Studiu de caz privind fundamentarea preturilor si tarifelor in sectorul gazelor naturale in Romania

Studiu de caz privind fundamentarea preturilor si tarifelor in sectorul gazelor naturale in Romania

1. Piata gazelor din Romania

Romania are cea mai mare piata de gaze naturale din Europa Centrala si a fost prima tara care a utilizat gazele naturale in scopuri industriale. Piata gazelor naturale a atins dimensiuni record la inceputul anilor ca urmare a aplicarii unor politici guvernamentale orientate catre eliminarea dependentei de importuri. Aplicarea acestor politici a dus la o exploatare intensiva a resurselor interne, avand ca rezultat declinul productiei interne.

In anul 2005, din totalul consumului de 17,6 miliarde m³, productia interna de gaze naturale a reprezentat aproximativ 12,4 miliarde m³, iar diferenta a fost importata din Federatia Rusa. Toata cantitatea de gaze naturale, din productia interna si din import, a fost destinata pietei interne. La sfarsitul anului 2005, numarul total de consumatori era de 2,41 milioane consumatori.

Sectorul de gaze naturale din Romania este unul complex, in cadrul sau activand:

• Producattori: S.N.G.N. Romgaz S.A., S.C. Petrom S.A., Amromco Energy, L.LC. New York
• Operatori ai sistemelor de inmagazinare S.N.G.N. Romgaz S.A., S.C. Depomures S.A., S.C. Amgaz S.A.
• Transportator S.N.T.G.N. Transgaz S.A.
• Distribuitori: S.C. Distrigaz Sud S.A., S.C. Distrigaz Nord S.A., S.C. Petrom S.A., S.C. Congaz S.A. etc.
• Furnizori: S.C. Distrigaz Sud S.A., S.C. Distrigaz Nord S.A., S.N.T.G.N. Transgaz S.A., S.C. Petrom S.A, S.N.G.N. Romgaz S.A., S.C. Congaz S.A., Amromco Energy, L.LC. New York, S.C. Depomures S.A.  etc.
• Consumatori eligibili: 329 (la 1 ianuarie 2006)
• Operator al sistemului de tranzit S.N.T.G.N. Transgaz S.A.
• Importatori: S.C. Distrigaz Sud S.A., S.C. Distrigaz Nord S.A., Termoelectrica, Wirom etc.

Inca de la inceputul anilor '90, autoritatile romane au initiat procesul de reforma a economiei, orientat pe trei directii principale: liberalizarea comertului exterior si a preturilor, privatizarea intreprinderilor de stat si dezvoltarea sectorului financiar-bancar.

In conformitate cu Ordonanta Guvernului nr. 30/1997, regiile autonome de interes national din sectorul public au fost transformate in societati comerciale, urmand a fi privatizate ulterior.

In conformitate cu Hotararea Guvernului nr. 334/2000, S.N.G.N. ROMGAZ. S.A. a fost divizata in 5 societati comerciale independente, cu capital de stat: S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. Bucuresti - avand ca obiect de activitate furnizarea si distributia de gaze naturale, S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. Targu-Mures - avand ca obiect de activitate furnizarea si distributia de gaze naturale, S.C. EXPROGAZ S.A. Medias - avand ca obiect de activitate productia si inmagazinarea subterana a gazelor naturale, S.C. DEPOGAZ S.A. Ploiesti - avand ca obiect de activitate inmagazinarea subterana a gazelor naturale si S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Medias - avand ca obiect de activitate transportul si tranzitul gazelor naturale pe teritoriul Romaniei.

Prin Ordinul M.I.R. 85/02.02001, in vederea asigurarii unui cadru organizat privind alocarea in regim echitabil si nediscriminatoriu a gazelor naturale din intern si din import, a fost infiintat Operatorul de piata, organizat in cadrul Dispeceratului National de Gaze Naturale Bucuresti, din Structura Societatii Nationale de Transport Gaze Naturale TRANSGAZ S.A. Medias.

In acest sens, actualul Operator de piata:

- stabileste lunar cotele procentuale cantitative ale amestecului de gaze naturale din productia interna si necesarul de import pentru toti furnizorii/distribuitorii de gaze licentiati in conditiile H.G. 784/2000, republicata, precum si pentru consumatorii eligibili;

- monitorizeaza zilnic achizitiile/consumurile de gaze intern/import;

- intocmeste lunar raportul privind achizitiile de gaze naturale din productia interna si din import de catre fiecare operator de pe piata de gaze din Romania si de catre fiecare consumator eligibil, transmitandu-le acestora dozajul import/total consum, in vederea efectuarii facturarii gazelor.

Prin H.G. 1283/2003, Guvernul a aprobat strategia de privatizare a celor doua societati de distributie a gazelor naturale cu capital de stat (SC Distrigaz Sud SA Bucuresti si SC Distrigaz Nord  SA Tg-Mures). Procesul de privatizare a celor doua societati a fost finalizat cu succes in cursul lunii iunie a anului 2005[1]. 

Prin Ordonanta Guvernului nr. 41/2000 aprobata prin Legea nr. 791/2001, cu modificarile si completarile ulterioare, a fost infiintata, in luna februarie 2000, Autoritatea Nationala de Reglementare in Domeniul Gazelor Naturale (ANRGN), institutie publica, aflata in coordonarea directa a Primului-ministru.

Dupa infiintarea ANRGN, competentele Agentiei Nationale a Resurselor Minerale referitoare la gazele naturale au fost restranse la concesionarea blocurilor de exploatare.

In anul 2001, ANRGN a inceput reforma sistemului de preturi si tarife in sectorul gazelor naturale, in contextul  liberalizarii pietei interne, eliminarii subventiilor incrucisste dintre diversele categorii de consumatori si al implementarii unui nou sistem, care sa reflecte costurile efective ale furnizarii gazelor naturale si care sa stimuleze investitiile din sector.

Prima etapa in reformarea sistemului de preturi si tarife in sectorul gazelor naturale a constat in implementarea instrumentelor ANRGN pentru inceperea activitatii de reglementare a preturilor aplicabile consumatorilor captivi de gaze naturale:

elaborarea ghidului de implementare a cadrului general prevazut de lege pentru stabilirea preturilor si a tarifelor in sectorul gazelor naturale;

implementarea metodei "valoarea serviciului" ca principiu de fundamentare si calcul a tarifelor pentru serviciile de sistem - transport, inmagazinare, distributie;

Concomitent, s-a renuntat la sistemul de tarifare diferentiata a serviciilor de transport, inmagazinare si distributie, in functie de "originea" gazelor naturale (intern - import), fiind implementat un sistem de tarife unice la nivel national. Acesta a permis ca ulterior pretul gazelor naturale sa fie stabilit la un nivel unic pentru toti consumatorii.

