GAZUL NATURAL GHID LEGISLATIV

Laurențiu Pachiu Cristina Dragoș

-Ianuarie 2014-

2

Pachiu și Asociatii este o firmă românească de top, specializată în domeniul avocaturii de business, dedicând o atenție specială ariei de practică energie. Uniți prin Excelență, scopul firmei este de a oferi soluții prompte, eficiente și personalizate tuturor problemelor juridice pe care clienții interni și internaționali le au în România, indiferent de complexitatea acestora. Cunoașterea și înțelegerea fiecărui client și a domeniului său specific de activitate este esențială. Avocații noștri își dedică timpul și resursele dezvoltării unor relații pe termen lung cu toți clientii firmei. Avocații sunt împărțiți în cele șase domenii de practică ale firmei: Energie, Imobiliar, Corporate, Litigii, Parteneriate Public-Private și Finanțe. Apartenența exclusivă la Associated European Energy Consultants (AEEC), o rețea internațională ce reunește cele mai performante firme de avocatură și consultanță specializate în energie din Europa, permite avocaților firmei să împărtășească la nivel mondial competența profesională în acest domeniu. Firma poate oferi asistență la nivel internațional, grație calității de membri ai unor rețele de avocatură regionale și globale, precum și pe baza parteneriatelor pe termen lung cu una dintre firmele din Magic Circle și cu diferite firme de avocatură renumite, din marile centre internaționale de afaceri.

3

Cuprins/ Table of Contents INTRODUCERE ............................................................................................................................................... 5

PREZENTARE GENERALĂ A SECTORULUI ŞI A PIEŢEI DE GAZE NATURALE DIN ROMÂNIA ........................... 6

AUTORITĂȚI COMPETENTE DE REGLEMENATRE ÎN DOMENIUL GAZELOR NATURALE .............................. 12

ACTIVITĂŢILE SPECIFICE REGLEMENTATE ÎN SECTORUL GAZELOR NATURALE .......................................... 14

Producţia de gaze naturale ..................................................................................................................... 15

Înmagazinarea gazelor naturale ............................................................................................................. 16

Transportul gazelor naturale .................................................................................................................. 16

Distribuţia gazelor naturale .................................................................................................................... 17

Furnizarea gazelor naturale .................................................................................................................... 18

REGLEMENTAREA PREŢURILOR ŞI A TARIFELOR ÎN DOMENIUL GAZELOR NATURALE ............................... 19

ASPECTE GENERALE PRIVIND ACTIVITĂŢILE DE IMPORT ŞI EXPORT DE GAZE NATURALE ......................... 24

INTRODUCTION ........................................................................................................................................... 27

OVERVIEW OF THE ROMANIAN NATURAL GAS INDUSTRY AND MARKET .................................................. 28

COMPETENT REGULATORY AUTHORITIES IN THE NATURAL GAS FIELD ..................................................... 33

SPECIFIC ACTIVITIES REGULATED IN THE NATURAL GAS INDUSTRY ........................................................... 35

Natural gas production ........................................................................................................................... 36

Natural Gas Storage ................................................................................................................................ 37

Natural Gas Transmission ....................................................................................................................... 38

Natural Gas Distribution ......................................................................................................................... 38

Natural Gas Supply .................................................................................................................................. 39

4

PRICE AND TARIFF REGULATION IN THE NATURAL GAS FIELD ................................................................... 40

GENERAL FACTS ON NATURAL GAS IMPORT AND EXPORT ACTIVITIES ...................................................... 45

5

INTRODUCERE

Motivul care a stat la baza alcătuirii unui ghid legislativ pe aspecte ce țin de industria gazelor

naturale din România rezidă în vasta noastră experiență în abordarea nevoilor clienților și

acordarea de asistență juridică la momentul intrării acestora pe piața din România, sau la

începerea activității în industria gazelor naturale. Noi, cei din cadrul Pachiu și Asociații, suntem

conștienți că procesul decizional în industria gazelor naturale nu este unul facil, mai ales în

cazul țării noastre. Cadrul juridic întortocheat și oarecum volatil (sau, pe alocuri, insuficient

dezvoltat) și lipsa unor stimulente financiare sub forma de scutiri de impozite, spre exemplu,

pot îngreuna accesul unui potențial investitor pe piața din România.

Cu toate acestea, considerăm că există posibilitatea ca o activitate să se desfășoare în mod

simplu, fără obstacole. Prin urmare, am conceput un ghid legislativ actualizat, cu accent pe

domeniul comercial, ce pune la dispoziția părților interesate o perspectiva globală asupra

activităților și legislației în domeniul gazelor naturale, în Romania. Acest ghid cuprinde capitole

redactate de către avocații noștri cu experiență în domeniu și tratează subiecte precum: o

vedere de ansamblu asupra pieței gazelor naturale din România, autoritățile de reglementare și

principalele responsabilități ale acestora, precum și aspectele juridice specifice industriei

gazelor naturale, precum producția, transportul, distribuția și depozitarea. Ghidul supune

atenției chestiuni esențiale pentru potențialii investitori, precum reglementarea prețurilor și

tarifelor și alte aspecte legate de importul și exportul de gaze naturale.

România are suficient potențial pentru a deveni un jucător de elită pe piața regională de

energie. Se poate afirma că țara noastră dispune de elemente ce ar putea contribui la atingerea

unui nivel superior în investiții străine. Îndelungata experiență în domeniul explorării și

exploatării de gaze naturale, poziția geografică strategică și potențialul de resurse naturale

(convenționale și neconvenționale), nemaivorbind de dependența redusă de importuri,

constituite elemente fundamentale ce ar putea atrage investiții noi în domeniul energiei în

general și în special în domeniul explorării și exploatării de gaze naturale.

Pe viitor, România trebuie să atragă cât mai multe investiții străine având în vedere prețurile la

energie ce înregistrează în mod constant creșteri și lipsa interconexiunilor ce ar permite

exportul resurselor subsolului. Pe lângă operatorii de petrol și gaze naturale, și alte companii

din industriile adiacente ar putea deveni interesate de dezvoltarea de proiecte pe piața de gaze

naturale din România. Acest ghid legislativ concis și ușor accesibil poate furniza instrumentele

6

necesare, constituind un real sprijin in înțelegerea cerințelor legislației române în domeniul

gazelor naturale.

PREZENTARE GENERALĂ A SECTORULUI ŞI A PIEŢEI DE GAZE

NATURALE DIN ROMÂNIA

Principalele acte normative ce reglementează activităţile din sectorul gazelor naturale sunt:

Legea petrolului nr. 238/2004, publicată în Monitorul Oficial nr. 535 din 15.06.2004

(denumită în continuare „Legea petrolului”);

Hotărârea Guvernului nr. 2075/2004 privind aprobarea Normelor metodologice

pentru aplicarea Legii petrolului, publicată în Monitorul Oficial nr. 1170 din

10.12.2004;

Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, publicată în Monitorul

Oficial nr. 485 din 16.07.2012 (denumită în continuare „Legea gazelor naturale”).

Legea gazelor naturale transpune Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a

Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul

gazelor naturale şi de abrogare a Directivei 2003/55/CE, publicată în Jurnalul Oficial al

Uniunii Europene seria L nr. 211 din 14 august 2009.

Potrivit prevederilor cuprinse in Constituţia Romaniei precum si in Legea petrolului,

resursele de petrol - constand in gaze naturale, ţiţei şi condensat, situate în subsolul ţării şi

al platoului continental românesc al Mării Negre, fac obiectul exclusiv al proprietăţii

publice şi aparţin statului român.

Dreptul şi obligaţia de exploatare a rezervelor de gaze naturale precum şi dreptul de a

utiliza bunurile aflate în proprietate publică, necesare realizării operaţiunilor petroliere pot

fi transmise persoanelor juridice române sau străine, prin concesiune, în schimbul unei

redevenţe.

Concesiunile petroliere având ca obiect operaţiunile petroliere şi dreptul de a utiliza

bunurile aflate în proprietate publică, necesare realizării operaţiunilor petroliere, se

încheie de către Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale – “A.N.R.M.”, sub formă de

7

acorduri petroliere, pentru o durată iniţială de până la 30 ani, cu posibilitatea prelungirii cu

o durată de până la 15 ani şi sunt supuse aprobării Guvernului. Iniţiativa concesionării

operaţiunilor petroliere poate aparţine fie A.N.R.M., fie persoanelor juridice române sau

străine interesate.

În funcţie de drepturile acordate investitorilor, acordurile petroliere încheiate de A.N.R.M.

pot fi:

(i) acord petrolier de concesiune pentru explorare-dezvoltare-exploatare,

(ii) acord petrolier de concesiune pentru dezvoltare-exploatare,

(iii) acord petrolier de concesiune pentru exploatare,

(iv) acord petrolier de concesiune a depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor

naturale,

(v) acord petrolier de concesiune a sistemului naţional de conducte,

(vi) acord petrolier de concesiune a terminalelor petroliere.

Redevenţa petrolieră se plăteşte trimestrial de către titularii acordurilor petroliere cărora

li s-a acordat dreptul de a efectua operaţiuni petroliere de exploatare, inclusiv exploatare

experimentală, sau de operare a conductelor ce constituie Sistemul naţional de transport al

petrolului ori de operare a terminalelor petroliere, aflate în proprietatea publică a statului.

În prezent, redevenţa datorată de titularii acordurilor petroliere bugetului de stat pentru

activitatea de producţie, variază între 3,5% şi 13%, raportat la producţia brută obţinută.

Redevenţa datorată pentru desfăşurarea activităţilor de transport şi tranzit reprezintă 10%

din valoarea veniturilor brute realizate, iar în ceea ce priveşte activitatea de înmagazinare

subterană a gazelor naturale, redevenţa datorată reprezintă 3% din valoarea venitului brut

realizat.

