f SOCIETATEA NAŢIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE TRANSGAZ SA

RAPORTUL ADMINISTRATORILOR CONSOLIDAT

- 2017 -

w w w . t r a n s g a z . r o

	MESAJUL ADMINISTRATORILOR CĂTRE ACȚIONARI, INVESTITORI3
1.	DATE GENERALE DESPRE EMITENT6
	1.1 Date de identificare raport şi emitent 6
	1.2 Misiune, Viziune, Valori Organizaționale	6
	1.3 Acţionariat 7
	1.4 Organizare	9
2.	SUMAR EXECUTIV10
	2.1 Indicatori ai rezultatelor economico-financiare	10
3.	PROIECTE DE DEZVOLTARE A SNT14
	3.1 Proiecte strategice	14
	3.2 Sistemul de comandă și achiziție date SCADA	37
4.	RAPORTARE FINANCIARĂ CONSOLIDATĂ39
	4.1 Poziția financiară consolidată 39
	4.2 Rezultatul global consolidat43
	4.3 Situaţia consolidată a fluxurilor de trezorerie 45
	4.4 Evaluarea activității de prestare a serviciului de transport gaze naturale 47
	4.5 Evaluarea activităţii privind managementul riscului financiar 51
	4.6 Indicatori de performanță economico-financiară în perioada 2017-2021	55
5.	DECLARAȚIA NEFINANCIARĂ CONSOLIDATĂ59
	5.1 De ce Raportare nefinanciară 59
	5.2 Management responsabil și strategii sustenabile	60
	5.2.1. Aspecte de mediu	61
	5.2.2. Aspecte de personal	65
	5.2.3. Aspecte sociale	70
	5.2.4 Etică și integritate 73
	5.2.5 Politica de conformitate75
	5.2.6 Indicatori cheie de performanță nefinanciari 88
	5.2.7 EUROTRANSGAZ SRL – Republica Moldova93
6.	GUVERNANȚA CORPORATIVĂ94
	6.1 Declarația de Guvernanță Corporativă	95
	6.2 Activitatea piața de capital	115
	6.3 Fuziuni sau reorganizări semnificative 121
7.	ANALIZA ACTIVITĂȚII SOCIETĂȚII121
	7.1 Analiza activităţii operaţionale	121
	7.1.1 Activitatea de transport intern gaze naturale 121
	7.1.2 Activitatea de transport internațional gaze naturale	128
	7.1.3 Activitatea de dispecerizare	128
	7.2 Analiza activităţii de dezvoltare, reparații și reabilitare	130
	7.2.1 Principalele componente ale infrastructurii SNT 130
	7.2.2 Investiţii realizate 2017 versus Investiţii programate 2017 134
	7.2.3 Reparații realizate 2017 versus programate 2017137
	7.3 Activitatea economico – financiară 138
	7.4 Activități suport	139
	7.4.1 Activitatea de proiectare-cercetare	139
	7.4.2 Activitatea de achiziții și contractări	142
	7.4.3 Achiziții și înstrăinări de active	147
	7.4.4 Activitatea juridică 148
	7.4.5 Activitatea de reglementare	149

7.4.6 Activitatea IT 151
7.4.7 Activitatea de cooperare și relații internaționale 154
7.4.8 Activitatea privind accesarea fondurilor europene 162
7.4.9 Audit intern și extern al activității societății	166
8. ALTE INFORMAȚII PRIVIND ACTIVITATEA SOCIETĂȚII 169
9. MANAGEMENTUL SOCIETĂŢII176
9.1 Consiliul de Administraţie 176
9.2 Managementul executiv 177
10.DESCĂRCAREA DE GESTIUNE A ADMINISTRATORILOR179

MESAJUL ADMINISTRATORILOR CĂTRE ACȚIONARI, INVESTITORI

Stimaţi acţionari, Stimați investitori,

Cu o tradiţie în România de peste un secol, transportul gazelor naturale reprezintă o activitate strategică pentru economia naţională. Performanţa acestei activităţi a crescut an de an prin munca, pasiunea şi profesionalismul celor care şi-au desfăşurat activitatea în acest domeniu și au contribuit la ceea ce TRANSGAZ este azi, o companie responsabilă, o companie a viitorului, o companie în care modelul de guvernanță corporativă funcționează cu succes.

SNTGN TRANSGAZ SA este operatorul tehnic al Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale şi asigură îndeplinirea în condiţii de eficienţă, transparenţă, siguranţă, acces nediscriminatoriu şi competitivitate a strategiei naţionale stabilite pentru transportul intern şi internaţional, dispecerizarea gazelor naturale, cercetarea şi proiectarea în domeniul transportului de gaze naturale, cu respectarea legislaţiei şi a standardelor naţionale şi europene de calitate, performanţă, mediu şi dezvoltare durabilă.

Companie transparentă, deschisă spre dialog şi bune practici corporative, companie performantă, TRANSGAZ este astăzi un brand autohton de succes, o companie care crede în valorile sale organizaţionale şi care investeşte permanent în educaţia şi dezvoltarea profesională a resursei umane de care dispune. TRANSGAZ este o societate administrată în sistem unitar de administrare, Consiliul de Administraţie fiind numit de Adunarea Generală a Acţionarilor conform prevederilor OUG 109/2011 cu modificările și completările ulterioare.

În primul său mandat, respectiv 2013-2017, Consiliul de Administrație format din: Ion Sterian, administrator neexecutiv și președinte al Consiliului de Administrație; Petru Ion Văduva – administrator executiv și director general, Bogdan George Iliescu, Radu Cernov, Andrei Rizoiu – administratori neexecutivi, a administrat societatea în conformitate cu Planul de administrare al societății în perioada 2013-2017, plan aprobat în unanimitate de acţionarii societăţii prin Hotărârea AGOA nr. 9/23.09.2013 și cu Planul de management.

Dând dovadă de competenţă, profesionalism, integritate morală, responsabilitate şi seriozitate, membrii Consiliului de Administraţie au demonstrat prin rezultate performante an de an, că au devenit o echipă puternică, capabilă să asume şi să îndeplinească responsabilităţi de mare anvergură şi importanţă strategică nu doar pentru viitorul companiei ci şi pentru dezvoltarea durabilă a economiei naţionale și de aceea au întreprins diligențele necesare pentru reînnoirea mandatului de administratori în perioada 2017- 2021, pentru a putea continua cu aceeaşi responsabilitate, eficienţă, transparenţă şi acelaşi profesionalism faţă de toate părţile interesate, drumul deschis în mandatul 2013-2017 pentru construcţia şi dezvoltarea unui viitor solid şi performant al sectorului energetic românesc.

Prin Hotărârea AGOA nr.1/27.04.2017 a fost reînnoit mandatul administratorilor Ion Sterian, Petru Ion Văduva și Bogdan George Iliescu, iar prin Hotărârea AGOA nr.13/28.12.2017 a fost aprobată numirea domnilor Lăpușan Remus Gabriel și Minea Nicolae în calitate de administratori ai SNTGN Transgaz SA.

Elaborată în conformitate cu prevederile Art. 30 alin. 1 din OUG 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările și completările ulterioare, propunerea pentru Componenta de administrare a Planului de administrare a SNTGN Transgaz SA în perioada 2017-2021 este

guvernată de atitudine responsabilă, profesionistă şi etică în raport cu toate părţile interesate (acţionari, angajaţi, parteneri, comunitate, autorităţi şi instituţii ale statului, media, ş.a) şi reflectă viziunea strategică a administratorilor referitoare la direcţiile de redefinire strategică şi eficientizare a companiei în consens cu cerinţele politicii energetice europene privind siguranţa şi securitatea energetică, competitivitatea şi dezvoltarea durabilă dar şi cu nevoile şi oportunităţile viitoare ale României de a deveni un jucător important pe piaţa de gaze naturale regională și europeană.

Obiectivele strategice cuprinse în Componenta de administrare a Planului de Administrare al SNTGN Transgaz SA în perioada 2017-2021 sunt aliniate la Scrisoarea de așteptări a acționarilor și urmăresc dezideratele creșterii performanțelor societății, eficientizarea activității companiei, redefinirea strategică a acesteia în concordanță cu cerințele standardelor moderne de performanță și competitivitate și transformarea TRANSGAZ într-o societate cu recunoaștere internațională, într-un lider pe piața energetică din regiune, valorificând cu maximă eficiență toate oportunitățile existente și viitoare, pentru ca România să devină un important coridor de energie în domeniul gazelor naturale către Europa.

În contextul profilării a noi surse importante de aprovizionare cu gaze naturale, respectiv, gazele naturale din regiunea Mării Caspice și cele recent descoperite în Marea Neagră, investiţiile propuse de Transgaz în Planul de dezvoltare al sistemului naţional de transport (SNT) gaze naturale pentru perioada 2014-2023, plan aprobat de ANRE prin Decizia nr. 2819/17.12.2014, reprezintă investiţii strategice pentru securitatea energetică şi dezvoltarea infrastructurii de transport gaze naturale din România şi conformitatea acesteia cu cerinţele reglementărilor europene în domeniu.

Responsabilizând importanța TRANSGAZ atât ca motor al activităților din economia națională cât și ca vector de creștere economică a țării, prin rolul său în dezvoltarea sectorului energetic și transformarea României într-o putere energetică a Europei, administratorii companiei și-au asumat continuarea demarării și implementării unuia dintre cele mai mari și importante programe de dezvoltare a infrastructurii de transport gaze naturale din România în ultimii 20 de ani, un program cu proiecte de investiţii estimate la 1,6 miliarde euro.

O dezvoltare durabilă a infrastructurii de transport gaze naturale din România, presupune un amplu program investiţional prin care să se permită alinierea SNT la cerinţele de transport şi operare ale reţelei de transport gaze naturale în conformitate cu normele europene de protecție a mediului.

În acest sens, Transgaz a elaborat în conformitate cu prevederile art. 125 alineatul (6) din Legea nr. 123/2012 a energiei electrice şi a gazelor naturale și prevederile Strategiei Energetice Naționale, Planul de Dezvoltare al Sistemului Naţional de Transport gaze naturale în perioada 2017–2026. Acesta reprezintă actualizarea și completarea Planului de dezvoltare al SNT în perioada 2014-2023 și a fost aprobat de ANRE prin DECIZIA nr. 910/22.06.2017.

Investiţiile propuse vor avea ca rezultat asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu țările vecine, crearea unor rute de transport gaze naturale la nivel regional pentru transportul gazelor naturale provenite din diverse noi surse de aprovizionare; crearea infrastructurii necesare preluării și transportului gazelor naturale din perimetrele off-shore din Marea Neagră în scopul valorificării acestora pe piața românească și pe alte piețe din regiune; extinderea infrastructurii de transport gaze naturale pentru îmbunătățirea aprovizionării cu gaze naturale a unor zone deficitare; crearea pieței unice integrate la nivelul Uniunii Europene.

Având în vedere nevoia de finanțare a programului complex şi extins de investiţii, Transgaz are în vedere, pe lângă sursele proprii și atragerea și utilizarea în condiţii avantajoase a unor surse externe de finanţare.

Ne referim la accesarea fondurilor europene, la finanţări de la instituţiile financiare internaţionale sau de la alte instituţii financiar-bancare precum şi la mijloace de finanțare specifice pieţei de capital.

Respectând principiile bunei guvernanţe corporative, administratorii companiei vor continua să acționeze și în mandatul 2017-2021 cu maximă responsabilitate, eficiență, transparență și profesionalism pentru administrarea eficientă și competitivă a societății în consens cu dezideratele din Scrisoarea de așteptări a acționarilor, respectiv: eficacitate și stabilitate operaţională, siguranță și securitate energetică, optimizarea performanţelor şi dezvoltarea durabilă a societăţii.

Cu aleasă consideraţie,

ION STERIAN – Administrator – Director general PETRU ION VĂDUVA – Administrator BOGDAN GEORGE ILIESCU – Administrator LĂPUȘAN REMUS GABRIEL – Administrator MINEA NICOLAE – Administrator

1. DATE GENERALE DESPRE EMITENT

1.1 Date de identificare raport şi emitent

Raport elaborat conform prevederilor Legii nr. 24/2017, privind privind emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă. Pentru anul încheiat la: 31 decembrie 2017 Data raportului: 16 martie 2018 Denumirea societăţii comerciale: Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "TRANSGAZ" SA Număr de telefon/fax: 0269-803333/0269-839029 Cod de înregistrare fiscală: RO13068733 Număr de ordine în Registrul Comerţului: J32/301/2000 Capital social subscris şi vărsat: 117.738.440 lei Piaţa reglementată pe care se tranzacţionează valorile mobiliare emise: Bursa de Valori Bucureşti

1.2 Misiune, Viziune, Valori Organizaționale

Transgaz este o societate comercială pe acţiuni care îşi desfăşoară activitatea în conformitate cu legile române şi Actul Constitutiv actualizat. Este societate listată la Bursa de Valori Bucureşti, simbol bursier-TGN.

Misiunea

În consens cu cerinţele politicii energetice europene, misiunea SNTGN Transgaz SA o reprezintă îndeplinirea în condiţii de eficienţă, transparenţă, siguranţă şi competitivitate a strategiei energetice naţionale stabilite pentru transportul, tranzitul internaţional, dispecerizarea gazelor naturale şi cercetarea–proiectarea în domeniul transportului de gaze naturale.

Misiunea SNTGN Transgaz SA constă în:

exploatarea în condiţii de siguranţă şi eficienţă economică a SNT;
reabilitarea, modernizarea şi dezvoltarea SNT pe principalele direcţii de consum;
interconectarea SNT cu sistemele de transport gaze naturale ale ţărilor învecinate;
dezvoltarea de noi infrastructuri de transport gaze naturale spre vestul Europei;
asigurarea accesului nediscriminatoriu la SNT;
implementarea managementului participativ în toate domeniile de acţiune ale societăţii;
dezvoltarea culturii organizaţionale şi a performanţelor profesionale;
implementarea reglementărilor din sectorul gazelor naturale;
îmbunătăţirea informatizării activităţii de transport gaze naturale, elaborarea unor proiecte de acte normative şi acţiuni de susţinere a acestora;
integrarea principiilor de bună guvernanţă corporativă în practica de afaceri.

Viziunea

Societatea intenţionează să devină un operator de transport cu recunoaştere pe piaţa internaţională a gazelor naturale, un lider pe piaţa energetică din regiune, cu un sistem naţional de transport gaze naturale modern, integrat la nivel european şi un sistem de management performant.

Viziunea ca mesaj către societatea românească

Îndeplinirea cu responsabilitate a misiunii de serviciu public, funcționare sigură a sistemului național de transport gaze naturale, servicii la un înalt nivel de calitate, racordare sigură la SNT în condiții nediscriminatorii și transparente pentru toți utilizatorii de rețea și integrare la nivel european a pieței naționale de gaze naturale.

Viziunea ca mesaj către acționari

Societate performantă orientată spre creșterea continuă a plusvalorii pentru acționari.

Viziunea ca mesaj către salariați

Societate cu un mediu de muncă atractiv, stabil și motivant cu un angajament continuu către excelență profesională.

Valorile organizaţionale ce definesc etica în afaceri a SNTGN Transgaz SA sunt:

profesionalism şi tradiţie;
respectarea principiilor eticii şi deontologiei profesionale;
respect faţă de mediu şi oameni;
responsabilitate faţă de partenerii de afaceri şi de dialog social, faţă de instituţiile statului, faţă de comunitate;

Punctele forte ale SNTGN Transgaz SA

calitatea de operator licenţiat al SNT- monopol;
profilul financiar solid al societăţii;
continuitatea performanţei tehnice, economice şi financiare;
predictibilitatea cash-flow-ului dat fiind caracterul reglementat al activităţii de transport gaze naturale;
dividende acordate acţionarilor.

1.3 Acţionariat

Urmare a OUG nr.55/19.11.2015 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administrației publice centrale și pentru modificarea unor acte normative a fost înființat Ministerul Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afaceri, prin reorganizarea și preluarea activităților Ministerului Economiei, Comerțului și Turismului. Astfel, la data de 29.01.2016 a fost înregistrată la S.C. Depozitarul Central S.A. modificarea datelor de identificare ale titularului de cont Statul Român prin Ministerul Economiei, Comerțului și Turismului în Statul Român prin Ministerul Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afaceri.