A doua etapa a constat in diferentierea preturilor si a tarifelor in functie de solutiile tehnice de alimentare a consumatorilor, direct din sistemul national de transport sau din sisteme clasice de distributie. Pentru stabilirea preturilor si a tarifelor reglementate s-a utilizat o metodologie de tipul "cost-plus". De asemenea, s-a renuntat la includerea unei sume fixe de tip "timbru postal" in structura pretului reglementat, pentru acoperirea costurilor de inmagazinare, fiind stabilite tarife diferentiate pentru fiecare dintre depozitele subterane, ceea ce a permis accesul tertilor la depozitele de inmagazinare si la achizitionarea de gaze naturale din depozitele subterane.

A treia etapa de implementare a sistemului de preturi si tarife, ANRGN a vizat diferentierea tarifelor de distributie pentru alimentarea consumatorilor captivi alimentati din sistemele de distributie. Diferentierea s-a realizat pe categorii de consumatori, definiti in functie de consumul anual, debitul maxim instalat si caracteristica de consum a fiecarei categorii. De asemenea, tarifele sunt diferentiate in functie de zona de distributie acoperita si de operatorul sistemului de distributie. In continuare, pentru aceasta etapa, tariful pentru serviciile de transport va ramane unic la nivelul intregii tarii, de tip "timbru postal". Totodata, metodologiile de calcul al preturilor si al tarifelor reglementate au fost modificate, pentru inmagazinare subterana si pentru transportul gazelor naturale fiind implementata o metodologie de tipul "revenue-cap", iar pentru distributie si furnizare reglementata o metodologie de tipul "price-cap".

A patra etapa de implementare a sistemului de preturi si tarife vizeaza diferentierea tarifului de transport in functie de distanta, capacitatile rezervate si volumele de gaze naturale transportate, de tip «intrare - iesire».

Aceste masuri au fost insotite de instituirea unui program de acordare a unor ajutoare banesti populatiei cu venituri reduse care utilizeaza pentru incalzirea locuintei gaze naturale (Ordonanta de Urgenta nr. 91/2005 M.O. 643/20.07.2005, modificata ulterior prin Ordonanta de Urgenta nr. 184/2005). La sfarsitul anului 2005, guvernul a adoptat hotararea privind corectarea nivelului ajutorului pentru incalzirea locuintei cu gaze naturale (HGR. nr. 1666)

Incepand cu 1 August 2001 a fost stabilit gradul initial de deschidere a pietei interne de gaze naturale, reprezentand 10% din consumul total aferent anului 2000. Ca urmare a acestei deschideri si potrivit regulamentului de acreditare a consumatorilor eligibili, a fost aprobata Lista Centralizata a consumatorilor eligibili. Lista, continand cei 17 agenti economici, a fost publicata in Monitorul Oficial al Romaniei.

Pentru anul 2002 gradul de deschidere a pietei interne de gaze naturale a fost stabilit la 25%. Au fost acreditati 41 de agenti economici pentru un consum de 3,375 miliarde m³, corespunzator unui grad efectiv de deschidere a pietei de 21,29%.

Pentru anul 2003, gradul de deschidere a pietei interne de gaze naturale a fost stabilit la 30%. Au fost acreditati 54 de agenti economici pentru un consum de 4,8 miliarde m³, corespunzator unui grad efectiv de deschidere a pietei de 30%.

Pentru anul 2004, gradul de deschidere a pietei interne de gaze naturale a fost stabilit la 40%.

Pentru anul 2005, gradul de deschidere a pietei de gaze naturale a fost stabilit la 50%, in limita unei cantitati de gaze naturale de 9,150 miliarde m³. Celor 75 de consumatori eligibili existenti in 2004, re-acreditati in conformitate cu modificarile aduse regulamentului pentru acreditare, li s-au adaugat alti 27 consumatori eligibili noi. Prin sesiunea de acreditare desfasurata in cursul lunii iunie 2005, numarul total al consumatorilor eligibili a ajuns la un total de 130, cu o limita a pragului de eligibilitate stabilita pe baza unui istoric de consum minim necesar redus de la 3 milioane m³/an la 1,24 milioane m³/an.

Pentru anul 2006, prin HGR nr. 1397/10 noiembrie 2005, publicata in M.O. nr.1036/22.11.2005, gradul de deschidere a pietei interne a gazelor naturale a fost stabilit la un nivel de 65% din consumul intern total. Acest lucru este posibil in conditiile in care reprezentantii societatii civile dar si ai consumatorilor au considerat oportuna accelerarea procesului de deschidere a pietei gazelor naturale.

Urmatorii pasi in liberalizarea pietei gazelor naturale din Romania sunt cei prevazuti in cadrul negocierilor de aderare a Romaniei la Uniunea Europeana, respectiv: 75% de la 30 iunie 2006, 100% pentru consumatorii non-casnici de la 1 ianuarie 2007 si 100% pentru toti consumatorii de la 1 iulie 2007. Totodata, vor fi luate masuri pentru perfectionarea legislatiei secundare, a functionarii pietei, a regulilor privind schimburile transfrontaliere de gaze naturale si pentru cresterea sigurantei in aprovizionare si exploatare.

2. Stabilirea preturilor si tarifelor la S.A."DISTRIGAZ NORD"

2.1. Scurt istoric al societatii

In Romania, primul zacamant de gaze naturale a fost descoperit in anul 1908 la Sarmasel, judetul Mures, cu ocazia unor cercetari geologice privind sarurile de potasiu. A urmat o perioda propice dezvoltarii distributiei de gaze, in anul 1941 fiind consemnata construirea primei conducte de gaze naturale de la Manesti catre Bucuresti, urmata de conducta magistrala prin care se aduc, un an mai tarziu, gaze naturale din Transilvania in capitala.

Bazele societatii de distributie a gazelor naturale au fost puse in anul 1975. In baza unei Hotarari de Guvern emisa in anul 2000, Societatea Nationala de Gaze Naturale Romgaz se reorganizeaza in functie de activitatile pe care le presteaza, rezultand astfel DistriGaz Nord, companie care, in iunie 2005, devine parte a concernului german E.ON, prin achizitionarea pachetului majoritar de actiuni de catre E.ON Ruhrgas. Incepand cu luna aprilie 2006, compania se repozitioneaza pe piata specifica, adoptand un nou nume care-i demonstreaza apartenenta la Grupul E.ON, si anume E.ON Gaz Romania.