În ceea ce priveşte dreptul de folosinţă asupra terenurilor pe care se desfăşoară activităţile

din sectorul gazelor naturale, acesta se poate dobândi, printre altele, prin:

cumpărarea terenurilor şi, după caz, a construcţiilor situate pe acestea;

schimbul de terenuri, însoţit de strămutarea proprietarului afectat şi de

reconstrucţia clădirilor pe terenul nou acordat, pe cheltuiala titularului care

beneficiază de terenul eliberat, conform convenţiei părţilor;

închirierea terenului pe durată determinată;

exproprierea pentru cauză de utilitate publică, în condiţiile legii;

concesionare;

8

asocierea dintre proprietarul terenului şi titularul de acord;

Pe durata lucrărilor de dezvoltare, reabilitare, modernizare, respectiv de exploatare şi de

întreţinere a capacităţilor, concesionarii din sectorul gazelor naturale beneficiază de

anumite drepturi asupra terenurilor şi altor bunuri proprietate publică sau proprietate

privată a persoanelor fizice sau juridice precum şi asupra activităţilor desfăşurate de

persoane fizice sau juridice în vecinătatea capacităţilor, cum ar fi: (i) dreptul de uz pentru

executarea lucrărilor necesare în vederea realizării, reabilitării sau modernizării

obiectivelor ori sistemelor, (îi) dreptul de uz pentru asigurarea funcţionării normale a

capacităţii prin efectuarea reviziilor, reparaţiilor şi a intervenţiilor necesare, (iii) dreptul de

servitute legală de trecere subterană, de suprafaţă sau aeriană pentru instalarea de reţele,

de conducte, de linii sau de alte echipamente aferente obiectivelor ori sistemelor şi pentru

accesul la locul de amplasare a acestora, (iv) dreptul de a obţine restrângerea sau încetarea

unor activităţi care ar putea pune în pericol persoane şi bunuri, (v) dreptul de acces la

utilităţile publice.

Referitor la piaţa gazelor naturale din România, aceasta este compusă din urmatoarele:

o piaţă concurenţială - care cuprinde atât tranzacţiile cu gaze naturale încheiate

între furnizori, cât şi tranzacţiile încheiate între furnizori şi clienţii eligibili; pe piaţa

concurenţială, preţurile se formează pe baza cererii şi ofertei, ca rezultat al

mecanismelor concurenţiale; şi

o piaţă reglementată - care cuprinde activităţile cu caracter de monopol natural,

activităţile conexe acestora şi furnizarea la preţ reglementat şi în baza contractelor-

cadru (transport, înmagazinare subterană, distribuţie); pe piaţa reglementată

sistemele de preţuri şi tarife se stabilesc de catre Autoritatea Națională de

Reglementare în Domeniul Energiei – „A.N.R.E.”

În conformitate cu prevederile Acordului stand-by încheiat de Guvernul României cu

Fondul Monetar Internaţional, cu prevederile Acordului DPL DDO negociat cu Banca

Mondială şi cu cele ale Memorandumului Ministerului Economiei şi Mediului de Afaceri nr.

2171/11.05.2012 privind “Implementarea pieţei centralizate de gaze naturale în România

şi extinderea domeniului de activitate al SC OPCOM SA în vederea organizării şi

administrării pieţelor centralizate pentru gaze naturale”, aprobat de către Primul Ministru

în şedinţa Guvernului din data de 16.05.2012, a fost constituit “Grupul de lucru pentru

implementarea pieţei centralizate de gaze naturale”, din care fac parte şi reprezentanţii

9

unora dintre cei mai importanţi jucători pe piaţa gazelor naturale cum ar fi: SNTGN

Transgaz S.A. Mediaş, SNGN Romgaz SA sau SC OMV Petrom SA. Grupul de lucru are rolul

de a analiza soluţiile privind implementarea şi îmbunătăţirile necesare pentru adaptarea la

evoluţia pieţei în ceea ce priveşte înfiinţarea şi buna funcţionare a pieţei centralizate

pentru tranzacţionarea angro, la termen, a gazelor naturale.

Participanţii la piaţa de gaze naturale şi structurile operaţionale asociate sunt:

producătorii, furnizorii, clienţii finali, operatorul/operatorii de transport şi de sistem,

operatorii pieţelor centralizate de gaze naturale, operatorii de distribuţie şi operatorii de

înmagazinare/stocare.

În conformitate cu cerinţele europene şi în scopul creării unui mediu competitiv real,

urmare a unui proces început în anul 2001, la 1 ianuarie 2007 piaţa gazelor naturale din

România a fost deschisa pentru clienţii non casnici, iar la data 1 iulie 2007 pentru toţi

clienţii, oferindu-se astfel acestora posibilitatea de a-şi alege furnizorul şi de a negocia

direct cu acesta contractele de vânzare-cumpărare.

Pe de altă parte, furnizarea de gaze naturale în regim reglementat a fost menţinută, clienţii

putând opta astfel pentru rămânerea în regimul reglementat.

Potrivit prevederilor Legii gazelor naturale, odată ce şi-au exercitat dreptul de eligibilitate

şi de a-şi alege furnizorul, clienţii finali nu mai au dreptul de a reveni la furnizarea

reglementată.

De asemenea, in conformitate cu prevederile din Legea gazelor naturale, la data de 1

decembrie 2012 a inceput eliminarea treptată a preţurilor reglementate la gazele naturale

pentru clienţii finali in ceea ce îi priveste pe clienţii noncasnici, iar pentru clienţii casnici,

eliminarea treptată a preţurilor reglementate la gazele naturale va începe de la data de 1

iulie 2013.

Furnizarea gazelor naturale la preţ reglementat şi în baza contractelor-cadru se va efectua

până la 31 decembrie 2014 pentru clienţii noncasnici, cu excepţia cazului în care la această

dată se constată existenţa unei diferenţe semnificative între preţul de comercializare a

producţiei interne şi preţul european de import, care ar putea periclita stabilitatea pieţei,

situaţie în care termenul se prelungeşte până la 31 decembrie 2015, iar furnizarea gazelor

10

naturale la preţ reglementat şi în baza contractelor-cadru pentru clienţii casnici se va

efectua până la data de 31decembrie 2018.

Eliminarea preţurilor reglementate urmează a fi realizată in conformitate cu Calendarul de

eliminare treptată a preţurilor reglementate pentru clienţii finali si Programul de măsuri

pentru eliminarea preţurilor reglementate la gaze naturale, aprobate în cursul anului 2012,

în conformitate cu Memorandumul aprobat de Guvernul României.

În aplicarea prevederilor Directivei 2003/55/CE a Parlamentului European și a Consiliului

din 26 iunie 2003, privind normele comune pentru piața internă în sectorul gazelor

naturale și de abrogare a Directivei 98/30/CE, Legea gazelor nr. 351/2004, principalul act

normativ care a reglementat sectorul gazelor naturale pana la abrogarea acestuia la data de

06.10.2012, a impus persoanelor juridice din sectorul gazelor naturale, care desfăşoară

activităţi reglementate (furnizare, transport înmagazinare, distribuţie, tranzit), cu excepţia

operatorilor de distribuţie care deservesc un număr de cel mult 100.000 de consumatori,

obligaţia asigurării separării contabile, legale, funcţionale şi organizatorice.

Astfel, ca urmare a obligaţiei de a realiza separarea contabilă, legală, funcţională şi

organizatorică între activitatea de distribuţie şi cea de furnizare a gazelor naturale, S.C.

E.ON Gaz România S.A a fost divizată rezultând două noi societăţi independente din punct

de vedere legal, respectiv E.ON Gaz România S.A. (specializată în furnizarea gazelor

naturale) si E.ON Gaz Distribuţie S.A. (specializată în distribuţia gazelor naturale, precum şi

operarea şi întreţinerea reţelei de distribuţie), iar Distrigaz Sud a fost divizată rezultând

astfel S.C.Distrigaz Sud Reţele S.R.L. şi S.C. Distrigaz Sud S.A. (ulterior S.C. GDF Suez Energy

România S.A.)

Având în vedere faptul că prin Legea gazelor naturale, în conformitate cu prevederile

Directivei 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor

naturale, a fost reglementată obligativitatea separării efective a activităţilor de producţie

sau de furnizare de activităţile de transport şi de sistem, precum şi faptul că Statul Român,

prin acelaşi minister, respectiv Ministerul Economiei, controla atât Societatea Naţională de

Gaze Naturale “Romgaz” - S.A., cât şi SNTGN „Transgaz” – S.A. Mediaş, la data de 01.05.2013

acţiunile deţinute de stat la SNTGN "Transgaz" - S.A. Mediaş au trecut din administrarea

Ministerului Economiei în administrarea Ministerului Finanţelor Publice.

11

În legătură cu modalitatea transpunerii în legislația națională a normelor UE privind piața

internă a gazelor naturale, Comisia Europeană a acționat în judecată România pentru

încălcarea obligațiilor privind transpunerea completă a dispozițiilor Directivei

2009/73/CE. Procesul se află pe rolul Curții Europene de Justiție, iar una din încălcările

reținute prin acțiune o constituie neîndeplinirea obligației separării efective a sistemelor

de transport și a operatorilor de transport și de sistem față de activitățile de producție și

furnizare a gazelor naturale.

În prezent, piaţa gazelor naturale din Romania cuprinde: (i) un operator al Sistemului

Naţional de Transport – SNTGN Transgaz S.A. Mediaş, (ii) un numar de 9 producători:

Romgaz SA, OMV Petrom, Amromco Energy, Raffles Energy, Lotus Petrol, Foraj Sonde,

Carpathian Energy, Distrigaz Sud Retele, Wintershall Holding, (iii) un numar de 3 operatori

de înmagazinare: Romgaz, Depomures si Amgaz (iv) un numar de 46 de operatori de

distribuţie – cei mai mari fiind Distrigaz Sud Reţele SRL şi E.ON Gaz Distribuţie SA si (v) un

numar de 103 furnizori.

Rezervele de gaze naturale atestate ale României, se ridica la acest moment la aproximativ

98 miliarde metri cubi si se estimează că acestea se vor epuiza într-o perioadă de 10 până

la 15 ani.

Consumul de gaze naturale s-a menţinut relativ constant în ultimii ani, la nivelul de 13-14

miliarde metri cubi pe an, în scădere cu aproximativ 4% în anul 2012 faţă de anul 2011.

În anul 2012, consumul de gaze naturale în România a totalizat 144.650.532,208 MWh, din

care 79,35% (114.780.176,953 MWh) a reprezentat consumul non-casnic şi 20,65%

(29.870.355,255 MWh) a reprezentat consumul casnic. Acest consum a fost acoperit în

proporţie de 75,68% (109.468.071,300 MWh) din producţie internă şi 24,32%

(35.182.460,908 MWh) din import (import curent şi extras din înmagazinare).

Primii doi cei mai semnificativi predicatori de pe piata, anume Romgaz şi OMV Petrom, au

acoperit 97,46% din producţia internă de gaze naturale, în timp ce 44,71% din import a

fost realizat de primii trei importatori, cei mai importanți dintre acestia fiind Wintershall si

Imex Oil.

12

AUTORITĂȚI COMPETENTE DE REGLEMENATRE ÎN DOMENIUL

GAZELOR NATURALE

Strategia energetică naţională a Romaniei este elaborată de Ministerul Economiei şi

aprobată de către Guvern, în urma consultării cu organizaţiile neguvernamentale,

partenerii sociali şi cu reprezentanţii mediului de afaceri. Ministerul Economiei elaborează

politica în domeniul gazelor naturale şi asigură ducerea la îndeplinire a acesteia.