Ulterior, urmare a OUG nr. 1/04.01.2017 pentru stabilirea unor măsuri în domeniul administrației publice centrale și pentru modificarea și completarea unor acte normative, a fost înființat Ministerul Economiei, prin reorganizarea Ministerului Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afaceri. Astfel, la data de 02.03.2017 a fost înregistrată la Depozitarul Central S.A. modificarea datelor de identificare ale titularului de cont Statul Român prin Ministerul Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afaceri în Statul Român prin Ministerul Economiei.

Denumire acţionar	Număr acţiuni	Procent %
Statul Român reprezentat de Ministerul Economiei	6.888.840	58,5097
Free float - Alţi acţionari (pers. fizice şi juridice), din care	4.885.004	41,4903
 persoane juridice	1.048.270	8,9034
 persoane fizice	3.836.734	32,5869
Total	11.773.844	100,00

La data de 31.12.2017 structura acționariatului SNTGN Transgaz SA este următoarea:

Grafic 1-Structura Acţionariatului Transgaz la 31.12.2017

Capitalul social al Transgaz la data de 31 decembrie 2017 este de 117.738.440 lei și este împărțit în 11.773.844 acțiuni nominative, fiecare acțiune având valoarea nominală de 10 lei.

În ceea ce privește numărul de acţionari, conform registrului acţionarilor Transgaz la data de referință de 31.12.2017 sunt înregistrați un număr de 8.766 acționari TGN, cu 1.147 de acționari mai mult față de data de 31.12.2016.

Grafic 2- Evoluția numărului de acționari ai Transgaz de la listare și până la 31.12.2017

1.4 Organizare

Transgaz s-a înfiinţat în anul 2000, în baza H.G. nr. 334/28 aprilie 2000, privind reorganizarea Societăţii Naţionale de Gaze Naturale "Romgaz" S.A., publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 194/04.05.2000.

Prin H.G. nr. 334/2000, SNGN "Romgaz" SA a fost restructurată şi reorganizată, prin divizare, SNGN "Romgaz" S.A. fiind desfiinţată, iar principalele activităti din sectorul gazelor naturale au fost separate şi organizate în activităţi distincte.

În urma reorganizării sus menţionate, Transgaz a devenit operatorul tehnic al SNT, calitate în care răspunde de funcţionarea acestuia în condiţii de calitate, siguranţă, eficienţă economică şi protecţie a mediului.

Prin Ordinul ANRE nr. 3/22 ianuarie 2014 privind aprobarea certificării Societăţii Naţionale de Transport Gaze Naturale "Transgaz" S.A. Mediaş ca operator de transport şi de sistem al Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale, s-a stabilit ca Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" S.A. Mediaş să fie organizată şi să funcţioneze după modelul "operator de sistem independent".

De asemenea, în calitate de operator al SNT, Transgaz are obligaţia, în conformitate cu prevederile legale privind măsurile pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale şi ale reglementărilor Uniunii Europene, să realizeze interconectările cu sistemele similare de transport gaze naturale din ţările vecine, în vederea creării condiţiilor tehnice şi tehnologice pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale.

SNTGN "TRANSGAZ" SA (Transgaz) îşi desfăşoară activitatea în următoarele locaţii:

Sediul Transgaz: Municipiul Mediaş, str. Piaţa C.I. Motaş nr. 1, jud. Sibiu, cod 551130;
Departamentul Exploatare şi Mentenanţă: Municipiul Mediaş, str. George Enescu nr.11, jud. Sibiu, cod 551018;
Departamentul Proiectare şi Cercetare: Municipiul Mediaş, str. Unirii nr. 6, jud. Sibiu, cod 550173;
Direcţia Operare Piaţă Gaze Bucureşti: Municipiul Bucureşti, Calea Dorobanţi nr.30, sector 1, cod 010573;
Reprezentanţa Transgaz–România: Municipiul Bucureşti, Bld. Primăverii, nr.55;
Reprezentanţă Transgaz Bruxelles–Belgia: Bruxelles, str. Luxembourg nr. 23;
Reprezentanță Transgaz Chișinău–Republica Moldova;
Departamentul Accesare Fonduri Europene şi Relaţii Internaţionale: Municipiul Bucureşti, Calea Victoriei, nr.155, sector 1, cod 010073;
Ateliere Proiectare Cercetare Brașov, str. Nicolae Titulescu Nr. 2;
Societate cu Răspundere Limitată "EUROTRANSGAZ": MD–2004, Bd.Ștefan cel Mare și Sfânt, 180, of. 506, mun. Chișinău, Republica Moldova.

Transgaz are în componenţă 9 exploatări teritoriale şi o sucursală:

Exploatarea teritorială Arad, str. Poetului nr. 56, localitatea Arad, jud. Arad, cod 310369;
Exploatarea teritorială Bacău, str. George Bacovia nr. 63, localitatea Bacău, jud. Bacău cod 600238;
Exploatarea teritorială Brăila, str. Ion Ghica nr. 5, localitatea Brăila, jud. Brăila, cod 810089;
Exploatarea teritorială Brașov, str. Grigore Ureche nr. 12A, localitatea Braşov, jud. Braşov, cod 500449;
Exploatarea teritorială Bucureşti, str. Lacul Ursului nr. 24, sector 6, Bucureşti, cod 060594;
Exploatarea teritorială Cluj, str. Crişului nr. 12, localitatea Cluj-Napoca, jud. Cluj, cod 400597;
Exploatarea teritorială Craiova, str. Arhitect Ioan Mincu nr. 33, localitatea Craiova, jud. Dolj, cod 200011;
Exploatarea teritorială Mediaş, str. George Cosbuc nr. 29, localitatea Mediaş, jud. Sibiu, cod 551027;
Exploatarea teritorială Constanţa, str. Albastră nr. 1, localitatea Constanţa, jud. Constanţa, cod 900117;
Sucursala Mediaş, Şoseaua Sibiului nr. 59, localitatea Mediaş, jud. Sibiu.

2. SUMAR EXECUTIV

2.1 Indicatori ai rezultatelor economico-financiare

Activitatea economico-financiară a SNTGN Transgaz SA la 31 decembrie 2017 s-a desfăşurat în baza indicatorilor cuprinşi în bugetul de venituri şi cheltuieli aprobat prin Hotărârea AGOA nr. 1/27.04.2017. Valoare realizată la 31 decembrie 2017 a indicatorilor standard de performanță fată de valoarea relizată la data de la 31 decembrie 2016 este:

					2016	2017
Nr. crt.	Criteriul de performanță	Obiectiv de performanță	U.M.	Coeficient de ponderare		Realizat
1.	Investitii puse în funcţiune	Realizarea nivelului programat	mii lei	0,15	143.281	54.286
2.	EBITDA	Creşterea EBITDA	mii lei	0,15	900.091	879.050
3.	Productivitatea muncii	Creşterea productivităţii muncii în unităţi valorice (cifra de afaceri/ nr.mediu de personal);	lei/ pers	0,15	375.177	395.796
4.	Plăţi restante	Efectuarea plăţilor în termenul contractual (în preţuri curente)	mii lei	0,15	0	0
5.	Creanţe restante	Reducerea volumului de creanţe restante (în preţuri curente)	mii lei	0,1	268.410	307.210
6.	Consumul tehnologic	Încadrarea în cantităţile de gaze naturale reprezentând consumul tehnologic	%	0,15	37%	90%
7	Cheltuieli de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare	Reducerea cheltuielilor de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare	lei	0,15	631	620

Nr.	Indicator	Realizări la 31 decembrie					Dinamica (%)
crt.		2017	2016	2015	2014	2013
	0	1	2	3	4	5	6=1/2*100
1.	Cifra de afaceri	1.800.079	1.750.203	1.581.470	1.618.089	1.484.714	102,85
2.	Venituri din exploatare înainte de echilibrare şi de activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	1.749.946	1.815.385	1.663.398	1.655.319	1.516.640	96,40
3.	Venituri din activitatea de echilibrare	120.686	57.404	x	x	x	210,24
4.	Venituri din activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	63.950	118.504	211.125	136.635	161.741	53,96
5.	Venituri financiare	190.548	32.231	43.237	33.375	40.721	591,20
6.	Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare şi de activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	1.085.324	1.125.268	1.077.219	1.063.751	981.647	96,45
7.	Cheltuieli cu gazele de echilibrare	120.686	56.093	x	x	x	215,15
8.	Costul activelor construite conform cu IFRIC12	63.950	118.504	211.125	136.635	161.741	53,96
9.	Cheltuieli financiare	150.228	9.683	22.315	14.356	148.957	1551,41
10.	Profit brut	704.942	713.975	607.101	610.587	426.758	98,73
11.	Impozit pe profit	125.305	125.079	120.722	115.377	99.954	100,18
12.	Venituri din impozitul pe profit amânat	2.321	5.669	2.350	7.306	4.604	40,94
13.	Profit net	581.958	594.565	488.729	502.516	331.408	97,88
14.	Rezultatul global total aferent perioadei	599.785	593.539	498.940	486.385	335.240	101,05
15.	Gaze transportate	12.869.908	12.074.677	12.294.693	11.883.713	11.258.941	106,59
16.	Cheltuieli de investiţii	95.599	140.179	239.554	151.776	203.763	68,20
17.	Cheltuieli de reabilitare	13.954	16.546	20.020	51.752	61.176	84,33
18.	Consum tehnologic	73.831	84.406	83.146	92.124	95.500	87,47
19.	Consum tehnologic mii mc	95.243	108.874	88.103	96.940	160.140	87,48

Principalii indicatori economico-financiari realizaţi în anul 2017 comparativ cu anul 2016 se prezintă astfel:

* cantitatea transportată pentru care se facturează servicii de transport

Grafic 6-Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2013–2017

Transgaz deţine statutul de monopol în transportul gazelor naturale din România şi vehiculează circa 90% din totalul gazelor naturale consumate. Din totalul veniturilor realizate în anul 2017, circa 18,10% sunt în valută, fiind realizate din activitatea de transport internaţional al gazelor naturale.

La data de 31 decembrie 2017, soldul disponibilităţilor în conturi bancare ale societăţii era de 1.058.930.848 lei, din care 66,20% reprezentau disponibilităţi denominate în valută, majoritate în EURO.

Grafic 7-Evoluţia cheltuielilor de investiţii şi reabilitare în perioada 2013–2017 (mii lei)

Nr. crt. Indicatori Formula de calcul 2013 2014 2015 2016	2017
1. Indicatori de profitabilitate consolidați
EBITDA 1. EBITDA în total vânzări 48,22% 48,01% 49,29% 51,35%	48,83%
Cifra de afaceri
EBITDA EBITDA în capitaluri 23,49% 23,35% 21,84%	23,42%
proprii Capitaluri proprii	23,62%
Profitul brut
Rata profitului brut 28,74% 37,74% 38,39% 40,79% Cifra de afaceri	39,16%
Profit net Rata rentabilităţii
10,87% 15,10% 13,69% 15,49% capitalului Capitaluri proprii	15,64%
2. Indicatori de lichiditate consolidați
Active circulante Indicatorul lichidităţii 2,17 3,09 4,10	5,10 5,57
curente Datorii pe termen scurt
Active circulante - Stocuri Indicatorul lichidităţii 2,06 2,98 3,83	4,82 5,27
imediate Datorii pe termen scurt
3. Indicatori de risc consolidați
Capital împrumutat Indicatorul gradului de 0,79% 0,00% 0,00%	0,00% 1,88%
îndatorare Capitaluri proprii
EBIT Rata de acoperire a 187,73 616,54 1.903,61	X X
dobânzii Cheltuieli cu dobândă
Indicatori de gestiune consolidați
Sold mediu clienti x 365 zile Viteza de rotaţie a 97,57 94,18 99,56 125,88	142,85
debitelor- clienţi Cifra de afaceri
Sold mediu furnizori x 365 Viteza de rotaţie a
zile 22,41 17,61 19,32 creditelor- furnizori Cifra de afaceri	17,64 19,44

Performanţele Transgaz în perioada 2013-2017 se reflectă şi în evoluţia următorilor indicatori:

Tabel 3- Evoluția indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în perioada 2013-2017

2013 2014 2015 2016 2017

Grafic 8-Evoluţia indicatorilor de profitabilitate consolidați în perioada 2013-2017

Grafic 9-Evoluţia indicatorilor de lichiditate în perioada 2013-2017

Grafic 10-Evoluţia indicatorilor de risc în perioada 2013–2017

3. PROIECTE DE DEZVOLTARE A SNT

3.1 Proiecte strategice

În considerarea respectării cerinţelor Directivei Europene CE/73/2009 art. 22, privind obligativitatea elaborării Planurilor de Dezvoltare pe 10 Ani pentru toţi operatorii sistemelor de transport gaze naturale din Uniunea Europeană, și a articolului 125 alin. (6) din Legea 123/2012, SNTGN Transgaz SA Mediaş, în calitate de operator tehnic al Sistemului Naţional de Transport gaze naturale din România a elaborat Planul de Dezvoltare al sistemului de transport gaze naturale în perioada 2017-2026, Plan aprobat de ANRE prin Decizia nr. 910 din 22.06.2017, prin actualizarea și completarea Planului de Dezvoltare al sistemului de transport gaze naturale în perioada 2014-2023.

Documentul prezintă direcțiile de dezvoltare ale rețelei românești de transport gaze naturale și proiectele majore pe care compania intenționează să le implementeze în următorii 10 ani, în scopul atingerii unui grad maxim de transparenţă în ceea ce priveşte dezvoltarea sistemului naţional de transport gaze naturale.

Planul de Dezvoltare al Sistemului Naţional de Transport (SNT) gaze naturale în perioada 2017– 2026 răspunde cerinţelor politicii energetice europene privind:

asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale;
creşterea gradului de interconectare a rețelei naționale de transport gaze naturale la reţeaua europeană;
creşterea flexibilităţii rețelei naționale de transport gaze naturale;
liberalizarea pieţei gazelor naturale;
integrarea pieţei de gaze naturale la nivelul Uniunii Europene.

Astfel proiectele propuse în Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale 2017 – 2026 sunt:

1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria;
1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre;
1. Interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1.
1. Dezvoltări ale SNT în zona de Nord Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităţilor de transport spre Republica Moldova;
1. Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria–Romania–Ungaria– Austria (BRUA faza 3);
1. Proiect pr ivind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor naturale din Marea Neagră;
1. Interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale din România cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia;
1. Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1;

Fig. 1-Harta Proiectelor majore din SNT

1. Dezvoltarea pe teritoriul României a sistemului național de transport pe coridorul Bulgaria– România–Ungaria–Austria

Proiectul vizează crearea unei capacități de transport gaze naturale între punctele de interconectare existente între sistemul românesc de transport gaze naturale și cel al Ungariei, respectiv al Bulgariei. În acest scop este necesară construcția unei conducte în lungime aproximativă de 529 km pe traseul Podișor–Corbu–Hațeg– Horia și a 3 stații noi de comprimare, la Jupa, Bibeşti şi Podişor.

Valoarea totală estimată a investiției este de 547,4 milioane Euro.

Fig. 2-Coridorul BRUA

Transgaz are în vedere dezvoltarea etapizată a Poiectului BRUA:

Faza I

conductă de transport gaze naturale Podişor-Recaș 32" x 63 bar în lungime de 479 km;
trei staţii de comprimare gaze naturale (SC Podișor, SC Bibești şi SC Jupa) fiecare stație fiind echipată cu două agregate de comprimare, cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecţional de gaze.

La finalizarea Fazei I se vor asigura următoarele capacităţi de transport:

pe direcția Ungaria: 1,75 miliarde m³ /an;
pe direcţia Bulgaria: 1,5 miliarde m³ /an.

Faza II

conductă de transport gaze naturale Recaş–Horia 32" x 63 bar în lungime de aprox. 50 km;
amplificarea celor trei staţii de comprimare gaze naturale (SC Podișor, SC Bibești şi SC Jupa) prin montarea unui agregat de comprimare suplimentar în fiecare stație;
amplificarea stației de măsurare gaze naturale SMG Horia.