Societate comerciala cu pozitie majora pe piata gazelor din Romania, inregistrand peste 30 ani experienta in domeniul distributiei si comercializarii gazelor naturale, DistriGaz Nord tinteste sa devina in scurt timp o societate competitiva de nivel european

Structura actionariatului societatii este mixta, incepand cu 31.05.2005, cand Grupul E.ON Gaz a achizitionat de la statul roman (fostul actionar unic) pachetul majoritar de 30 % din numarul actiunilor.

Utilizand eficient mijloacele puse la dispozitie de grupul E.ON cu pozitie remarcabila intre liderii europeni, societatea are sanse considerabile sa accelereze procesul de dezvoltare si modernizare, astfel incat DistriGaz Nord sa devina in scurt timp o societate competitiva de nivel european.

Actor pe o piata deschisa efectiv in proportie de 50 % si cu tendinta de liberalizare totala pana in 2007, DistriGaz Nord isi pune in joc atuurile pentru a-si indeplini obiectivul ambitios : consolidarea pozitiei de lider pe pietele reglementate si, incepand din 2007, castigarea unui loc important pe pietele reglementate si nereglementate, simultan cu asimilarea aquis-ului european.

Prin aderarea la Programul de Dezvoltare Durabila, DistriGaz Nord si-a asumat angajamente serioase in vederea realizarii serviciului public in conditii de eficienta energetica si reducere a impactului asupra mediului.

Societatea dispune de sisteme de management al calitatii si al mediului, certificate in conformitate cu standardele SR-EN-ISO 9001-2000 (incepand cu 19.03.2004) si respectiv  SR-EN-ISO 14001-1997 (incepand cu 13.02.2004).

Tabel 1 Situatia Distrigaz Nord pe anul 2005 - sinteza

Cifre cheie  Numar clienti  Numar localitati alimentate cu gaze naturale  Nr. judete deservite  Lungime retea exploatata (Km), din care:  - din otel (Km)  - din polietilena (Km)  Numar bransamente  Numar statii si posturi de reglare masurare  Total gaze vandute (mld. m.c)  Total gaze servicii distributie (mld. m.c)  Investitii (Mlei) FIG 1  Gaze achizitionate- volume si structura (miliarde mc si respectiv procente) FIG 2 Gaze furnizate pe tipuri consumatori in 2005 (procente) FIG 1  Gaze achizitionate- volume si structura (miliarde mc si respectiv procente) Rezultate comparative 2005 / 2004 FIG 3 Cresterea semnificativa a cifrei de afaceri FIG 4 Reducerea rezultatului din exploatare Cifra de afaceri in crestere cu 20,9%, generata de cresterea pretului gazului Mentinerea buna a vanzarilor asupra ansamblului segmentelor (4,3 Mld m3 vandute in 2005) Intensificarea lucrarilor de extindere a retelelor Rezultat din exploatare in scadere, determinat in principal de un venit reglementat inferior fata de venitul negociat cu ANRGN pentru anul 2005 Pierdere limitata, ca urmare a luarii in calcul a unui venit exceptional legat de adoptarea de catre Distrigaz Nord a anumitor norme contabile aplicate in cadrul Grupului E.ON Gaz FIG 5 Reducerea rezultatului net FIG 6 Cresterea numarului de clienti Rezultat net negativ, determinat si de provizioanele constituite pentru anumite creante incerte (54,5 Mlei in 2005) Crestere de 8,3 % a numarului de clienti, in special clienti rezidentiali, confirmand astfel atractivitatea ofertei de gaz Consumul unitar al clientilor de 1.417 m3/client in 2005 Actiuni pentru sensibilizarea clientilor privind economia de energie (in vederea atenuarii cresterii preturilor gazului) si intarirea securitatii instalatiilor interioare FIG 7 Cresterea si fiabilizarea retelei exploatate (km) FIG 8 Cresterea semnificativa a investitiilor Intensificarea inlocuirii retelelor (280 km), sistematizarea utilizarii polietilenei si protectiei catodice Continuarea cresterii si dezvoltarii retelei exploatate : - extinderi ale retelei existente (34 km) - noi concesiuni (220 km) Crestere puternica a investitiilor, in ciuda unui context social, reglementat si climatic dificil Jumatate din investitii s-au concentrat asupra inlocuirii si modernizarii retelelor Investitii pentru extinderea retelei existente (5,2 Mlei) si noi concesiuni (29,3 Mlei)

2.2. Stabilirea preturilor si tarifelor la gazele naturale - cazul S.C. "DISTRIGAZ NORD " S.A. pentru anul calendaristic 2005

Mecanismul aplicat la determinarea si reglementarea tarifelor se bazeaza pe urmatoarele principii:

alimentarea fiabila a consumatorilor cu gaze naturale la costuri reale, strict necesare pentru procurarea, transportarea si distributia lor;

acoperirea consumurilor si cheltuielilor aferente exploatarii eficiente a unitatilor de productie si cheltuielilor necesare pentru protectia mediului ambiant;

efectuarea unei activitati eficiente si profitabile, ceea ce ar oferi intreprinderilor posibilitatea de a-si recupera mijloacele financiare investite in dezvoltarea si reconstructia capacitatilor de productie.

Tarifele se stabilesc si se reglementeaza de catre Consiliul de Administratie al Agentiei Nationale pentru Reglementare a Gazelor Naturale (ANRGN) si vor fi ajustate in mod regulat, prin aplicarea formulelor pentru calculul sumei fixe unitare.

1. Determinarea tarifelor

Tarifele se calculeaza si se stabilesc pentru 1000 m3 de gaze naturale pe fiecare gen de activitate (transportare, distributie si furnizare a gazelor naturale consumatorilor finali si altor cumparatori, care dispun de retele de distributie). Tarifele se determina de catre agentii economici care desfasoara activitati reglementate in sectorul de gaze, sunt aprobate si puse in aplicare de catre Agentia Nationala pentru Reglementare a Gazelor Naturale , in rezultatul analizei tuturor veniturilor, consumurilor si cheltuielilor suportate de intreprinderi, cu includerea in tarife doar a consumurilor si cheltuielilor strict necesare pentru procurarea, transportarea, distributia si furnizarea gazelor naturale consumatorilor. 