Autoritatea de reglementare in sectorul gazelor naturale este Autoritatea Naţională de

Reglementare în Domeniul Energiei – A.N.R.E. care în aprilie 2007, a preluat atribuţiile,

personalul şi bugetul Autorității de Reglementare a Gazelor Naturale (ANRGN) în urma

desfiinţării acesteia.

A.N.R.E are ca obiect de activitate, printre altele, elaborarea, aprobarea şi monitorizarea

aplicării ansamblului de reglementari obligatorii la nivel naţional, necesar funcţionarii

sectorului şi pieţei gazelor naturale în condiţii de eficientă, concurenta, transparenta şi

protecţie a consumatorilor, precum şi implementarea şi monitorizarea măsurilor de

eficienta energetică la nivel naţional.

Principalele atribuţii ale A.N.R.E în sectorul gazelor naturale sunt:

emiterea de decizii, ordine şi avize conforme pentru operatorii economici din

sectorul gazelor naturale;

elaborarea şi aprobarea regulamentelor privind acordarea autorizaţiilor şi

licenţelor în sectorul gazelor naturale şi stabilirea condiţiilor de valabilitate pentru

autorizaţiile şi licenţele acordate;

acordarea, modificarea, suspendarea sau retragerea autorizaţiilor şi licenţelor

pentru operatorii economici din sectorul gazelor naturale;

desfăşurarea de investigaţii cu privire la funcţionarea pieţei gazelor naturale, luarea

măsurilor necesare pentru promovarea unei concurenţe efective şi pentru

asigurarea unei funcţionări corespunzătoare a pieţei;

elaborarea şi/sau aprobarea de metodologii privind preţurile şi tarifele aferente

activităţilor reglementate din sectorul gazelor naturale;

13

aprobarea preţurilor reglementate cu respectarea calendarului de eliminare

treptată a preţurilor reglementate pentru clienţii finali şi stabilirea tarifelor

reglementate în sectorul gazelor naturale;

elaborarea şi aprobarea metodologiei pentru întocmirea studiilor de fezabilitate, în

vederea concesionării serviciului de distribuţie a gazelor naturale;

elaborarea şi/sau aprobarea reglementărilor tehnice, comerciale, economice sau

operaţionale, cu caracter obligatoriu pentru funcţionarea sectorului gazelor

naturale;

elaborarea şi aprobarea contractelor-cadru pentru furnizarea gazelor naturale,

prestarea serviciilor de înmagazinare, de distribuţie şi de transport, desfăşurate pe

baza unor metodologii şi/sau tarife reglementate

Autoritatea competentă abilitată să aplice dispoziţiile Legii petrolului nr. 238/2004 cu

modificările şi completările ulterioare, este Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale –

A.N.R.M., agenţie care este organizată şi funcţionează ca organ de specialitate al

administraţiei publice centrale, cu personalitate juridică, în subordinea Guvernului şi în

coordonarea primului-ministru.

A.N.R.M. are în principal următoarele atribuţii:

gestionează resursele de petrol (gaze naturale, ţiţei şi condensat) ale statului;

negociază clauzele şi condiţiile acordurilor petroliere şi încheie în numele statului

astfel de acorduri;

reglementează operaţiunile petroliere desfăşurate în temeiul acordurilor petroliere,

precum şi al normelor şi instrucţiunilor tehnice emise în aplicarea legii;

acorda permise de prospecţiune în baza cărora pot fi executate lucrări de explorare

într-un perimetru determinat, pentru o perioadă de maximum 3 ani, fără drept de

prelungire;

urmăreşte şi verifică producţia petrolieră pentru calcularea redevenţelor;

controlează respectarea de către concesionar a prevederilor din acordul petrolier,

precum şi a celor din normele şi instrucţiunile din domeniu şi dispune măsuri

pentru respectarea acestora;

urmăreşte aplicarea măsurilor stabilite pentru protecţia suprafeţei şi a subsolului în

cursul operaţiunilor petroliere;

avizează planul de abandonare şi aprobă încetarea concesiunii în baza îndeplinirii

prevederilor planului de refacere a mediului, aprobat de autorităţile abilitate prin

legislaţia privind protecţia mediului.

14

ACTIVITĂŢILE SPECIFICE REGLEMENTATE ÎN SECTORUL

GAZELOR NATURALE

Activităţile din sectorul gazelor naturale pot fi desfăşurate numai pe baza autorizaţiilor

şi/sau licentelor emise de A.N.R.E. în conformitate cu prevederile legale.

Autorizaţiile şi licenţele emise de A.N.R.E. pot fi:

- autorizaţii de proiectare, execuţie şi exploatare a instalaţiilor aferente desfăşurării

activităţilor din sectorul gazelor naturale precum şi autorizaţii de înfiinţare a

acestor instalaţii;

- licenţe pentru desfăşurarea activităţilor de: (i) furnizare de gaze naturale, (îi)

operare a sistemelor de transport, distribuţie sau de înmagazinare subterană, (iii)

operare a conductelor de alimentare din amonte aferente producţiei gazelor

naturale, (iv) operare a terminalelor GNL, (v) administrare a pieţelor centralizate.

Suplimentar autorizaţiilor şi licenţelor emise de A.N.R.E., desfăşurarea activităţilor din

sectorul gazelor naturale este condiţionată de obţinerea unor autorizaţii, aprobări şi avize

emise atât de A.N.R.M., cât şi de alte autoritati, precum agenţiile judeţene pentru protecţia

mediului, autorităţi locale, Administraţia Naţională “Apele Romane”, direcţiile judeţene

pentru cultură, culte şi patrimoniu cultural naţional. Necesitatea obtinerii unor avize sau

autorizatii de la diverse autoritati nationale, judetene sau locale fiind aplicabila de la caz la

caz, functie de anumite aspecte specifice unui proiect, cum ar fi, dar fara a se limita la:

localizarea perimetrului (e.g. zone în care a fost evidenţiat patrimoniu arheologic sau

perimetre off shore) sau specificul zonelor învecinate (e.g. arii naturale protejate sau cai

navigabile).

În conformitate cu prevederile Legii nr. 81/2013 privind aprobarea Ordonanţei de urgenţă

a Guvernului nr. 85/2011 pentru modificarea Legii nr. 50/1991 privind autorizarea

executării lucrărilor de construcţii, actul de autoritate al autorităţii competente desemnate

prin legea specială ţine loc de autorizaţie de construire/desfiinţare pentru executarea

lucrărilor de foraje necesare pentru efectuarea studiilor geotehnice şi a prospecţiunilor

geologice, proiectarea şi deschiderea exploatărilor de gaze naturale şi petrol, a altor

exploatări subacvatice, precum şi a lucrărilor de construire a reţelelor submarine de

transport energetic şi de comunicaţii, în marea teritorială, zona contiguă sau zona

economică exclusivă a Mării Negre.

15

Sectorul gazelor naturale cuprinde in principal activităţile privind producţia, transportul,

tranzitul, înmagazinarea, dispecerizarea, distribuţia, furnizarea şi utilizarea gazelor

naturale precum şi instalaţiile şi echipamentele folosite pentru realizarea acestor activităţi.

Producţia de gaze naturale

Activitatea de producţie a gazelor naturale poate fi desfăşurată în baza unui acord petrolier

încheiat cu A.N.R.M., a autorizaţiilor de înfiinţare a capacităţilor de producţie şi a

conductelor de alimentare din amonte aferente activităţii de producţie, a autorizaţiilor de

funcţionare a obiectivelor/sistemelor de producţie, a licenţei de operare a conductelor de

alimentare din amonte aferente activităţii de producţie şi a licenţei de furnizare a gazelor

naturale.

Producătorii au în principal următoarele obligaţii: (i) să asigure operarea conductelor de

alimentare din amonte aferente producţiei de gaze naturale în condiţii de siguranţă,

eficienţă şi de protecţie a mediului, (ii) să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor

cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii

consumului pe piaţa reglementată, în conformitate cu reglementările A.N.R.E. privind

respectarea graficului de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru

clienţii captivi, furnizorii având obligaţia respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze

naturale, (iii) să comercializeze gazele naturale rezultate ca urmare a procesului de

extracţie, în limitele licenţei de furnizare.

Principalii producători de gaze naturale pe piaţa românească sunt Romgaz şi OMV Petrom,

în anul 2012 aceştia acoperind împreună 97,46% din producţia de gaze naturale, restul

fiind acoperit de societati fara o cota semnificativa de piata, precum Amromco Energy,

Raffles Energy, Lotus Petrol şi Foraj Sonde.

În prezent, pe piaţa gazelor naturale din România activitează un număr de 9 producători,

respectiv: Romgaz SA, OMV Petrom, Amromco Energy, Raffles Energy, Lotus Petrol, Foraj

Sonde, Carpathian Energy, Distrigaz Sud Retele, Wintershall Holding.

16

Înmagazinarea gazelor naturale

Înmagazinarea gazelor naturale reprezintă ansamblul operaţiunilor executate la şi de la

suprafaţă pentru introducerea si stocarea în depozite subterane, precum şi scoaterea

gazelor naturale din aceste depozite.

Înmagazinarea gazelor este monopol natural, serviciile de înmagazinare fiind asigurate de

către un singur operator pentru o zonă determinată. Persoanele juridice române sau

străine pot desfăşura activităţi de înmagazinare a gazelor naturale în baza unui acord

petrolier încheiat cu A.N.R.M. şi numai după obţinerea licenţei de înmagazinare subterană,

emisă de catre A.N.R.E.

Operatorii de înmagazinare au în principal următoarele obligaţii: (i) să opereze, să

întreţină, să reabiliteze şi să modernizeze instalaţiile tehnologice de suprafaţă aferente

depozitelor de înmagazinare, în condiţii de siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a

mediului, (ii) să asigure accesul terţilor la depozitele de înmagazinare, pe baza unor criterii

obiective, transparente şi nediscriminatorii, (iii) să furnizeze informaţii utilizatorilor

sistemului de înmagazinare, necesare pentru un acces eficient la sistem.

În prezent, pe piaţa gazelor naturale activează trei operatori de înmagazinare, anume

Romgaz, Depomures si Amgaz.

Transportul gazelor naturale

Transportul gazelor naturale precum şi tranzitul acestora (transportul pe teritoriul

României al petrolului provenit dintr-un stat şi destinat altui stat) constituie servicii

publice de interes naţional. Sistemul naţional de transport este proprietatea publică a

statului, iar lucrările de dezvoltare, reabilitare, modernizare, exploatare şi întreţinere a

obiectivelor si sistemelor de transport al gazelor naturale sunt lucrări de utilitate publică.