La finalizarea Fazei II se vor asigura următoarele capacităţi de transport:

pe direcția Ungaria: 4,4 miliarde m³ /an;
pe direcţia Bulgaria:1,5 miliarde m³ /an.

Calendarul estimativ de dezvoltare al proiectului

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare
Studiu de prefezabilitate	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat
Obținere Acord de mediu	Finalizat
Documentaţii tehnice pentru obţinere autorizaţii de construire	Finalizate atât pentru conductă cât și pentru staţii de comprimare
Obținerea autorizațiilor de construire	Februarie 2017 pentru conductă Februarie 2017 pentru staţiile de comprimare
Luarea deciziei finale de investiţie Faza I	Anul 2016
Construcție Faza I	Noiembrie 2019
Punere în funcţiune Faza I	Decembrie 2019
Începere operare Faza I	Decembrie 2019
Luarea deciziei finale de investiţie Faza II	Decembrie 2018/februarie 2019*
Construcție Faza II	Anul 2022*
Punere în funcţiune Faza II	Anul 2022*
Începere operare Faza II	Anul 2022*

* Finalizarea Fazei II va depinde de finalizarea cu succes a procedurii de Sezon deschis pentru rezervarea de capacitate incrementală RO-HU.

Data preconizată de finalizare: anul 2019 pentru Faza I, respectiv anul 2022* pentru Faza II

Valoarea estimată: 547,4 milioane Euro, defalcată astfel:

Faza I: 478,6 mil Euro;
Faza II: 68,8 mil Euro.

Încadrare proiect în planuri internaţionale

Proiect PCI (prima listă): 7.1.5.
Proiect PCI (a doua listă): Faza I: 6.24.2., Faza II: 6.24.7.
Proiect PCI (a treia listă): Faza I: 6.24.1 poziția 2., Faza II: 6.24.4 poziția 4.

Coridor prioritar: Interconexiunile de gaz pe coridorul nord-sud din Europa Centrală și din Europa de Sud-Est («NSI EastGas»)

Stadiul actual

Având în vedere statutul de proiect de interes comun, încă din prima listă PCI, Transgaz a obţinut o finanțare nerambursabilă prin programul Connecting Europe Facility pentru proiectarea celor trei staţii de comprimare. Pentru proiectarea celor trei stații de comprimare s-a semnat cu Innovation and Networks Executive Agency (INEA), un Contract de finanţare, pentru un grant în valoare de 1.519.342 EUR, reprezentând 50 % din valoarea totală estimată a costurilor de proiectare a stațiilor de comprimare.

În luna mai 2016 a fost semnat contractul aferent serviciilor de proiectare pentru cele 3 stații de comprimare (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa) cu firma poloneză Gornicze Biuro Projectow PANGAZ sp. z o.o.

În luna octombrie 2015, Transgaz a depus o aplicaţie în cadrul sesiunii de depunere a cererilor de finanţare în vederea obţinerii unui grant pentru lucrările de execuţie aferente etapei I a Proiectului BRUA. Cererea de finanţare a fost depusă pe portalul Innovation and Networks Executive Agency (INEA) în data de 12.10.2015. În data de 19.01.2016 Comitetul CEF a validat lista proiectelor propuse a primi asistență financiară (grant) prin mecanismul CEF. Proiectul BRUA - faza 1, a fost propus să primească un grant în valoare de 179,3 milioane EUR. În 9 septembrie 2016 s-a semnat contractul de finanțare.

A fost finalizată Procedura de evaluare a impactului de mediu pentru proiectul BRUA și în luna decembrie 2016 Agenţia Naţională de Protecţia Mediului a emis Acordul de Mediu.

În luna decembrie 2016, Transgaz a lansat pe SEAP licitațiile publice pentru achiziționarea următoarelor materiale și echipamente aferente fazei I a Proiectului BRUA:

material tubular și curbe;
grupuri de comprimare;
robinete;
îmbinări electoizolante;

În cursul anului 2017 au continuat activitățile în vederea pregătirii pentru începerea lucrărilor de execuție aferente implementării Proiectului BRUA – faza I. La finele anului 2017, stadiul achiziţiilor publice era după cum urmează:

contractul pentru achiziţia grupurilor de comprimare și contractul pentru achiziţia îmbinărilor electroizolante - au fost semnate în cursul lunii august 2017.
contractele pentru achiziţia lucrărilor de execuţie fir linear, aferente loturilor 1, 2 și 3 au fost semnate în cursul lunii noiembrie 2017.
contractul pentru achiziţia robinetelor în curs de semnare.
contractul pentru achiziţia materialului tubular, contractul pentru achiziţia lucrărilor de automatizare și contractul pentru achiziţia execuției staţiilor de comprimare – procedura de achiziţie în curs de derulare.

AUTORIZAŢIA DE CONSTRUIRE ŞI DECIZIA EXHAUSTIVÃ

În luna februarie 2017 Ministerul Energiei a emis Autorizația de Construire Nr. 1/24.02.2017 prin care se autorizează executarea lucrărilor de construire pentru " Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului National de Transport gaze naturale pe coridorul Bulgaria - România – Ungaria – Austria (inclusiv alimentarea cu energie electrică, protecție catodică și fibră optică) Faza I: Conducta de transport gaze naturale Podișor –Recaș în lungime de 479 km, Stații de comprimare gaze Podișor, Bibești, Jupa, Organizări de șantier și depozite de material tubular.

Având în vedere statutul de proiect de interes comun și aplicabilitatea prevederilor Regulamentului UE Nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului privind infrastructurile energetice transeuropene (Regulamentul UE Nr. 347/2013), implementarea proiectului BRUA presupune și obținerea deciziei exhaustive.

În conformitate cu prevederile Regulamentului UE Nr.347/2013 - decizia exhaustivă reprezintă decizia sau ansamblul deciziilor luate de o autoritate sau de autorități ale statelor membre, cu excepția instanțelor judecătorești, care stabilește dacă unui inițiator de proiect i se acordă sau nu autorizarea pentru realizarea proiectului.

România a optat pentru "sistemul colaborativ" de emitere a deciziei exhaustive. În baza acestui sistem, Ministerul Energiei care îndeplinește funcția de Autoritate națională competentă responsabilă cu facilitarea și coordonarea procedurii de autorizare a proiectelor de interes comun (A.C.P.I.C), pentru aplicarea Regulamentului (UE) Nr.347/2013, coordonează emiterea deciziei exhaustive și procesul de emitere a deciziilor individuale.

Prin emiterea Deciziei exhaustive, se constată îndeplinirea întregului proces de autorizare necesar realizării unui proiect de interes comun, în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 347/2013 și a legislației naționale în vigoare.

În vederea obținerii Decizii exhaustive SNTGN Transgaz S.A. a parcurs următoarele etape:

În data de 19 Decembrie 2016 SNTGN Transgaz S.A. a depus dosarul de candidatură pentru proiectul BRUA Faza I la A.C.P.I.C în vederea emiterii deciziei exhaustive (conform Regulamentului UE nr. 347/2013).
În data de 18 Octombrie 2017 SNTGN Transgaz S.A. a depus la ACPIC Raportul final al proiectului referitor la procesul de autorizare și la conceptul privind participarea publicului pentru proiectul BRUA Faza I.

La sfârșitul anului 2017 procedurile aferente emiterii deciziei exhaustive erau în curs de desfășurare.

ASPECTE PRIVIND ARHEOLOGIA

În luna august 2017, în urma procedurii de licitație, au fost încheiate 4 Contracte cadru pentru servicii specifice de arheologie necesare implementării proiectului BRUA Faza 1.

La finele anului 2017 erau în desfășurare activități pentru încheierea următoarelor Contracte subsecvente:

Supraveghere arheologică instalații supraterane;
Diagnostic arheologic intruziv;
Cercetare arheologică preventivă a siturilor identificate în cadrul etapei de elaborare a proiectului tehnic;

ASPECTE PRIVIND BIODIVERSITATEA

Licitația privind achiziţia de servicii de monitorizare a biodiversității pentru proiecte de construcție conducte de transport gaze naturale și instalații tehnice aferente fost lansată în SEAP în data de 03.10.2017. Scopul acestui demers este încheierea unui contract cadru pentru monitorizarea biodiversității și ulterior încheierea unor contracte subsecvente, inclusiv pentru proiectul BRUA. Se estimează că finalizarea licitației pentru contractul cadru va avea loc în cursul lunii mai 2018 și încheierea contractelor subsecvente pentru proiectul BRUA în cursul lunii iunie 2018.

DEMERSURI AFERENTE OBȚINERII FONDURILOR NECESARE PENTRU IMPLEMENTAREA PROIECTULUI BRUA FAZA I DE LA BANCA EUROPEANĂ DE RECONSTRUCȚIE ȘI DEZVOLTARE (BERD) ȘI BANCA EUROPEANĂ DE INVESTIŢII (BEI)

Începând cu anul 2016, SNTGN Transgaz S.A. a colaborat îndeaproape cu specialiștii BERD în scopul desfășurării procesului de due diligence tehnic, economic și de mediu asupra SNTGN Transgaz S.A. și asupra proiectului. Documentația de mediu și socială întocmită conform standardelor de performanță ale

BERD a fost publicată în data de 12.07.2017 în dezbatere publică pentru o perioadă de 120 de zile conform politicii BERD pe paginile web ale BERD și SNTGN Transgaz S.A. În data de 13 decembrie 2017 consiliul BERD a aprobat proiectul BRUA pentru finanțare. În data de 23 februarie 2018, SNTGN Transgaz S.A. și BERD au semnat un contract de împrumut în baza căruia BERD va pune la dispoziția societății un împrumut în valoare de până la 278 milioane lei, echivalentul sumei de 60 milioane euro, având următoarele caracteristici esențiale: durata – 15 ani, termen de grație 3 ani, dobândă fixă.

În data de 27 octombrie 2017 s-a încheiat contractul de împrumut pentru suma de 50 milioane euro cu dobânda fixă în EUR pentru o perioadă de 15 ani și termen de grație de 3 ani la rambursare principal cu Banca Europeană de Investiții, a cărei ofertă a fost desemnată câștigătoare în urma derulării unei proceduri de negociere competitivă la care BEI a participat alături de alte 3 bănci ofertante.

STADIUL ACTUAL AL PROIECTULUI BRUA – FAZA II ȘI PRINCIPALELE ETAPE DE IMPLEMENTARE

Principalele etape de dezvoltare și implementare ale Proiectului BRUA Faza II sunt prezentate în tabelul de mai jos:

Etape de dezvoltare şi implementare	Perioada de realizare
Studiu de prefezabilitate	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat
Obținere Acord de mediu	Obținut decembrie 2016
Proiect Tehnic şi Documentaţie tehnică pentru obţinere autorizaţii de construire	Anul 2015 – Anul 2017
Construcţie conductă Recaș - Horia	Anul 2021 – Anul 2022*
Amplificare stații de comprimare (SCG Podișor, SCG Bibești, SCG Jupa)	Anul 2021 – Anul 2022*
Începere operare Faza II	Anul 2022*

* Data de începere a perioadei de operare depinde de realizarea cu succes a procedurii de Sezon Deschis pentru rezervarea de capacitate și de calendarul de derulare al acestei proceduri.

Începând cu anul 2016 SNTGN Transgaz S.A., FGSZ – Ungaria și Gas Connect – Austria împreuna cu autoritățile de reglementare din Romania, Ungaria și Austria au elaborat documentația necesară derulării unei proceduri de Sezon Deschis Angajant pentru rezervarea de capacitate pentru Punctele de Interconectare Romania-Ungaria și respectiv Ungaria – Austria. Acest demers a fost încurajat și sprijinit și de reprezentanți ai Comisiei Europene prin participare activă.

În toamna anului 2017 FGSZ Ungaria a anunțat că va limita procedura de Sezon Deschis Angajant doar la Punctul de Interconectare Romania – Ungaria invocând existenta unor capacități disponibile în conductele de interconectare ale Ungariei cu țările vecine, nemaifiind astfel nevoie de investiții suplimentare pentru realizarea interconectării Ungaria – Austria.

Ca urmare, SNTGN Transgaz S.A. împreună cu FGSZ au derulat la finalul anului 2017 procedura de Sezon Deschis Angajant pentru Punctul de Interconectare Romania – Ungaria. Capacitatea oferită a fost supra-subscrisă demonstrând astfel interesul pieței și asigurând viabilitatea comercială a proiectului BRUA Faza II, testele economice fiind trecute cu succes.

Utilizatorii de rețea care au rezervat capacitate în cadrul procedurii de Sezon Deschis își pot exercita dreptul de a renunța la capacitatea rezervată până la data de 14 decembrie 2018, dată la care vor fi validate rezultatele angajante ale procedurii de Sezon Deschis și se va lua Decizia Finală de investiție pentru FAZA II.

Deși SNTGN Transgaz S.A. a dorit finalizarea Fazei II la finalul anului 2020 (cum este aprobat în Planul de Dezvoltare pe 10 ani al companiei), FGSZ poate finaliza proiectul aferent pe teritoriul maghiar doar în cursul anului 2022, motiv pentru care se estimează punerea în funcțiune în luna octombrie 2022.

În luna septembrie a anului 2017, a fost organizată consultarea publicului. Consultarea publicului s-a organizat și desfășurat în conformitate cu prevederile Regulamentului UE Nr. 347/2013 și ale Conceptului privind participarea publicului aprobat în data de 07.08.2017 de către Autoritatea Competentă pentru proiecte de interes comun. Raportul sintetic final privind rezultatele activităților de participare a publicului a fost publicat pe pagina web a proiectului. Raportul sintetic final privind rezultatele activităților de participare a publicului va face parte din cadrul Dosarului de candidatură aferent proiectului – în cadrul procedurii specifice de autorizare, conform Regulamentului UE Nr. 347/2013.

2. Dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului sudic de transport pentru preluarea gazelor din Marea Neagră (conducta Tuzla–Podișor)

Obiectivul major al acestei investiţii constă în construirea unei conducte telescopice de transport gaze naturale Tuzla – Podișor, în lungime de 308,2 km și Dn 1200 și Dn 1000, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul BULGARIA – ROMÂNIA – UNGARIA – AUSTRIA, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria și Ungaria prin interconectările existente Giurgiu – Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac – Szeged (cu Ungaria). De asemenea, această conductă se va interconecta cu actuala conductă internațională de transport gaze naturale T1.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare
Studiu de prefezabilitate	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat
Studiu de impact asupra mediului	Martie 2018
Documentaţie tehnică pentru obţinere autorizaţii de construire	Martie 2018
Obținerea autorizațiilor de construire	Martie 2018
Luarea deciziei finale de investiţie Etapa 1	Anul 2018
Construcție	2019-2020
Punere în funcţiune/începere operare	Anul 2020

Data preconizată de finalizare: anul 2020

Termenele de finalizare depind de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte. Transgaz nu a luat încă o Decizie Finală de Investiție (FID) pentru acest proiect.

Valoarea estimată: 298,4 milioane Euro.

Încadrare proiect în planuri internaţionale

Proiect PCI (a doua lista): 6.24.8
Proiect PCI (a treia lista): 6.24.4 poziția 5

Coridor prioritar: Interconexiunile de gaz pe coridorul nord-sud din Europa Centrală și din Europa de Sud-Est («NSI East Gas»)

Stadiul actual:

Studiul de fezabilitate a fost finalizat în luna ianuarie 2016. În cadrul studiului de fezabilitate a fost selectat traseul conductei şi au fost realizate studiile topografice, geotehnice şi hidrologice.

Procedura de evaluare a impactului de mediu a fost demarată conform Ordinului nr. 135/76/84/1284 din 10 februarie 2010 privind aprobarea Metodologiei de aplicare a evaluării impactului asupra mediului pentru proiecte publice şi private. În acest sens au fost depuse notificări privind intenţia de realizare a Proiectului la cele trei Agenţii Judeţene de Protecţia Mediului (Constanţa, Călăraşi şi Giurgiu), a fost elaborat memoriul de prezentare şi s-a emis decizia de încadrare.