Tariful se calculeaza conform formulei: 

TT = Ctt * Dft + Rtt + Vt (2.2.1.)

unde: Vt = Vp * PT

tt - consumurile si cheltuielile totale ale intreprinderii aferente activitatii de transport de gaze naturale.

Dft - devierile financiare (pozitive sau negative) inregistrate in rezultatul modificarii volumului de gaze naturale transportate in perioada de valabilitate a tarifelor fata de volumul prevazut la aprobarea tarifelor;

Rtt - rentabilitatea totala calculata pentru intreprinderea de transport, aferenta anului respectiv de stabilire a tarifelor;

Vt - volumul de gaze naturale transportate prin gazoductele de transport pentru consumatori.

    Vp - volumul de gaze naturale procurate de catre toti agentii economici si masurate la punctele de intrare (evidenta) a retelelor de transport gaze;

PT - ponderea consumului tehnologic si pierderilor tehnice de gaze in retelele de transport fata de volumul de gaze naturale intrate in aceste retele. Consumul tehnologic si pierderile tehnice de gaze se determina conform normarii consumurilor tehnologice si pierderilor tehnice la transportarea gazelor naturale prin conductele magistrale ale Romaniei aprobata de ANRGN.

2. Tariful pentru serviciul de distributie a gazelor naturale

Pentru stabilirea tarifului de furnizare a gazelor naturale consumatorilor finali se calculeaza tariful mediu pentru serviciul de distributie conform formulei: 

TD = Ctd * Dfd + Rtd (2.2.2.)

    unde:

Ctd - consumurile si cheltuielile totale ale intreprinderilor gaze aferente activitatii de distributie si furnizare gaze, fara costul gazelor naturale furnizate consumatorilor;

Rtd - rentabilitatea (profitul) totala calculata pentru intreprinderile de distributie, aferenta anului respectiv de stabilire a tarifelor;  

Dfd - devierile financiare (pozitive sau negative) inregistrate de la modificarea volumului de gaze naturale distribuite in perioada de valabilitate a tarifului precedent fata de volumul prevazut la aprobarea acestui tarif;

Vd - volumul gazelor naturale distribuite de catre intreprinderile de distributie gaze, care se determina conform formulei: 

Vd = Vid * PD (2.2.3.)

    unde:

Vid - volumul de gaze naturale intrate in retelele de distributie;

PD - ponderea medie anuala a consumului tehnologic si pierderilor tehnice de gaze naturale in retelele de distributie fata de volumul de gaze naturale intrate in aceste retele. Consumul tehnologic si pierderile tehnice in retelele de distributie se determina conform Metodologiei normarii consumului tehnologic si pierderilor tehnice la transportarea gazelor naturale prin retelele de distributie, aprobata de ANRGN.

ANRGN aproba tariful de distributie mediu pe toate intreprinderile de distributie SA "DistriGaz Nord", care se include in tariful de furnizare a gazelor naturale consumatorilor finali. S.A."DistriGaz Nord" este in drept, reiesind din tariful mediu de distributie si in baza consumurilor si cheltuielilor, investitiilor, indicilor de rentabilitate si volumul gazelor naturale distribuite de intreprinderea respectiva, sa stabileasca tarife de distributie pentru fiecare intreprindere in parte. In acest caz, tarifele respective intra in vigoare dupa coordonarea cu ANRGN.

3. Tariful de furnizare a gazelor naturale consumatorilor finali

Tariful de furnizare a gazelor naturale consumatorilor finali se determina conform formulei: 

TF = PD*TD + Psd (2.2.)

    unde:

PD - ponderea medie anuala a consumului tehnologic si pierderilor tehnice de gaze naturale in retelele de distributie fata de volumul de gaze naturale intrate in aceste retele;

TD - tariful mediu pentru serviciul de distributie gaze;

Psd - pretul de livrare a gazelor naturale de la statiile de distributie (SDG) ale retelelor de transport gaze, care se calcula conform formulei: 

Psd = CGj + VPj * PT +TT + Rtf - Cri (2.2.5.)

    unde:

CGj - costul gazelor naturale procurate ;

VPj - volumul gazelor naturale procurate pentru consumatorii.

PT - ponderea consumului tehnologic si pierderilor tehnice de gaze in retelele de transport fata de volumul de gaze naturale intrate in aceste retele;

TT - tariful pentru serviciul de transportare a gazelor naturale prin retelele de transport;

Rtf - rentabilitatea activitatii de asigurare a furnizarii gazelor naturale consumatorilor republicii;

Cri - mijloacele care nu se refera la cheltuielile intreprinderilor insa care conform actelor normative ale Romaniei se includ in tarif (deservirea datoriilor reesalonate, crearea de fonduri speciale, etc.).

Calcularea sumei fixe unitare

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

Cantitatile de gaze naturale transportate se refera atat la cantitatile de gaze naturale ce sunt transportate direct (fara a mai fi inmagazinate) de la producatori sau din import la utilizatori, cat si la cantitatile transportate pentru acestea, provenind din depozitele subterane. Formula generala de calcul a CUG^fr se determina astfel:

costul gazelor naturale din import:

(2.2.6)

unde:

- cantitatea de gaze naturale din import provenind din contractul de import (v), destinata furnizarii reglementate, fie ca aceste cantitati sunt livrate direct utilizatorilor, pe masura ce sunt importate, fie ca sunt extrase dintr-un depozit de inmagazinare subterana in care au fost stocate anterior livrarii;

p_{v imp} - pretul unitar, exprimat in lei/1000 mc, aferent fiecarei cantitati

Pretul unitar p_{v imp} luat in calcul la determinarea costului gazelor naturale din import este considerat in conditii de livrare DAF Romania, cu toate taxele si comisioanele vamale, precum si comisionul importatorului incluse.

Costul transportului pe parcursul extern, precum si orice alte taxe, alte obligatii legale sau alte costuri de alta natura implicate de acest transport sunt considerate incluse in pretul de import.

Costul transportului pe parcursul intern, precum si orice alte taxe, alte obligatii legale sau alte costuri de orice natura implicate de acest transport nu sunt considerate incluse in pretul unitar p_{v imp si} sunt recunoscute in masura in care exista obligatia legala de plata a acestora si sunt realizate in mod prudent si rezonabil.

costul gazelor naturale din productia interna:

(2.2.7.)

unde:

- cantitatea de gaze naturale din productia interna provenind din contractul (w), destinata furnizarii reglementate, fie ca aceste cantitati sunt livrate direct utilizatorilor, pe masura ce producatorii le injecteaza in sistemul national de transport, fie ca sunt extrase dintr-un depozit de inmagazinare subterana in care au fost stocate anterior livrarii;

p_{w int} - pretul unitar, exprimat in lei/1000 mc, aferent cantitatii ;

Pretul unitar p_{w int} luat in calcul la determinarea costului gazelor naturale din productia interna este considerat la robinetul de iesire din statia/panoul de masurare al producatorului.