17

Operatorul de transport are în principal următoarele obligaţii: (i) să opereze sistemul de

transport şi să asigure echilibrul fizic rezidual al acestuia, respectiv programarea,

dispecerizarea şi funcţionarea sistemului de transport în condiţii de siguranţă, (ii) să

întreţină, să reabiliteze, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de transport în condiţii de

siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a mediului, (iii) să asigure accesul terţilor la sistemul

de transport, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu

respectarea regimurilor tehnologice, (iv) să asigure racordarea terţilor la sistemul de

transport, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităţilor de transport şi cu

respectarea regimurilor tehnologice; (v) să asigure siguranţa, calitatea, continuitatea

aprovizionării, eficienţa energetică, cu respectarea normelor de securitate şi sănătate a

muncii şi de protecţie a mediului.

Serviciile de transport constituie, de asemenea, monopol natural şi fac obiectul

concesionarii către persoane juridice române sau străine. Operarea sistemului de transport

se poate realiza numai pe baza de licenţa emisa de catre A.N.R.E.

În prezent, singură entitate care deţine licenţa de operare a sistemului naţional de

transport al gazelor naturale in Romania, precum şi a bunurilor proprietate publică

aferente sistemelor de transport, este SNTGN “Transgaz” S.A. Mediaş, o societate pe acţiuni

în care statul român deţine 73,51% din capitalul social, celelalte acţiuni fiind deţinute de

S.C. Fondul Proprietatea S.A. (14,99%), de persoane fizice (6,38%) şi de persoane juridice

(5,12%).

Distribuţia gazelor naturale

Activitatea de distribuţie a gazelor naturale constă în alimentarea unui sistem de mai mulţi

consumatori finali dintr-o zonă, racordaţi prin intermediul unor sisteme de conducte de

distribuţie în regim de presiuni de până la 6 bari şi constituie serviciu public de interes

general.

Serviciul public de distribuţie a gazelor naturale se concesionează pentru una sau mai

multe zone delimitate, concesiunea fiind exclusivă pentru zonele delimitate în care s-a

acordat.

18

Operatorii sistemelor de distribuţie a gazelor naturale îşi desfăşoară activitatea în baza

licenţei acordate de A.N.R.E. şi au următoarele obligaţii principale: (i) să opereze, să

întreţină, să repare, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de distribuţie în condiţii de

siguranţă, eficienţă economică şi de protecţie a mediului, (ii) să presteze serviciul de

distribuţie pentru toţi utilizatorii sistemului de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii,

(iii) să asigure capacitatea pe termen lung a sistemului, (iv) să asigure condiţiile de

securitate în alimentarea cu gaze naturale.

Pe piaţa gazelor naturale din România îşi desfăşoară in prezent activitatea un număr de 46

de operatori de distribuţie, principalii operatori fiind Distrigaz Sud Reţele SRL şi E.ON Gaz

Distribuţie SA.

Furnizarea gazelor naturale

Furnizarea gazelor naturale reprezintă activitatea comercială de vânzare a gazelor

naturale, inclusiv GNL, către clienti şi se realizează pe baza unei licenţei de furnizare emisă

de catre A.N.R.E. În prezent, pe piaţa gazelor naturale activează un numar de 103 furnizori.

Furnizorii de gaze naturale au în principal următoarele obligaţii: (i) să desfăşoare

activitatea de furnizare a gazelor naturale pe bază de contracte comerciale încheiate

conform reglementărilor A.N.R.E.; (ii) să respecte standardele de performanţă pentru

serviciul de furnizare prestat în baza contractelor-cadru; (iii) să asigure înmagazinarea

gazelor naturale, conform reglementărilor A.N.R.E.; (iv) să încheie contracte de achiziţie a

gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului pentru clienţii lor; (v) să

permită clienţilor schimbarea efectivă a furnizorului de gaze naturale în termen de 3

săptămâni de la data solicitării; (vi) să asigure siguranţa, calitatea, continuitatea

aprovizionării, eficienţa energetică, cu respectarea normelor de securitate şi sănătate a

muncii şi de protecţie a mediului precum şi a prevederilor din contractele directe cu

clienţii.

În vederea asigurării securităţii şi continuităţii în furnizarea de gaze naturale, pentru

situaţiile în care licenţele de furnizare a anumitor operatori din sectorul gazelor naturale

sunt retrase sau pentru orice altă situaţie identificată de A.N.R.E. în care clienţii finali nu au

asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă, A.N.R.E. desemnează furnizori de

19

ultimă instanţă pentru prestarea serviciului de furnizare în condiţii specifice reglementate,

la preţuri reglementate de A.N.R.E.

Operatorii din sectorul gazelor naturale pot refuza accesul terţilor la obiectivele/sistemele

din sectorul gazelor naturale în următoarele situaţii:

capacitatea obiectivului/sistemului este insuficientă;

accesul la sistem împiedică îndeplinirea obligaţiilor de serviciu public şi siguranţă în

exploatare;

accesul la sistem poate conduce la serioase dificultăţi economice şi/sau financiare

legate de contractele de tip "take-or-pay" pentru titularul de licenţă/autorizaţie

căruia i se solicită accesul;

calitatea gazelor naturale care urmează să fie introduse în sisteme şi/sau în depozite

nu corespunde cerinţelor impuse de reglementările în vigoare.

REGLEMENTAREA PREŢURILOR ŞI A TARIFELOR ÎN DOMENIUL

GAZELOR NATURALE

Sistemul de preţuri şi tarife aplicabil acestui sector este conceput, în principal, în scopul

asigurării promovării concurenţei, a măririi siguranţei furnizării, a recuperării prudente a

costurilor efectuate în domeniul activităţilor reglementate, a stimulării dezvoltării

capacităţilor aferente sectorului gazelor naturale, precum şi a îmbunatăţirii calităţii gazelor

naturale şi a serviciilor prestate în acest sector.

Elaborarea reglementărilor A.N.R.E. privind sistemele de preţuri şi tarife pentru gazele

naturale este guvernată de aplicarea principiilor privind:

- stabilirea obiectivă, transparentă şi nediscriminatorie a preţurilor şi tarifelor, pe

baza unor metodologii specifice;

- stimularea utilizării eficiente a gazelor naturale şi asigurarea calităţii serviciilor

corelativ cu promovarea concurenţei şi protecţia intereselor clienţilor;

- prevenirea speculaţiilor;

- încurajarea translatării cererii din perioada de consum de vârf către perioade

caracterizate prin consumuri reduse.

20

Stabilirea preţului de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă pentru piaţa

reglementată de gaze naturale este în prezent realizată în conformitate cu prevederile HG

nr. 22/2013, act normativ care se aplică până la data de 31 decembrie 2014.

Determinarea preţurilor şi tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale se realizează

în conformitate cu prevederile legislaţiei secundare aplicabile, principalele reglementări

fiind reprezentate de:

- Ordinul A.N.R.E. nr. 21/2012 privind stabilirea ratei reglementate a rentabilităţii

capitalului în a treia perioadă de reglementare;

- Ordinul A.N.R.E. nr. 22/2012 privind aprobarea Metodologiei pentru aprobarea

preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale, cu

modificările aduse prin Ordinul A.N.R.E. nr. 7/2013;

- Ordinul A.N.R.E. nr. 23/2012 privind stabilirea unui stimulent peste rata

reglementată a rentabilităţii capitalului, pentru categoriile de imobilizări corporale

şi necorporale, în a treia perioadă de reglementare, aferente activităţilor de

transport şi înmagazinare subterană a gazelor naturale.

În compunerea pieţei de gaze naturale intră segmentul pieţei reglementate şi segmentul

pieţei concurenţiale.

Piaţa reglementată a gazelor naturale cuprinde activităţile cu caracter de monopol

natural, activităţile conexe acestora, precum şi furnizarea la preţ reglementat şi în baza

contractelor-cadru pe baza preţurilor şi tarifelor stabilite de A.N.R.E. Această piaţă este

destinată în principal asigurării alimentării cu gaze naturale a clienţilor finali, cuprinzând

activităţi care privesc:

- furnizarea către clienţii non casnici de gaze naturale la preţ reglementat şi în baza

contractelor-cadru până la data de 31 decembrie 2014. Acest termen va putea fi

prelungit până la 31 decembrie 2015 dacă la împlinirea termenului iniţial prevăzut

vor exista diferenţe semnificative între preţul european de import şi preţul de

comercializare aferent producţiei interne şi a căror existenţă ar putea pune în

pericol stabilitatea acestei pieţe;

- furnizarea către clienţii casnici de gaze naturale la preţ reglementat şi în baza

contractelor-cadru până la data de 31 decembrie 2018;

21

- furnizarea de ultimă instanţă de gaze naturale la preţ reglementat şi în baza

contractelor-cadru către clienţii finali.

În ceea ce priveşte mecanismele de calcul aplicabile pentru stabilirea preţurilor şi tarifelor

reglementate, acestea sunt de tip “revenue-cap” pentru activităţile reglementate de

înmagazinare subterană şi de transport şi de tip “price-cap” pentru activităţile

reglementate de distribuţie şi furnizare.

În acest sens, distingem între următoarele categorii de tarife reglementate de A.N.R.E.

aferente piaței gazelor naturale:

- sistemul tarifar pentru activitatea de înmagazinare subterană, care cuprinde un set

de tarife de tipul revenue-cap prin care este stabilit un venit reglementat total care

acoperă costurile totale aferente desfășurării activității pe parcursul unui an al

perioadei de reglementare;

- sistemul tarifar pentru activitatea de transport, care cuprinde un set de tarife de

tipul revenue-cap prin care este stabilit un venit reglementat total care acoperă

costurile aferente unui an al perioadei de reglementare;

- sistemul tarifar pentru activitatea de distribuție, care cuprinde tarife diferențiate pe

operatori licențiati de distribuție și pe categorii de consumatori;

- sistemul tarifar pentru activitatea de furnizare reglementată, care cuprinde

prețurile finale reglementate, acestea fiind stabilite diferențiat pentru fiecare

furnizor licențiat și pe categorii de consumatori, în funcție de configurația

sistemelor pentru care se realizează furnizarea gazelor naturale. Aceste prețuri sunt

de tip monom și cuantifică costurile fixe și variabile legate de realizarea activității de

furnizare în regim reglementat.