S-a finalizat procedura de achiziţie a serviciilor pentru evaluarea impactului asupra mediului şi obţinerea Acordului de Mediu şi s-a semnat contractul de servicii cu consultantul selectat.

Consultantul a finalizat și depus la Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului Studiul de Evaluare Adecvată și Raportul de Impact Asupra Mediului.

În vederea analizării calității raportului privind impactul asupra mediu, au fost desfășurate dezbateri publice pe mediu în perioada 27.12.2017 - 28.12.2017.

În conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 347/2013 s-a depus la Autoritatea Competentă pentru Proiecte de Interes Comun (ACPIC) Notificarea în vederea inițierii procedurii anterioare depunerii candidaturii şi s-a primit aprobarea acesteia în data de 23.03.2017.

S-a elaborat Conceptul privind participarea publicului pentru proiectul de interes comun "Conductă Țărmul Mării Negre - Podișor (RO) pentru preluarea gazului din Marea Neagră", care a fost depus la ACPIC în data de 24.05.2017 şi a fost aprobat de Ministerul Energiei în data de 27.06.2017. În perioada 17-27.07.2017 s-au desfășurat consultările publice în următoarele locații: Tuzla, Amzacea, Cobadin, Alexandru Odobescu, Borcea, Frăsinet, Isvoarele, Băneasa si Stoenești.

În urma consultărilor publice s-a întocmit Raportul sintetic final privind rezultatele activităților legate de participare publicului, care s-a publicat pe site-ul companiei.

Au fost obținute Certificatele de Urbanism aferente județelor Constanța, Giurgiu și Călărași. Se află în curs de finalizare identificarea proprietarilor afectați de implementarea proiectului. S-a demarat procedura de rezervare de capacitate în punctul PM Tuzla, conform Procedurii avizate de ANRE prin avizul nr.13/22.06.2017, în urma primirii unei cereri de capacitate incrementală în data 19.10.2017.

La data raportului se desfășura analiza cererii aferente etapei neangajante a procesului. Perioada de analiza a cererii a fost 20.10.2017-18.01.2018.

Proiectul tehnic este în curs de elaborare de către Departamentul Proiectare Cercetare. Calendarul estimativ de dezvoltare al proiectului poate suferi modificări în functie de evoluţia proiectelor offshore din amonte.

3. Interconectarea Sistemului Național de Transport cu conducta de transport internațional a gazelor naturale T1 și reverse flow Isaccea

Acest proiect este deosebit de important deoarece:

prin implementarea sa se creează un culoar de transport între piețele din Grecia, Bulgaria, România și Ucraina, în condițiile în care se realizează și noua interconectare între Grecia și Bulgaria;
contractul de transport aferent capacității conductei Tranzit 1 a expirat la 1 octombrie 2016; începând cu anul gazier 2016–2017 capacitatea de transport a conductei Tranzit 1 se comercializează pe bază de licitații, conform codului european privind mecanisme de alocare a capacităților în punctele de interconectare trasnfrontalieră și a Ordinului ANRE nr. 34/2016;
se vor putea asigura fluxuri fizice reversibile în punctul Negru Vodă 1, conform cerințelor regulamentului (UE) nr. 994/2010;
proiectul devine necesar și în contextul preluării în sistemul românesc de transport a gazelor naturale recent descoperite în Marea Neagră, pentru valorificarea acestora pe piața românească și pe piețele regionale.

Fig. 4-Interconectare SNT cu Tranzit I la Isaccea

Descrierea proiectului:

Proiectul va consta în următoarele:

Faza I:
Lucrări de interconectare între SNT și conducta de transport internațional T1, în zona stației de măsurare Isaccea;
Reparația conductei Dn 800 mm Cosmești Onești (66,0 km).
Faza II:
Modernizarea și amplificarea Stației de comprimare Siliștea;
Modernizarea și amplificarea Stației de comprimare Onești;
Modificări în interiorul NT Siliștea, NT Șendreni și NT Onești.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Stadiu/ Data estimată de finalizare
Faza I	2018
Studiu de prefezabilitate	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat
Studiu de impact asupra mediului	Martie 2018
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire	Aprilie 2018
Obținerea autorizațiilor de construire	Aprilie 2018
Construcție	Anul 2018
Punere în funcţiune/începere operare	Anul 2018
Faza II	2019
Studiu de prefezabilitate	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat

Etape de dezvoltare	Stadiu/ Data estimată de finalizare
Studiu de impact asupra mediului	Decembrie 2018
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire	Ianuarie 2019
Obținerea autorizațiilor de construire	Ianuarie 2019
Construcție	Anul 2019
Punere în funcţiune/începere operare	Anul 2019

Termen de finalizare: anul 2018 faza I, respectiv anul 2019 faza II

Valoarea estimată a investiţiei: 100,55 milioane EURO.

Defalcarea costurilor:

Faza I	8,36 mil. Euro
Faza II	92,19 mil. Euro
TOTAL	100,55 mil Euro

Menţionăm faptul că acest proiect a fost inclus în ediția 2017 a TYNDP şi face parte şi din cea de a treia listă a proiectelor de interes comun la nivelul Uniunii Europene la secțiunea 6.24.10, parte a Coridorului prioritar NSI EAST.

Stadiul actual

S-a avizat Proiectul Tehnic pentru Interconectarea SNT cu T1 la Isaccea şi Documentația de Avizare a Lucrărilor de Intervenție pentru reparația conductei Cosmești – Onești.
Se elaborează Proiectul Tehnic pentru reparația conductei Onești- Cosmești.
S-au obținut toate certificatele de urbanism aferente fiecărei faze.
Se află în curs de finalizare identificarea proprietarilor afectați de implementarea proiectului.
S-au elaborat și depus Notificările de mediu la Agenţia pentru Protecţia Mediului (APM) Bacău, APM Tulcea, APM Galați, APM Vrancea și APM Brăila.
Au fost obținute toate deciziile pentru etapa de evaluare inițială de la toate APM-urile mai sus menționate.
Sunt în derulare procedurile de mediu: elaborarea memoriilor de prezentare și depunerea lor la APM, participarea la ședințele CAT, mediatizare, etc.
Totodată, se desfăşoară activitatea de elaborare și depunere la avizatori a documentațiilor pentru obţinerea avizelor solicitate prin certificatele de urbanism.

În conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 347/2013 s-a depus la ACPIC Notificarea în vederea inițierii procedurii anterioare depunerii candidaturii şi s-a primit aprobarea acesteia în data de 17.01.2018.

În prezent se elaborează Conceptul privind participarea publicului și se determină locațiile în care urmează să se desfăşoare consultările publice.

4. Dezvoltări ale SNT în zona de Nord–Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacității de transport spre Republica Moldova

Având în vedere necesitatea îmbunătăţirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a României şi ţinând seama de perspectiva oferită de noua conductă de interconectare dintre România şi Republica Moldova (Iaşi–Ungheni), de a oferi capacităţi de transport spre/dinspre Republica Moldova, sunt necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale astfel încât să poată fi asiguraţi parametrii tehnici adecvaţi cerinţelor de consum din regiunile vizate.

Fig. 5-Dezvoltări ale SNT în zona de Nord–Est a României

Descrierea proiectului:

În scopul eficientizării atât a procesului de implementare cât și al obținerii de finanțări în cadrul programelor puse la dispoziție din fonduri europene de dezvoltare regională, proiectul constă în realizarea următoarelor obiective:

construirea unei conducte noi de transport gaze naturale DN 700, Pn 55 bar, pe direcția Oneşti– Gherăeşti în lungime de 104 km. Traseul acestei conducte va fi paralel în mare parte cu conductele existente DN 500 Oneşti–Gherăeşti;
construirea unei conducte noi de transport gaze naturale DN 700, Pn 55 bar, pe direcția Gherăești –Lețcani în lungime de 61 km; această conductă va înlocui conducta existentă DN 400 Gherăești– Iaşi pe tronsonul Gherăești–Lețcani;
construirea unei noi Staţii de comprimare gaze la Oneşti, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ si unul de rezervă;
construirea unei noi Staţii de comprimare gaze la Gherăeşti, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ și unul de rezervă.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare
Studiu de soluție	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat
Finalizarea Proiectului tehnic pentru conducte	Finalizat
Finalizarea Proiectului tehnic pentru Stațiile de Comprimare	Finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire conducte	Finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire stații de comprimare	Finalizat
Construcție	2018-2019
Punere în funcţiune/începere operare	2019

Data preconizată de finalizare: anul 2019 Valoarea estimată: 152,7 milioane EURO, defalcată astfel:

Conducta de transport gaze naturale Onești-Gherăiești	51,79 mil.Euro
Conducta de transport gaze natural Gherăiești-Lețcani	30,38 mil.Euro
Stație de comprimare Onești	35,29 mil.Euro
Stație de comprimare Gherăiești	35,26 mil.Euro
TOTAL	152,7 mil Euro

Încadrare proiect în planuri internaţionale

Proiectul "Dezvoltarea capacităţii de transport a SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcţia România – Republica Moldova" a fost acceptat ca eligibil conform condițiilor stabilite de Programul Operaţional Infrastructura Mare (POIM). In cadrul acestui program, Axa Prioritară (AP) 8. – Obiectivul Strategic (OS) 8.2 – "Creşterea gradului de interconectare a Sistemului Naţional de Transport a gazelor naturale cu alte state vecine", are o alocare financiară de circa 55 milioane euro.

Stadiul actual

Revizia 0 a Studiului de Fezabilitate a fost finalizată în luna ianuarie 2016, iar Rev. 2 a Studiului de Fezabilitate, finalizată în cursul lunii Ianuarie 2018, conține toate actualizările, ca urmare a clarificărilor privind detaliile aferente eligibilităţii costurilor precizate în Ghidul Solicitantului și a recomandărilor consultantului JASPERS.

În cadrul studiului de fezabilitate au fost realizate următoarele lucrări:

studiile topografice, geotehnice şi hidrologice;
identificarea proprietarilor de-a lungul traseului conductei
procedura privind autorizarea executării lucrărilor de construcţii, prin obţinerea Certificatelor de Urbanism și majoritatea avizelor.

Procedura de evaluare a impactului de mediu.

Pentru acest proiect au fost emise de către Agenția Națională pentru Protecția Mediului următoarele reglementări:

Acordul de Mediu nr. SB 3/06.07.2017;
Decizia de Încadrare nr. 2/09.01.2018 (revizuirea acordului de mediu);

Departamentul de Proiectare şi Cercetare din cadrul TRANSGAZ, a finalizat, în cursul lunii ianuarie 2018, Proiectul Tehnic pentru conducta de transport gaze naturale, Proiectele Tehnice pentru cele

două staţii de comprimare cât și Proiectul Tehnic pentru Instalații electrice, protecție catodică, automatizări și securizare conductă.

Caietele de sarcini pentru achiziția de materiale (material tubular, curbe, robinete și îmbinări electroizolante monobloc) sunt finalizate și validate de către ANAP.

S-a obținut Autorizația de construire nr. 2/15.09.2017, conform prevederilor Legii 185/2016 privind unele măsuri necesare pentru implementarea proiectelor de importanță națională în domeniul gazelor naturale. Prin HG nr. 562/2017 cu denumirea "Dezvoltarea capacității sistemului național de transport în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcția România – R. Moldova", obiectivul a fost declarat ca proiect de importanță națională, beneficiind astfel de prevederile Legii 185/2016 privind unele măsuri necesare pentru implementarea proiectelor de importanță națională în domeniul gazelor naturale.

5.Amplificarea coridorului bidirecțional de transport gaze naturale Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA faza 3)

În ipoteza în care capacitățile de transport necesare valorificării gazelor naturale din Marea Neagră pe piețele central-vest europene depășesc potențialul de transport al coridorului BRUA faza 2, TRANSGAZ a planificat dezvoltarea coridorului central care urmărește practic traseul unor conducte din sistemul actual dar care actualmente funționează la parametrii tehnici neadecvați pentru o arteră magistrală.

Descrierea proiectului:

Dezvoltarea capacităţii de transport gaze naturale pe culoarul Oneşti–Coroi–Haţeg–Nădlac în funcţie de volumele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre sau din alte perimetre on-shore.

Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele:

reabilitarea unor conducte existente ce aparţin SNT;
înlocuirea unor conducte existente ce aparţin SNT cu conducte noi sau construirea unor conducte noi instalate în paralel cu conductele existente;
dezvoltarea a 4 sau 5 staţii noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 66- 82,5MW.

Fig. 6-Dezvoltare BRUA faza 3

În prezent Transgaz a elaborat studiul de prefezabilitate privind dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale, iar în vederea optimizării și eficientizării atât a procesului de implementare, cât și a posibilităților de atragere a unor finanțări nerambursabile, culoarul a fost împărțit în două proiecte prin a căror implementare urmând a se atinge obiectivele stabilite pentru realizarea acestui culoar de transport gaze naturale.

Cele două proiecte sunt:

1. Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România–Ungaria:
Proiect PCI: 6.24.10 poziția 2
Coridor prioritar: NSI EAST

Proiectul va consta în următoarele:

conductă nouă de transport gaze naturale Băcia–Haţeg–Horia–Nădlac în lungime de aproximativ 280 km;
doua staţii noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului.
2. Dezvoltarea SNT între Onești și Băcia:
Proiect PCI: 6.24.10 poziția 2
Coridor prioritar: NSI EAST

Proiectul va consta în următoarele:

reabilitarea unor tronsoane de conductă;
înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru și presiune de operare mai mare;
două sau trei staţii noi de comprimare gaze naturale.

Proiectele de mai sus au fost comasate pe lista actualizată (Lista 3/2017) a proiectelor de interes comun publicată și ca şi anexă la Regulamentul 347/2013 fiind incluse la poziția 6.24 sub denumirea ″Amplificarea coridorului de transport bidirecțional Bulgaria–Romania–Ungaria–Austria (BRUA faza 1, 2 și 3)″.

Data preconizată de finalizare: anul 2023

Valoarea estimată: 530 milioane Euro.

Stadiul proiectului

Până în prezent a fost finalizat studiul de prefezabilitate.

SNTGN Transgaz SA va demara studiul de fezabilitate în momentul în care vor exista date şi informaţii suplimentare din partea concesionarilor de perimetre din Marea Neagră (confirmări privind cererile de capacitate, perioadă aproximativă privind disponibilitatea gazelor la ţărmul Mării Negre, etc.).

Subliniem faptul că, realizarea acestui coridor depinde în continuare de evoluția cererii de capacitate, respectiv de rezultatele proceselor de explorare a zăcămintelor de gaze naturale din Marea Neagră sau din alte perimetre on-shore, o decizie finală de investiție putând fi luată doar în momentul în care cererea de capacități suplimentare este confirmată prin acorduri și contracte de rezervare.

Menţionăm că acest proiect promovat de Transgaz a fost inclus pe lista actualizată a Proiectelor de Interes Comun publicată pe site-ul Comisiei Lista 3/2017.

6. Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la ţărmul Mării Negre

Având în vedere zăcămintele de gaze naturale descoperite în Marea Neagră în ultima perioadă, Transgaz intenţionează extinderea SNT cu scopul creării unui punct suplimentar de preluare a gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine ale Mării Negre.

Acest proiect a devenit necesar ca urmare a discuţiilor avute/iniţiate de Transgaz pe parcursul anului 2015 cu titulari de licenţe de explorare şi exploatare a perimetrelor din Marea Neagră.

Descrierea proiectului

Transgaz a finalizat studiul de fezabilitate pentru o conductă de transport în lungime de aproximativ 25 km și diametru Dn 500, de la ţărmul Mării Negre până la conducta existentă de transport internaţional T1. În cadrul studiului au fost analizate două trasee ale conductei de transport gaze naturale, precum și diferite diametre ale acesteia în funcție de capacitatea de transport.

Fig. 7-Dezvoltări ale SNT la Marea Neagră

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare
Studiu de prefezabilitate	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire	Finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire	Finalizat
Luarea deciziei finale de investiţie	Anul 2018
Construcție	2018-2019
Punere în funcţiune/începere operare	2019

Termen estimat de finalizare: anul 2019, acesta depinzând de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte.