Costul transportului in perimetrul de exploatare intre acestia precum si alte taxe, alte obligatii legale, alte costuri de orice natura implicate de acest transport, inclusiv uscarea, tratarea sau comprimarea gazelor naturale, precum alte operatiuni efectuate de producatori pentru/sau in legatura cu productia si livrarea acestora pana la robinetul de iesire din statia/panoul de masurare al producatorului, sunt considerate incluse in pret.

Costul transportului de la statia/panoul de masurare al producatorului pana la robinetul de iesire din statia de reglare - masurare - predare la consumator/operatorul de distributie, precum si orice alte taxe, alte obligatii legale, alte costuri de orice natura implicate de acest transport nu sunt considerate in pretul unitar p_{w int si} sunt recunoscute in masura in care exista obligatia legala de plata a acestora si sunt realizate in mod prudent si rezonabil.

impozitul pentru gazele naturale din productia interna:

(2.2.8.)

unde:

IMP - impozitul pentru gazele naturale din productia interna, stabilit conform reglementarilor legale in vigoare;

- cantitatea de gaze naturale din productia interna provenind din contractul (w), destinata furnizarii reglementate, fie ca aceste cantitati sunt livrate direct utilizatorilor, pe masura ce producatorii le injecteaza in sistemul national de transport, fie ca sunt extrase dintr-un depozit de inmagazinare subterana in care au fost stocate anterior livrarii;

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

(2.2.9.)

unde:

T_t^(v), T_t^(w) - tarifele reglementate pentru serviciile de transport, corespunzator cantitatilor de gaze naturale din import , respective din productia interna estimate a fi transportate;

- cantitatea de gaze naturale din import provenind din contractul de import (v), destinata furnizarii reglementate, fie ca aceste cantitati sunt livrate direct utilizatorilor, pe masura ce sunt importate, fie ca sunt extrase dintr-un depozit de inmagazinare subterana in care au fost stocate anterior livrarii;

- cantitatea de gaze naturale din productia interna provenind din contractul (w), destinata furnizarii reglementate, fie ca aceste cantitati sunt livrate direct utilizatorilor, pe masura ce producatorii le injecteaza in sistemul national de transport, fie ca sunt extrase dintr-un depozit de inmagazinare subterana in care au fost stocate anterior livrarii;

costul serviciilor de inmagazinare a gazelor naturale, destinate a fi furnizate in regim reglementat:

(2.2.10)

unde:

T_t^(v), T_t^(w), T_ds^(v), T_ds^(w) - tarifele reglementate pentru serviciile de transport si pentru serviciile de inmagazinare subterana, corespunzatoare transportului si inmagazinarii unei parti din cantitatile de gaze naturale din import , respective din productia interna estimate a fi transportate din import si de la producator pana la depozitele subterane si inmagazinate;

- cota parte din cantitatea de gaze din import provenind din contractul de import (v), destinata furnizarii reglementate, estimate a fi stocata in depozitele de inmagazinare subterana;

- cota parte din cantitatea de gaze din productia interna, provenind din contractul de import (w), destinata furnizarii reglementate, estimate a fi stocata in depozitele de inmagazinare subterana;

Suma fixa unitara - CUG^fr, stabilita la inceputul fiecarui an al perioadei de reglementare pentru acoperirea costurilor legate de achizitia gazelor naturale, va fi recalculate de ANRGN pe parcursul anului, in situatia in care modificari ale pretului gazelor naturale din productia interna sau din import, respective ale tarifelor reglementate, induc o variatie mai mare de +/- 5% a sumei fixe unitare CUG^fr.

Costurile de achizitie estimate de catre ANRGN pentru gazele naturale destinate furnizarii catre consumatorii captivi (furnizate in regim reglementat) reflecta informatiile existente, la momentul evaluarii, pe piata interna si internationala. Aceste costuri sunt evaluate astfel incat sa acopere integral cheltuielile ce vor fi efectuate de furnizorii licentiati pentru achizitia gazelor naturale, intr-o maniera prudenta si eficienta.

Avand in vedere incertitudinile existente pe piata internationala privind evolutia pretului si a produselor petroliere, precum si gradul redus de predictibilitate al cursului valutar datorita recentelor masuri dispuse de BNR, preturile finale reglementate vor fi stabilite trimestrial. Valoarea sumei fixe unitare ce va fi luata in calcul la stabilirea preturilor finale va fi estimata de ANRGN la inceputul fiecarui trimestru. La suma fixa unitara stabilita de ANRGN se adauga adaosul commercial de catre societatea de distributie a gazelor naturale, S.A. DISTRIGAZ NORD, aceste doua componente alcatuind pretul unitar al mc de gaz natural. Totodata, vor fi regularizate trimestrial si eventualele diferente intre costurile de achizitie de catre ANRGN la stabilirea sumei fixe unitare si cheltuielile efective inregistrate de fiecare furnizor licentiat pentru achizitia gazelor naturale destinate furnizarii in regim reglementat. Pe baza documentelor justificative prezentate de furnizori, diferentele inregistrate in trimestrul I 2005 vor fi regularizate in trimestrul III 2005, cele din trimestrul II in trimestrul IV 2005, s.a.m.d.

Pentru primul trimestru al anului 2005, ANRGN a evaluat suma fixa unitara la valoarea de 3881693 lei/1000 mc. Pentru trimestru II valoarea este de 4565231 lei/1000 mc, pentru trimestru III de 4905345 lei/1000mc si pentru trimestrul IV de 4931670 lei/1000mc, cu mentiunea ca aceste valori vor fi recalculate inainte de inceputul fiecarui trimestru.