În luna iunie 2012, Guvernul Romaniei a aprobat, prin memorandum, Calendarul privind

eliminarea treptată a preţurilor reglementate pentru clienţii finali, acesta fiind elaborat

pentru încadrarea în prevederile legislaţiei europene în materie. Implementarea acestui

Calendar a fost demarata începând cu 1 decembrie 2012 pentru clienţii non-casnici,

urmând a fi aplicat începând cu 1 iulie 2013 pentru clienţii casnici, finalizarea programului

etapizat având loc în anul 2018.

În scopul implementării menţionatului calendar, A.N.R.E. este autoritatea căreia îi revine

atribuţia de monitorizare anuală a rezultatelor calendarului de eliminare treptată a

preţurilor reglementate pentru clienţii finali. De asemenea, A.N.R.E. dispune de dreptul de a

22

stabili structurile de amestec import/intern pentru cantităţile de gaze naturale destinate

consumului, după cum urmează:

- până la data de 31 decembrie 2014 (respectiv până la 31 decembrie 2015 în cazul

prelungirii termenului iniţial) structura specifică a amestecului destinat consumului

clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică dar numai pentru acele

cantităţi de gaze naturale care sunt destinate producerii de energie termică în

centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei;

- până la data de 31 decembrie 2014 (respectiv până la 31 decembrie 2015 în cazul

prelungirii termenului iniţial) structura specifică a amestecului destinat consumului

clienţilor non-casnici, cu excepţia producătorilor energiei termice menţionaţi la

paragraful anterior;

- începând cu data de 1 ianuarie 2015 (respectiv cu data de 1 ianuarie 2016 în cazul

prelungirii termenului iniţial) şi până la data de 31 decembrie 2018 structura

specifică a amestecului destinat consumului clienţilor casnici.

Respectarea structurilor amestecurilor de gaze naturale stabilite de A.N.R.E. este

obligatorie pentru toți participanții la această piață. Prin excepție, Hotararea de Guvern nr.

870/2012 permite utilizarea gazelor naturale proprii pentru generarea de electricitate, în

cazul producătorilor de gaze și electricitate. La data intrării în vigoare a menționatei

hotărâri, aceasta era aplicabilă doar producătorului OMV Petrom, însă după preluarea

centralei de la Iernut de către Romgaz, actul normativ a devenit aplicabil și acestui

producător.

Preţul de achiziţie a gazelor din producţia internă pentru piaţa reglementată se stabileşte

prin hotărâre de Guvern. Acest preţ se actualizează ulterior pe baza Calendarului de

eliminare treptată a preţurilor reglementate pentru clienţii finali, de către A.N.R.E. şi

A.N.R.M.

Potrivit prevederilor legale în vigoare, Guvernul are posibilitatea de a limita creşterea

excesivă a preţurilor şi/sau tarifelor în condiţiile producerii unui dezechilibru major între

cerere şi oferta sau a unei disfuncţionalităţi evidente a pieţei gazelor naturale. În aceleaşi

împrejurări, Guvernul are dreptul de a adopta inclusiv măsuri de blocare a acestora pentru

o perioadă determinată de maxim 6 luni, perioada care poate fi ulterior prelungită succesiv

până la dispariţia circumstanţelor care au generat o astfel de măsură, fiecare astfel de

prelungire putând fi dispusă pentru durate de maxim 3 luni.

23

Pe piața concurențială, caracteristica principală în ceea ce priveşte modul de formare a

preţurilor, o constituie formarea acestora pe bază de cerere şi ofertă, așadar prin

mecanisme concurenţiale, în cadrul tranzacţiilor comerciale angro sau cu amănuntul.

În cadrul pieţei concurenţiale angro, tranzacţiile se desfăşoară, în principal, pe bază de

contracte bilaterale încheiate între operatorii economici care operează în sectorul gazelor

naturale şi pe baza tranzacţiilor pe pieţele centralizate aflate în administrarea operatorului

pieţei.

În cadrul pieţei concurenţiale cu amănuntul, tranzacţiile privind vânzarea gazelor naturale

de către furnizori clienţilor finale se realizează pe bază de contracte încheiate fie la preţuri

negociate, fie pe bază de oferte-tip.

Piața centralizată a gazelor naturale a fost reglementata în luna iulie 2013, prin emiterea

de către A.N.R.E. a Ordinului nr. 50/2013 privind aprobarea regulilor generale privind

piața centralizată de gaze naturale. Conform acestui ordin, tranzacționarea gazelor naturale

este voluntară, putând fi realizata de către participanții înregistrați la această piață.

Cadrul de organizare al tranzacționarii centralizate al gazelor naturale este stabilit prin

regulamentele titularilor licențelor de administrare a pietei centralizate, aprobate de

A.N.R.E.

Înființarea platformelor de tranzacționare a gazelor naturale reprezintă un angajament al

Guvernului în fața organismelor internaționale, respectiv a Comisiei Europene, FMI și

Banca Mondială.

Scopul creării pieței centralizate a gazelor naturale îl constituie asigurarea transparenței

tranzacțiilor prin contracte standard de vânzare-cumparare a gazelor naturale, a egalității

de șanse a participanților la piață precum și a accesului nediscriminatoriu la cantitățile de

gaze naturale disponibile pe piață.

Produsele care pot fi tranzacționate pe piețele centralizate de gaze naturale sunt

următoarele:

- gaze naturale din producția internă, cu o perioadă de furnizare de 1/3/6/12 luni;

- gaze naturale în amestec intern-import, în dozajul lunar aprobat de A.N.R.E., cu

perioada de furnizare de 1 lună;

24

- gaze naturale în amestec intern-import, în alt dozaj decât cel aprobat de A.N.R.E. sau

cu altă perioadă de furnizare decât cea de 1 lună;

- gaze naturale din import, cu perioada de furnizare de 1/3/6/12 luni;

- gaze naturale destinate exportului.

În prezent, administrarea pieței centralizate de gaze naturale revine Societății Bursa

Româna de Mărfuri S.A. și Operatorului Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale

OCPCOM S.A., conform Ordinelor A.N.R.E. nr. 51/2013 și nr. 52/2013, pe baza tarifelor

aprobate de ANRE în acest sens.

ASPECTE GENERALE PRIVIND ACTIVITĂŢILE DE IMPORT ŞI

EXPORT DE GAZE NATURALE

În anul 2012, activitatea de export a gazelor naturale din producţia internă a României a

fost restricţionată întrucât cantitatea totală a gazelor naturale produse pe teritoriul

României nu avea capacitatea de a acoperi întregul consum intern, fiind permis doar

exportul cantităţilor excedentare consumului intern.

Potrivit Ordinului A.N.R.E. nr. 15/2013 privind valorificarea cantităţilor de gaze naturale pe

piaţa internă şi modalitatea de stabilire/avizare a structurilor amestecului de gaze

naturale, la momentul actual este permisă comercializarea gazelor naturale din producţie

internă în alte state din spaţiul comunitar, acest act normativ intrând în vigoare la data de 1

aprilie 2013.

Cu toate acestea, punerea în practică a activităţilor de export de gaze naturale din Romania,

este condiţionată de existenţa unor puncte de interconectare fizică între sistemele

naţionale de transport ale acestor țări.

Potrivit aceleiaşi reglementări, producătorii de gaze naturale şi furnizorii au obligaţia de a

transmite lunar, către operatorul de piaţă Transgaz SA, cantităţile de gaze naturale

destinate comercializării în alte state ale spaţiului comunitar, în vederea stabilirii

structurilor lunare de amestec intern/export, a necesarului de consum, precum şi a

surselor necesare pentru acoperirea acestuia.

25

Prevederile mai sus menţionate se coroborează cu reglementările instituite prin Ordinul

A.N.R.E. nr. 24/2013 privind aprobarea Metodologiei de alocare a cantităţilor de gaze

naturale rezultată din activitatea de producţie necesare acoperirii consumului de piaţă

reglementată. Metodologia prevede că stabilirea cantităţilor lunare de gaze naturale pe

care producătorii au obligaţia să o pună la dispoziţia furnizorilor în scopul asigurării

necesarului lunar de consum pentru piaţa reglementată se realizează astfel încât să se

asigure cantităţile de gaze naturale necesare acoperirii consumului curent din producţie

internă aferent clienţilor de pe piaţa reglementată, precum şi înmagazinării în vederea

constituirii stocului minim aferent aceluiaşi segment, integral din producţie internă, pentru

perioada 1 mai – 31 octombrie a anului în curs.

Conform raportului A.N.R.E. aferent anului 2012, gradul de acoperire al consumului

naţional din gaze naturale rezultate din producţia internă a fost de 75,68%, diferenţa de

24,32% necesară pentru acoperirea întregului consum naţional provenind din importuri.

Potrivit aceluiaşi raport, consumul total de gaze naturale în anul 2012 a fost de

144.650.532,208 MWh, în scădere cu aproximativ 4% faţă de consumul înregistrat în 2011.

Producătorii care au acoperit în anul precedent 97,46% din cantitatea de gaze naturale din

surse interne aferent consumului naţional sunt Romgaz şi OMV Petrom.

În privinţa sursei importurilor de gaze naturale, acestea se realizează exclusiv din Rusia,

prin tranzitarea Ucrainei, fiind operate prin intermediul mai multor participanţi pe piaţa

gazelor naturale, principalii fiind reprezentaţi de Wintershall şi Imex Oil.

În prezent România dispune de trei conducte de interconectare cu ţările vecine, două

dintre acestea fiind realizate în zonele Isaccea (judeţul Tulcea) şi Medieşu Aurit (judeţul

Satu Mare) pentru interconectarea cu sistemul de transport al gazelor naturale din Ucraina,

şi o a treia situată în zona Nădlac (judeţul Arad) care realizează interconectarea cu sistemul

de transport omolog din Ungaria.

26

NATURAL GAS A LEGAL GUIDE

Laurențiu Pachiu Cristina Dragoș

-January 2014-

27

INTRODUCTION

The reason behind writing a legal guide on the Romanian natural gas industry came from our

vast experience in addressing our clients’ needs when they needed advice upon entering the

Romanian market or operating in this field. We, at Pachiu and Associates, understand that the

decision making process is never facile in the natural gas field and even more so in Romania.

The intricate (or, in other parts, insufficiently developed) and somewhat volatile legal

environment and the lack of financial incentives in form of tax exemptions, for example, can

make the process of entering on the Romanian market very difficult for a potential investor.

However, we believe that business should and can be straightforward and free from

obstructions. This is why we designed a commercially-focused and updated legal guide that will

provide all interested parties with a holistic insight into the business and legislation of natural

gas in Romania. This guide features chapters written by our most experienced attorneys and

covers issues such as: an overview of the Romanian natural gas market, the regulatory

authorities and their main duties, as well as specific legal aspects related to activities

pertaining to the natural gas industry, such as production, transport, distribution and storage.

