DECIZIE Nr. 311 din 30 martie 2005
pentru aprobarea documentelor suplimentare privind aplicarea Criteriilor si
metodelor pentru aprobarea preturilor si stabilirea tarifelor reglementate in
sectorul gazelor naturale, aprobate prin Decizia presedintelui Autoritatii
Nationale de Reglementare in Domeniul Gazelor Naturale nr. 1.078/2003
ACT EMIS DE: AUTORITATEA NATIONALA DE REGLEMENTARE IN DOMENIUL
GAZELOR NATURALE
ACT PUBLICAT IN: MONITORUL OFICIAL NR. 317 din 14 aprilie 2005
In temeiul dispozitiilor art. 8 lit. l) si ale art. 10 alin. (4) si (5) din
Legea gazelor nr. 351/2004,
presedintele Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Gazelor
Naturale emite prezenta decizie.
Art. 1
Se aproba documentele suplimentare pentru aplicarea Deciziei presedintelui
Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Gazelor Naturale nr.
1.078/2003 privind aprobarea Criteriilor si metodelor pentru aprobarea
preturilor si stabilirea tarifelor reglementate in sectorul gazelor naturale,
publicata in Monitorul Oficial al Romaniei, Partea I, nr. 40 din 19 ianuarie
2004, prevazute in anexele nr. 1 - 3*), care fac parte integranta din prezenta
decizie.
------------
*) Anexele nr. 1 - 3 sunt reproduse in facsimil.
Art. 2
Compartimentele de specialitate din cadrul Autoritatii Nationale de
Reglementare in Domeniul Gazelor Naturale, precum si operatorii licentiati din
sectorul gazelor naturale vor asigura ducerea la indeplinire a prevederilor
prezentei decizii.
Art. 3
Prezenta decizie se publica in Monitorul Oficial al Romaniei, Partea I.
Presedintele Autoritatii Nationale de Reglementare
in Domeniul Gazelor Naturale,
Stefan Cosmeanu
ANEXA 1
EXPLICATII SUPLIMENTARE
privind aplicarea Criteriilor si metodelor pentru aprobarea preturilor si
stabilirea tarifelor reglementate in sectorul gazelor naturale, aprobate prin
Decizia presedintelui Autoritatii Nationale de Reglementare in Domeniul Gazelor
Naturale nr. 1.078/2003
Introducere
Acest document ofera informatii suplimentare privind modul de aplicare a
"Criteriilor si metodelor pentru aprobarea preturilor si stabilirea
tarifelor reglementate in sectorul gazelor naturale", aprobate prin
Decizia presedintelui ANRGN nr. 1.078/2003, publicata in Monitorul Oficial al
Romaniei, Partea I, nr. 40 din 19 ianuarie 2004, numit in continuare
"Metodologie".
Documentul reprezinta, totodata, un ghid in aplicarea prevederilor
metodologiei si ofera explicatiile necesare pentru corecta fundamentare a
preturilor si a tarifelor reglementate, detaliind interpretarea pe care ANRGN o
confera acesteia.
Metodologia acopera activitatile reglementate ce sunt desfasurate in
sectorul gazelor naturale, dupa cum urmeaza:
a) Transportul gazelor naturale prin sistemul national de transport,
inclusiv tranzitul gazelor naturale prin acest sistem;
b) Inmagazinarea subterana a gazelor naturale;
c) Distributia gazelor naturale prin sistemele de distributie;
d) Furnizarea reglementata a gazelor naturale catre consumatorii captivi
si/sau consumatorii care nu isi exercita drepturile ce decurg din calitatea de
consumator eligibil.
1. Aspecte generale
CAP. 1
Principii generale
Referitor la art. 1 lit. a)
Preturile finale reglementate, la care se realizeaza furnizarea
reglementata a gazelor naturale, acopera toate costurile implicate de
asigurarea cu gaze naturale a consumatorului final (captiv sau care nu isi
exercita drepturile ce decurg din calitatea de consumator eligibil). Din acest
punct de vedere, pretul final reglementat acopera atat costurile aferente
achizitionarii si comercializarii gazelor naturale ca marfa in sine, cat si
toate costurile aferente serviciilor de transport, inmagazinare si distributie
necesare ca acestea sa ajunga de la furnizor la consumatorul final.
Referitor la art. 2
Preturile finale reglementate, dupa cum a fost deja mentionat, acopera
toate costurile legate de asigurarea cu gaze naturale a consumatorului final.
In consecinta, preturile finale reglementate vor acoperi inclusiv costurile
legate de mentinerea, la dispozitia consumatorului, a unei conexiuni cu
sistemul de distributie (bransamentul) si a unei capacitati rezervate in
sistemul respectiv. Aceste costuri, de mentinere in stand-by a unei conexiuni
cu sistemul de distributie (bransamentul) si a unei capacitati rezervate in
acest sistem, sunt acoperite de componenta fixa a pretului final reglementat, respectiv
abonamentul (art. 63 si 64 din Metodologie).
Referitor la art. 3 alin. (3) lit. d)
Metodologia nu acopera modalitatile de remunerare a constructiei fizice a
racordurilor sau a bransamentelor. Veniturile realizate de operatori din
tarifele de racordare sau din tarifele de bransare sunt considerate excluse din
veniturile reglementate, iar costurile asociate constructiei unor astfel de
racorduri sau bransamente sunt excluse din costurile recunoscute de ANRGN (atat
costuri operationale - OPEX, cat si costuri de capital - CAPEX). In cazul
racordurilor si a bransamentelor, Metodologia ia in considerare doar costurile
legate de mentinerea acestora in stare de functionare, in conditii de
siguranta. Aceste costuri sunt permise si recunoscute in veniturile
reglementate ale operatorilor de transport si/sau de distributie.
Referitor la art 2 si art. 5
Pentru prima perioada de reglementare, tarifele de distributie si preturile
finale reglementate vor fi stabilite diferentiat pe categorii de consumatori,
pentru fiecare operator in parte, pentru intreaga arie de distributie
deservita. Incepand cu cea de a doua perioada de reglementare, in functie de
cantitatea si calitatea datelor de fundamentare oferite de operatori, precum si
in functie de dezvoltarea pietei interne a gazelor naturale si intarirea
competitiei, ANRGN va lua in considerare oportunitatea stabilirii de tarife de
distributie si preturi finale reglementate diferentiate pe unitati teritoriale
mai restranse (judet, localitati) din aria de distributie deservita de acelasi
operator.
CAP. 2
Definirea perioadelor de reglementare
Referitor la art. 9
Pentru operatorii de transport, de inmagazinare si/sau de distributie care
incep activitatea in interiorul unei perioade de reglementare, prima perioada
de reglementare se va termina odata cu terminarea perioadei de reglementare a
tuturor celorlalti operatori cu activitate similara. De exemplu, pentru un
operator care incepe o activitate reglementata la jumatatea celei de a doua perioade
de reglementare, prima perioada de reglementare va dura 2 1/2 ani si se va
sfarsi odata cu perioada de reglementare curenta a operatorilor cu activitate
similara.
CAP. 3
Definirea activitatilor reglementate
Sectiunea 1
Transportul gazelor naturale
Referitor la art. 12
Exploatarea capacitatilor de transport se refera la toate sarcinile ce ii
revin operatorului privind operarea si intretinerea sistemul de transport si
pentru asigurarea functionarii acestuia in conditii de siguranta, inclusiv
inlocuirea conductelor magistrale si a instalatiilor si echipamentelor
aferente, odata ce acestea au atins durata lor tehnica si economica de viata.
Referitor la art. 13
Dezvoltarea capacitatilor de transport se refera la actiunile desfasurate
de operator pentru cresterea capacitatii de transport, fie prin marirea
capacitatii de transport pe conductele magistrale existente, fie prin
extinderea retelei de conducte magistrale, dar fara a se referi la racordarea
unor noi consumatori la conductele magistrale deja existente.
Referitor la art. 14
Utilizarea sistemului, pe langa actiunile si operatiunile descrise in
Metodologie, inglobeaza si transpunerea acestor servicii prestate
utilizatorilor in contracte si sunt recunoscute in veniturile operatorului. Din
acest punct de vedere, toate activitatile si operatiunile desfasurate de
operator pentru sau in legatura cu incheierea si derularea contractelor pentru
prestarea serviciilor de transport, precum si toate relatiile cu clientii derivate
din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizarii sistemului.
Sectiunea 2
Inmagazinarea subterana a gazelor naturale
Referitor la art. 17
Exploatarea capacitatilor de inmagazinare subterana se refera la toate
sarcinile ce ii revin operatorului privind operarea si intretinerea sistemului
de inmagazinare subterana si pentru asigurarea functionarii acestuia in
conditii de siguranta, inclusiv repararea sondelor si/sau inlocuirea
instalatiilor si echipamentelor aferente din subteran sau de suprafata, odata
ce acestea au atins durata lor tehnica si economica de viata.
Referitor la art. 18
Dezvoltarea capacitatilor de inmagazinare subterana se refera la actiunile
desfasurate de operator pentru cresterea capacitatii depozitului subteran, fie
prin marirea capacitatii de injectie/extractie, fie prin constructia de noi
sonde sau altele asemenea.
Referitor la art. 19
Utilizarea sistemului, pe langa actiunile si operatiunile descrise in
Metodologie, inglobeaza si transpunerea acestor servicii prestate
utilizatorilor in contracte si sunt recunoscute in veniturile operatorului. Din
acest punct de vedere, toate activitatile si operatiunile desfasurate de
operator pentru sau in legatura cu incheierea si derularea contractelor pentru
prestarea serviciilor de inmagazinare subterana, precum si toate relatiile cu
clientii derivate din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizarii
sistemului.
Sectiunea 3
Distributia gazelor naturale
Referitor la art. 24
Exploatarea capacitatilor de distributie se refera la toate sarcinile ce ii
revin operatorului privind operarea si intretinerea sistemului de distributie
si pentru asigurarea functionarii acestuia in conditii de siguranta, inclusiv
inlocuirea conductelor de distributie si a instalatiilor si echipamentelor
aferente, odata ce acestea au atins durata lor tehnica si economica de viata.
Referitor la art. 25
Dezvoltarea capacitatilor de distributie se refera la actiunile desfasurate
de operator pentru cresterea capacitatii de distributie, fie prin marirea
capacitatii de distributie pe conductele existente, fie prin extinderea
retelelor de distributie, fara a se referi insa la bransarea unor noi
consumatori la conductele existente sau la separarea acestora.