Valoarea estimată a investiţiei: 9,14 milioane Euro.

Stadiul proiectului:

Transgaz a finalizat studiul de fezabilitate și proiectul tehnic.

S-au obținut certificatele de urbanism aferente obiectivului de investiție.

S-a finalizat procedura de mediu și s-a obținut Acordul de Mediu în data de 21.11.2017.

S-a obținut Autorizația de Construire în data de 20.12.2017.

Proiectul a fost declarat Proiect de Importanţă Naţională prin Hotărârea Guvernului. nr. 563 din 4 august 2017.

Datorită importanţei sale, Proiectul a fost propus şi a îndeplinit condiţiile de eligibilitate pentru includerea pe Lista a treia a Proiectelor de Interes Comun a Uniunii emisă de Comisia Europeană în 23.11.2017. S-a demarat procedura de rezervare de capacitate în punctul PM Vadu, conform Procedurii avizate de ANRE prin avizul nr.13/22.06.2017, în urma primirii unei cereri de capacitate incrementală în data 21.07.2017. În prezent se află în desfășurare etapa angajantă a procesului.

7. Interconectarea România-Serbia-interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia

În contextul prevederilor Strategiei Europene privind Uniunea Energiei și a acțiunilor de implementare a obiectivelor acestei strategii (competitivitate, sustenabilitate și securitatea aprovizionării cu energie), România acordă interes deosebit asigurării dimensiunii securității energetice, dezvoltării infrastructurii energetice prin diversificarea surselor și rutelor de transport energetic, întăririi solidarității între statele membre și asigurării funcționării eficiente a pieței energiei.

În scopul întăririi gradului de interconectivitate între sistemele de transport gaze naturale din statele membre UE și al creșterii securității energetice în regiune, se înscrie și proiectul privind realizarea interconectării Sistemului Național de Transport gaze naturale din România cu cel din Serbia.

Varianta analizată de export gaze naturale spre Serbia este de preluare a gazelor naturale din viitoarea conductă BRUA (faza I).Cel mai apropiat punct al conductei BRUA de granița dintre România şi Serbia este localitatea Mokrin, zona Arad.

Proiectul "Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" constă în construirea unei conducte de interconectare a sistemului național de transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia pe direcția Arad – Mokrin în lungime de aproximativ 97 km.

Fig. 8-Interconectarea SNT cu Serbia pe direcția Arad–Mokrin

Descrierea proiectului:

Proiectul va consta în următoarele:

Construirea unei conducte noi de interconectare pe direcția Arad Mokrin în lungime de aprox. 97 km din care aprox. 85 km pe teritoriul României și 12 km pe teritoriul Serbiei cu următoarele caracteristici :
Presiunea în conducta BRUA zona Arad : 47 bar (PN BRUA 63 bar);
Diametrul Conductei de interconectare : 600 mm ;
Capacitate transport: max. 1 mld Smc/an (115 000 Smc/h), Presiune în Mokrin: 42 bar ;
Capacitate transport: max. 1,6 mld Smc/an (183 000 Smc/h), Presiune în Mokrin: 35 bar.
Construirea unei stații de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României).

Calendarul estimat de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Stadiu/ Data estimată de finalizare
Studiu de fezabilitate	februarie 2018
Proiectare	decembie 2018
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire și obținere Autorizație de Construire	decembrie 2018
Documentație de licitație și achiziție	2019
Construcție	2019 - 2020
Punere în funcţiune/începere operare	2020

Termen estimat de finalizare: anul 2020

Valoarea totală estimată a investiţiei: 50,7 milioane EURO din care :

40,9 mil EURO conductă pe teritoriul României (inclusiv gările de lansare primire PIG)
8,3 mil EURO conductă pe teritoriul Serbiei (inclusiv gară de lansare primire PIG și stație de reglare)
1,5 mil EURO stația de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României)

Menționăm că exportul de gaze naturale spre Serbia se va realiza după finalizarea proiectului BRUA (faza I).

În situația în care vor fi preluate gaze naturale din Serbia spre România, acestea pot fi direcționate la consum în zona Timișoara – Arad, prin conducta DN 600 Horia – Mașloc – Recaș (25 bar), la presiuni mai mici decât în conducta BRUA.

Stadiul proiectului

În luna februarie 2018 Departamentul de Proiectare și Cercetare a finalizat elaborarea Studiului de Prefazibilitate.

În prezent este în curs elaborarea Studiul de Fezabilitate.

8. Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1

În vederea creșterii gradului de asigurare a securității energetice în regiune au fost semnate următoarele Acorduri de Interconectare:

Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Isaccea 1, încheiat cu PJSC Ukrtransgaz, Ucraina, în data de 19.07.2016;
Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Negru Vodă 1, încheiat cu Bulgartransgaz, Bulgaria, în data de 19.05.2016.

Printre acțiunile prevăzute în aceste Acorduri se numără și modernizarea stațiilor de măsurare gaze naturale din cele două puncte de interconectare.

Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1" constă în construirea a două stații noi de măsurare gaze naturale în incintele existente ale Stațiilor de Măsurare.

Fig. 9-Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1

Descrierea proiectului:

1. Stație de măsurare SMG Isaccea 1

Stația de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalație de separare/filtrare și instalație de măsurare:

separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare;
instalația de măsurări va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare și în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităților de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu trei sisteme de măsurare independente (Pay, Check și Verificare); sistemele independente Pay și Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual, iar sistemele de Verificare vor utiliza un contor cu ultrasunete simplu.

Numărul liniilor de măsurare este suficient pentru a permite măsurarea cantităților de gaze naturale ce vor fi livrate prin SMG. Numărul de linii în operare va depinde de cantitățile de gaze naturale ce urmează a fi vehiculate prin SMG. Pentru verificarea menținerii trasabilității contoarelor cu ultrasunete de pe liniile de măsurare, se vor înseria periodic cu o linie de măsurare de referință echipată cu contor cu turbină.

În cazul în care unul dintre sisteme nu mai corespunde standardelor și/sau limitelor de eroare stabilite, linia de măsurare respectivă se va închide și se va retrage din operarea normală până la remedierea cauzelor care au produs aceste disfuncționalități.

Volumele rezultate din măsurarea independentă a sistemelor Pay, Check și Verificare vor fi monitorizate continuu.

2. Stația de măsurare SMG Negru Vodă 1

Stația de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalație de separare/filtrare și instalație de măsurare

separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare;

instalația de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare și în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităților de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay și Check); sistemele independente Pay și Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual.

Numărul liniilor de măsurare este suficient pentru a permite măsurarea cantităților de gaze naturale ce vor fi livrate prin SMG. Numărul de linii în operare, va depinde de cantitățile de gaze naturale ce urmează a fi vehiculate prin SMG. Pentru verificarea menținerii trasabilității contoarelor cu ultrasunete de pe liniile de măsurări, se vor înseria periodic cu o linie de măsurare de referință echipată cu contor cu turbină. În cazul în care unul dintre sisteme nu mai corespunde standardelor și/sau limitelor de eroare stabilite, linia de măsurare respectivă se va închide și se va retrage din operarea normală până la remedierea cauzelor care au produs aceste disfuncționalități.

Volumele rezultate din măsurarea independentă a sistemelor Pay și Check vor fi monitorizate continuu.

Calendarul estimat de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare
Studiu de fezabilitate	2018
Proiectare	2018
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire și obținere Autorizație de Construire	2018
Construcție	2018 - 2019
Punere în funcţiune/începere operare	2019

Termen estimat de finalizare: anul 2019

Valoarea totală estimată a investiţiei : 13,9 milioane EURO din care :

7,1 mil EURO modernizare SMG Isaccea 1;
6,8 mil EURO modernizare SMG Negru Vodă 1.

Stadiul proiectului

În cadrul Departamentului Proiectare Cercetare s-a demarat elaborarea studiilor de fezabilitate pentru cele două stații de măsurare.

Nr. crt	Denumire proiect	Valoare totală estimată mil. Euro	Programul	Realizări 2017 (lei)	TOTAL
					lei	mil.Euro
	Dezvoltarea pe teritoriul României a		Studii de fezabilitate	0	4.296.872	0,95
	Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria –		Proiectare	16.572.817	34.495.554	7,67
1	România – Ungaria - Austria BRUA		Dezvoltare	0	-
	TOTAL	547,4		16.572.817	38.792.426	8,62
	Dezvoltarea pe teritoriul României a		Studii de fezabilitate	26.155	935.391	0,21
	Coridorului Sudic de Transport		Proiectare	2.918.977	3.295.628	0,73
2	pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre		Dezvoltare		-	0
	TOTAL	298,4		2.945.132	4.231.019	0,94
	Interconectarea sistemului naţional de		Studii de fezabilitate	765.438	765.438	0,17
	transport cu conductele de transport		Proiectare	383.151	383.151	0,09
3	internaţional al gazelor naturale		Dezvoltare	0	-	0
	TOTAL	100,55		1.148.589	1.148.589	0,26
	Dezvoltări ale SNT în zona de Nord –		Studii de fezabilitate	386.936	3.770.331	0,84
4	Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a		Proiectare	1.840.430	3.404.116	0,76
	zonei precum și a asigurării capacităţilor de transport spre Republica Moldova			0	-	0
	TOTAL MOLDOVA	152,7		2.227.366	7.174.447	1,59
			Studii de fezabilitate		-	0
	Amplificarea coridorului de transport bidirecţional Bulgaria – Romania –		Proiectare		-	0
5	Ungaria – Austria (BRUA faza 3)		Dezvoltare		-	0
	TOTAL	530			-	0
	Proiect privind noi dezvoltări ale SNT		Studii de fezabilitate	531.811	531.811	0,12
	în scopul preluării gazelor de la ţărmul		Proiectare	0	-	0,00
6	Mării Negre.		Dezvoltare	0	-	0,00
	TOTAL	9,14		531.811	531.811	0,12
			Studii de fezabilitate	46.365	46.365	0,01
7	Interconectarea România - Serbia		Proiectare		-	0
			Dezvoltare		-	0
	TOTAL	42,4		46.365	46.365	0,01
	Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru		Studii de fezabilitate	47.410	47.410	0,01
8	Vodă 1		Proiectare		-	0
			Dezvoltare		-	0
	TOTAL	13,9		47.410	47.410	0,01
	TOTAL	1.694,49		23.519.489	51.972.067	11,55

Grad de realizare a "Planului de dezvoltare pe 10 ani" – anul 2017

3.2 Sistemul de comandă și achiziție date SCADA

În vederea îmbunătăţirii calităţii execuţiei şi eficienţei activităţii operaţionale în cadrul SNTGN Transgaz SA a fost implementat Sistemului de comandă şi achiziţie date - SCADA.

Implementarea Proiectului SCADA a fost raportată ca finalizată la data de 30.11.2015. Detalierea implementării/gradului de realizare pe tipuri de obiective este redată în tabelul următor:

Tip indicator	În contract	Conectat
Dispeceratul Național Mediaș	1	1
Dispeceratul de gaze naturale București	1	1
Dispecerate Exploatări Teritoriale	9	9
SRM-uri	948	948
Robinete de linie	106	106
Noduri tehnologice	33	33
Stații de comprimare	5	5
Stații de tranzit internațional de gaze	6	6
Stații de import gaze	2	2
Depozite Subterane	7	7
Producatori interni	4	4
TOTAL	1.122	1.122

Sistemul Informatic SCADA permite:

asigurarea transmiterii, în timp real, a datelor tehnologice (presiune, debit, temperatură, calitate gaze, putere calorifică) la dispeceratul național;
îmbunătățirea capacităţii TRANSGAZ de a controla şi reacţiona rapid şi eficient la orice risc potenţial de întrerupere a activităţii contribuind la creşterea siguranţei operării sistemului național de transport gaze naturale;
asigurarea condițiilor necesare oferirii serviciilor de transport gaze naturale pe termen scurt în punctele de intrare/ieșire în/din sistemul național de transport şi derulării contractelor aferente acestui tip de servicii, conform cerințelor Regulamentului (CE) nr. 715/2009.

Având în vedere necesitatea extinderii sistemului SCADA și la alte obiective SNT, prin HCA nr. 29/2016 s-a dispus constituirea în cadrul Departamentului de Operare a Direcției Automatizări și SCADA.

În anul 2017 s-au desfășurat o serie de activități în vederea menținerii, dezvoltării și modernizării Sistemului Național de Transport Gaze Naturale conform conceptului de rețea inteligentă (SCADA), pentru asigurarea compatibilității operării acestuia cu sistemele de transport similare europene în vederea integrării în piața unică europeană:

Mentenanță sisteme industriale:
Integrări/execuție locații noi/relocări/recepții lucrări:
Participări în comisii tehnice/licitații:
Rapoarte de analiză tehnică (instrumentație SCADA–enumerare solicitări interne/externe și mod de rezolvare/soluționare).

Detaliat activitatea Direcției Automatizări și SCADA este prezentată în Anexa 1.

Realizarea Programelor de Modernizare Dezvoltare Investiții și Aprovizionare, la nivelul Direcției Automatizări și SCADA este:

Program Modernizare Dezvoltare Investiții:

în scopul menținerii funcționalității sistemului SCADA se află:
în fază de achiziție: piese de schimb sistem SCADA echipamente de telecomunicații;
în fază de analiză/elaborare documentație: suplimentare licențe SCADA.
în scopul identificării obiectivelor care necesită realizarea/retehnologizarea/modernizarea instalațiilor de alimentare electrică, distribuție, automatizare și monitorizare video au fost efectuate analize și acțiuni de documentare tehnică la obiective aparținând de Exploatarea Teritorială Craiova, Constanța, Arad și București;
s-au achizitionat şi montat instalaţii de climatizare la Nodurile Tehnologice Sâmbotin şi Ceanu Mare pentru asigurarea mediului ambiant recomandat pentru funcţionarea în parametrii optimi a tablourilor de automatizare şi alimentare cu energie electrică.

Program Aprovizionare:

în vederea susținerii programelor de mentenanță și garanție a sistemului SCADA au fost demarate/finalizate:
achiziția conform contractului 600/22.12.2016, "Accesorii electronice, electromecanice și electrotehnice"-piese de schimb, echipamente, SDV;
achiziția "Acumulatori electrici–Sistem SCADA Transgaz" se află în faza de semnare a contractului;
înaintarea în vederea publicării, a caietul de sarcini "Accesorii electronice, electromecanice si electrotehnice–Sistem SCADA Transgaz"–faza de publicare a documentației de achiziție;
întocmirea caietului de sarcini "Materiale, consumabile, echipamente, piese de schimb, scule, dispozitive și verificatoare necesare desfășurării activităților specifice de mentenanță, relocare, integrare de noi echipamente în scopul asigurării funcționării în parametrii proiectați a sistemului SCADA"–faza de elaborare a documentelor.
în vederea menținerii funcționalității sistemelor industriale de acționare/automatizare au fost demarate/finalizate:
întocmirea caietului de sarcini "Achiziție instrumente de măsurare a mărimilor electronice, trusă de electronist, scule de mână";
finalizarea "Achiziției instalațiilor de climatizare pentru controlul microclimatului din camerele de automatizare în Nod Tehnologic Ceanu Mare și Nod Tehnologic Sâmbotin".

În martie 2017, au fost inițiate discuții cu Autoritatea de Management din cadrul Programului Operațional Infrastructura Mare (AM POIM), în colaborare cu departamentele de specialitate ale SNTGN TRANSGAZ SA, referitor la posibilitatea finanțării din fonduri europene nerambursabile a unor proiecte Transgaz cu specific direct sau adiacent zonei de activitate a Direcției Automatizări și SCADA. Discuțiile tehnice și procedurale s-au purtat pe tematici privind posibilitatea realizării unor proiecte din fonduri POIM neutilizate în alte domenii de activitate în perioada 2014-2017.

Proiectele propuse de către TRANSGAZ care au fost analizate și au prezentat un potențial finanțabil din fonduri nerambursabile sunt:

realizarea unui Sistem Național de Protecție Catodică;
utilizarea microgeneratoarelor pentru transformarea energiei cinetice în energie electrică.