The guide also analyses essential issues for potential investors, such as price and tariffs

regulation and other matters related to the natural gas import and export activities.

Romania has the potential of becoming a meaningful player on the regional energy market. If

the cards are played right, the country benefits of several elements that could contribute to it

attaining a higher degree of foreign investment. Its long history in the field of natural gas

exploration and production, its strategic geographical position and the potential natural gas

resources (conventional and unconventional), notwithstanding the low import dependence, are

important elements that could attract foreign investments in the field of energy, in general, and

natural gas E&P, in particular.

In the coming years Romania needs to attract as much foreign investment as possible given the

rising energy prices and the lack of interconnections that would allow it to export the resources

found below the ground. Not only oil and gas operators, but other companies in the adjacent

fields will, hopefully, become more interested in developing projects on the Romanian natural

gas market. This concise and easily accessible legal guide can provide the first tools needed to

understand the general requirements of the Romanian legislation in the field of natural gas.

28

OVERVIEW OF THE ROMANIAN NATURAL GAS INDUSTRY AND

MARKET

The main normative acts regulating activities in the natural gas field are the following:

Petroleum Law No. 238/2004, published with Official Gazette No. 535 of June 15th,

2004 (hereinafter “Petroleum Law”);

Government Resolution No. 2075/2004 on the approval of the Methodological

Norms for the implementation of Petroleum Law, published with Official Gazette No.

1170 of December 10th, 2004;

Electricity and Natural Gas Law No. 123/2012, published with Official Gazette No.

485 of July 16th, 2012 (hereinafter „Natural Gas Law”).

The Natural Gas Law transposes Directive 2009/73/EC of the European Parliament and

Council of July 13th, 2009 on the common norms for the internal natural gas market and on

the repeal of Directive 2003/55/EC, published with the Official Journal of the European

Union Series L No. 211 of August 14th, 2009.

As per the provisions in the Romanian Constitution and Petroleum Law- consisting in

natural gas, oil and condensate, located in the subsoil of the country and of the Romanian

Black Sea continental plateau are exclusively subject to public ownership and belong to the

Romanian state.

The right and the obligation to operate natural gas reserves as well as the right to use

assets in public ownership required for petroleum operations may be sent to Romanian or

foreign legal entities, through concession, in exchange of a royalty.

Petroleum concessions having as subject petroleum operations and the right to use assets

in public ownership, required for petroleum operations, shall be concluded by the National

Agency for Mineral Resources- “NAMR” as petroleum agreement, for an initial term of

maximum 30 years, with a possibility of extension up to 15 years and shall be subject to

Government approval. The initiative for the concession of petroleum operations belongs

either to NAMR or to Romanian or foreign legal entities stakeholders.

29

According to the rights granted to investors, the petroleum agreements concluded by

NAMR may be:

(vii) petroleum concession agreement for exploration-development-production;

(viii) petroleum concession agreement for development-production;

(ix) petroleum concession agreement for production;

(x) petroleum concession agreement for underground natural gas storage facilities;

(xi) petroleum concession agreement for the national pipeline system,

(xii) petroleum concession agreement for petroleum terminals;

The oil royalty shall be paid on a quarterly basis by the petroleum agreements title holders

which have been granted the right to develop oil production operations, including

experimental production or operations related to pipelines constituting the National Oil

Transmission System or for the operation of petroleum terminals, terminals which are in

the state’s public ownership.

At present, the royalty owed by the petroleum agreements title holders to the state budget

for the production activity, ranges between 3.5% and 13%, by reference to the gross output

obtained. The royalty owed to the performance of transit and transmission activities

represents 10% of the amount of the gross incomes and as regard underground natural gas

storage, the royalty owed represents 3% of the amount of the gross income.

With respect to the right of use of the lands on which natural gas activities are performed,

such right may be acquired, among others, through:

acquisition of the lands and, as applicable of the constructions located on it;

exchange of lands, relocation of the owner affected by the change and

reconstruction of the buildings on the newly granted land, on expense of the title

holder that benefits from the released land, as per the parties’ convention;

fixed-term lease of land;

expropriation for public utility reasons, as per the law;

concession;

partnership between the land owner and the agreement title holder;

During development, restoration, modernization, production and capacities maintenance

works, concession holders in the natural gas field are granted certain rights over lands and

over other assets in public ownership or in private ownership of natural or legal entities,

30

such as : (i) usage right for the execution of works necessary for development, restoration

or modernization of objectives or systems, (ii) usage right for ensuring the normal

operation of the capacities through revisions, repair works or interventions, (iii)

underground, surface or aerial easement right for the installation of objectives or systems

and for access to the location of such, (iv) right to obtain limitation or cessation of several

activities that might endanger people and assets, (v) right of access to public utilities.

The Romanian natural gas market is composed of the following:

a competitive market – including natural gas transactions concluded between

suppliers, as well as transactions concluded between suppliers and eligible

customers, the prices are set according to offer and demand, as a result of

competition mechanisms; and

a regulated market – including natural monopoly activities, related activities and

supply at a regulated price and based on framework agreements (transmission,

underground storage, distribution); on the regulated market price and tariff systems

are established by the Romanian Energy Regulatory Authority- “ANRE”.

In compliance with the provisions of the stand-by Agreement concluded by the Romanian

Government with the International Monetary Fund, the provisions of the DPL DDO

Agreement negotiated with the World Bank and with the provisions in Memorandum No.

2171/11.05.2012 of the Ministry of the Economy and Business Environment on the

“Implementation of the centralized natural gas market in Romania and extension of the

field of activity of SC OPCOM SA for the organization and administration of centralized

natural gas markets”, approved by the Prime Minister in Government Session on May 16th,

2012, the “Work group for the implementation of the centralized natural gas market” was

established, which also includes the representatives of several of the key players on the

natural gas market, such as: SNTGN Transgaz S.A. Mediaş, SNGN Romgaz SA or SC OMV

Petrom SA. The work group is intended to analyze the solutions on the implementation and

necessary improvements for the proper functioning of the centralized market for timely

wholesale natural gas trading.

Natural gas market participants and the associated operational structures are:

manufacturers, suppliers, end consumers, transmission and system operators, natural gas

centralized market operators, distribution operators and storage operators.

31

As per the European requirements and for the purpose of creating a real competitive

environment, following a process started in 2001, on January 1st, 2007 the natural gas

market in Romania was opened to non-domestic consumers and on July 1st, 2007 to all

consumers, providing consumers with the possibility to select the supplier and to directly

negotiate with such the sale purchase agreements.

Moreover, the natural gas supply under regulated regime was maintained, the clients being

able to choose to remain under regulated regime.

As per the provisions of Natural Gas Law, once having exercised their eligibility right and

the right to select their supplier, end consumers are not anymore entitled to return to

regulated supply.

Also, as per the provisions in the Natural Gas Law, on December 1st 2012, began the

stepwise elimination of natural gas regulated prices for end consumers as regards non

domestic consumers as for domestic consumers, the stepwise elimination of natural gas

regulated prices began on July 1st, 2013.

The supply of natural gas at regulated prices and under framework agreements shall be

made until December 31st 2014 for non domestic consumers, except for the case when at

such point a significant difference is found between the marketing price of domestic

production and the European import price, which might endanger market stability, case in

which the term shall be extended until December 31st, 2015 and the natural gas supply at

regulated prices, under framework agreements for domestic consumers, shall be made

until December 31st, 2018.

The elimination of regulated prices shall be made in compliance with the Timetable for the

gradual elimination of natural gas regulated prices for end consumers, approved in 2012 as

per the Memorandum approved by the Romanian Government.

As regards the implementation of the provisions in Directive 2003/55/EC of the European

Parliament and Council of June 26th, 2003, on the common norms for the internal natural

gas market and for the repeal of Directive 98/30/EC, Natural Gas Law No. 351/2004, the

main normative deed that regulated the natural gas field until its repeal on October 6th,

2012 imposed on legal entities in the natural gas field performing regulated activities

(supply, transport, storage, distribution, transit), except for distribution operators serving

32

maximum 100.000 consumers, the obligation to ensure accounting, legal, functional and

organizational separation.

Therefore, as a result of the obligation to perform the accounting, legal, functional and

organizational separation between the natural gas distribution and supply, S.C. E.ON Gaz

Romania S.A was divided, two new legally independent companies being born, E.ON Gaz

Romania S.A. (specializing in natural gas supply) and E.ON Gaz Distribuţie S.A. (specializing

in natural gas distribution, as well as in operating and maintaining the distribution grid),

and Distrigaz Sud was divided thus resulting in S.C.Distrigaz Sud Reţele S.R.L. and S.C.

Distrigaz Sud S.A. (S.C. GDF Suez Energy Romania S.A.)

Considering that the Natural Gas Law, as per Directive 2009/73/EC on the common norms

for the internal natural gas market, regulates on the mandatory nature of actually

separating the activities for the production or supply of the transmission and system

activities, as well as that the Romanian State, by the same ministry, respectively the

Ministry of Economy, was controlling both the Romanian Natural Gas Company “Romgaz” -

S.A. and SNTGN „Transgaz” – S.A. Mediaş, on May 1st, 2013 the shares held by the state with

SNTGN "Transgaz" - S.A. Mediaş were transferred from the management of the Ministry of

the Economy to the management of the Ministry of Public Finances.

As for the manner of transposing the EU norms on the internal natural gas market into the

national legislation, the European Commission took legal action against Romania for the

breach of the obligations on the full transposition of the provisions of Directive

2009/73/EC. The lawsuit is on the dockets of the European Court of Justice and one of the

alleged infringements is the failure to comply with the obligation of actually separating the

transmission systems and the transmission and system operators from the natural gas

supply and production activities.

At present, the natural gas market in Romania is comprised of the following: (i) an operator

of the National Transmission System– SNTGN Transgaz S.A. Mediaş, (ii) 9 producers:

Romgaz SA, OMV Petrom, Amromco Energy, Raffles Energy, Lotus Petrol, Foraj Sonde,

Carpathian Energy, Distrigaz Sud Retele, Wintershall Holding, (iii) 3 storage operators:

Romgaz, Depomures and Amgaz (iv) 46 distribution operators – the largest being Distrigaz

Sud Reţele SRL and E.ON Gaz Distribuţie SA and (v) 103 suppliers.

33

Romania’s certified natural gas reserves currently amount to 98 billion cubic meters and

are estimated to run out within a period of 10 to 15 years.