In evaluarea costurilor de achizitie, ANRGN a dispus de urmatoarele surse de informatii:

prognoza privind sursele si cererea totala de gaze naturale in anul 2005, defalcate trimestrial, elaborate de Dispeceratul National de Gaze Naturale din cadrul SNTGN Trans Gaz S.A. Medias;

prognoza operatorilor licentiate de gaze naturale privind cantitatile ce urmeaza a fi furnizate in regim reglementat in anul 2005;

estimarea ANRGN, privind evolutia pretului la gazele naturale din import, realizata pe baza cotatiilor internationale publicate in Platts Oilgram Price Report pentru produsele "GasOil 0,2" si "1% Fuel Oil" in conditia Cargoes, FOB Mediterana, Basis ItaLy si a unei formule de aproximare a pretului;

prevederile punctului 23 al Memorandumului de politici economice si financiare pentru perioada 2004 - 2006 din cadrul Acordului stand - by cu FMI, ratificat prin Legea nr. 468/2004 privind asigurarea unui pret mediu ponderat pentru gazele naturale din productia interna de 85 USD/1000mc in anul 2005;

raportarile inaintate ANRGN de catre operatorii din sector privind cantitatile de gaze naturale detinute in depozitele de inmagazinare subterana la finele lunii octomrie 2005, precum si programele de extractie pentru lunile noiembrie si decembrie 2004 prevazute in rapoartele de fundamentare a programului de livrari si a dozajului import/total consum pentru lunile in curs;

raportarile inaintate ANRGN de catre operatorii din sector privind cantitatile de gaze naturale comercializate pe piata interna in anul 2004 si preturile medii realizate din aceste tranzatii;

valoarea tarifelor de transport si inmagazinare in vigoare la data evaluarii si a impozitului pentru gazele naturale din productia interna prevazut de art. 215 alin. (3) din Legea nr. 571/2003 privind Codul fiscal.

tabel 2 Tarife de depozitare a gazelor naturale

Nota: * preturile si tariful nu includ TVA; valori stabilite pentru 1 USD = 3,08 Ron

cotatiile futures pentru rata de schimb leu/Euro si leu/USD la Bursa Monetar Financiara si de Marfuri Sibiu.

evaluarea impozitului pentru gazele naturale din productia interna

Pentru gazele naturale din productia interna a fost considerat impozitul prevazut de art. 215 alin. (3) din Legea nr. 571/2003 privind Codul Fiscal, de 7,4 Euro/1000 mc, valoarea considerate constanta pentru intregul an 2005. Transformarea impozitului exprimat in Euro in echivalent USD s-a realizat la o paritate anuala fixa de 1 Euro = 1,25USD.

tabel 3. Structura generala a surselor si a cererii in anul 2005

Sursa: Dispeceratul National de Gaze Naturale din cadrul S.C. Trans Gaz S.A. Medias

structura surselor si a cererii pentru piata reglementata in anul 2005

Tabel Cererea de piata a gazelor naturale

Sursa: pognozele de livrari ale furnizorilor licentiate prezentate la fundamenbtarea tarifelor si preturilor reglementate si estimarile ANRGN privind defalcarea trimestriala a acestora.

evolutia pretului la gazele naturale din import

Estimarea pretului gazelor naturale din import a fost facuta pe baza unei formule de calcul care aproximeaza cel mai bine formulele de calcul incluse in contractele de import existente si inregistrate la ANRGN. De asemenea, au fost avute in vedere si discounturile pentru volume si pentru perioada de vara acordate prin contracte de catre furnizorii externi. Formula de aproximare a fost testata pe parcursul anului 2004 prin compararea preturilor obtinute prin aplicarea sa cu cele declarate prin raportarile lunare ale operatorilor, erorile situandu-se sistematic sub 5%.

Preturile medii de import estimate de ANRGN pentru baza cotatiilor inregistrate sunt:

tabel 5 Cotatiile pretului mediu de import

Nota- pentru luna decembrie, media cotatiilor inregistrate pana la data de 22 noiembrie2004

Sursa - Platts Oilgram Price Report

evolutia pretului gazelor naturale din productia interna

In conditiile asigurarii unui pret mediu ponderat pentru gazelle naturale din productia interna de 85 USD/1000 mc, ANRGN a considerat urmatoarele valori trimestriale ale pretului mediu ponderat pentru gazele naturale din productia interna:

70 USD/1000mc in trimestrul I, atat pentru gazele naturale din productia curenta cat si pentru cele extrase din depozitele de inmagazinare subterana;

80 USD/1000 mc in trimestrul II, atat pentru gazele naturale din productia curenta cat si pentru cele extrase din depozitele de inmagazinare subterana;

90 USD/1000 mc in trimestrul III, atat pentru gazele naturale din productia curenta cat si pentru cele extrase din depozitele de inmagazinare subterana;

105 USD/1000 mc in trimestrul IV, atat pentru gazele naturale din productia curenta cat si pentru cele extrase din depozitele de inmagazinare subterana;

evolutia cursului de schimb leu/USD

In evaluarea cursului de schimb utilizat in calculul costurilor de achizitie a gazelor naturale pentru trimestrul I au fost considerate cotatiile futures pentru rata de schimb leu/USD la 31 martie 2005, inregistrate la Bursa Monetara Financiara si de Marfuri Sibiu in data de 13 decembrie 2003, ora 11. Valoarea considerata este de 30.400 lei /USD, pentru trimestrele II - IV 2005 fiind estimate o crestere trimestriala de 1% a ratei de schimb.

evaluarea costurilor de transport

Costul transportului de gaze naturale prin sistemul national de transport a fost estimat in conditiile unui tarif mediu de transport de 27725 lei/1000 mc (echivalent tarifului in vigoare de 96.745 lei - componenta pentru rezervarea capacitatii, respectiv 115.518 lei/1000 mc - componeneta volumetrica) pentru semestrul I al anului 2005, respectiv un tarif mediu de transport de 28151 lei/1000 mc pentru semestrul II 2005. Valoarea medie pentru semestrul II urmeaza a fi recalculata dupa actualizarea veniturilor totale reglementate ale SNTGN Trans Gaz S.A. Medias.

In evaluarea costului transportului pentru fiecare trimestru al anului 2005, au fost considerate grade de utilizare a capacitatii SNT diferite, exprimate ca raport intre gradul mediu trimestrial de utilizare a capacitatii SNT si gradul mediu anual de utilizare a capacitatii SNT.

Gradul mediu anual de utilizare a capacitatii SNT considerat este de 61%, iar gradele medii trimestriale de utilizare a capacitatii SNT este de 75% in trimestrul I, 45% in trimestrul II, 32% in trimestrul III si 65% in trimestrul IV.

Costul mediu unitar al transportului prin SNT a fost evaluat:

trimestrul I - 228.937 lei/1000 mc;

trimestrul II - 381.562 lei/1000 mc;

trimestrul III - 546.445 lei/1000 mc;

trimestrul IV - 270.620 lei/1000 mc.