Referitor la art. 26
Utilizarea sistemului, pe langa actiunile si operatiunile descrise in
Metodologie, inglobeaza si transpunerea acestor servicii prestate
utilizatorilor in contracte si sunt recunoscute in veniturile operatorului. Din
acest punct de vedere, toate activitatile si operatiunile desfasurate de
operator pentru sau in legatura cu incheierea si derularea contractelor pentru
prestarea serviciilor de distributie, precum si toate relatiile cu clientii
derivate din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizarii sistemului.
Sectiunea 4
Furnizarea reglementata a gazelor naturale
Referitor la art. 27
In situatia unor consumatori care nu vor sau nu pot sa incheie un contract
de cumparare a gazelor naturale cu clauze si pret negociat, acestia vor fi
considerati drept captivi (nu exercita dreptul de a fi eligibili). Pentru
aceasta categorie de consumatori si exclusiv pentru aceasta, furnizarea se va
face in regim reglementat, respectiv in baza unui contract cu clauze standard
si a unui pret aprobate de ANRGN. Clauzele contractuale standard vor fi
stabilite de ANRGN in urma consultarii cu operatorii din sectorul gazelor
naturale. Odata aprobate, aceste clauze nu mai pot face obiectul unei negocieri
intre consumator si furnizor. Pretul la care se face furnizarea pentru
consumatorii considerati drept captivi, in conditiile standard din contractele
aprobate de ANRGN, va fi de asemenea reglementat. Furnizorul care va realiza
furnizarea in baza unui contract cu clauze si pret aprobate de ANRGN este
considerat furnizor de ultima instanta. Desemnarea unui astfel de furnizor,
avand dreptul sa comercializeze gazele naturale pe aceasta piata captiva, se va
realiza in baza regulilor de selectie emise de ANRGN, dupa consultarea cu
operatorii din sector. Pretul gazelor naturale la care se realizeaza furnizarea
de ultima instanta se determina prin aceeasi metodologie utilizata in calculul
pretului reglementat pentru consumatorii captivi in prima perioada de
reglementare, adaptata insa evolutiilor viitoare ale pietei interne a gazelor
naturale. Marja furnizorului de ultima instanta va acoperi integral costurile
de operare si de capital, inclusiv costul capitalului, realizate intr-o maniera
prudenta si eficienta pentru desfasurarea activitatii de furnizor de ultima
instanta. Pentru consumatorii eligibili (care au incheiate contracte de
cumparare gaze naturale cu clauze si pret negociat), nici pretul final si nici
marja furnizorului nu vor fi reglementate de ANRGN, acestea urmand a se supune
regulilor unei piete libere, concurentiale.
CAP. 4
Venitul reglementat
Referitor la art. 32
Venitul aferent anului (i) al perioadei de reglementare (x), recunoscut de
catre ANRGN, acopera costurile aflate sub controlul managementului operatorului
(reprezentand venitul reglementat asa cum este definit la art. 28 alin. (1) din
Metodologie) si costurile care nu sunt sub controlul managementului
operatorului (reprezentand costurile preluate directe, asa cum sunt definite la
art. 28 alin. (2) din Metodologie). Formula generala de calcul este:
VA_(x)_i_t,ds,d,fr = VR_(x)_i_t,ds,d,fr + CS_(x)_i_t,ds,d,fr
unde:
VA_(x)_i_t,ds,d,fr - venitul in anul "i" al perioadei de
reglementare (x), pentru una din activitatile reglementate, dupa caz;
VR_(x)_i_t,ds,d,fr - venitul reglementat in anul "i" al perioadei
de reglementare (x) pentru una din activitatile reglementate, dupa caz;
CS_(x)_i_t,ds,d,fr - costurile preluate direct in anul "i" al
perioadei de reglementare (x), pentru una din activitatile reglementate, dupa
caz.
Venitul aferent anului "i" al perioadei de reglementare (x) se
determina
- in cazul activitatii de transport, respectiv de inmagazinare subterana,
la nivelul veniturilor totale, cu urmatoarea formula:
VA_(x)_i_t,ds = VT_(x)_i_t,ds = VRT_(x)_i_t,ds + CST_(x)_i_t,ds
unde:
VA_(x)_i_t,ds - venitul in anul "i" al perioadei de reglementare
(x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de
inmagazinare subterana;
VT_(x)_i_t,ds - venitul total in anul "i" al perioadei de
reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea
de inmagazinare subterana;
VRT_(x)_i_t,ds - venitul reglementat total in anul "i" al
perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv
pentru activitatea de inmagazinare subterana;
CST_(x)_i_t,ds - costurile totale preluate direct in anul "i" al
perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv
pentru activitatea de inmagazinare subterana.
- in cazul activitatii de distributie, respectiv de furnizare reglementata,
la nivelul veniturilor unitare, cu urmatoarea formula:
VA_(x)_i_d,fr = VU_(x)_i_d,fr = VRU_(x)_i_d,fr + CSU_(x)_i_d,fr +
[CUG_(x)_i_fr]
unde:
VA_(x)_i_d,fr - venitul unitar in anul "i" al perioadei de
reglementare (x), pentru activitatea de distributie, respectiv pentru
activitatea de furnizare reglementata;
VU_(x)_i_d,fr - venitul total unitar in anul "i" al perioadei de
reglementare (x), pentru activitatea de distributie, respectiv pentru
activitatea de furnizare reglementata;
VRU_(x)_i_d,fr - venitul reglementat unitar in anul "i" al
perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distributie, respectiv
pentru activitatea de furnizare reglementata;
CSU_(x)_i_d,fr - costurile unitare preluate direct in anul "i" al
perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distributie, respectiv
pentru activitatea de furnizare reglementata.
CUG_(x)_i_fr - suma fixa unitara pentru acoperirea costurilor legate de
achizitia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente si impozitul pentru
gazele naturale din productia interna, destinate revanzarii in cadrul
activitatii de furnizare reglementata, in anul "i" al perioadei de
reglementare (x). Acest element este utilizat numai in formula venitului anual
aferent activitatii de furnizare reglementata. Pentru activitatea de
distributie, acest termen nu se aplica.
Venitul aferent anului (i) al perioadei de reglementare (x) sta la baza
determinarii tarifelor pentru anul (i) al perioadei de reglementare (x), pe
care operatorii sunt indreptatiti sa le practice in contractele de prestare a
serviciilor de transport, de inmagazinare subterana sau de distributie,
respectiv a preturilor finale reglementate pentru activitatea de furnizare
reglementata.
Referitor la art. 34
In primul an al fiecarei perioade de reglementare, venitul reglementat se
determina pe baza venitului de baza VB1 dupa urmatoarele relatii de calcul:
- in cazul activitatii de transport, respectiv de inmagazinare subterana,
venitul reglementat total aferent activitatii de transport, respectiv de
inmagazinare subterana este egal cu venitul de baza calculat pentru respectiva
activitate, conform art. 34 alin. (1) din Metodologie
VRT_(x)_1_t,ds = VB_(x)_1_t,ds
unde:
VRT_(x)_1_t,ds - venitul reglementat total in primul an "i=1" al
perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv
pentru activitatea de inmagazinare subterana;
VB_(x)_1_t,ds - venitul de baza aferent activitatii de transport, respectiv
de inmagazinare subterana, calculat potrivit art. 34 alin. (1) si celorlalte
prevederi ale Metodologiei, pentru perioada de reglementare (x).
- in cazul activitatilor de distributie, respectiv de furnizare
reglementata, venitul reglementat unitar este egal cu venitul de baza calculat
pentru respectiva activitate, conform art. 34 alin. (1) din Metodologie,
impartit la cantitatea totala de gaze naturale estimata a fi distribuita,
respectiv furnizata in primul an al perioadei de reglementare
VRU_(x)_1_d,fr = VB_(x)_1_d,fr / Q_(x)_1_d,fr
unde:
VRU_(x)_1_d,fr - venitul reglementat unitar in primul an "i=1" al
perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distributie, respectiv de
furnizare reglementata;
VB_(x)_1_d,fr - venitul de baza aferent activitatii de distributie,
respectiv de furnizare reglementata, calculat potrivit art. 34 alin. (1) si
celorlalte prevederi ale Metodologiei, pentru perioada de reglementare (x);
Q_(x)_1_d,fr - cantitatea de gaze naturale estimata a fi distribuita,
respectiv de a fi furnizata in regim reglementat, in primul an "i=1"
al perioadei de reglementare (x), masurata la consumator, respectiv fara a fi
incluse consumurile tehnologice ale operatorului.
Cantitatea de gaze naturale estimata a fi distribuita, respectiv de a fi
furnizata in regim reglementat, in primul an "i=1" al perioadei de
reglementare (x), se fundamenteaza de catre operatorul de distributie,
respectiv de catre operatorul care realizeaza furnizarea reglementata. Prognoza
privind cantitatile estimate si fundamentarea acesteia se inainteaza ANRGN
odata cu inaintarea fundamentarilor privind stabilirea venitului de baza (art.
143 alin. 1 din Metodologie). Estimarea cantitatilor se realizeaza in
conditiile standard de presiune, temperatura si de calitate a gazelor naturale
prevazute in Standardul SR 3317.
ANRGN are dreptul sa ceara sau sa propuna revizuirea prognozelor inaintate,
urmand ca in calculul venitului reglementat unitar - VRU_(x)_1_d,fr, cantitatea
de gaze naturale - Q_(x)_1_d,fr sa se stabileasca de comun acord cu operatorul.
Tinand cont de impactul pe care deschiderea pietei interne, schimbarea
metodologiilor de tarifare si procesul de privatizare al principalelor companii
de distributie il produc, pentru activitatea de distributie, respectiv de
furnizare reglementata, venitul reglementat unitar - VRU_(1)_1_d,fr stabilit
pentru prima perioada de reglementare va fi recalculat in situatia in care diferenta
intre cantitatea estimata Q_(1)_i_d,fr si cea efectiv distribuita, respectiv
furnizata in regim reglementat este substantial diferita. Valoarea limitei de
la care este permisa recalcularea venitului reglementat unitar - VRU_(1)_i_d,fr
va fi convenita cu fiecare operator in parte. Diferentele de venit reglementat
unitar - delta VRU_(1)_i_d,fr in plus vor fi recuperate de la operator,
respectiv cele in minus vor fi recunoscute operatorului, odata cu ajustarea
venitului reglementat unitar din anul urmator al primei perioade de
reglementare. Diferentele de venit reglementat unitar - delta VRU_(1)_i_d,fr
vor fi calculate pentru intreaga diferenta dintre cantitatile prognozate si
cele efectiv realizate. Pentru perioadele de reglementare ulterioare (x >/=
2), ANRGN nu va accepta recalculari ale venitului reglementat unitar -
VRU_(x)_i_d,fr.