The natural gas consumption was fairly steady over the last years, at a 13-14 billion cubic

meters per year, down by approximately 4% in 2013 as compared to 2011.

In 2012, the natural gas consumption in Romania reached a total of 144.650.532,208 MWh,

out of which 79.35% (114.780.176,953 MWh) non-domestic consumption and 20,65%

(29.870.355,255 MWh) domestic consumption. Such consumption was covered in a

75.68% proportion (109.468.071,300 MWh) of domestic production and 24.32%

(35.182.460,908 MWh) from imports (current import and import from storage).

The first two key market preachers, Romgaz and OMV Petrom, covered 97.46% of the

domestic natural gas production, while 44.71% of imports were achieved by the first three

importers, the main being Wintershall and Imex Oil.

COMPETENT REGULATORY AUTHORITIES IN THE NATURAL GAS

FIELD

Romania’s national energy strategy was drafted by the Ministry of the Economy and

approved by the Government following consultation with NGOs, social partners and

representatives of the business environment. The Ministry of the Economy drafts the policy

in the natural gas field and ensures that such is fulfilled.

The natural gas regulatory authority is the Romanian Energy Regulatory Authority- ANRE

which in April 2007 took over the duties, personnel and budget from the Natural Gas

Regulatory Authority (ANRGN) following its dissolution.

ANRE has as object of activity, among others, the draft, approval and monitoring of the

implementation of the set of mandatory rules at national level, required for the functioning

of the natural gas market and industry in terms of efficiency, competition, transparency

and consumer protection as well as the implementation and monitoring of energy

efficiency measures at national level.

34

The main duties of ANRE in the natural gas field are the following:

issuance of decisions, orders and conformity endorsements for economic operators

in the natural gas field;

draft and approval of the regulations on the grant of permits and licences in the

natural gas field and establishment of the validity conditions for the permits and

licences granted;

grant, amendment, suspension or withdrawal of permits and licences for economic

operators in the natural gas field;

performance of investigations with regard to the operation of the natural gas

market, adoption of necessary measures for promoting an effective competition and

for ensuring an appropriate market functioning;

draft and/or approval of methodologies on prices and tariffs related to regulated

activities in the natural gas field;

approval of the regulated prices in compliance with the gradual elimination

Timetable of regulated prices for end consumers and establishment of the regulated

tariffs in the natural gas field;

draft and approval of the methodology for the feasibility studies, for the concession

of the natural gas distribution service;

draft and/or approval of the technical, commercial, economical or operational

regulations of a mandatory nature for the functioning of the natural gas field;

draft and approval of the frameworks agreements for natural gas supply, the

provision of storage, distribution and transmission services, according to several

methodologies and/or regulated tariffs.

The competent authority empowered to implement the provisions of Petroleum Law No.

238/2004 as subsequently amended and supplemented, is the National Agency for Mineral

Resources- NAMR, organized and operating as a specialized body of the central public

administration, with legal personality, subordinated to the Government and coordinated by

the Prime Minister.

NAMR has the following main responsibilities:

managing the country’s oil resources (natural gas, oil and condensed);

negotiating the clauses and conditions of the petroleum agreements and concluding

such agreements on behalf of the state;

35

regulating the petroleum operations performed under the petroleum agreements, as

well as the norms and technical guidelines issued as per the law;

granting prospection permits based on which production works can be performed

in a certain block, for a period of maximum 3 years, with no right of extension;

monitoring and verifying oil production for determining royalties;

verifying the concession holder’s compliance with the provisions in the petroleum

agreement as well as with the norms and guidelines in the field and ordering

measures for the observance of such;

seeking implementation of the measures established for soil and subsoil protection

during petroleum operations;

endorsing the abandonment plan and approving the cessation of concession under

compliance with the provisions of the environment recovery plan, approved by the

authorities empowered through the legislation on environmental protection.

SPECIFIC ACTIVITIES REGULATED IN THE NATURAL GAS

INDUSTRY

The activities in the natural gas field may only be performed based on permits and/or

licences issued by ANRE as per the legal provisions.

The permits and licences issued by ANRE may be:

- permits for the design, execution and production of the related installations in the

natural gas field as well as establishment permits for such installations;

- licences for the following activities: (i) natural gas supply, (îi) operation of the

transmission, distribution or underground storage systems, (iii) operation of the

upstream natural gas supply pipelines, (iv) LNG terminals operation, (v) centralized

markets management.

In addition to the permits and licences issued by ANRE, the performance of activities in the

natural gas field is conditioned by obtaining several permits, approvals and endorsements

issued both by NAMR and other authorities, such as county environmental protection

agencies, local authorities, the national Administration “Romanian Waters”, county

36

departments of culture, cults and national cultural heritage. The need to obtain several

endorsements or permits from different national, county or local authorities is applicable

on a case by case basis, according to particular aspects of a project such as, without

limitation to: block location (areas of archaeological interest or off shore blocks) or

specificity of the neighbouring areas (protected natural areas or waterways).

As per the provisions of Law No. 81/2013 on the approval of Government Emergency

Ordinance No. 85/2011 on the amendment of Law No. 50/1991 on the authorization of

construction works, the permitting deed of the competent authority appointed by special

law replaces the construction/demolition permit for the execution of the drilling works

required for performing geotechnical studies and geological prospection, design and

opening of natural gas and petroleum operations, other underwater operations, as well as

construction works for submarine energy transmission and communication networks, in

the territorial sea, contiguous area or the economic exclusive area of the Black Sea.

The natural gas field mainly includes activities on natural gas production, transmission,

storage, dispatch, distribution, supply, provision and use of natural gas as well as on the

installations and the equipments used for carrying out such activities.

Natural gas production

Natural gas production may be performed under a petroleum agreement concluded with

NAMR, under establishment permits for production capacities and for upstream supply

pipelines related to production, permits for the functioning of objectives/production

systems, the licence for the operation of upstream supply pipelines related to production

and of the natural gas supply licence.

Producers mainly have the following obligations: (i) to provide for the operation of

upstream supply pipelines related to natural gas in a safe, efficient and environmental

friendly manner, (ii) to make available to suppliers as a matter of priority the amounts of

natural gas required for covering consumption on the regulated market, in compliance with

ANRE regulations on the observance of the schedule for liberalizing power prices and

providing natural gas to captive consumers, the suppliers having the obligation not to

37

change the destination of such natural gas quantities, (iii) to trade the natural gas resulted

following the extraction process within the limits of the supply licence.

The main natural gas producers on the Romanian market are Romgaz and OMV Petrom, in

2012 both producers covering together 97,46% of the natural gas production, the rest

being provided by companies without a significant market share, such as Amromco Energy,

Raffles Energy, Lotus Petrol and Foraj Sonde.

At present, there are 9 producers active on the Romanian natural gas market: Romgaz SA,

OMV Petrom, Amromco Energy, Raffles Energy, Lotus Petrol, Foraj Sonde, Carpathian

Energy, Distrigaz Sud Retele and Wintershall Holding.

Natural Gas Storage

Natural gas storage means all operations performed on the surface and for the insertion

and storage of natural gas in underground storage facilities, as well as removal of natural

gas from such deposits.

Natural gas storage is a natural monopoly, storage services being provided by a single

operator for a given area. Romanian or foreign legal entities may perform natural gas

storage activities under petroleum agreements signed with NAMR and only after an

underground storage license is issued by ANRE.

Storage operators have the following obligations: (i) to operate, maintain, rehabilitate and

modernize technological facilities for surface storage facilities, under safe, efficient and

environmental protection conditions, (ii) to ensure third party access to storage facilities

on the basis of fair, transparent and non-discriminatory criteria (iii) to provide storage

system users with the details required for an efficient access to the system.

Currently, there are three natural gas market operators of such natural gas storage

facilities, i.e. Romgaz, Depomures and Amgaz.

38

Natural Gas Transmission

Natural gas transmission and transit (oil transportation on Romania’s territory from one

state to another) are services of national interest. The national transmission system is the

State’s public property, and the development, rehabilitation, modernization, operation and

maintenance of natural gas transmission units and systems are works of public utility.

The transmission operator has the following duties: (i) to operate the transmission system

and to provide for its residual physical balance, i.e. to schedule, dispatch and operate the

transmission system under safe conditions, (ii) to maintain, rehabilitate, modernize and

develop the transmission system under safe, efficient and environmental protection

conditions, (iii) to provide third party access to the transmission system, under non-

discriminatory conditions, within their transmission capacity limits and complying with

technological standards, (iv) to provide third-party connection to the transmission system

according to specific regulations within their transmission capacity limits and complying

with technological standards (v) to ensure safety, quality standards, uninterrupted supply,

energy efficiency, in compliance with safety, occupational health and environmental

protection regulations.

Transmission services are also subject to natural monopoly and are subject to concession

to either Romanian or foreign legal entities. Transmission system operations can be

performed only under a license issued by ANRE.

Currently, the only entity holding an operating license of the national natural gas

transmission system in Romania as well as of the public property assets related to the

transmission systems, is SNTGN "Transgaz" SA Medias, a joint stock company in which the

Romanian State holds a 73.51% stake, the remaining shares being held by SC Fondul

Proprietatea SA (14.99%), by individuals (6.38%) and by legal entities (5.12%).

Natural Gas Distribution

Natural gas distribution operations consist in the supply of a system of multiple end-

consumers in a given area, connected through distribution piping systems at a pressure of

up to 6 bars, and represent a public service of general interest.

39

The natural gas public distribution service is subject to concession for one or several

delimited areas, the concession being exclusively granted for such delimited areas for

which is granted.

Natural gas distribution system operators have the following duties: (i) to operate,

maintain, rehabilitate, modernize and develop the distribution system under safe, efficient

and environmental protection conditions, (ii) to render distribution services to all

distribution system users, under non-discriminatory conditions, (iii) to ensure the long-

term capacity of the system, (iv) to provide for safety standards in natural gas supply.

Currently, a total of 46 distribution system operators conduct activities on the Romanian

natural gas market, the main operators being Distrigaz Sud SRL and E.ON Gaz Distributie

SA.

Natural Gas Supply

Natural gas supply represents the commercial activity of natural gas sale to customers,

including LNG, and is based on a supply license issued by ANRE. Currently, the natural gas

market enjoys a total of 103 active suppliers.

Natural gas suppliers have the following duties: (i) to carry out the supply of natural gas

based on commercial contracts according to ANRE regulations, (ii) to comply with

performance standards of supply services provided under framework contracts; (iii) to

provide for the storage of natural gas, according to ANRE regulations, (iv) to enter into

contracts to purchase natural gas in order to cover consumption of their customers, (v) to

allow customers to actually change the natural gas supplier within 3 weeks as of such

request, (vi) to ensure safety, quality standards, uninterrupted supply, energy efficiency, in

compliance with safety, occupational health and environmental protection regulations, and

to comply with the terms of direct contracts concluded with customers.