Elementul cu cea mai mare pondere in pretul de furnizare reglementat este costul mediu ponderat de achizitie a gazelor naturale care se determina trimestrial, pe baza urmatoarelor elemente:

cantitatea totala estimata a fi furnizata pe piata reglementata;

structura surselor de gaze naturale din productia interna si din import;

evolutia prognozata a preturilor de achizitie a gazelor naturale din import

si din productia interna;

Rezultatele sintetice ale evaluarilor sunt prezentate in tabelul de mai jos:

Tabel 6. Evaluari privind costul mediu ponderat de achizitie a gazelor naturale

Sursa: Raportul anual al ANRGN

Preturile finale sunt stabilite de serviciul Bugete Preturi din cadrul societatii S.C. Distrigaz Nord S.A. cu sediul in Targu Mures. Ele sunt reglementate si se stabilesc trimestrial. La baza calcularii sta costul mediu de achizitie ( suma fixa unitara CUG^fr ) de gaze naturale din intern si din import si se calculeaza pe baza urmatoarei formule:

Pf = CUG^fr *π; (2.2.11)

π = CUG^fr * r%

unde:

Pf - pret final reglementat pentru furnizarea gazelor naturale in regim reglementat realizat de S.C. Distrigaz Nord S.A. Tg. Mures.

CUG^fr - suma fixa unitara stabilita la inceputul fiecarui an al perioadei de reglementare pentru acoperirea costurilor legate de achizitia gazelor naturale, va fi recalculate de ANRGN pe parcursul anului, in situatia in care modificari ale pretului gazelor naturale din productia interna sau din import, respective ale tarifelor reglementate, induc o variatie mai mare de +/- 5% a sumei fixe unitare CUG^fr.

r% - adaosul commercial realizat de S.C. Distrigaz Nord S.A.

a) Pentru primul trimestru al anului 2005 Serviciul Bugete Preturi a reglementat urmatorul pret final:

Pf = 3881,69 + 3889,69*33,63%

Pf = 5187,45 lei/1000 mc,

pret final valabil pentru perioada 05.01.2005 - 31.03.2005.

b) Pentru trimestru II al anului 2005 ANRGN a hotarat prin decizia nr. 429/2005 ca preturile finale reglementate se stabilesc diferentiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare sistem omogen de distributie, in functie de configuratia sistemelor prin care se realizeraza furnizarea de gaze naturale.

Preturile finale sunt de tip monom si cuantifica costurile fixe, prin introducere de abonamente lunare si costuri variabile, reprezentand consumul efectiv.

Stabilirea pretui final pentru costuri variabile:

Pf_cv = 456,52 + 456,52*10,63%;

Pf_cv= 480,82RON/1000mc ;

Stabilirea pretui final pentru costuri fixe:

Pretul final se determina conform formulei:

Pf = Pf_cv + Pf_cf (2.2.12)

Pentru categoria B1 de consumatori captive:

Pf = 480,82 + 0,45*nr. de zile lunare.

Pe baz acestor calcule se determina pretul final pentru categoriile de consumatori : B2, B3, B4, iar pentru categoriile B5 si B6, acestia fiind marii consumatori de gaze naturale, nu s-au aplicat costuri fixe, fiind valabile numai preturile finale pentru costurile variabile.

Aceste preturi finale au fost valabile pentru perioada 01.02005 - 10.06.2005. Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Gazelor Naturale (ANRGN) a anuntat ca, de pe 11 iunie, se vor percepe alte tarife la gaz metan si nu vor mai trebui achitate abonamentele introduse la 1 aprilie.

Abonamentele au nemultumit o buna parte a consumatorilor - cei care au fost incadrati in prima categorie de consum (pina la 2.400 mc/an) - ce au fost obligati sa achite 161.000 de lei lunar in plus fata de contravaloarea consumului de gaz. In urma protestelor populatiei, premierul Calin Popescu Tariceanu a sugerat o noua metoda de facturare: fiecare sa plateasca pentru cit consuma. Sefii ANRGN au comunicat apoi noile tarife care vor fi practicate incepind cu 11 iunie, iar pe 27 mai decizia respectiva a fost publicata si in M onitorul Oficial. Pentru clientii SC Distrigaz Nord Tirgu Mures, cei care au un consum de pina la 2.400 de mc/an vor plati 6.352 de lei/mc (fara TVA), in timp ce la consumuri mai mari tarifele scad.

Decizia publicata in Monitorul Oficial nu face insa nici o referire asupra metodologiei de calcul a facturilor lunii iunie. Daca pentru aprilie si mai facturile vor include si contestatele abonamente, pentru perioada 1-10 iunie nefiind specificata procedura de calcul. Conducerea ANRGN a declarat ca sumele platite drept abonamente vor fi regularizate pina la sfirsitul celui de-al treilea trimestru.

c) Pentru trimestrul III ANRGN a renuntat la abonamente, sumele platite drept abonamente fiind regularizate in acest trimestru.

Preturile finale reglementate au fost stabilite conform formulei:

Pf = CUG^fr *π

π = CUG^fr * r%

unde:

Pf - pret final reglementat pentru furnizarea gazelor naturale in regim reglementat realizat S.C. Distrigaz Nord S.A. Tg. Mures.

CUG^fr - suma fixa unitara stabilita la inceputul fiecarui an al perioadei de reglementare pentru acoperirea costurilor legate de achizitia gazelor naturale, va fi recalculate de ANRGN pe parcursul anului, in situatia in care modificari ale pretului gazelor naturale din productia interna sau din import, respective ale tarifelor reglementate, induc o variatie mai mare de +/- 5% a sumei fixe unitare CUG^fr.

r% - adaosul commercial realizat de S.C. Distrigaz Nord S.A.

La stabilirea preturilor finale reglementate s-a tinut cont si de diferentierea categoriilor de consumatori, prin scaderea din pretul final al fiecarei categorii valori intre 3 - 13 Euro.

Exemplu:

B1 = 193 Euro, fiind categoria de consumatori care consuma putin si platesc mai mult.

B2 = 180 Euro, fiind categoria de consumatori care consuma mult si platesc mai putin.

B3 = 177 Euro, fiind categoria de consumatori care consuma mult si platesc mai putin.

B4 = 174 Euro, fiind categoria de consumatori care consuma mult si platesc mai putin.

B5 = B6 = 164 Euro, fiind categoria marilor consumatori.