Referitor la art. 36
Sporul de eficienta economica realizat anual in perioada de reglementare
este calculat ca diferenta intre nivelul costurilor de operare (OPEX) aflate
sub controlul operatorului, permis de ANRGN in respectivul an al perioadei de
reglementare si nivelul costurilor efectiv realizate de operator in acelasi an.
Referitor la art. 37
Analiza sporurilor anuale de eficienta economica se face de catre ANRGN, pe
baza informatiilor puse la dispozitia sa de catre operator, in vederea
identificarii surselor din care provin aceste castiguri: cresterea
performantelor manageriale ale operatorului sau reduceri de costuri datorate
unor factori externi (reduceri de taxe, impozite, contributii, scutiri sau
amanari la plata, altele asemenea).
Referitor la art. 38
Sporurile anuale de eficienta economica ce rezulta din cresterea
performantelor manageriale ale operatorului vor fi pastrate de operator pentru
o perioada de 5 ani, incepand cu anul in care au fost obtinute. Orice alte
castiguri de eficienta vor fi trecute consumatorilor la inceputul perioadei de
reglementare imediat urmatoare anului in care acestea au fost obtinute.
Referitor la art. 40
Cantitatile ce sunt luate in calcul sunt cele destinate exclusiv furnizarii
in regim reglementat.
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 acestia, provenind din depozitele subterane.
Termenii formulei generale de calcul a CUG_fr se determina astfel:
- costul gazelor naturale din import:
r
___
\
Q_fr_imp * Pimp = > (qv_fr_imp * Pvimp)
/___
v=1
unde:
qv_fr_imp - 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;
Pvimp - pretul unitar, exprimat in lei/1.000 mc, aferent fiecarei cantitati
qv_fr_imp.
Pretul unitar Pvimp 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 si/sau alte costuri de orice 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 si/sau alte costuri de orice natura implicate de acest
transport nu sunt considerate incluse in pretul unitar Pvimp si sunt
recunoscute in masura in care exista obligatia legala de plata a acestora
si/sau sunt realizate in mod prudent si rezonabil.
- costul gazelor naturale din productia interna:
t
___
\
Q_fr_int * Pint = > (qw_fr_int x Pwint)
/___
w=1
unde:
qw_fr_int - 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;
Pwint - pretul unitar, exprimat in lei/1000 mc, aferent fiecarei cantitati
qw_fr_int.
Pretul unitar Pwint 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 si/sau intre acestea,
precum si orice alte taxe, alte obligatii legale si/sau alte costuri de orice
natura implicate de acest transport, inclusiv uscarea, tratarea si/sau
comprimarea gazelor naturale, precum si/sau orice alte operatiuni efectuate de
producator 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 si/sau alte costuri de orice natura implicate de acest transport nu sunt
considerate incluse in pretul unitar Pwint si sunt recunoscute in masura in
care exista obligatia legala de plata a acestora si/sau sunt realizate in mod
prudent si rezonabil.
- impozitul pentru gazele naturale din productia interna:
t
___
\
Q_fr_int * IMP = IMP * > qw_fr_int
/___
w=1
unde:
IMP - impozitul pentru gazele naturale din productia interna, stabilit
conform reglementarilor legale in vigoare;
qw_fr_int - 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:
r t
___ ___
\ \
Q_fr_t * T_t = > (qv_fr_imp * T_t_(v) + > (qw_fr_int * T_t_(w)
/___ /___
v=1 w=1
unde:
T_t_(v), T_t_(w) - tarifele reglementate pentru serviciile de transport,
corespunzator cantitatilor de gaze naturale din import qv_fr_imp, respectiv din
productia interna qw_fr_int estimate a fi transportate;
qv_fr_imp - 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;
qw_fr_int - 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
r
___
\
Q_fr_ds * (T_t + T_ds) = > % qv_fr_imp * (T_t_(v) + T_ds_(v)) +
/___
v=1
t
___
\
+ > % qv_fr_int * (T_t_(w) + T_ds_(w))
/___
w=1
unde:
T_t_(v), T_ds_(v), (T_t_(w), 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 qv_fr_imp, respectiv din productia interna qw_fr_int,
estimate a fi transportate din import si de la producator pana la depozitele
subterane si inmagazinate;
% qv_fr_imp - cota-parte din cantitatea de gaze naturale din import
provenind din contractul de import (v), destinata furnizarii reglementate,
estimata a fi stocata in depozitele de inmagazinare subterana;
% qw_fr_int - cota-parte din cantitatea de gaze naturale din productia
interna provenind din contractul (w), destinata furnizarii reglementate,
estimata 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 recalculata de ANRGN pe parcursul anului, in situatia in care
modificari ale preturilor gazelor naturale din productia interna sau din
import, respectiv ale tarifelor reglementate, induc o variatie mai mare de +/-
5% a sumei fixe unitare - CUG_fr.
Referitor la art. 42
Cantitatile de gaze naturale Q_fr_imp - cantitatea anuala de gaze naturale
din import si, respectiv, Q_fr_int - cantitatea anuala de gaze naturale din
productia interna, sunt cantitatile ce urmeaza a fi furnizate consumatorilor
finali, masurate la consumator, respectiv fara consumurile tehnologice ale
furnizorului. Suma cantitatilor din import si din intern (Q_fr_imp + Q_fr_int)
va fi egala cu Q_(x)_1_fr - cantitatea de gaze naturale estimata a fi furnizata
in regim reglementat, masurata la consumator, respectiv fara a fi incluse
consumurile tehnologice ale operatorului (vezi art. 34 si art. 47).
Q1_fr = Q_fr_imp + Q_fr_int
Referitor la art. 44, art. 45, art. 46 si art. 47
Venitul reglementat este ajustat anual, pentru fiecare an al oricarei perioade
de reglementare, cu exceptia primului an (i=1), cu o formula generala de tipul:
VR_i_t,ds,d,fr = VR_i-1_t,ds,d,fr * (1+ RI - X_t,ds,d,fr)
unde:
VR_i_t,ds,d,fr - venitul reglementat in anul "i" al oricarei
perioade de reglementare;
VR_i-1_t,ds,d,fr - venitul reglementat in anul "i-1" al oricarei
perioade de reglementare;
RI - rata inflatiei estimata pentru anul "i", utilizata la
fundamentarea bugetului de stat;
X_t,ds,d,fr - rata de crestere a eficientei economice a activitatii,
stabilita la inceputul perioadei de reglementare distinct pentru fiecare
activitate si pentru fiecare operator. In prima perioada de reglementare,
valoarea X_t,ds,d,fr = 0 pentru toti operatorii.
- in cazul activitatii de transport, respectiv de inmagazinare subterana,
ajustarea se realizeaza la nivelul venitului reglementat total aferent
activitatii de transport, respectiv de inmagazinare subterana, cu urmatoarea
formula:
VRT_i_t,ds = VRT_i-1_t,ds * (1 + RI - X_t,ds)
unde:
VRT_i_t,ds - venitul reglementat total in anul "i" al oricarei
perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de
inmagazinare subterana;
VRT_i-1_t,ds - venitul reglementat total in anul "i-1" al
oricarei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv
de inmagazinare subterana;
RI - rata inflatiei estimata pentru anul "i", utilizata la
fundamentarea bugetului de stat;
X_t,ds - rata de crestere a eficientei economice a activitatii de
transport, respectiv de inmagazinare subterana, stabilita la inceputul
perioadei de reglementare distinct pentru fiecare activitate si pentru fiecare
operator. In prima perioada de reglementare, valoarea X_t,ds = 0 pentru toti
operatorii.
- in cazul activitatii de distributie, respectiv de furnizare reglementata,
ajustarea se realizeaza la nivelul venitului reglementat unitar aferent
activitatii de distributie, respectiv de furnizare reglementata, cu urmatoarea
formula:
VRU_i_d,fr = VRU_i-1_d,fr * (1 + RI - X_d,fr) * (EGC_d,fr)
unde:
VRU_i_d,fr - venitul reglementat unitar in anul "i" al perioadei
de reglementare, pentru activitatea de distributie, respectiv de furnizare
reglementata;
VRU_i-1_d,fr - venitul reglementat unitar in anul "i-1" al
perioadei de reglementare, pentru activitatea de distributie, respectiv de
furnizare reglementata;
RI - rata inflatiei estimata pentru anul "i", utilizata la
fundamentarea bugetului de stat;
X_d,fr - rata de crestere a eficientei economice a activitatii de
distributie, respectiv de furnizare reglementata, stabilita la inceputul
perioadei de reglementare distinct pentru fiecare activitate si pentru fiecare
operator. In prima perioada de reglementare, valoarea X_d,fr = 0 pentru toti
operatorii;
EGC_d,fr - formula de ajustare a venitului reglementat unitar in anul
"i", prin care se cuantifica influenta unor elemente generatoare de
costuri pentru activitatea de distributie. Formula se determina individualizat
pentru fiecare operator, pe baza statistica, la inceputul perioadei de
reglementare, conform art. 133 si art. 134 din Metodologie.
Venitul anual aferent fiecarui an al perioadei de reglementare, cu exceptia
primului an "i=1", se determina cu urmatoarele formule:
- in cazul activitatii de transport, respectiv de inmagazinare subterana:
VT_i_t,ds = (VRT_i_t,ds + CS_i_t,ds) + CE_i-1_t,ds + delta DP_i_t,ds +
+ delta CS_i-1_t,ds + delta VRT_i-1_t,ds + delta INV_i-1_t,ds
unde:
VT_i_t,ds - venitul total in anul "i" al oricarei perioade de
reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de inmagazinare
subterana;
VRT_i_t,ds - venitul reglementat total in anul "i" al oricarei
perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de
inmagazinare subterana;
CS_i_t,ds - costurile preluate direct in anul "i" se adauga
venitului reglementat total, conform art. 34, alin. 1 si 2 din Metodologie;
CE_i-1_t,ds - costuri neprevazute, in anul "i-1", datorate
aparitiei unor factori imprevizibili, externi si in afara controlului
operatorului, explicitate in art. 131;
delta DP_i_t,ds - diferenta dintre valoarea maxima recunoscuta de ANRGN in
costurile operatorului, pentru plata unor despagubiri, penalitati sau altele
asemenea rezultand din standardul de performanta al activitatii si cea
recunoscuta pentru anul "i-1". Costurile de aceasta natura se includ
in formula de calcul a venitului de baza si in formulele de ajustare anuale,
dupa elaborarea standardelor de performanta specifice. La determinarea valorii
delta DP_i_t,ds, vor fi considerate costurile de aceasta natura incluse in
venitul de baza, ajustate anual prin formula (1+RI-x) si costurile estimate
pentru anul "i", avand in vedere stimularea operatorilor in reducerea
anuala a acestei categorii de costuri. Valoarea procentului de reducere anuala
a sumelor recunoscute de catre ANRGN cu titlul de despagubiri, penalitati sau
altele asemenea, rezultand din standardul de performanta al activitatii, se
stabileste la inceputul perioadelor de reglementare.
delta CS_i-1_t,ds - diferenta dintre costurile preluate direct, incluse in
venitul total in anul "i-1" si cele efectiv realizate in acelasi an,
conform celor explicitate in art. 132;
delta VRT_i-1_t,ds - componenta de corectie a venitului reglementat total,
calculata ca diferenta dintre venitul reglementat total in anul "i-1"
si cel efectiv realizat in acelasi an, ajustata cu rata reglementata a
rentabilitatii capitalului, pe baza formulei:
delta VRT_t_i-1 = (1 + RoR) * (VRT_t_i-1 - V_realizat)
delta INV_i-1_t,ds - componenta de corectie pentru capitalul investit in
anul "i-1", calculata conform Metodologiei si metodologiilor de
evaluare aprobate de ANRGN, publicate la inceputul fiecarei perioade de
reglementare.
