) Delta OPEX

unde:

Delta (Costuri suplimentare) reprezintă costurile suplimentare, exprimate în milioane lei;

Delta CAPEX((R0R AR)) reprezintă costurile de capital suplimentare şi amortizarea suplimentară implicate de capitalul investit, exprimate în milioane lei;

Delta OPEX reprezintă costurile suplimentare de operare generate de creşterea lungimii reţelei, a numărului de consumatori şi/sau a volumului de gaze distribuite, exprimate în milioane lei.

Integrarea formulelor de determinare a costurilor de capital şi de operare într-o singură formulă generală, prin care se pot cuantifica costurile suplimentare generate de elementele generatoare de costuri şi transferarea coeficienţilor din valori 2003 în valori 2006, respectiv 2007, conduce la următoarele formule:

Delta (Costuri suplimentare)(2006) = 200,1 x Delta (lungimea reţelei)(2006) 0,120 x Delta (număr consumatori)(2006) 0,075 x Delta (gaz distribuit)(2006)

Delta (Costuri suplimentare)(2007) = 206,1 x Delta (lungimea reţelei)(2007) 0,124 x Delta (număr consumatori)(2007) 0,077 x Delta (gaz distribuit)(2007)

unde:

Delta (Costuri suplimentare)(2006, 2007) reprezintă costurile suplimentare totale generate de creşterea lungimii reţelei, a numărului de consumatori şi/sau a volumului de gaze distribuite, exprimate în milioane lei echivalent 2006, respectiv 2007;

Delta (lungimea reţelei)(2006, 2007) reprezintă creşterea lungimii reţelei în 2005 faţă de 2004 respectiv în 2006 faţă de 2005, exprimată în km;

Delta (număr consumatori)(2006, 2007) reprezintă creşterea numărului de abonaţi în 2005 faţă de 2004, respectiv în 2006 faţă de 2005, exprimat numeric;

Delta (gaz distribuit)(2006, 2007) reprezintă creşterea volumului de gaze naturale distribuite în 2005 faţă de 2004, respectiv în 2006 faţă de 2005, exprimat în mii mc.

Rata inflaţiei utilizată în calculul de ajustare a coeficienţilor a fost considerată după cum urmează:

2004 - 9%

2005 - 7%

2006 - 4%

2007 - 3%

Din testele şi analizele statistice efectuate a rezultat că nu există deosebiri semnificative între ecuaţiile SC Distrigaz Nord SA Târgu Mureş şi SC Distrigaz Sud SA Bucureşti, astfel încât pentru prima perioadă de reglementare aceste formule vor fi aplicate în cazul tuturor distribuitorilor, pentru ajustarea venitului unitar reglementat aferent activităţii de distribuţie.

Formulele prezentate vor fi incluse în formula generală de ajustare a venitului unitar reglementat, coeficienţii de calcul fiind determinaţi individual pentru fiecare distribuitor în funcţie de volumul de gaze naturale distribuite. Determinarea coeficienţilor individuali de ajustare a venitului unitar reglementat pentru fiecare distribuitor se va face astfel încât să se asigure egalitatea dintre valorile actualizate nete ale veniturilor şi ale costurilor reglementate. Formula de echivalare a veniturilor şi costurilor în perioada de reglementare, utilizată pentru determinarea coeficienţilor individuali de ajustare a veniturilor unitare reglementate (ECG) este următoarea:

i=2007 VRU(i)^d, * Q(i)^d i=2007 Costuri(i)^d

Σ -------------------- = Σ -------------------------

i=2005 [1 WACC(NOM)^PRE] i-2005 [1 WACC(NOM)^PRE]^i-2005

unde:

VRU(i)^d - venitul unitar reglementat aferent activităţii de distribuţie în anul "i" al perioadei de reglementare;

Q(i)^d - cantitatea totală de gaze naturale distribuite în anul "i" al perioadei de reglementare;

Costuri(i)^d - costurile totale aferente activităţii de distribuţie în anul "i" al perioadei de reglementare;

WACC(NOM)^PRE - costul mediu ponderat al capitalului în perioada de reglementare, în termeni nominali, înainte de taxare.

Formulele individuale se publică odată cu aprobarea venitului unitar reglementat şi a tarifelor de distribuţie pentru fiecare operator.

Costurile suplimentare totale generate de creşterea lungimii reţelei, a numărului de consumatori şi/sau a volumului de gaze distribuite în anul 2007 faţă de anul 2006 vor fi avute în vedere şi vor fi incluse în venitul de bază al primul an al celei de a doua perioade de reglementare.

Pentru activitatea de furnizare reglementată, având în vedere lipsa informaţiilor pe de o parte şi continuarea deschiderii pieţei interne de gaze naturale, ajustarea venitului unitar reglementat aferent activităţii de furnizare reglementată se va realiza respectând următoarele principii:

- valoarea totală a costurilor considerate fixe la stabilirea venitului de bază în primul an al perioadei de reglementare va fi menţinută constantă în termeni reali. Valoarea unitară a costurilor fixe incluse în venitul reglementat se va determina prin împărţirea valorii totale a costurilor fixe, ajustate cu inflaţia, la cantitatea anuală de gaze naturale care urmează a fi furnizată în regim reglementat.

- valoarea unitară a costurilor considerate variabile la stabilirea venitului de bază în primul an al perioadei de reglementare va fi menţinută constantă în termeni reali în valoare unitară.

Pentru cea de a doua şi următoarele perioade de reglementare, elementele generatoare de costuri şi coeficienţii aplicabili fiecărui element vor fi determinate de către ANRGN împreună cu fiecare operator, pe baza datelor colectate de operator în perioadele de reglementare anterioare.

--------