În colaborare cu Direcția Fonduri Europene, sunt monitorizate permanent oportunitățile atragerii de noi fonduri europene nerambursabile și pentru alte proiecte situate în zona de activitate și interes tehnic a Direcției Automatizări și SCADA:

realizarea politicilor/cerințelor privind elementele definitorii ale strategiei de securitate cibernetică pentru sistemele industriale la nivelul TRANSGAZ;
realizarea/extinderea procedurilor de intervenție tehnică prin aplicația software HelpDesk;
inițierea elementelor de strategie privind modalitatea de realizare a mentenanței în instalațiile electrice și de acționare/automatizare industrială.

4. RAPORTARE FINANCIARĂ CONSOLIDATĂ

La data de 18 decembrie 2017, SNTGN Transgaz SA Medias a constituit Societatea cu Răspundere Limitată EUROTRANSGAZ SRL Chişinău (EUROTRANSGAZ S.R.L.), în Republica Moldova. În relatia cu EUROTRANSGAZ S.R.L., SNTGN Transgaz SA Mediaș este asociat unic, în baza Hotărîrii A.G.E.A nr.10/12 decembrie 2017, privind înfiinţarea acestei societăţi.

Obiectul principal de activitate al EUROTRANSGAZ constă în:

1. Producerea gazelor naturale; transportul gazelor naturale; distribuţia gazelor naturale; stocarea gazelor naturale; furnizarea gazelor naturale
1. Transporturi prin conducte
1. Depozitări
1. Activităţi de consultantă pentru afaceri şi management.

Capitalul social este în suma de 1.014.682 lei moldoveneşti (echivalent in RON de 232.533 lei) şi este deţinut în totalitate de SNTGN Transgaz SA Medias – fondatorul Societăţii.

Astfel că, începând cu anul 2017 Societatea are obligaţia întocmirii situaţiilor financiare consolidate. Situaţiile financiare consolidate sunt întocmite în conformitate cu IFRS 10-Situaţii financiare consolidate, IFRS 12- Prezentarea intereselor existente în alte entităţi și IAS21-Efectele variaţiei cursurilor de schimb valutar.

4.1 Poziția financiară consolidată

Conform art.1 din OMFP nr. 881/25 iunie 2012 privind aplicarea de către societăţile comerciale ale căror valori mobiliare sunt admise la tranzacţionare pe o piață reglementată a Standardelor Internaţionale de Raportare Financiară, începând cu exerciţiul financiar al anului 2012, societăţile comerciale ale căror valori mobiliare sunt admise la tranzacţionare pe o piaţă reglementată au obligaţia de a aplica Standardele Internaţionale de Raportare Financiară (IFRS) la întocmirea situaţiilor financiare anuale individuale.

Denumire indicator	31.12.2017	31.12.2016	Dinamica (%)
	mii lei	mii lei
0	1	2	3=1/2
Imobilizări necorporale	2.490.561	2.583.473	96,40%
Imobilizări corporale	558.555	588.078	94,98%
Imobilizări financiare	0	0	0,00%
Creante comerciale si alte creante	660.031	626.403	105,37%
Active imobilizate	3.709.147	3.797.954	97,66%
Stocuri	82.092	83.715	98,06%
Creanţe comerciale şi alte creanţe	379.498	523.488	72,49%
Casa şi conturi la bănci	1.062.540	949.293	111,93%
Active circulante –TOTAL	1.524.130	1.556.496	97,92%

La 31.12.2017, situaţia consolidată a poziţiei financiare se prezintă astfel:

Denumire indicator	31.12.2017	31.12.2016	Dinamica (%)
	mii lei	mii lei
TOTAL ACTIV	5.233.277	5.354.450	97,74%
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă de un an	273.704	305.333	89,64%
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă mai mare de un an	1.238.525	1.211.416	102,24%
Total datorii	1.512.229	1.516.749	99,70%
Capitaluri proprii	3.721.048	3.837.701	96,96%
Capital social	117.738	117.738	100,00%
Ajustări ale capitalului social la hiperinflaţie	441.418	441.418	100,00%
Prime de capital	247.479	247.479	100,00%
Alte rezerve	1.265.797	1.265.797	100,00%
Rezultatul reportat	1.648.616	1.765.269	93,39%
Diferenta de conversie situatii financiare	0	0	0,00%
Total capitaluri proprii si datorii	5.233.277	5.354.450	97,74%

Tabel 4-Situația consolidată a poziției financiare a societății în perioada 2016-2017

Imobilizări necorporale

Începând cu anul 2010, Societatea, în conformitate cu procesul de aprobare UE, a început să aplice IFRIC 12, Angajamente de concesiune a serviciilor, adoptat de către UE.

Domeniul de aplicare al IFRIC 12 cuprinde: infrastructura existentă la momentul semnării acordului de concesiune şi de asemenea modernizările şi îmbunătăţirile aduse sistemului de conducte, care sunt transferate autorităţii de reglementare la sfârşitul acordului de concesiune.

Societatea are dreptul de a taxa utilizatorii serviciului public şi, în consecinţă, un activ necorporal a fost recunoscut pentru acest drept.

Din cauza faptului că Acordul de Concesiune a Serviciilor ("ACS") nu a avut o substanţă comercială (i.e. nu a modificat nimic substanţial în modul în care Societatea a operat activele; fluxurile de numerar s-au modificat numai cu plata redevenţei, dar, pe de altă parte, tariful de transport a crescut pentru a acoperi redevenţa), activul necorporal a fost măsurat la valoarea netă rămasă a activelor nerecunoscute (clasificate în situaţiile financiare ca şi imobilizări corporale la data aplicării IFRIC 12).

În consecinţă, Societatea a continuat să recunoască activul, dar l-a reclasificat ca şi activ necorporal. Societatea a testat activele necorporale recunoscute la acea dată fără a identifica depreciere.

Pe măsură ce apar, costurile înlocuirilor sunt trecute pe cheltuială, în timp ce îmbunătăţirile activelor utilizate în cadrul ACS sunt recunoscute la valoarea justă.

Activele necorporale sunt amortizate la zero pe parcursul perioadei rămase a acordului de concesiune.

Imobilizările necorporale au scăzut cu 92.912 mii lei comparativ cu 31.12.2017, aceasta fiind determinată în principal de faptul că îmbunătǎţirile aduse sistemului naţional de transport nu depășesc cheltuiala cu amortizarea acestora.

Imobilizări corporale

Imobilizările corporale cuprind clădiri auxiliare activelor operaţionale, clădiri de birouri, terenuri, active folosite pentru activitatea de tranzit precum şi obiective aferente sistemului naţional de transport preluate cu titlu gratuit.

Imobilizările corporale au înregistrat scădere de 29.523 mii lei comparativ cu 31.12.2016, aceasta fiind determinată în principal de faptul că intrările de imobilizări corporale şi reclasificările imobilizărilor nu au depășit cheltuiala cu amortizarea privind imobilizările corporale.

Creanţe comerciale şi alte creanţe aferente imobilizărilor

Creşterea creanţei faţă de ANRM la 31 decembrie 2017 cu suma de 33.628 mii lei, calculată datorită intrării în vigoare a Legii 127/2014 din 5 octombrie 2014, care menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul sistemului naţional de transport se transferă către proprietarul sistemului naţional de transport sau către un alt concedent în schimbul plăţii unei compensaţii egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE.

Societatea a recunoscut începând cu anul 2014 o creanţă aferentă valorii rămase reglementate şi un venit în avans.

Venitul în avans se recunoaște în contul de profit și pierdere pe durata rămasă a acordului de concesiune. Creşterea de 33.628 mii lei față de 31 decembrie 2016 este determinată în principal de actualizarea creanţei cu modificările înregistrate în baza de active reglementate.

Stocuri

La 31 decembrie 2017 stocurile au înregistrat o scădere de 1.623 mii lei comparativ cu 31 decembrie 2016, în special pe seama cresterii ajustarilor pentru deprecierea materialelor consumabile.

Creanţe comerciale şi alte creanţe

La 31 decembrie 2017, soldul creanţelor comerciale şi alte creanţe a scăzut cu 143.990 mii lei faţă de 31 decembrie 2016, această scădere fiind determinată în principal de următorii factori:

scăderea soldului creanţelor clienţi cu 118.095 mii lei care este determinată în special de scăderea soldului creanţelor rezultate din activitatea de transport și tranzit internaţional ;
scăderea avansurilor către furnizori cu 47 mii lei;
înregistrarea subvenţiilor primite în sumă de 61 mii lei;
creşterea provizioanelor pentru deprecierea creanţelor comerciale şi a altor creanţe cu 29.168 mii lei;
creşterea soldului altor creanţe cu 3.257 mii lei.

Casa şi conturi la bănci

La 31 decembrie 2017 numerarul societăţii a crescut cu 113.245 mii lei comparativ cu sfârşitul anului 2016, această creştere fiind determinată de faptul că disponibilităţile din conturile bancare in lei au scăzut cu cu 244.565 mii lei și cele din conturile de depozite bancare în valută au crescut cu 357.761 mii lei, în conturile de casa și echivalente de numerar se înregistrează o creștere de 49 mii lei.

Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă de un an

În structura datoriilor ce trebuie plătite într-o perioadă de un an se constată următoarele modificări faţă de 31 decembrie 2016:

creșterea soldului datoriilor comerciale şi a altor datorii cu 4.029 mii lei în principal pe seama creșterii datoriilor comerciale cu 32.854 mii lei, scăderii datoriilor aferente redevenţelor cu 12.638 mii lei, a scăderii TVA de plată cu 1.817 mii lei, a scăderii TVA neexigibil cu 24.275 mii lei, a creșterii soldului dividendelor de plata cu 1.258 mii lei, a scăderii soldului altor impozite cu 2.319 mii lei, a creșterii sumelor de plată către angajați cu 1.551 mii lei, a creșterii altor datorii cu 9.413 mii lei;
scădere provizionului pentru riscuri şi cheltuieli cu 422 mii, pe seama anulării provizionului cu participarea salariaţiilor la profit aferent anului 2016, valore depăsită cu 85 mii lei de provizionul constituit pentru anul 2017 și a diminuării provizionului aferent contractul de mandat cu 507 mii lei față de cel aferent anului 2016.
scăderea datoriei privind impozitul pe profit curent cu suma de 34.085 mii lei, ca urmare a plații impozitului curent de plata transa IV plăți anticipate în luna decembrie 2017.
scăderea părții curente a provizionului pentru beneficiile angajatiilor cu suma de 1.149 mii lei.

Datorii pe termen lung

Evoluţia datoriilor pe termen lung are la bază următoarele cauze:

Inregistrarea primei tranșe a împrumutui contract la data de 27 octombrie 2017 pentru finanţarea proiectului "Dezvoltarea pe Teritoriul României a Sistemului National de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria" ("BRUA Faza 1") în sumă de 69.896 mii lei.
scăderea provizionului pentru beneficiile angajatiilor cu suma de 13.275 mii lei
scăderea veniturilor înregistrate și a subvențiilor cu 27.192 mii lei, scădere determinată în principal de înregistrarea la venituri a părţii corespunzătoare perioadei curente a creanței aferentă domeniului public, care este depășită de recalcularea creanţei recunoscute ca urmare a modificărilor legislative, prin care Societatea are dreptul de a recupera valoarea rămasă neamortizată a bunurilor aferente investiţiilor realizate în calitate de concesionar al Sistemului Naţional de Transport;
reducerea datoriei privind impozitul pe profit amânat cu 2.321 mii lei este cauzată în principal de reducerea diferenţelor între baza contabilă şi baza fiscală a imobilizărilor corporale şi necorporale ale Transgaz.

Capitaluri proprii

Nu s-a modificat capitalul subscris şi vărsat. Scăderea rezultatului reportat cu 116.653 mii lei este determinată în special de repartizarea profitului pentru anul 2016 care a depășit profitul aferent anului 2017.

4.2 Rezultatul global consolidat

Situaţia consolidată a contului de profit şi pierdere la 31.12.2017
---------------------------------------------------------------------

Nr.		Realizat 31 decembrie
crt.	Specificație	2013	2014	2015	2016	2017
0	1	2	3	4	5	6
1.	VENITURI
1.1	Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.516.640	1.655.319	1.663.398	1.815.385	1.749.946
1.2	Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	161.741	136.635	211.125	118.504	63.950
1.3	Venituri din activitatea de echilibrare				57.404	120.686
1.4	Venituri financiare	40.721	33.375	43.237	32.231	190.548
2.	CHELTUIELI
2.1	Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	981.647	1.063.751	1.077.219	1.125.268	1.085.324
2.2	Costul activelor construite conform cu IFRIC12	161.741	136.635	211.125	118.504	63.950
2.3	Cheltuieli cu gazele de echilibrare				56.093	120.686
2.3	Cheltuieli financiare	148.957	14.356	22.315	9.683	150.228
3.	PROFIT BRUT. din care:	426.758	610.587	607.101	713.975	704.942
3.1	Rezultat din exploatare înainte de echilibrare şi de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	534.994	591.568	586.179	690.117	664.622
3.2	Rezultat din activitatea de echilibrare	X	X	X	1.311	0
3.3	Rezultat financiar	-108.236	19.019	20.922	22.547	40.320
4.	IMPOZIT PE PROFIT	99.954	108.071	118.372	119.410	122.984
5.	PROFIT NET	331.408	502.516	488.729	594.565	581.959
6	Diferenta de conversie situatii financiare	0	0	0	0	-1
7.	Alte elemente ale rezultatului global	3.832	-16.131	10.211	-1.026	17.826
8.	Rezultatul global total aferent perioadei	335.240	486.385	498.940	593.539	599.784

Tabel 5-Situația consolidată a contului de profit și pierdere în perioada 2013-2017

Veniturile din exploatare

Veniturile activităţii de exploatare înainte de activitatea de echilibrare şi de construcții conform cu IFRIC12, realizate în perioada 01.01-31.12.2017 se prezintă astfel:

Nr. Specificaţii		Realizării (mii lei)
crt.		2017	2016	Dinamica (%)
0	1	2	3	4=2/3*100
1.	Venituri din activitatea de transport intern gaze
	- mii lei	1.338.047	1.360.355	98,36
	- MWh*)	138.108.028	129.786.374	106,41
	- lei/MWh	9,69	10,48	92,43
	- mii mc*	12.869.908	12.074.677	106,59
	- lei/1000 mc	103,97	112,66	92,28
2.	Venituri din activitatea de transport internațional
	- mii lei	333.290	328.571	101,44
3.	Alte venituri din exploatare
	- mii lei	78.609	126.459	62,16
IFRIC12	TOTAL VENITURI DIN EXPLOATARE înainte de echilibrare şi de activitatea de construcţii conform cu	1.749.946	1.815.385	96,40

* cantitatea transportată pentru care se facturează servicii de transport

Tabel 6- Veniturile activității de exploatare-Realizări 2017 vs. Realizări 2016

Cheltuieli de exploatare

Cheltuielile activităţii de exploatare realizate în perioada 01.01.-31.12.2017 comparativ cu aceeași perioadă din anul 2016 se prezintă astfel:

Nr.	SPECIFICAŢIE	Realizări (mii lei)		Dinamica
crt.		2017	2016	(%)
0	1	2	3	4=2/3*100
1.	Amortizare	214.428	208.663	102,76
2.	Indemnizaţii, salarii, alte cheltuieli de natură salarială şi beneficii acordate angajaţilor	385.228	369.161	104,35
3.	Consum tehnologic, materiale şi consumabile utilizate, din care:	105.032	110.011	95,47
	- Consum şi pierderi tehnologice pe sistemul de transport	73.831	84.406	87,47
	cantitate consum tehnologic MWh	1.012.875	1.184.300	85,53
	- Materiale auxiliare	23.664	21.580	109,66
	- Alte cheltuieli material	7.537	4.025	187,24
4.	Cheltuieli cu redevenţe	167.134	168.893	98,96
5.	Întreţinere şi transport, din care:	27.398	29.569	92,66
	- Lucrări, servicii executate de terţi	13.954	16.547	84,33
6.	Impozite şi alte sume datorate statului, din care:	71.564	67.544	105,96
	- Taxa de acordare licenţă transport gaze şi tranzit internațional	7.438	7.275	102,24
	- Impozit pe monopol	58.212	52.989	109,86