- in cazul activitatii de distributie, respectiv de furnizare reglementata
VU_i_d,fr = (VRU_i_d,fr + CSU_i_d,fr + CUG_i_fr) + CEU_i_d,fr +
+ delta DPU_i_d,fr + delta CSU_i-1_d,fr + [delta INVU_i-1_d] +
+ [delta CUG_i-1_fr]
unde:
VU_i_d,fr - venitul unitar in anul "i" al perioadei de
reglementare, pentru activitatea de distributie, respectiv de furnizare
reglementata;
VRU_i_d,fr - venitul reglementat unitar in anul "i" al perioadei
de reglementare, pentru activitatea de distributie, respectiv de furnizare
reglementata;
CSU_i_d,fr - costurile unitare preluate direct in anul "i" se
adauga venitului reglementat unitar, conform art. 34, alin. 1 si 2 din
Metodologie;
CUG_i_fr - suma fixa unitara pentru acoperirea costurilor legate de
achizitia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente si impozitul pentru
gazele naturale din productia interna, destinate revanzarii in cadrul
activitatii de furnizare reglementata, in anul "i". Acest element
este utilizat numai in formula venitului anual aferent activitatii de furnizare
reglementata. Pentru activitatea de distributie, acest termen nu se aplica.
CEU_i_d,fr - costuri unitare neprevazute, realizate in anul
"i-1", datorate aparitiei unor factori imprevizibili, externi si in
afara controlului operatorului, explicitate in art. 131. Costurile unitare
neprevazute se calculeaza cu formula:
CEU_i_d,fr = CE_i-1_d,fr / Q_i_d,fr * (1 + RoR_d,fr)
unde:
CE_i-1_d,fr - costuri totale neprevazute, realizate in anul "i-1"
din activitatea de distributie, respectiv de furnizare reglementata;
Q_i_d,fr - cantitatea de gaze naturale ce urmeaza a fi distribuita,
respectiv furnizata in mod reglementat in anul "i";
RoR_d,fr - rata reglementata a rentabilitatii capitalului in perioada de
reglementare, pentru activitatea de distributie, respectiv de furnizare
reglementata.
delta DPU_i_d,fr - diferenta unitara dintre valoarea maxima recunoscuta de
ANRGN in costurile unitare ale operatorului pentru plata unor despagubiri,
penalitati sau altele asemenea rezultand din standardul de performanta in anul
"i" si cea recunoscuta pentru anul "i-1". Costurile de
aceasta natura se includ in formula de calcul a venitului de baza si in
formulele de ajustare anuale, dupa elaborarea standardelor de performanta specifice.
La determinarea valorii unitare delta DPU_i_d,fr, vor fi considerate costurile
de aceasta natura incluse in venitul de baza, ajustate anual prin formula (1 +
RI - x) si costurile estimate pentru anul "i", avand in vedere
stimularea operatorilor in reducerea anuala a acestei categorii de costuri.
Valoarea procentului de reducere anuala a sumelor recunoscute de catre ANRGN cu
titlul de despagubiri, penalitati sau altele asemenea, rezultand din standardul
de performanta al activitatii, se stabileste la inceputul perioadelor de
reglementare.
delta CSU_i-1_d,fr - diferenta dintre costurile unitare preluate direct,
incluse in venitul total in anul "i-1" si cele efectiv realizate in
acelasi an, conform celor explicitate in art. 132. Costurile unitare preluate
direct se determina cu formula:
delta CSU_i-1_d,fr = (1 + RoR_d,fr) *
(CSU_i-1_d,fr - CSU_i-1,actual_d,fr) * Q_i-1,actual_d,fr)
* ---------------------------------------------------------
Q_i_d,fr
unde:
CSU_i-1_d,fr - costurile unitare preluate direct estimate pentru anul
"i-1" din activitatea de distributie, respectiv furnizare
reglementata;
CSU_i-1,actual_d,fr - costurile unitare preluate direct efectiv realizate
in anul "i-1" din activitatea de distributie, respectiv furnizare
reglementata;
Q_i-1,actual_d,fr - cantitatea de gaze naturale efectiv distribuita,
respectiv furnizata in anul "i-1";
Q_i_d,fr - cantitatea de gaze naturale estimata a fi distribuita, respectiv
furnizata in anul "i";
RoR_d,fr - rata reglementata a rentabilitatii capitalului in perioada de
reglementare.
delta INVU_i-1_d - componenta unitara de corectie pentru capitalul investit
in anul "i-1", pentru inlocuirea imobilizarilor corporale amortizate
integral conform regulilor privind amortizarea reglementata, aflate in
functiune la 31 decembrie 2004. Acest element de corectie este utilizat numai
in formula de ajustare a venitului anual aferent activitatii de distributie.
Pentru primul an "i=1" al fiecarei perioade de reglementare, termenul
delta INVU_i-1_d = 0. Pentru activitatea de furnizare reglementata, acest
termen de corectie nu se determina. Formula de calcul a termenului este
urmatoarea:
i-1
___
/ 1 \ \ i-1
( - + RoR_d ) * > INV_j * PI (1 + RI_k+1)
\ n / /___ k=j
j=1
delta INVU_i-1_d = ---------------------------------------------
Q_i_d
unde:
INV_j_d - valoarea totala a investitiilor in sistemul de distributie puse
in functiune in anul "j", pentru inlocuirea imobilizarilor corporale
amortizate integral (conform regulilor privind amortizarea reglementata),
aflate in functiune la 31 decembrie 2004. Valoarea anuala a imobilizarilor
corporale puse in functiune se determina conform metodologiilor de evaluare
aprobate de ANRGN, publicate la inceputul fiecarei perioade de reglementare. De
asemenea, in acest termen se includ investitiile realizate in anul
"i-1" in imobilizari corporale si necorporale supuse amortizarii ce
nu tin de extinderea sistemului de distributie;
RoR_d - valoarea ratei reglementate a rentabilitatii capitalului pentru
activitatea de distributie in perioada de reglementare;
n - durata reglementata de amortizare a imobilizarilor corporale INV_d_j;
RI_k+1 - rata inflatiei in anul urmator celui in care investitiile INV_d_j
sunt puse in functiune;
Q_i_d - cantitatea de gaze naturale estimata a fi distribuita in anul
"i" al perioadei de reglementare.
delta CUG_i-1_fr - componenta unitara de corectie pentru diferenta dintre
suma fixa unitara recunoscuta de ANRGN pentru acoperirea costurilor legate de
achizitia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente si impozitul pentru
gazele naturale din productia interna, destinate revanzarii in cadrul
activitatii de furnizare reglementata, in anul "i-1" si costurile
efectiv realizate in acelasi an. Acest element este utilizat numai in formula
venitului anual aferent activitatii de furnizare reglementata. Pentru
activitatea de distributie, acest termen nu se aplica. Determinarea acestei
valori se face cu urmatoarea formula:
delta CUG_i-1_fr = (1 + RoR_fr) * (1 + RI_t) *
CUG_i-1,realizat_fr - CUG_i-1_fr
* ---------------------------------
Q_i_fr
unde:
CUG_i-1,realizat_fr - costurile totale efectiv realizate, legate de
achizitia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente si impozitul pentru
gazele naturale din productia interna, destinate revanzarii in cadrul
activitatii de furnizare reglementata, in anul "i-1". Evaluarea
acestor costuri se face de catre ANRGN, pe baza contractelor efective derulate
de operator si a balantei de gaze realizata din activitatea de furnizare
reglementata. ANRGN are dreptul sa ceara toate contractele derulate de operator,
indiferent de destinatia gazelor achizitionate si are dreptul sa respinga orice
cost (art. 101 si 102 din Metodologie) care nu a fost realizat intr-o maniera
prudenta, tinand cont de situatia pietei la momentul incheierii contractelor.
CUG_i-1_fr - costurile totale legate de achizitia gazelor naturale,
inclusiv serviciile aferente si impozitul pentru gazele naturale din productia
interna, destinate revanzarii in cadrul activitatii de furnizare reglementata,
pe baza carora a fost determinata suma fixa unitara inclusa in venitul total
unitar al anului "i-1".
RoR_fr - valoarea ratei reglementate a rentabilitatii capitalului pentru
activitatea de furnizare reglementata in perioada de reglementare
Q_i_fr - cantitatea de gaze naturale estimata a fi furnizata in regim
reglementat, in anul "i" al perioadei de reglementare.
Fundamentarea cantitatilor estimate a fi distribuite, respectiv furnizate
in regim reglementat - Q_i_d,fr se realizeaza de catre operatorul care
realizeaza distributia, respectiv furnizarea reglementata. ANRGN are dreptul sa
ceara sau sa propuna revizuirea prognozelor inaintate, urmand ca in calculul
venitului unitar in anul "i" - VU_i_d,fr cantitatea de gaze naturale
Q_i_d,fr sa se stabileasca de comun acord cu operatorul.
Tinand cont de impactul pe care deschiderea pietei interne, schimbarea
metodologiilor de tarifare si procesul de privatizare al principalelor companii
de distributie il produc, pentru activitatea de furnizare reglementata, venitul
reglementat unitar - VRU_(1)_i_d,fr stabilit pentru prima perioada de
reglementare va fi recalculat in situatia in care diferenta intre cantitatea
estimata Q_(1)_i_d,fr si cea efectiv furnizata in regim reglementat este
substantial diferita. Valoarea limitei de la care este permisa recalcularea
venitului reglementat unitar - VRU_(1)_i_d,fr va fi convenita cu fiecare
operator in parte. Diferentele de venit reglementat unitar - delta
VRU_(1)_i_d,fr in plus vor fi recuperate de la operator, respectiv cele in
minus vor fi recunoscute operatorului, odata cu ajustarea venitului reglementat
unitar din anul urmator al primei perioade de reglementare. Diferentele de
venit reglementat unitar - delta VRU_(1)_i_d,fr vor fi calculate pentru
intreaga diferenta dintre cantitatile prognozate si cele efectiv realizate.