Preturile finale reglementate si adaosul commercial pentru furnizarea gazelor naturale in regim reglementat realizata de S.C. Distrigaz Nord S.A. sunt calculate si cuprinse in tabelul urmator:

Tabel 8. Preturile finale calculate pentru trimestrul III 2005

Nota: 1Euro = 3,5998 Ron, curs valutar valabil in data de 30.06.2005

d) Stabilirea preturilor finale reglementate pentru furnizarea gazelor naturale in trimestrul IV 2005.

In trimestrul IV 2005 a avut loc o reducere a costului de achizitie/1000 mc de gaze naturale cu 9,8%. Recalcularea preturilor finale a fost stabilita conform formulei (2.2.11.) si este reprezentata in tabelul 9.

Tabel 9. Preturile finale calculate pentru trimestrul IV 2005

Nota: 1Euro = 3,5998 Ron, curs valutar valabil in data de 30.06.2005

Contravaloarea serviciilor de distributie, prestate pentru un utilizator al sistemului de distributie se factureaza lunar.

Factura lunara (01.02005 - 30.06.2005) pentru gazele naturale furnizate in regim reglementat unui consumator final se determina cu urmatoarea formula :

VT = Cv* Q + Ab*n

unde:

VT- valoarea totala a facturii, exclusiv TVA;

Ab - abonament zilnic, exprimat in lei/zi;

n - numarul de zile calendaristice din perioada de facturare;

Cv- componenta volumetrica pentru consumul de gaze naturale reprezentand pretul de furnizare reglementat, exprimata in lei/1000 mc;

Q - cantitatea furnizata, exprimata in 1000 mc.

Exemplu: Un consummator casnic a consumat in perioada 01.02005 - 30.02005 o cantitate de gaze naturale de 50 mc, fiind incadrat in categoria B1 deoarece media consumului anual nu depasea 2400 mc. Pretul final in trimestrul II era de 480,82 /1000 mc lei .

VT = 0,4808*50mc + 0,45*30

VT = 37,5 lei pentru luna aprilie 2005

Factura lunara ( 01.07.2005 - 31.12.2005 ) pentru gazele naturale furnizate in regim reglementat unui consumator final se determina cu urmatoarea formula:

VT = Cv* Q

unde:

VT- valoarea totala a facturii, exclusiv TVA;

Cv- componenta volumetrica pentru consumul de gaze naturale reprezentand pretul de furnizare reglementat, exprimata in lei/1000 mc;

Q - cantitatea furnizata, exprimata in 1000 mc.

Exemplu: Un consumator casnic a consumat in perioada 01.11.2005 - 30.11.2005 o cantitate de gaze naturale de 250 mc, fiind incadrat in categoria B2 deoarece media consumului anual nu depasea 12400 mc. Pretul final in trimestrul IV era de 637,42 RON /1000 mc.

VT = 0,63742*250mc

VT = 159,35 lei pentru luna noiembrie 2005.

Incepand cu introducerea TVA - ului in anul 2000 se observa o crestere a pretului gazului natural. Acesta crestere galopanta a fost influentata de urmatorii factori macro si micro economici:

cresterea inflatiei in Romania

variatia cursului valutar

pretul de import ridicat al gazelor naturale

Evolutia preturilor reglementate este reprezentata in graficul urmator:

Grafic 1. Evolutia preturilor raportate la lei/1000 mc

Grafic 2. Evolutia preturilor raportate la USD/1000 mc.

CONCLUZII

Piata gazelor naturale a inregistrat, in ultima perioada, o dezvoltare accentuata, in baza unui cadru legislativ coerent si adaptat evolutiilor recente ale pietei regionale si europene.

Prin adoptarea Legii Gazelor nr. 351/2004 s-a realizat armonizarea cadrului legislativ romanesc cu cel european, respectiv cu Directiva Europeana a Gazelor nr. 55/2003. Totodata, reglementarile specifice sectorului, emise de Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Gazelor Naturale au permis dezvoltarea unor relatii functionale de piata intre agentii economici autorizati si licentiati, pe intreg lantul producator - transportator - distribuitor si implicit, intre acestia si consumatorii de gaze naturale. Prin asigurarea unui grad de deschidere a pietei interne de 50% incepand cu 1 ianuarie 2005 si acreditarea de noi consumatori eligibili, practic jumatate din cantitatile de gaze naturale destinate consumului vor fi tranzactionate pe piata libera, la preturi negociate, cei 102 consumatori eligibili avand incheiate contracte de achizitie a gazelor naturale in aceste conditii.

In acelasi timp, pentru activitatile cu caracter de monopol natural: inmagazinarea subterana, transportul, distributia si furnizarea catre consumatorii captivi, ANRGN a emis o serie de reglementari specifice, pentru asigurarea accesului nediscriminatoriu al consumatorilor la sisteme, a cresterii eficientei economice si a calitatii serviciilor prestate.

Ca urmare a privatizarii Distrigaz Nord, si a preluarii de catre E.ON Gaz Romania, au fost stabilite urmatoarele obiective:

a). integrarea pietei interne a gazelor naturale in piata unica europeana,

ceea ce presupune:

liberalizarea pietei, astfel incat la 1 iulie 2007 toti consumatorii de gaze naturale sa fie eligibili, avand posibilitatea de a-si alege furnizorul;

cota de piata buna a produsuli

calitatea superioara a produsului

dezvoltarea infrastructurii de transport si distributie

personal specializat cu experienta si traditie in domeniu.

In consecinta este necesara o crestere graduala a preturilor de valorificare a gazelor naturale din productia interna, pentru ca, la momentul liberalizarii complete a pietei, acestea sa fie furnizate la preturi comparabile cu cele din import.

Beneficiul S.C. Distrigaz Nord S.A. este reprezentat prin adaosul comercial de 33,63% rezultat din pretul final reglementat. Prin urmare S.C. Distrigaz Nord S.A. isi acopera din beneficiu cheltuielile angajate, iar partea ramasa o constituie profitul acestei societatii comerciale .

b). implementarea unor metodologii de tarifare care sa asigure:

eficientizarea activitatii operatorilor din sectorul gazelor naturale , prin recunoasterea costurilor justificate, prudent efectuate pentru realizarea obligatiilor impuse prin conditiile de valabilitate a licentelor;

stimulente pentru realizarea de investitii;

eliminarea subventiilor incrucisate intre categoriile de consumatori;

In luna decembrie 2005 ANRGN a aprobat, prin decizie a presedintelui, metodologia de calcul a preturilor si tarifelor reglementate in sectorul gazelor naturale, care implementeaza, pentru prima data in Romania, un sistem modern de tarifare a activitatilor de distributie si furnizare reglementata a gazelor naturale, de tip "price-cap".