Nr. SPECIFICAŢIE crt.		Realizări (mii lei)	Dinamica
		2017	2016	(%)
	- Impozit pe construcţii speciale	0	1.418	0,00
7.	Cheltuieli cu provizionul pentru riscuri şi cheltuieli	1.273	1.707	74,55
8.	Alte cheltuieli de exploatare	113.257	169.718	66,73
TOTAL CHELTUIELI DE EXPLOATARE înainte de echilibrare şi de activitatea de construcţii conform cu IFRIC12		1.085.324	1.125.268	96,45

Tabel 7- Cheltuielile activității de exploatare realizate 2017 vs. 2016

4.3 Situaţia consolidată a fluxurilor de trezorerie

Situaţia consolidată a fluxurilor de trezorerie la 31 decembrie 2017 este redată în tabelul următor:

Exerciţiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
2017	2016
704.942	713.975

214.428	208.663
1.847	2.204
-133	163
-422	270
-26.405	0
2.614	-21.186
1.694	1.437
9.089	1.698
3	2.381
26.554	99.420
1.708	4.038
-22.903	-21.277
364	-81
-29.953	-27.967
-337	-307
883.090	963.431
110.261	-265.248
-7.468	-11.421
2.323	61.851
988.208	748.613
0	0
3.435	3.985
-160.915	-123.280
830.728	629.318

INDICATOR	Exerciţiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
	2017	2016
Plăţi pentru achiziţia de imobilizări corporale şi necorporale	-85.240	-182.260
Încasări din cedarea de imobilizări corporale	281	0
Investiții imobilizări financiare	0	0
Numerar din taxe de racordare şi fonduri nerambursabile	12.761	126.070
Numerar net utilizat în activităţi de investiţii	-72.198	-56.190
Flux de trezorerie din activităţi de finanţare
Împrumut	69.896	0
Dividende plătite	-715.180	-324.633
Numerar net utilizat în activităţi de finanţare	-645.285	-324.633
Modificarea netă a numerarului şi echivalentului de numerar	113.245	248.495
Numerar şi echivalent de numerar la început de an	949.293	700.798
Numerar şi echivalent de numerar la sfârşit de perioadă	1.062.538	949.293

Tabel 8 - Situația consolidată a fluxurilor de trezorerie - 2017 vs. 2016

Din analiza situaţiei consolidate a fluxului de numerar la 31 decembrie 2017 se constată o creștere a disponibilităţilor cu 113.245 mii lei comparativ cu 31 decembrie 2016.

Modificările survenite în structura fluxului de numerar sunt:

fluxul de numerar generat din exploatare este de 830.728 mii lei, cu 201.410 mii lei mai mare decât în anul 2016;
fluxul de numerar utilizat în activitatea de investiţii este de 72.198 mii lei, cu 16.008 mii lei mai mic decât în anul 2016;
fluxul de numerar utilizat în activitatea de finanţare este de 645.285 mii le,i cu 320.652 mii lei mai mic decât în anul 2016.

La data de 31 decembrie 2017, soldul consolidat al disponibilităţilor în conturi bancare era de 1.062.538 mii lei, din care al Societăţii SNTGN Transgaz SA Medias era de 1.062.352 lei, iar al Societăţii EUROTRANGAZ SRL Chişinău era de 186 lei.

4.4 Evaluarea activității de prestare a serviciului de transport gaze naturale

Activitatea de transport gaze naturale prin SNT vizează peste 90% din gazele naturale consumate în România şi din acest motiv se poate considera că societatea:

nu se confruntă cu situaţii concurenţiale în domeniu;
nu depinde în mod semnificativ de un client/grup de clienţi din portofoliul său.

Nr.	Specificaţii		Realizat 31 decembrie				Dinamica
crt		2017	2016	2015	2014	2013	(%)
0	1	2	3	4	5	6	7=2/3*100
1.	Venituri din activitatea de transport
	- mii lei	1.338.047	1.360.355	1.259.788	1.340.853	1.210.480	98,36
	- MWh*	138.108.028	129.786.374	131.259.673	126.703.188	119.741.363	106,41
	- lei/MWh	9,69	10,48	9,60	10,58	10,11	92,43
	- mii mc*	12.869.908	12.074.677	12.294.693	11.883.713	11.258.941	106,59
	- lei/1000 mc	103,97	112,66	102,47	112,83	107,51	92,28
2.		Venituri din activitatea de transport internațional
	- mii lei	333.290	328.571	318.752	273.760	268.537	101,44
3.	Alte venituri din exploatare
	- mii lei	78.609	126.459	84.858	40.706	37.623	62,16
4.		TOTAL VENITURI DIN EXPLOATARE înainte de activitatea de echilibrare şi de construcţii conform cu IFRIC12
	Mii lei	1.749.946	1.815.385	1.663.398	1.655.319	1.516.640	96,40

* cantitatea transportată pentru care se facturează servicii de transport

Tabel 9 - Evoluţia veniturilor din transportul intern şi internațional al gazelor naturale în perioada 2013-2017

Grafic 11-Structura veniturilor din exploatare în perioada 2013-2017

Grafic 12-Ponderea activităților în totalul veniturilor din exploatare în perioada 2013-2017

Din totalul veniturilor din exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12 realizate în perioada 01.01-31.12.2017 circa 19% sunt realizate în valută, din activitatea de transport internaţional al gazelor naturale.

Realizări 2017 versus Realizări 2016

Începând cu anul 2017, anul în care s-a înfiinţat EUROTRANSGAZ având ca fondator SNTGN Transgaz S.A , societatea are obligaţia întocmirii situaţiilor financiare consolidate în conformitate cu IFRS 10-Situaţii financiare consolidate, IFRS 12- Prezentarea intereselor existente în alte entităţi și IAS21-Efectele variaţiei cursurilor de schimb valutar.

In conformitate cu Legea contabilitatii nr. 82/1991 republicata, cu modificări și completări și cu OMFP 2844/2016, cu modificări și completări, pentru aprobarea reglementărilor contabile coonforme cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară, societate-mama trebuie sa intocmeasca atat situatii financiare individuale proprii cat si situatii financiare consolidate ale Grupului.

Situaţia rezultatelor financiare consolidate realizate la 31 decembrie 2017 faţă de realizările perioadei similare ale anului 2016 este prezentată în tabelul de mai jos:

			mii lei
Denumirea	Realizat 2017	Realizat 2016	Modificări
1	2	3	4=2/3x100-100
Venituri din exploatare înainte de echilibrare şi de activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	1.749.946	1.815.385	-4%
Venituri din activitatea de echilibrare	120.686	57.404	110%
Venituri din activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	63.950	118.504	-46%
Venituri financiare	190.548	32.231	491%

Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare şi de activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	1.085.324	1.125.268	-4%
Cheltuieli cu gazelle de echilibrare	120.686	56.093	115%
Costul activelor conform cu IFRIC12	63.950	118.504	-46%
Cheltuieli financiare	150.228	9.683	1451%

PROFITUL BRUT -total, din care:	704.942	713.975	-1%
· din exploatare	664.622	690.117	-4%
· din activitatea financiară	40.320	22.547	79%
Impozitul pe profit	122.984	119.410	3%
PROFITUL NET	581.958	594.565	-2%
Alte elemente ale rezultatului global	17.826	-1.026	-1.838%
Rezultatul global total aferent perioadei	599.784	593.539	1%

Tabel 10 - Rezultatele financiare 2017 vs. 2016

Grafic 14- Rezultate financiare 2017 vs. 2016 (%)

Veniturile din activitatea de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12 scad cu 4% față de realizările anului 2016, înregistrându-se o scădere de 65.439 mii lei.

Veniturile au fost influențate în principal de următorii factori:

veniturile obținute din rezervarea de capacitate mai mici cu 6.818 mii lei pe seama:
capacității rezervate mai mici cu 86.724.046 MWh, cu influență negativă de 166.777 mii lei;
tarifului de rezervare a capacității mai mare cu 0,449 lei/MWh, determinat de creșterea rezervărilor pe termen scurt, cu influență pozitivă de 159.959 mii lei.
veniturile obținute din componenta volumetrică mai mici cu 15.490 mii lei din cauza:
tarifului volumetric mai mic cu 0,348 lei/MWh cu o influență nefavorabilă de 49.919 mii lei pe seama scăderii ponderii componentei variabile în total venituri de la 40% la 35%;
cantității de gaze transportate mai mare față de anul 2016 cu 8.321.654 MWh/795.231 mii mc (▲6%), detaliată pe categorii de consumatori astfel:

		12 luni 2016	12 luni 2017	Diferențe
Cantitate transportată pentru	MWh	53.346.659	59.201.654	5.854.995
consumatori direcți	Mii mc	4.968.826	5.537.653	568.827
Cantitate transportată pentru	MWh	76.439.715	78.906.375	2.466.660
distribuții	Mii mc	7.105.851	7.332.255	226.404
Total* )	MWh	129.786.374	138.108.028	8.321.654
	Mii mc	12.074.677	12.869.908	795.231

*cantitatea transportată pentru care se facturează servicii de transport

Tabel 11 - Cantitatea de gaze naturale facturate 2017 vs. 2016

Începând cu al șaselea an al celei de-a treia perioade de reglementare (2017 – 2018), modul de alocare a venitului total care a stat la baza stabilirii tarifelor pentru activitatea de transport este de 65% pentru componenta fixă și 35% pentru componenta volumetrică. Acest lucru conduce la o redistribuire a veniturilor din transport astfel: diminuarea veniturilor din transport în trimestrele de iarnă pe seama scăderii veniturilor din volumele transportate și respectiv creșterea veniturilor din transport în trimestrele de vară pe seama creșterii veniturilor din rezervarea de capacitate, comparativ cu anul gazier anterior.

veniturile din transportul internațional al gazelor naturale mai mari cu 4.719 mii lei datorită variațiilor cursurilor valutare a monedelor de derulare a contractelor și aplicării prevederilor Ordinului ANRE nr. 34/19 iulie 2016;
alte venituri din exploatare mai mici cu 47.850 mii lei, din cauza, în principal, a prescrierii în anul 2016 a majorărilor de întârziere aferente unor dividende achitate cu întârziere din perioada 2000-2003 în valoare de 51.718 mii lei, venituri care nu se regăsesc în realizările anului 2017.

Veniturile din activitatea de echilibrare au înregistrat o creștere de 63.283 mii lei pe seama următorilor factori:

cantitate mai mare cu 761.271 MWh cu influență favorabilă de 59.225 mii lei;
preț de tranzacționare mai mare cu 2,71 lei/MWh, cu o influență pozitivă de 4.058 mii lei.

Veniturile din activitatea de construcții mai mici cu 54.554 mii lei, înregistrate în conformitate cu IFRIC 12, conform căruia veniturile și costurile aferente serviciilor de construire sau îmbunătățire a rețelei de transport, în schimbul cărora se înregistrează activul necorporal, trebuie recunoscute în conformitate cu IAS 11, Contracte de construcții.

Veniturile financiare cu o influență pozitivă de 158.315 mii lei datorită reluării la venituri a provizionului constituit pentru deprecierea participației Transgaz la capitalul social al Nabucco Gas Pipeline International GmbH în valoare de 138.544.435 lei. În luna septembrie 2017 s-a obținut decizia Tribunalului Comercial Viena prin care societatea Nabucco Gas Pipeline International GmbH ("NIC") a fost radiată iar societatea a scos la 30 septembrie 2017 din evidențele sale contabile activul în valoare de 138.544.435 lei concomitent cu reluarea la venituri a provizionului constituit în anii precedenți pentru aceeași valoare.

Cheltuielile de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12 scad cu 4% față de anul 2016, nivelul acestora fiind cu 39.944 mii lei mai mic.

Societatea a înregistrat economii de 71.401 mii lei, în special la următoarele elemente de cheltuieli: consum și pierderi tehnologice de gaze naturale pe sistemul de transport a scăzut cu 10.575 mii lei datorită a doi factori:

o cantitatea de gaze naturale destinată consumului tehnologic mai mică cu 171.425 MWh/13.631 mii mc (▼14%), cu o influență favorabilă de 12.218 mii lei;
o prețul mediu de achiziție pe anul 2017 mai mare față de anul 2016 cu 1,62 lei/MWh, cu o influență negativă de 1.642 mii lei;
întreținere și transport: 2.172 mii lei;
cheltuieli cu redevențe: 1.759 mii lei;
alte cheltuieli de exploatare: 56.895 mii lei, în principal pe seama reducerii provizioanelor pentru riscuri și cheltuieli și pentru deprecierea activelor curente (-63.652 mii lei) si a consolidarii cheltuielilor de exploatare aferente societatii Eurotransgaz.

S-au înregistrat depășiri de 31.457 mii lei, în special la următoarele elemente de cheltuieli:

cheltuieli cu amortizarea mijloacelor fixe: 5.765 mii lei;
cheltuieli cu personalul: 16.075 mii lei;
cheltuieli cu impozite și taxe: 4.022 mii lei;
cheltuieli cu materiale auxiliare si alte materiale: 5.595 mii lei.

Cheltuielile financiare au înregistrat o creștere de 140.544 mii lei pe seama eliminării din evidențele contabile la 30 septembrie 2017 a activului în valoare de 138.544.435 lei reprezentând participația Transgaz la capitalul social al societății Nabucco Gas Pipeline International GmbH ("NIC").

Comparativ cu realizările anului 2016 profitul brut realizat pe anul 2017 este mai mic cu 1%, respectiv cu 9.033 mii lei.

4.5 Evaluarea activităţii privind managementul riscului financiar

Factori de risc financiar

Prin natura activităţilor efectuate, societatea este expusă unor riscuri variate care includ: riscul de piaţă (inclusiv riscul monetar, riscul de rată a dobânzii privind valoarea justă, riscul de rată a dobânzii privind fluxul de trezorerie şi riscul de preţ), riscul de credit şi riscul de lichiditate.

Programul societăţii privind managementul riscului se concentrează asupra imprevizibilităţii pieţelor financiare şi caută să minimalizeze potenţialele efecte adverse asupra performanţelor financiare ale societăţii.

Societatea nu utilizează instrumente financiare derivate pentru a se proteja de anumite expuneri la risc.

Riscul de piaţă

Riscul valutar

Societatea este expusă riscului valutar prin expunerile la diferite devize, în special la Euro. Riscul valutar este asociat activelor şi obligaţiilor recunoscute.

Societatea nu întreprinde acţiuni formale de minimalizare a riscului valutar aferent operaţiunilor sale, aşadar, societatea nu aplică contabilitatea acoperirii împotriva riscului.

Conducerea consideră totuşi că societatea este acoperită în ce priveşte riscul valutar, având în vedere că vânzările în devize (în special veniturile din transport internaţional al gazelor naturale) sunt utilizate pentru stingerea obligațiilor exprimate în devize.

Următorul tabel prezintă senzitivitatea profitului şi pierderii, precum şi a capitalurilor proprii faţă de posibilele modificări rezonabile ale cursului de schimb, aplicat la sfârşitul perioadei de raportare, monedei funcţionale a societăţii, cu toate variabilele menţinute constante:

	31 decembrie 2017	31 decembrie 2016
Impactul asupra profitului şi pierderii şi a capitalurilor proprii a:
Aprecierii dolarului USD cu 10%	38.536	150.839
Deprecierii dolarului USD cu 10%	(38.536)	(150.839)
Aprecierii Euro cu 10%	64.849.945	36.308.626
Deprecierii Euro cu 10%	(64.849.945)	(36.308.626)

Riscul de preţ

Societatea este expusă riscului preţului mărfurilor aferent gazului achiziţionat pentru consumul propriu. Dacă preţul gazului ar fi fost cu 5% mai mare/mai mic, profitul net al perioadei ar fi fost mai mic/mai mare cu 3.067.062 lei (decembrie 2016: 3.545.065 lei).

Riscul de rată a dobânzii privind fluxul de trezorerie şi valoarea justă

Societatea este expusă riscului ratei dobânzii prin depozitele la bănci.Societatea nu a încheiat nici un fel de angajamente în vederea diminuării riscului.