Pentru perioadele de reglementare ulterioare (x >/= 2), ANRGN nu va accepta
recalculari ale venitului reglementat unitar - VRU_(x)_i_d,fr.
La ajustarea venitului reglementat in perioada de reglementare, valoarea
capitalului de lucru recunoscuta in cheltuielile de capital ale operatorului la
inceputul perioadei de reglementare, va fi ajustata cu valoarea provizioanelor
constituite pentru riscul de neincasare a creantelor comerciale, in limita
creantelor comerciale ce au depasit termenul de prescriere si care, cu toate
eforturile managementului operatorilor, nu au putut fi recuperate din motive
obiective, datorita prescrierii lor sau falimentului clientului in baza unei
decizii judecatoresti ramasa definitiva si irevocabila.
Cap. 6
Evidentele contabile reglementate
Subsectiunea 2.2
Alocarea costurilor in costuri operationale (OPEX) si costuri de capital
(CAPEX)
Referitor la art. 72
Cheltuielile de operare estimate pentru anul de baza vor fi evaluate tinand
cont de:
- cheltuielile de operare inregistrate in anii anteriori;
- evolutia elementelor de cost (materiale, salarii, energie, servicii etc.)
sectorial si pe ansamblul economiei;
- cresterea productivitatii muncii si a eficientei operatorului;
- dezvoltarea activitatii reglementate;
Referitor la art. 72 lit. c)
Consumul tehnologic include toate consumurile operatorului, de orice
natura, inclusiv pierderile, diferentele de masurare si consumurile pentru uzul
propriu, in limitele aprobate de ANRGN.
Referitor la art. 72 lit. d)
In cheltuielile cu personalul vor fi incluse si costurile pentru plati
compensatorii datorate salariatilor, ca urmare a restructurarii activitatii
operatorilor si concedierilor colective, numai in situatia in care obiectivele
de crestere a eficientei economice a activitatii, stabilite de catre ANRGN la
inceputul perioadei de reglementare prin termenul X al formulelor de ajustare
anuala, impun astfel de masuri. In situatia in care, prin aplicarea unor masuri
de restructurare a activitatii operatorilor si concedierilor colective,
operatorii obtin rate de crestere a eficientei activitatii economice superioare
obiectivelor impuse de ANRGN prin termenul X al formulelor de ajustare anuala,
astfel de costuri vor fi recunoscute numai in limita necesara atingerii
obiectivelor de eficienta economica impuse de ANRGN.
Referitor la art. 74 alin. 2 pct. a)
Dobanzile, comisioanele bancare si diferentele de curs valutar, aferente
creditelor pentru finantarea imobilizarilor corporale si necorporale puse in
functiune, sunt recunoscute in CAPEX daca creditele pentru care acestea sunt
platite finanteaza constructia unor active pana la punerea acestora in
functiune. Aceste sume pot fi incluse in valoarea contabila a activului sau pot
fi evidentiate separat si capitalizate, pentru a fi incluse in valoarea bazei
de active reglementate RAB, la inceputul perioadelor de reglementare.
Referitor la art. 74 alin. 2 pct. b)
Capitalul de lucru se determina pentru fiecare operator si se adauga la
valoarea RABo implicit, calculat pentru prima perioada de reglementare. Din cea
de a doua si urmatoarele perioade de reglementare, valoarea RAB va include si
capitalul de lucru. Capitalul de lucru recunoscut de ANRGN se refera la
capitalul de lucru net, necesar operatorului pentru desfasurarea activitatii
curente din perioada de reglementare, pentru o durata medie de 30 de zile
calendaristice. Capitalul de lucru net admis se determina ca fiind a 12-a parte
din valoarea veniturilor totale ale operatorului, estimate a fi realizate din
activitatea reglementata in primul an al perioadei de reglementare, exclusiv
TVA. In cazul activitatii de furnizare reglementata, veniturile totale ale
operatorului se calculeaza pe baza cantitatilor si a preturilor reglementate
(exclusiv TVA) estimate pentru furnizarea gazelor naturale catre piata captiva
in primul an al perioadei de reglementare. In situatia in care operatorul care
realizeaza furnizarea reglementata este integrat cu operatorul sistemului de
distributie, pentru calculul capitalului de lucru net admis aferent activitatii
de furnizare reglementata, tariful de distributie inclus in pretul final
reglementat nu va fi luat in calcul, astfel incat veniturile totale aferente
activitatii de furnizare reglementata sa nu includa si veniturile
corespunzatoare realizate din activitatea de distributie, desfasurata
concomitent cu activitatea de furnizare reglementata. Stabilirea valorii
capitalului de lucru se face la inceputul fiecarei perioade de reglementare, corectia
intre capitalul de lucru net estimat pentru perioada de reglementare si
capitalul de lucru din perioada de reglementare anterioara inclus in RAB
realizandu-se prin termenul delta CLP_n din formula de determinare a RAB
explicitata in art. 116 din Metodologie.
In valoarea RAB vor fi incluse si provizioanele constituite pentru riscul
de neincasare a creantelor comerciale rezultate din desfasurarea activitatii
reglementate, care au depasit termenul legal de prescriere, precum si
provizioanele constituite pentru refacerea mediului, in limita recunoscuta la
calculul impozitului pe profit, conform prevederilor legale.
Prin creante comerciale ce au depasit termenul de prescriere se inteleg
acele debite care, cu toate eforturile managementului operatorilor, nu au putut
fi recuperate din motive obiective, datorita prescrierii lor sau falimentului
clientului in baza unei decizii judecatoresti ramasa definitiva si irevocabila.
De asemenea, acestea includ si toate costurile efectuate de operator pentru recuperarea
acestora (ex. taxe de timbru, cheltuieli de judecata, altele asemenea.) Aceste
cheltuieli se capitalizeaza si se includ in provizioanele constituite pentru
riscul de neincasare a creantelor comerciale rezultate din desfasurarea
activitatii reglementate. Pentru calculul amortizarii reglementate, aceste
provizioane se includ in Grupa 5 "Alte imobilizari corporale si
necorporale" din anexa privind "Duratele reglementate pentru
amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale".
Sectiunea 5
Reguli privind calculul bazei de active reglementate (RAB)
Referitor la art. 107
Metoda de calcul a RAB implicit va fi utilizata pentru determinarea valorii
bazei de active reglementate pentru:
- SNTGN Transgaz SA Medias, pentru determinarea valorii bazei de active
reglementate aferente activitatii de transport;
- SNGN Romgaz SA Medias pentru determinarea valorii bazei de active
reglementate aferente activitatii de inmagazinare subterana;
- SC Distrigaz Nord SA Targu Mures si SC Distrigaz Sud SA Bucuresti, pentru
determinarea valorii bazei de active reglementate aferente activitatilor de
distributie si de furnizare reglementata.
Metoda RAB implicit va fi utilizata pentru acesti operatori numai pentru a
determina valoarea bazei de active reglementate la inceputul primei perioade de
reglementare. Incepand cu cea de a doua perioada de reglementare, aceasta
metoda nu va mai fi utilizata, determinarea valorii bazei de active
reglementate urmand regulile din Metodologie pentru toate perioadele de
reglementare ulterioare.
Metoda de calcul a RAB prin reconstituirea valorii nete a bazei activelor
reglementate se va aplica tuturor celorlalti operatori licentiati din sectorul
gazelor naturale care desfasoara activitati reglementate. Valoarea RAB care va
fi luata in considerare la fundamentarea tarifelor si/sau preturilor
reglementate va reflecta valoarea neta a bazei de active reglementate rezultata
in urma reconstituirii acesteia, corectata cu gradul de utilizare a
respectivelor active la momentul reconstituirii in raport cu parametrii
prevazuti in proiectele de executie inaintate ANRGN pentru autorizarea
respectivelor sisteme. Diferenta dintre valoarea RAB reconstituita si valoarea
RAB inclusa in calculul tarifelor si/sau preturilor reglementate la inceputul
perioadei de reglementare va fi luata in considerare pe masura atingerii
parametrilor proiectati ai sistemelor, in valoare actualizata, astfel incat sa
se asigure recuperarea integrala a capitalului investit.
Referitor la art. 110
Pentru activitatea de furnizare reglementata, valoarea initiala RABo,
utilizata la calculul venitului de baza in primul an al primei perioade de
reglementare, reflecta valoarea activelor aferente furnizarii gazelor naturale
pe piata consumatorilor ce vor ramane in continuare captivi de drept. Valoarea
RABo nu include activele aferente furnizarii gazelor naturale pe piata
consumatorilor eligibili.
Subsectiunea 5.2
Metoda RAB implicit
Referitor la art. 116
Incepand cu a doua perioada de reglementare si pentru toate cele ce urmeaza
acesteia, calculul valorii RAB la inceputul perioadei de reglementare se
realizeaza pe baza formulei din Metodologie.
Valoarea (1 + RI_c) din formula din Metodologie si care reprezinta rata
cumulata a inflatiei in perioada de reglementare se calculeaza astfel:
5
(1 + RI_c) = PI (1 + RI_i,actual_n-1)
i=2
unde:
n = perioada de reglementare curenta
RI_i,actual_n-1 = rata inflatiei in anul i al perioadei de reglementare n-1
_
In termenul >_ D_n-1 din formula din Metodologie, reprezentand valoarea
cumulata a amortizarii reglementate in perioada de reglementare
"n-1", se include:
- amortizarea calculata pe baza valorii RAB la inceputul perioadei de
reglementare;
- amortizarea aferenta imobilizarilor corporale puse in functiune pe
parcursul perioadei de reglementare "n-1", pentru inlocuirea
imobilizarilor corporale amortizate integral, conform regulilor privind
amortizarea reglementata, aflate in functiune la 31 decembrie 2004. Valoarea
acestei amortizari este inclusa in formulele de corectie anuala a venitului
reglementat (art. 44, art. 45 si art. 46 din Metodologie) prin termenul INV_d;
- amortizarea colectata suplimentar de operator, ca urmare a introducerii
in formulele de ajustare anuala a venitului reglementat unitar a influentei
elementelor generatoare de costuri.
Termenul CLP_n din formula reprezinta corectia pentru capitalul de lucru
net si pentru provizioanele pentru creantele comerciale iesite din termenul de
prescriere si pentru provizioanele pentru refacerea mediului.