In order to ensure natural gas safety and uninterrupted supply, for cases where supply

licenses of certain natural gas operators are withdrawn or in any other circumstance

identified by ANRE where the end-consumers are not supplied with natural gas from any

40

other sources, ANRE appoints last resort suppliers to render such services under specific

regulated terms, at prices regulated by ANRE.

Natural gas operators may decline access of third parties to the natural gas units/systems

in the following circumstances:

the capacity of the unit/system is not sufficient;

access to the system prevents fulfilment of public services duties and operational

safety;

access to the system can lead to serious economic and/or financial difficulties

related to "take-or-pay" contracts for the license/permit holder to whom access is

requested;

the quality standard of the natural gas to be used in the system and/or held in storage facility does not meet the requirements of the regulations.

PRICE AND TARIFF REGULATION IN THE NATURAL GAS FIELD

The prices and tariffs system applicable to this sector is designed primarily to promote

competition, to increase supply safety, to recover prudent costs incurred in respect of the

regulated activities, to stimulate development of the capacity of the natural gas sector, and

to improve quality standards of natural gas and services rendered in such sector.

Drafting of the ANRE regulations on the systems of prices and tariffs of natural gas is

governed by the principles of:

- establishing fair, transparent and non-discriminatory prices and tariffs based on

specific methodologies;

- stimulating the efficient use of natural gas and ensuring service quality standards

correlated with competition promotion, and protecting the interests of customers;

- preventing speculation;

- encouraging transfer of consumer demand during peak periods to periods of lower

consumption.

41

The purchase price of natural gas from domestic production for the regulated natural gas

market is currently established in accordance with the provisions of Government

Resolution No. 22/2013, the legislative act applicable until December 31st, 2014.

The regulated prices and tariffs for natural gas shall be established in accordance with the

applicable secondary legislation, the main regulations being as follows:

- ANRE Order No. 21/2012 establishing the regulated rate of return on capital in the

third regulatory period;

- ANRE Order No. 22/2012 approving the Methodology for approving natural gas

prices and determining natural gas tariffs, as amended by ANRE Order No. 7/2013;

- ANRE Order No. 23/2012 establishing an incentive adding to the regulated rate of

return on capital for the categories of tangible and intangible assets in the third

regulatory period, related to natural gas transmission and underground storage

operations.

The natural gas market has two segments: the regulated centralized market segment and

the competitive market segment.

The natural gas regulated market includes natural monopoly operations, their related

operations, and natural gas supply at regulated prices and under framework agreements

based on prices and tariffs set forth by ANRE. Such regulated market is primarily intended

to ensure the supply of natural gas to end-customers, including activities concerning:

- supply of non-residential customers at natural gas regulated prices and under

framework contracts until December 31st, 2014. This period may be extended until

December, 31st 2015, whether, upon expiry of the initial term, significant

differences occur between the European import price and the selling price from

domestic production and the occurrence of which could threaten stability on such

market;

- supply of natural gas to domestic customers at regulated price and under

framework agreements until December 31st, 2018;

- last resort supply of natural gas to end-consumers at regulated prices and under

framework agreements.

42

As regards the applicable mechanisms to determine regulated price and tariffs, such are

revenue cap for the regulated underground storage and transmission operations and price-

cap for the regulated distribution and supply operations.

In this regard, the following categories of ANRE-regulated tariffs for the natural gas market

are distinguished:

- the tariff system for underground storage operations, including a set of revenue-cap

tariffs, determining a total regulated revenue to cover costs related to operations

conducted within one year of the regulated period;

- the tariff system for transmission operations, including a set of revenue-cap tariffs,

determining a total regulated revenue to cover costs related to operations

conducted within one year of the regulated period;

- the tariff system for distribution operations, including tariffs categorized by licensed

distribution operators and by category of consumers;

- the tariff system for regulated supply operations, including final regulated prices set

forth differently for each licensed supplier and each category of consumers,

depending on the system configuration based on which natural gas is supplied. Such

prices are monomial and quantify fixed and variable costs related to supply under

regulated system.

In June 2012, the Romanian Government approved the memorandum Timetable for gradual

elimination of regulated prices for end-customers, issued for compliance with the provisions

of European legislation. Such Timetable started being implemented on December 1st, 2012

for non-domestic customers, to be applied as of July 1st, 2013 to domestic customers,

completing the gradual program in 2018.

In order to implement the aforementioned Timetable, ANRE is the authority in charge of

annually monitoring the results of the Timetable for gradual elimination of regulated prices

for end-customers. Also, ANRE has the right to determine the import/domestic mixture

structures of the quantities of natural gas for consumption purposes, as follows:

- until December 2014 (i.e. until December 31st, 2015, if the initial period is extended)

the specific mixture structure intended for household customers and thermal power

producers, but only for those quantities of natural gas used to produce thermal

power in co-generation and thermal power plants for household consumption;

43

- until December 31st, 2014 (i.e. until December 31st, 2015, if the initial period is

extended) the specific mixture structure intended for non-residential customers,

except thermal power producers in the paragraph above;

- as of January 1st , 2015 (i.e. until January 1st, 2016, if the initial period is extended)

and until December 31st, 2018 the specific mixture structure intended for household

customers.

Compliance with natural gas mixture structures established by ANRE is mandatory for all

participants in this market. Notwithstanding, Government Resolution No. 870/2012

provides for the use of own natural gas for electricity generation, in the case of natural gas

and electricity producers. Upon enforcement of the aforementioned resolution, the only

producer subject to it shall be OMV Petrom, but after Iernut plant is to be taken over by

Romgaz, such legislative act shall became applicable also to Romgaz.

The purchase price of natural gas from domestic production for the regulated market is set

forth under Government resolution. Such price is subsequently updated, based on the

Timetable for gradual elimination of regulated prices for end-customers, by ANRE and

NAMR.

According to the legal provisions in force, the Government has the option to limit the

excessive growth of prices and/or tariffs if an imbalance between supply and demand or an

obvious malfunction of the gas market would occur. Under the same circumstances, the

Government has the right to also adopt measures to block prices and tariffs for a maximum

period of six months, which may be further extended until the circumstances that have led

to such a measure no longer exist, while each such extension may apply to periods up to 3

months.

In the competitive market, the main feature in terms of the method to determine prices is

their determination based on demand and offer, more specifically by competitive

mechanisms in the wholesale or retail trade transactions.

In the wholesale competitive market, transactions are mainly based on bilateral contracts

between companies operating in the natural gas sector and based on transactions on

centralized markets under the management of the market operator.

44

In the competitive retail market, transactions on the natural gas sale to end-consumers are

concluded under contracts entered into either at negotiated prices or based on standard

offers.

The natural gas centralized market was regulated in July 2013, after the issuance of

ANRE Order No. 50/2013 approving the general rules on the natural gas centralized

market. Under such order, natural gas trading is voluntary and may be performed by

participants registered with this market.

The organization of centralized trading of natural gas is determined by the licence-holder

regulations for the management of the centralized market, approved by ANRE.

The natural gas trading platforms are established by the Government before the

international organizations, i.e. the European Commission, the IMF and the World Bank.

The centralized natural gas market aims to ensure transactions’ transparency through

standard natural gas sale agreements, equal opportunities for market participants and non-

discriminatory access to quantities of natural gas available in the market.

Products that can be traded on natural gas centralized markets are as follows:

- natural gas from domestic production, with a supply period of 1/3/6/12 months;

- domestic-import natural gas mixture, in the monthly share approved by ANRE, with

a supply period of one month;

- domestic-import natural gas mixture, in shares other than those approved by ANRE,

or with a supply period other than one month;

- import natural gas, with a supply period of 1/3/6/12 months;

- natural gas for export purposes.

Currently, the natural gas centralized market is managed by the Romanian Commodities

Exchange Company and the Electricity and Natural Gas Market Operator OPCOM SA,

according to ANRE Orders No. 51/2013 and No. 52/2013, on the basis of tariffs approved

by ANRE for such purposes.

45

GENERAL FACTS ON NATURAL GAS IMPORT AND EXPORT

ACTIVITIES

In 2012, the export operations of natural gas from Romania’s domestic production was

restricted since the total amount of gas produced in Romania does not have the ability to

cover the entire domestic consumption, allowing only for export of natural gas as a surplus

of domestic consumption.

In compliance with ANRE Order No. 15/2013 on the use of natural gas quantities on the

domestic market and the fixing/endorsement of gas mixture structures, natural gas sales

are currently allowed to be performed from domestic production to other countries of the

European Community, such legislative act being enforced on April 1st, 2013.

However, the implementation of natural gas export operations in Romania is contingent on

the existence of physical interconnection points between national transmission systems of

such countries.

Under the same regulations, natural gas producers and suppliers are required to submit on

a monthly basis, to the market operator Transgaz SA, quantities of natural gas for sale in

other countries of the European Community, in order to establish monthly

domestic/export mixture structures, the necessary consumption as well as to identify

sources necessary to cover such consumption.

The above provisions are consistent with the regulations established under ANRE Order

No. 24/2013 approving the methodology for the allocation of quantities of natural gas from

production operations required to cover the regulated market consumption. The

methodology provides that the monthly quantity of natural gas that producers are required

to provide to suppliers in order to ensure consumer demand for the regulated market is

determined so as to ensure the quantities of natural gas required to cover current

consumption from domestic production of customers on the regulated market, as well as

its storage in order to establish a minimum stock for the same segment, entirely from

domestic production, for the period May 1st to October 31st of the ongoing year.

In compliance with the ANRE Report for 2012, the share of domestic consumption of

natural gas from domestic production was 75.68%, while the rest of 24.32% required to

46

cover the entire national consumption came from imports. According to the same Report,

natural gas total consumption in 2012 was of 144,650,532.208 MWh, down by

approximately 4% of the 2011 consumption.

Romgaz and OMV Petrom were the producers covering in 2011 a share of 97.46% of

natural gas from domestic sources for domestic consumption.

As regards the source of natural gas imports, such imports are made solely from Russia,

transiting through Ukraine, and operated by several participants in the gas market, the

main participants being Wintershall and Imex Oil.

Currently, Romania has three interconnection pipelines with its neighboring countries, two

of which were developed in areas such as Isaccea (Tulcea county) and Medieşu Auriu (Satu

Mare) to interconnect the natural gas transmission system of Ukraine, and a third one

located in Nădlac area (Arad county) interconnecting the similar transmission system in

Hungary.