Pentru activitatea de furnizare reglementata, inclusiv in cazul furnizarii
de ultima instanta, valoarea RAB aferenta acestei activitati va fi ajustata la
inceputul fiecarei perioade de reglementare, tinand cont si de migrarea
efectiva a consumatorilor dinspre piata reglementata spre piata libera
concurentiala.
Referitor la art. 118 alin. (1) lit. b)
Construirea registrului initial al activelor reglementate porneste de la
evidentele contabile ale operatorilor, asa cum sunt aceste active inregistrate
la data de 31 decembrie 2004. Translatarea activelor din registrele contabile
in registrele de evidenta a bazei de active reglementate se va realiza dupa
urmatoarele criterii:
a) imobilizari corporale ce vor fi inregistrate in evidenta activelor
reglementate cu valoare "zero":
1. conductele de distributie puse in functiune pana la 1 ianuarie 1995,
indiferent de valoarea contabila ramasa;
2. conductele de distributie apartinand tertilor, indiferent de vechimea
acestora, aflate in exploatarea si intretinerea operatorilor la data de 31
decembrie 2004;
b) imobilizari corporale ce vor fi inregistrate in evidenta activelor
reglementate cu valoarea determinata prin multiplicarea valorii contabile
ramase la 31 decembrie 2004 cu coeficientul calculat ca raport intre 1/3 din
valoarea RABo si valoarea contabila ramasa la data de 31 decembrie 2004:
1. conductele de distributie puse in functiune intre 1 ianuarie 1995 si 1
ianuarie 2000;
2. imobilizarile corporale si necorporale, altele decat conductele de
distributie, a caror durata normata de amortizare, conform reglementarilor
contabile in vigoare, este mai mica de cinci ani inclusiv;
c) imobilizari corporale ce vor fi inregistrate in evidenta activelor
reglementate cu valoare determinata prin multiplicarea valorii contabile ramase
la 31 decembrie 2004 cu coeficientul calculat ca raport intre 2/3 din valoarea
RABo si valoarea contabila ramasa la data de 31 decembrie 2004:
1. conductele de distributie puse in functiune dupa 1 ianuarie 2000;
2. imobilizari corporale si necorporale supuse amortizarii, conform
reglementarilor contabile in vigoare, altele decat cele mentionate la punctul
b) alineatul 2.
CAP. 7
Rata reglementata a rentabilitatii capitalului
Referitor la art. 120
Calculul WACC se face in termeni nominali, dupa impozitul pe profit.
Transformarea WACC nominal, post-tax in RoR real, pretax se face cu urmatoarea formula:
__ __
|
|
| / \ nr / \ / \
|
| | 1+pi | nr 1 |WACC-pi| | 1
||
| 1 - |------| - -- * ---- * |-------| * |1 -
---------||
1+WACC | |1+WACC| nc WACC | 1+pi | |
nc||
------ - 1 | \ / \ / | (1+WACC)
||
1+pi T | \ /
|
RoR = ---------- + --- | -----------------------------------------------------
|
(1-T) 1-T | __ __
|
| | |
|
| | / \ nr |
|
| 1+pi | | 1+pi | |
|
| nr - ---------- * | 1 - |-------| |
|
| WACC-pi | | 1+WACC| |
|
| | \ / |
|
| |__ __|
|
|__
__|
unde:
RoR - rata reglementata a rentabilitatii capitalului, din formula de calcul
a venitului de baza VBo;
WACC - costul mediu ponderat al capitalului, determinat in termeni
nominali, dupa impozitare, calculat pe baza formulei de la art. 121 din
Metodologie;
pi - rata medie a inflatiei in perioada de reglementare;
T - rata impozitului pe profit in perioada de reglementare;
nr - durata reglementata de amortizare a imobilizarilor corporale si
necorporale;
nc - durata contabila de amortizare a imobilizarilor corporale si
necorporale, potrivit legii contabilitatii.
Formula de transformare prezentata asigura echivalarea fluxului de numerar
generat de activitatea reglementata pe perioada de amortizare a imobilizarilor
corporale si necorporale, conform regulilor privind amortizarea reglementata,
calculat in termeni nominali, dupa aplicarea impozitului pe profit, cu un flux
de numerar echivalent, calculat in termeni reali, inainte de aplicarea
impozitului pe profit. In formula s-au cuantificat efectele generate de cele
doua perioade diferite de amortizare a imobilizarilor corporale si necorporale,
respectiv duratele reglementate de amortizare si duratele fiscale de
amortizare, astfel incat diferentele dintre cele doua durate de amortizare sa
nu induca diferente in plus sau in minus in fluxul de numerar al operatorilor.
CAP. 8
Factorii de ajustare a veniturilor reglementate
Referitor la art. 127
Valoarea ratei de crestere a eficientei economice se stabileste de catre
ANRGN, separat pentru fiecare operator ce desfasoara activitati reglementate;
aceasta va cuantifica potentialele economii de costuri ce pot fi realizate in
mod concret de catre fiecare operator, evaluate pe baza principiilor prevazute
la art. 128 (2) din Metodologie.
Valoarea ratei de crestere a eficientei economice - X din formulele de
ajustare anuala a veniturilor reglementate se determina astfel incat sa
reflecte castigurile de eficienta asteptate atat pentru cheltuielile de
operare, cat si pentru cheltuielile de capital. In determinare factorului X se
considera valori ale inflatiei similare celor utilizate la calculul ratei
reglementate a rentabilitatii capitalului, astfel incat suma totala a
costurilor si suma totala a veniturilor din perioada de reglementare sa fie
egale in valori prezente, in termeni nominali inainte de impozitare.
In cazul in care inflatia efectiva este diferita de valorile estimate ale
inflatiei considerate la determinarea valorii ratei de crestere a eficientei
economice X, diferentele se includ in termenul de ajustare pentru costurile
neprevazute - CE_i_t,ds, respectiv CEU_i_d,fr.
Referitor la art. 131 alin. (2)
Costurile unitare neprevazute CEU_i_d,fr care corecteaza venitul unitar in
anul "i" al perioadei de reglementare se determina pe baza urmatoarei
formule:
CEU_i_d,fr = (1+RoR) * CE_i-1,actual_d,fr / Q_i_d,fr
unde:
CEU_i_d,fr - valoarea unitara a elementului de corectie a venitului unitar
in anul "i" pentru activitatea de distributie, respectiv pentru
activitatea de furnizare reglementata;
RoR - rata reglementata a rentabilitatii capitalului pentru perioada de
reglementare pentru activitatea de distributie, respectiv pentru activitatea de
furnizare reglementata;
CE_i-1,actual_d,fr - valoarea totala a costurilor neprevazute realizate de
operator in anul "i-1" din activitatea de distributie, respectiv din
activitatea de furnizare reglementata;
Q_i_d,fr - cantitatea de gaze naturale estimata a fi distribuita, respectiv
furnizata in regim reglementat, in anul "i" al perioadei de
reglementare.
Referitor la art. 134
Formula elementelor generatoare de costuri (EGC) se stabileste de catre
ANRGN inainte de inceputul fiecarei perioade de reglementare. Setul de
indicatori ce vor fi utilizati in formula EGC se determina diferentiat, pentru
activitatea de distributie si pentru activitatea de furnizare reglementata.
Valoarea coeficientilor din formula EGC se stabileste pe baze individuale si
este specifica fiecarui operator.
Incepand cu cea de a doua si urmatoarele perioade de reglementare,
formulele de ajustarea a veniturilor reglementate pe baza elementelor
generatoare de costuri vor fi determinate in consultare cu fiecare operator, pe
baza datelor statistice furnizate ANRGN de catre acesta.
Referitor la art. 135, art. 136, art. 137 si art. 140
Componentele fixe pentru rezervarea capacitatii in sistemul de transport
sau de distributie - RC_ti, RC_te, RC_t, RC_d, din structura tarifelor de
transport, respectiv de distributie, exprimate in lei/1000 mc/h, respectiv in
lei/mc/h, reprezinta suma pe care un utilizator al sistemului trebuie sa o
plateasca operatorului de sistem pentru a avea rezervata o capacitate de 1000
mc (in cazul sistemelor de transport), respectiv de un mc (in cazul sistemelor
de distributie) in orice ora dintr-un interval continuu de 365 de zile
calendaristice.
Referitor la art. 143
Fundamentarile de stabilire a venitului de baza, precum si propunerile de
preturi si/sau tarife reglementate se inainteaza ANRGN de catre operatorii
licentiati.
- Datele si informatiile pentru sustinerea elementelor de fundamentare se
refera in principal la:
- capacitatile rezervate si volumele vehiculate prin sistemul de
transport, respectiv prin sistemul de distributie, capacitatile rezervate si
volumele injectate, stocate si extrase in si din depozitele subterane;
- portofoliul de contracte de achizitie a gazelor naturale din
productia interna si din import respectiv pentru serviciile de transport,
inmagazinare subterana si/sau de distributie;
- structura de clienti/consumatori, cu prezentarea caracteristicilor
specifice fiecarei categorii (factori de sarcina, consum anual, varfuri de
consum etc.);
Aceste elemente se vor referi atat la realizarile din ultimele 6 luni
calendaristice anterioare depunerii fundamentarilor, cat si la estimarile
operatorului pentru fiecare an al perioadei de reglementare. Totodata, vor fi
explicate premisele considerate la estimarea fiecaruia din elementele de
fundamentare prognozate.
- Evidentele contabile reglementate ECR se refera la:
- ECR - realizari pentru ultimul an de activitate anterior perioadei de
reglementare;
- ECR - estimare a elementelor cuprinse in ECR pentru anul de baza,
impreuna cu o prezentare a premiselor considerate la estimarea fiecaruia dintre
ele;
- propunerea operatorului de alocare a costurilor, pentru calculul
preturilor si/sau tarifelor
- Propunerile privind rata de crestere a eficientei economice se refera la
aprecierea de catre operator a valorii factorului X din formulele de ajustare.
Totodata, operatorul poate propune ANRGN o formula de cuantificare a
influentelor elementelor generatoare de costuri (formula EGC), cu explicarea
mecanismului de determinare.
- Propunerile de preturi si/sau tarife reglementate vor reflecta structura
de preturi si/sau tarife estimata de catre operator, avand in vedere venitul de
baza si costurile preluate direct fundamentate de operator.
Referitor la art. 144
Pe baza elementelor prezentate, departamentele de specialitate vor analiza
si evalua, impreuna cu operatorul, propunerile inaintate, avand dreptul sa
ceara lamuriri suplimentare.
In situatia in care, pe baza informatiilor prezentate si a analizelor
efectuate, departamentele de specialitate considera necesara ajustarea
elementelor de fundamentare, vor inainta operatorului propunerile de ajustare,
astfel incat sa se ajunga la un punct de vedere comun asupra:
- venitului de baza, costurilor preluate direct si elementelor de ajustare
anuala a venitului reglementat;
- structurii de preturi si/sau tarife si nivelului acestora.
Daca nu se poate ajunge la un punct de vedere comun, departamentele de
specialitate au dreptul sa decida asupra elementelor mentionate, avand
obligatia ca in raportul intocmit sa explice motivele care stau la baza
deciziilor luate.
ANEXA 2
EVALUARE
privind rata reglementata a rentabilitatii capitalului in prima perioada de
reglementare 2004 - 2007
In cursul anului 2003, ANRGN a elaborat o noua metodologie pentru calculul
preturilor si al tarifelor reglementate in sectorul gazelor naturale. Aceste
"Criterii si metodele pentru aprobarea preturilor si stabilirea tarifelor
reglementate in sectorul gazelor naturale" au fost aprobate prin Decizia
presedintelui ANRGN nr. 1078/2003, publicata in Monitorul Oficial al Romaniei,
Partea I, nr. 40 din 19 ianuarie 2004.
Mecanismele de calcul al preturilor si al tarifelor reglementate sunt de
tipul <<revenue-cap>> pentru activitatile reglementate de
inmagazinare subterana si de transport si de tip <<price-cap>>
pentru activitatile reglementate de distributie si de furnizare.
Fundamentarea venitului reglementat in primul an al perioadei de
reglementare necesita evaluarea costurilor de operare si de capital implicate
de desfasurarea activitatii reglementate.
Din acest punct de vedere, metodologia ANRGN urmareste asigurarea
recuperarii capitalurilor investite, inclusiv costurile de capital asociate,
daca acestea sunt realizate intr-o maniera prudenta si intr-o structura optimizata
de finantare.
Evaluarea costurilor de capital si determinarea ratei reglementate a
rentabilitatii - RoR, recunoscuta de ANRGN pentru fiecare activitate
reglementata, utilizeaza metodologia costului mediu ponderat al capitalului
(WACC). Determinarea WACC este facuta in termeni nominali, dupa impozitul pe
profit, iar stabilirea RoR este in termeni reali, inainte de impozitul pe
profit.
Echivalarea WACC (nominal, dupa impozitare) cu RoR (real, inainte de
impozitare) a fost realizata pe baza unei formule de echivalare care asigura
egalitatea dintre capitalul investit si fluxul de numerar (in valori prezente),
disponibil pe perioada de amortizare reglementata a imobilizarilor corporale si
necorporale, discountat cu valoarea WACC.
Deoarece companiile ce desfasoara activitatile reglementate in Romania nu
sunt cotate pe pietele de capital, calculul WACC este realizat utilizand
informatiile disponibile pentru alte companii utilizate drept comparatori.
Aceste companii sunt selectate dintre cele cotate pe pietele internationale si
care desfasoara ca activitate principala activitatea reglementata, fiind in
acelasi timp sub un regim de reglementare similar celui din Romania.
Determinarea costului capitalului propriu pentru perioada de reglementare,
(ca element de calcul al WACC), in termeni nominali, dupa impozitare,
utilizeaza modelul de calcul a rentabilitatii unui activ pe piata de capital
(CAPM).
Activele fara risc considerate sunt obligatiunile statului roman,
denominate in EURO, emise pe piata internationala, la care a fost adaugata
prima de risc pentru rata de schimb.
Valoarea determinata a costului activelor fara risc, denominate in EURO,
este de 5,98% si reprezinta asteptarile pietei la momentul actual. Avand in
vedere ca perioadele de reglementare incep la date diferite, valoarea
determinata mai sus a fost corectata diferentiat pentru activitatile
reglementate, in functie de data inceperii primului an al perioadei de
reglementare, dupa cum urmeaza:
- in cazul activitatii de transport si de inmagazinare subterana - 6,4%;
- in cazul activitatii de distributie si de furnizare reglementata - 6,6% .
Prima de risc pentru rata de schimb LEI/EURO a fost calculata ca raport
intre inflatia estimata pentru Romania si cea estimata pentru zona Euro, in
perioada 2004 - 2007. Sursele informatiilor privind prognozele de inflatie sunt
previziunile Institutului Roman de Economie Mondiala si Comisiei Economice
Europene. Valorile primei de risc determinate pe baza celor mentionate sunt:
- in cazul activitatii de transport si de inmagazinare subterana - 5,8%;
- in cazul activitatii de distributie si de furnizare reglementata - 5,3% .
Sursa cotatiilor pe pietele internationale a obligatiunilor statului roman,
denominate in EURO, a fost BLOOMBERG.
In consecinta, valorile activului fara risc, denominat in lei, in termeni
nominali, inainte de impozitare, considerate la calculul WACC sunt:
- in cazul activitatii de transport si de inmagazinare subterana - 12,6%;
- in cazul activitatii de distributie si de furnizare reglementata - 12,2%
.
Evaluarea nivelului beta_U s-a realizat pe baza comparatiei cu companii de
profil, cotate pe pietele internationale de capital si aflate in conditii
similare de reglementare. Pentru o cat mai corecta evaluare, au fost
considerate atat companii de distributie a gazelor naturale, cat si de
distributie a energiei electrice, astfel incat numarul de observatii a
valorilor sa fie suficiente pentru a se putea estima nivelul beta_U. Pe baza
observatiilor efectuate a fost considerat un nivel beta_U = 0,530 in cazul
activitatilor de transport si inmagazinare subterana, respectiv un nivel beta_U
= 0,680 in cazul activitatilor de distributie si furnizare reglementata.
Prima de risc a pietei (MRP), utilizata in determinarea costului
capitalului propriu, este de 6,7% si a fost determinata ca medie aritmetica a
diferentelor observate intre valorile riscului pentru pietele dezvoltate si
riscul obligatiunilor guvernamentale cu termen de maturitate de 10 ani, emise
in perioada 1900 - 2000, tranzactionate pe pietele respective.
Estimarea costului datoriilor porneste de la estimarea dobanzii pentru un
activ fara risc, la care se adauga prima pentru riscul de piata, observata
pentru obligatiunile emise de companiile utilizate drept comparatori.
Ratingul de tara estimat pentru perioada urmatoare are la baza ratingurile
si prognozele agentiilor consacrate (Standard and Poors, Moodys), fiind
considerata imbunatatirea acestuia la BBB-, de la BB+ cat este in prezent.
Avand insa in vedere ca, cel putin la acest moment, ratingul obligatiunilor
statului roman este BB+, prima pentru riscul de piata al datoriilor a fost
evaluat ca o prima compozita cu o structura de risc 50% BB+/50% BBB-. Valorile
primei pentru riscul de piata al datoriilor, in functie de datoriilor observata
la comparatori, a fost considerata la:
- in cazul activitatii de transport si de inmagazinare subterana - 4,8%;
- in cazul activitatii de distributie si de furnizare reglementata - 4,7% .
Pentru prima perioada de reglementare, este considerata o structura a
capitalului, dupa cum urmeaza:
- in cazul activitatii de transport si de inmagazinare subterana, raportul
D/CP este de 1/3
- in cazul activitatii de distributie si de furnizare reglementata,
raportul D/CP este de 3/7
Structura de capital prezentata mai sus este considerata ca fiind o tinta
de atins pentru companiile ce activeaza pe piata interna, stimulent in
optimizarea structurii capitalului si a costurilor de finantare a acestuia.
Pe baza informatii prezentate, ANRGN a calculat urmatoarele valori pentru
WACC (nominal, dupa impozitare)
________________________________________________________________
| Elementul de calcul |Transport si |Distributie si |
| |inmagazinare |furnizare |
| |subterana |reglementata |
|________________________________|_______________|_______________|
| Activul fara risc | 12,6% | 12,2% |
|________________________________|_______________|_______________|
| Impozitul pe profit | 25% | 25% |
|________________________________|_______________|_______________|
| Raportul D/CP | 1/3 | 3/7 |
|________________________________|_______________|_______________|
| Valoarea beta_L | 0,663 | 0,899 |
|________________________________|_______________|_______________|
| Valoarea MRP | 6,7% | 6,7% |
|________________________________|_______________|_______________|
| Prima de risc a datoriilor | 4,8% | 4,7% |
|________________________________|_______________|_______________|
| Costul capitalului propriu | 17,0% | 18,2% |
|________________________________|_______________|_______________|
| Costul datoriilor | 17,4% | 16,9% |
|________________________________|_______________|_______________|
| Valoare WACC | | |
| (nominal, dupa impozitare) | 16,0% | 16,6% |
|________________________________|_______________|_______________|
Transformarea valorii WACC determinata mai sus in echivalent valoare RoR in
termeni reali, inainte de impozitare s-a realizat cu urmatoarea formula:
__ __
|
|
| / \ nr / \ / \
|
| | 1+pi | nr 1 |WACC-pi| | 1
||
| 1 - |------| - -- * ---- * |-------| * |1 -
---------||
1+WACC | |1+WACC| nc WACC | 1+pi | |
nc||
------ - 1 | \ / \ / | (1+WACC)
||
1+pi T | \ /
|
RoR = ---------- + --- | -----------------------------------------------------
|
(1-T) 1-T | __ __
|
| | |
|
| | / \ nr |
|
| 1+pi | | 1+pi | |
|
| nr - --------- * | 1 - |-------| |
|
| WACC-pi | | 1+WACC| |
|
| | \ / |
|
| |__ __|
|
|__ __|
Valoarea duratei reglementata de amortizare - nr, utilizata in formula,
este de 30 de ani in cazul activitatii de transport si de inmagazinare
subterana, respectiv de 25 de ani in cazul activitatii de distributie si de
furnizare reglementata. Valoarea contabila ramasa de amortizare - nc, utilizata
in formula, este de 10 de ani in cazul tuturor activitatilor. Valoarea estimata
a ratei inflatiei, calculata ca medie geometrica pentru perioada iulie 2004 -
decembrie 2007, este de 6,88% .
Pe baza informatiilor prezentate, disponibile in acest moment, au rezultat
urmatoarele valori al RoR:
- in cazul activitatii de transport si de inmagazinare subterana - 10,8%
- in cazul activitatii de distributie si de furnizare reglementata - 11,7%
Evaluarile ANRGN reflecta informatiile si estimarile disponibile in acest
moment, privind asteptarile pietei in perioada aprilie 2004 - 2007. Pe masura
ce aceste evaluari se vor modifica, ANRGN va recalcula valorile WACC si RoR,
astfel incat la data prezentarii in Consiliul Consultativ si in Comitetul de
Reglementare al ANRGN a raportului privind evaluarea venitului de baza in
primul an al primei perioade de reglementare, valorile WACC si RoR sa reflecte
cele mai bune estimari disponibile privind asteptarile pietei.
ANEXA 3
EVALUAREA
formulei elementelor generatoare de costuri - EGC in prima perioada de
reglementare 2004 - 2007
Pentru activitatea de distributie si pentru activitatea de furnizare
reglementata, in formulele de ajustare anuala a venitului unitar reglementat
sunt incluse si formulele de cuantificare a influentelor determinate de
elementele generatoare de costuri - EGC_d,fr.
Elementele generatoare de costuri - EGC_d,fr, reprezinta factorii externi
operatorilor, care prin evolutia lor determina variatii ale costurilor
acestora, existand o legatura de cauzalitate directa, continua si constanta
intre evolutia lor si modificarea costurilor operatorilor.
Cuantificarea influentelor determinate de elementele generatoare de costuri
se realizeaza prin formulele de ajustare aplicate in metodologiile de tip
"price-cap", avand in vedere ca in interiorul perioadelor de
reglementare nu au loc revizuiri ale costurilor aprobate de reglementator, odata
ce venitul reglementat a fost stabilit la inceputul perioadei de reglementare.
De aceea, existenta in formulele de ajustare anuala a venitului reglementat a
relatiilor prin care sunt cuantificate influentele determinate de elementele
generatoare de costuri - EGC_d,fr este deosebit de importanta, rolul acestora
fiind de a "modela" veniturile reglementate in functie de modificarea
unor elemente din activitatea operatorului reglementat.
Pentru prima perioada de reglementare, ANRGN a identificat o serie de
elemente generatoare de costuri, pe baza datelor statistice furnizate de catre
SC Distrigaz Nord SA Targu Mures si de catre SC Distrigaz Sud SA Bucuresti.
Identificarea elementelor generatoare de costuri a fost efectuata prin metode
statistice, selectionarea EGC avand loc in functie de impactul pe care acestea
il genereaza in costurile operatorilor.
Analiza si determinarea EGC s-au efectuat separat pentru costurile de
capital si pentru costurile de operare, pentru fiecare din activitatile de
distributie reglementata si de furnizare reglementata.
Din datele furnizate de cei doi operatori, au fost identificate EGC doar
pentru activitatea de distributie. In cazul activitatii de furnizare
reglementata datele sunt insuficiente pentru a selecta EGC care sa prezinte
suficienta incredere.
Pentru activitatea de distributie, au fost identificate ca semnificative
urmatoarele EGC:
- in cazul costurilor de capital:
- lungimea retelei
- in cazul costurilor de operare:
- lungimea retelei
- volumul de gaze distribuite
- numarul de consumatori
Valorile determinate pentru elementele generatoare de costuri sunt:
- in cazul costurilor de capital:
delta CAPEX = 667,1 * delta (lungimea retelei)
unde:
delta CAPEX reprezinta capitalul suplimentar investit pentru cresterea
lungimii retelei, exprimat in milioane lei echivalent 2003;
delta (lungimea retelei) reprezinta cresterea lungimii retelei, exprimata
in km.
Elementul generator de cost "lungimea retelei" identificat
statistic si coeficientul calculat sunt aplicabile numai in situatia unor
capitaluri investite ce conduc la dezvoltarea retelei de distributie prin
constructia unor noi conducte. Acest element nu cuantifica capitalul investit
pentru inlocuirea conductelor existente sau pentru obtinerea altor imobilizari
corporale sau necorporale (cladiri, echipamente, active financiare etc.).
- in cazul costurilor de operare:
delta OPEX = 60,40 * delta (lungimea retelei) + 0,100 * delta (numar
consumatori) + 0,062 * delta (gaz distribuit)
unde:
delta OPEX reprezinta costurile suplimentare de operare generate de
cresterea lungimii retelei, a numarului de consumatori si/sau a volumului de
gaze distribuite, exprimat in milioane lei echivalent 2003;
delta (lungimea retelei) reprezinta cresterea lungimii retelei, exprimata
in km;
delta (numar consumatori) reprezinta cresterea numarului de abonati,
exprimata numeric;
delta (gaz distribuit) reprezinta cresterea volumului de gaze naturale distribuite,
exprimata in mii mc.
Elementul generator de cost "lungimea retelei" identificat
statistic si coeficientul calculat sunt aplicabile numai in situatia unor
capitaluri investite ce conduc la dezvoltarea retelei de distributie prin
constructia unor noi conducte. Acest element nu cuantifica capitalul investit
pentru inlocuirea conductelor existente sau pentru obtinerea altor imobilizari
corporale sau necorporale (cladiri, echipamente, active financiare etc.).
Cresterea numarului de consumatori se refera la cresterea numarului
locurilor de consum prin conectarea unor noi consumatori. Elementul generator
de cost "numar de consumatori" nu cuantifica cheltuielile de operare
generate de cresterea numarului de consumatori prin separarea punctelor de consum.
Formula generala a elementelor generatoare de costuri se determina astfel:
delta (Costuri suplimentare) = delta CAPEX_{RoR + AR} + delta OPEX
unde:
delta (Costuri suplimentare) reprezinta costurile suplimentare, exprimate
in milioane lei;
delta CAPEX_{RoR + AR} reprezinta costurile de capital suplimentare si
amortizarea suplimentara implicate de capitalul investit, exprimate in milioane
lei;
delta OPEX reprezinta costurile suplimentare de operare generate de
cresterea lungimii retelei, a numarului de consumatori si/sau a volumului de
gaze distribuite, exprimate in milioane lei.
Integrarea formulelor de determinare a costurilor de capital si de operare
intr-o singura formula generala, prin care se pot cuantifica costurile suplimentare
generate de elementele generatoare de costuri si transferarea coeficientilor
din valori 2003 in valori 2006, respectiv 2007, conduce la urmatoarele formule:
delta (Costuri suplimentare)_2006 = 200,1 * delta (lungimea retelei)_2006 +
0,120 * delta (numar consumatori)_2006 + 0,075 * delta (gaz distribuit)_2006
delta (Costuri suplimentare)_2007 = 206,1 * delta (lungimea retelei)_2007 +
0,124 * delta (numar consumatori)_2007 + 0,077 * delta (gaz distribuit)_2007
unde:
delta (Costuri suplimentare)_2006,_2007 reprezinta costurile suplimentare
totale generate de cresterea lungimii retelei, a numarului de consumatori
si/sau a volumului de gaze distribuite, exprimate in milioane lei echivalent
2006, respectiv 2007;
delta (lungimea retelei)_2006,_2007 reprezinta cresterea lungimii retelei
in 2005 fata de 2004, respectiv in 2006 fata de 2005, exprimata in km;
delta (numar consumatori)_2006,_2007 reprezinta cresterea numarului de
abonati in 2005 fata de 2004, respectiv in 2006 fata de 2005, exprimat numeric;
delta (gaz distribuit)_2006,_2007 reprezinta cresterea volumului de gaze
naturale distribuite in 2005 fata de 2004, respectiv in 2006 fata de 2005,
exprimat in mii mc.
Rata inflatiei utilizata in calculul de ajustare a coeficientilor a fost
considerata dupa cum urmeaza:
2004 - 9%
2005 - 7%
2006 - 4%
2007 - 3%
Din testele si analizele statistice efectuate a rezultat ca nu exista
deosebiri semnificative intre ecuatiile SC Distrigaz Nord SA Targu Mures si SC
Distrigaz Sud SA Bucuresti, astfel incat pentru prima perioada de reglementare
aceste formule vor fi aplicate in cazul tuturor distribuitorilor, pentru
ajustarea venitului unitar reglementat aferent activitatii de distributie.
Formulele prezentate vor fi incluse in formula generala de ajustare a
venitului unitar reglementat, coeficientii de calcul fiind determinati
individual pentru fiecare distribuitor in functie de volumul de gaze naturale
distribuite. Determinarea coeficientilor individuali de ajustare a venitului
unitar reglementat pentru fiecare distribuitor se va face astfel incat sa se
asigure egalitatea dintre valorile actualizate nete ale veniturilor si ale
costurilor reglementate. Formula de echivalare a veniturilor si costurilor in
perioada de reglementare, utilizata pentru determinarea coeficientilor
individuali de ajustare a veniturilor unitare reglementate (ECG) este
urmatoarea:
i=2007 i=2007
______ ______
\ VRU_i_d * Q_i_d \ Costuri_i_d
\ -------------------------- = \ --------------------------
/ i-2005 / i-2005
/______ (1 + WACC_NOM_PRE) /______ (1 + WACC_NOM_PRE)
i=2005 i=2005
unde:
VRU_i_d - venitul unitar reglementat aferent activitatii de distributie in
anul "i" al perioadei de reglementare;
Q_i_d - cantitatea totala de gaze naturale distribuite in anul
"i" al perioadei de reglementare;
Costuri_i_d - costurile totale aferente activitatii de distributie in anul
"i" al perioadei de reglementare;
WACC_NOM_PRE - costul mediu ponderat al capitalului in perioada de
reglementare, in termeni nominali, inainte de taxare.
Formulele individuale se publica odata cu aprobarea venitului unitar
reglementat si a tarifelor de distributie pentru fiecare operator.
Costurile suplimentare totale generate de cresterea lungimii retelei, a
numarului de consumatori si/sau a volumului de gaze distribuite in anul 2007
fata de anul 2006 vor fi avute in vedere si vor fi incluse in venitul de baza
al primul an al celei de a doua perioade de reglementare.
Pentru activitatea de furnizare reglementata, avand in vedere lipsa
informatiilor pe de o parte si continuarea deschiderii pietei interne de gaze
naturale, ajustarea venitului unitar reglementat aferent activitatii de
furnizare reglementata se va realiza respectand urmatoarele principii:
- valoarea totala a costurilor considerate fixe la stabilirea venitului de
baza in primul an al perioadei de reglementare va fi mentinuta constanta in
termeni reali. Valoarea unitara a costurilor fixe incluse in venitul
reglementat se va determina prin impartirea valorii totale a costurilor fixe,
ajustate cu inflatia, la cantitatea anuala de gaze naturale care urmeaza a fi
furnizata in regim reglementat.
valoarea unitara a costurilor considerate variabile la stabilirea
venitului de baza in primul an al perioadei de reglementare va fi mentinuta
constanta in termeni reali in valoare unitara.
Pentru cea de a doua si urmatoarele perioade de reglementare, elementele
generatoare de costuri si coeficientii aplicabili fiecarui element vor fi
determinate de catre ANRGN impreuna cu fiecare operator, pe baza datelor
colectate de operator in perioadele de reglementare anterioare.