Pentru expunerea medie a perioadei, dacă ratele dobânzii ar fi fost cu 50 de puncte de bază mai mici/mai mari, cu toate celelalte variabile menţinute constante, profitul aferent perioadei şi capitalurile proprii ar fi fost cu 3.629.530 lei mai mic/mai mare (decembrie 2016: 2.946.452 lei mai mic/mai mare), ca efect net al modificării ratei dobânzii la depozitele bancare, respectiv al ratei dobânzii la obligațiile cu dobândă variabilă.

Riscul de credit

Riscul de credit este legat în special de numerar şi echivalente de numerar şi de creanţele comerciale. Societatea a elaborat o serie de politici prin aplicarea cărora se asigură că vânzările de produse şi servicii se efectuează către clienţi corespunzători.

Valoarea contabilă a creanţelor, netă de provizioanele pentru creanţe incerte, reprezintă valoarea maximă expusă riscului de credit. Riscul de credit al societăţii este concentrat pe cei 5 clienţi principali, care împreună reprezintă 61,02 % din soldurile de creanţe comerciale la 31 decembrie 2017 (31 decembrie 2016: 71%).

Deşi colectarea creanţelor poate fi influenţată de factori economici, conducerea consideră că nu există un risc semnificativ de pierdere care să depăşească provizioanele deja create.

Numerarul este plasat la instituţii financiare, care sunt considerate ca fiind asociate unui risc minim de performanţă.

	31 decembrie 2017	31 decembrie 2016
Fără rating	4.587.327	5.265.922
BB	355.439.685	335.096.959
BB +	0	4.192.200
BBB-	3.901.284	974.762
BBB	224.008.353	495.423.597
BBB+	474.084.727	107.867.942
A	138.479	139.154
AA	190.822	193.562
	1.062.350.677	949.154.098

Toate instituțiile financiare sunt prezentate la rating Fitch sau echivalent.

Riscul de lichiditate

Managementul prudent al riscului de lichiditate implică menţinerea de numerar suficient şi disponibilitatea de fonduri printr-o valoare adecvată a facilităţilor de credit angajate.

Societatea previzionează fluxurile de trezorerie.

Funcţia financiară a societăţii monitorizează continuu cerințele de lichidităţi ale societăţii pentru a se asigura că există numerar suficient pentru a răspunde cerinţelor operaţionale, menţinând în acelaşi timp un nivel suficient al facilităţilor de împrumut neutilizate în orice moment, astfel încât societatea să nu încalce limitele sau acordurile de împrumut (unde e cazul) pentru niciuna din facilităţile sale de împrumut.

Aceste previziuni iau în calcul planurile societăţii de finanţare a datoriei, respectarea acordurilor, respectarea obiectivelor interne referitoare la indicatorii din bilanţul contabil şi, dacă e cazul, a reglementărilor externe sau a dispoziţiilor legale–de pildă, restricţiile referitoare la monedă.

Departamentul financiar al societăţii investeşte numerarul suplimentar în conturi curente purtătoare de dobândă şi în depozite la termen, alegând instrumente cu maturităţi adecvate sau lichiditate suficientă pentru a oferi cadrul adecvat, stabilit conform prevederilor menţionate mai sus.

Tabelul de mai jos prezintă obligaţiile la 31 decembrie 2017 după maturitatea contractuală rămasă. Sumele prezentate în tabelul scadenţelor reprezintă fluxuri de trezorerie contractuale neactualizate.

	Sumă totală	Mai puţin de 1 an	1-5 ani	peste 5 ani
Împrumuturi	78.443.204	830.048	17.885.494	59.727.662
Datorii comerciale şi alte datorii	127.161.874	127.161.874	-	-
	205.605.078	127.991.922	17.885.494	59.727.662

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2017:

	Sumă totală	Mai puţin de 1 an	1-5 ani	peste 5 ani
Datorii comerciale şi alte datorii	91.358.089	91.358.089	-	-
	91.358.089	91.358.089	-	-

Datoriile comerciale şi alte datorii includ datorii comerciale, furnizori de mijloace fixe, dividende de plată, datorii către Ministerul Economiei şi alte datorii şi nu sunt incluse: datoriile generate ca rezultat al dispozițiilor legale impuse de autorități, datoriile către salariați şi veniturile înregistrate în avans.

Categorii de instrumente financiare:

Active financiare	31 decembrie 2017	31 decembrie 2016
Numerar şi echivalente de numerar	622.517.060	204.335.217
Depozite bancare la termen	440.021.181	744.958.019
Credite şi creanţe	1.004.745.959	1.115.871.835
Active financiare disponibile pentru vânzare	24.578.237	163.122.672
Provizioane privind activele financiare disponibile pentru vânzare	(24.578.237)	-163.122.672
	2.067.284.199	2.065.165.071

Datorii financiare	31 decembrie 2017	31 decembrie 2016
Datorii evaluate la cost amortizat	-	-
Împrumuturi	69.895.500	-
- Garanții financiare contracte	5.488.821	4.724.822
- Datorii comerciale şi alte datorii	121.673.053	86.633.267
	197.057.374	91.358.089

Managementul riscului de capital

Obiectivele societăţii legate de administrarea capitalului se referă la menţinerea capacităţii societăţii de a-şi continua activitatea cu scopul de a furniza compensaţii acţionarilor şi beneficii celorlalte părţi interesate şi de a menţine o structură optimă a capitalului astfel încât să reducă costurile de capital.

Nu există cerinţe de capital impuse din exterior.

La fel ca şi celelalte companii din acest sector, societatea monitorizează capitalul pe baza gradului de îndatorare. Acest coeficient este calculat ca datorie netă împărţită la capitalul total.

Datoria netă este calculată ca împrumuturile totale (inclusiv "împrumuturile curente şi pe termen lung", după cum se arată în situaţia poziţiei financiare) mai puţin numerarul şi echivalentul de numerar.

Capitalul total este calculat drept "capitaluri proprii", după cum se arată în situaţia poziţiei financiare plus datoria netă.

În 2017, strategia societăţii, care a rămas neschimbată din 2016 a fost să menţină gradul de îndatorare cât mai redus posibil pentru a menţine semnificativă capacitatea de a împrumuta fonduri pentru viitoare investiţii.

Gradul de îndatorare net a fost nul la 31 decembrie 2017 şi 31 decembrie 2016:

	31 decembrie 2017	31 decembrie 2016
Total împrumuturi	69.895.500	-
Mai puţin: numerar şi echivalente de numerar	(1.062.350.677)	(949.293.236)
Poziţia netă de numerar	(992.455.177)	(949.293.236)

Estimarea valorii juste

Valoarea justă a instrumentelor financiare care sunt tranzacţionate pe o piaţă activă se bazează pe preţurile de piaţă cotate la sfârşitul perioadei de raportare.

Valoarea justă a instrumentelor financiare care nu sunt tranzacţionate pe o piaţă activă este stabilită prin intermediul tehnicilor de evaluare.

Se consideră că valoarea contabilă minus provizionul pentru deprecierea creanţelor şi datoriilor comerciale aproximează valorile juste ale acestora.

Valoarea justă a obligaţiilor financiare este estimată prin actualizarea fluxurilor de trezorerie contractuale viitoare utilizând rata curentă de piaţă a dobânzii disponibilă societăţii pentru instrumente financiare similar

4.6 Indicatori de performanță economico-financiară în perioada 2017-2021

În conformitate cu prevederile subcapitolul 5.4 din Planul de Administrare al SNTGN TRANSGAZ SA Mediaş în perioada 2017-2021, intitulat "Indicatori de performanță în perioada 2017- 2021 ", criteriile şi obiectivele de performanţă sunt definite şi stabilite după cum urmează:

Fig. 10-Indicatori de performanță

1. INDICATORI STANDARD DE PERFORMANŢĂ

Criteriul de performanţă	Obiectiv de performanţă	Plan de administrare 2017	Realizat 2017	Grad de realizare %
Investiții puse în funcţiune mii lei	Realizarea nivelului programat	92.670	54.286	58,58
EBITDA –mii lei	Creşterea EBITDA	565.892	879.050	155,34
Productivitatea muncii–lei/pers	Creşterea productivităţii muncii în unităţi valorice (cifra de afaceri/nr.mediu de personal)	321	396	123,39
Plăţi restante-mii lei	Efectuarea plăţilor în termenul contractual (în preţuri curente)	0	0	100,00
Creanţe restante–mii lei	Reducerea volumului de creanţe restante (în preţuri curente)	255.126	307.210	83,05
Consumul tehnologic-%	Încadrarea în cantităţile de gaze naturale reprezentând consumul tehnologic	100	90	110,77
Cheltuieli de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare-lei	Reducerea cheltuielilor de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare	769	620	124,00

Tabel 12 - Gradul de realizare al indicatorilor standard de performanță la 31 decembrie 2017

2. INDICATORI DE PROFITABILITATE, LICHIDITATE, RISC ȘI GESTIUNE

Nr. crt	Indicatori	Formula de calcul	2017	Realizat 2017	2018	2019	2020	2021
1.		Indicatori de profitabilitate
	EBITDA în	EBITDA	37,71%	48,83%	33,04%	37,73%	45,75%	55,24%
	total vânzări	Cifra de afaceri
	EBITDA în	EBITDA
	capitaluri proprii	Capitaluri proprii	15,70%	23,62%	12,47%	13,17%	17,14%	22,96%
	Rata	Profitul brut
	profitului brut	Cifra de afaceri	24,76%	39,16%	18,35%	22,68%	16,17%	16,90%
	Rata	Profit net
	rentabilităţii capitalului	Capitaluri proprii	8,65%	15,64%	5,80%	6,75%	5,17%	5,98%
2.		Indicatori de lichiditate
	Indicatorul lichidităţii curente	Active circulante	3,09	5,57	1,58	1,01	1,29	1,90
		Datorii pe termen scurt
	Indicatorul	Active circulante - Stocuri		5,27			1,11
	lichidităţii imediate	Datorii pe termen scurt	2,97		1,39	0,91		1,66
3.		Indicatori de risc
	Indicatorul	Capital împrumutat
	gradului de îndatorare	Capitaluri proprii	1,86%	1,88%	16,78%	66,78%	85,28%	87,29%
	Rata de	EBIT
	acoperire a dobânzii	Cheltuieli cu dobânda	1.343,88	x	X	X	3,62	3,67
4.		Indicatori de gestiune
	Viteza de	Sold mediu clienti x 365
	rotaţie a	zile	99,81	142,85	70,04	78,84	67,38	58,25
	debitelor - clienţi	Cifra de afaceri
	Viteza de rotaţie a	Sold mediu furnizori x 365 zile
	creditelor - furnizori	Cifra de afaceri	62,62	19,43	74,29	166,22	79,08	40,13

Estimarea performanţelor Transgaz în perioada 2017 - 2021 și prin prisma următorilor indicatori:

Tabel 13 – Realizarea indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în 2017 – 2021

3. INDICATORI DE MĂSURĂ AI PERFORMANŢEI SERVICIULUI DE TRANSPORT GAZE NATURALE

Indicator de performanță al serviciului de transport	Formula de calcul al indicatorilor	OBIECTIV	Realizat
IPO Înregistrarea solicitatilor/ sesizărilor/ reclamaţiilor privind serviciul de transport şi de sistem al gazelor natruale	𝑁𝑇0+𝑁𝑇2 1 = × 100 % 𝐼𝑃0 𝑁î𝑛𝑟𝑒𝑔−𝑁𝑐𝑙𝑎𝑠𝑎𝑡𝑒	1 ≥ 𝐼𝑃𝑜 90%	0%
IP1 Respectarea conditiilor de predare-preluare a gazelor naturale	𝑁𝑅𝑝𝑎𝑟𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑖10 1 = 𝐼𝑃1 × 𝑁𝑇𝑅𝑝𝑎𝑟𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑖−𝑁𝑅𝐶𝐿𝑝𝑎𝑟𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑖 100%	IP1 1 ≥ 95%	-
	𝑁𝑣𝑒𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑟𝑒𝑃24 2 = × 100% 𝐼𝑃1 𝑁𝑇𝑣𝑒𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑟𝑒𝑃	IP1 2 ≥ 95%	-
	𝑁𝑅𝑐𝑎𝑙𝑖𝑡𝑎𝑡𝑒15 3 = 𝐼𝑃1 × 100% 𝑁𝑇𝑅𝑐𝑎𝑙𝑖𝑡𝑎𝑡𝑒−𝑁𝑅𝐶𝐿𝑐𝑎𝑙𝑖𝑡𝑎𝑡𝑒	IP1 3 ≥ 95%	-
	𝑁𝑅𝑚ă𝑠𝑢𝑟𝑎𝑟𝑒15 4 = × 100% 𝐼𝑃1 𝑁𝑇𝑅𝑚ă𝑠𝑢𝑟𝑎𝑟𝑒−𝑁𝑅𝐶𝐿𝑚ă𝑠𝑢𝑟𝑎𝑟𝑒	IP1 4 ≥ 95%	100%
	𝑁𝑉𝑚ă𝑠𝑢𝑟𝑎𝑟𝑒2 5 = × 100% 𝐼𝑃1 𝑁𝑇𝑅𝑚ă𝑠𝑢𝑟𝑎𝑟𝑒−𝑁𝑅𝐶𝐿𝑚ă𝑠𝑢𝑟𝑎𝑟𝑒	IP1 5 ≥ 95%	100%
IP2 Accesul la ST	𝑁𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠 1 = × 100 % 𝐼𝑃2 𝑁𝑇𝐶𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠	IP2 1 ≥ 95%	100%
	𝑁𝑅𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠15 2 = 𝐼𝑃2 × 100 % 𝑁𝑇𝑅𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠−𝑁𝑅𝐶𝐿𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠	IP2 2 ≥ 95%	-
IP3 Racordare la ST	𝑁𝑟𝑎𝑐𝑜𝑟𝑑𝑎𝑟𝑒 1 = × 100% 𝐼𝑃3 𝑁𝑇𝐶𝑟𝑎𝑐𝑜𝑟𝑑𝑎𝑟𝑒	IP3 1 ≥ 95%	100%
	𝑁𝑅𝑟𝑎𝑐𝑜𝑟𝑑𝑎𝑟𝑒15 2 = 𝐼𝑃3 𝑁𝑇𝑅𝑟𝑎𝑐𝑜𝑟𝑑𝑎𝑟𝑒 − 𝑁𝑅𝐶𝐿𝑟𝑎𝑐𝑜𝑟𝑑𝑎𝑟𝑒 × 100% %	IP3 2 ≥ 95%	-
	𝑁𝐼𝑅 3 = × 100 % 𝐼𝑃3 𝑁𝑇𝐼𝑅	IP3 3 ≥ 95%	0%
	𝑁𝑅𝑝𝑒𝑟𝑝𝑖𝑓15 4 = × 100% 𝐼𝑃3 𝑁𝑇𝑅𝑝𝑒𝑟𝑝𝑖𝑓−𝑁𝑅𝐶𝐿𝑝𝑒𝑟𝑝𝑖𝑓	IP3 4 ≥ 95%	-
IP4 Refacerea terenurilor şi/sau a bunurilor afectate de execuţia unor lucrări la obiectivele ST	𝑁𝑅𝑟𝑒𝑓𝑎𝑐𝑒𝑟𝑒15 1 = ×100 % 𝐼𝑃4 𝑁𝑇𝑅𝑟𝑒𝑓𝑎𝑐𝑒𝑟𝑒−𝑁𝑅𝐶𝐿𝑟𝑒𝑓𝑎𝑐𝑒𝑟𝑒	IP4 1 ≥ 95%	100%
IP5 Notificarea limitărilor şi/sau întreruperilor neplanificate şi reluarea prestării serviciului de	𝑁𝑈6 1 = × 100 % 𝐼𝑃5 𝑁𝑈𝑎𝑓𝑒𝑐𝑡𝑎ț𝑖	IP5 1 ≥ 98%	78,16%
transport şi de sistem al gazelor naturale	𝑁𝑈24 2 = × 100% 𝐼𝑃5 𝑁𝑈𝑎𝑓𝑒𝑐𝑡𝑎ț𝑖	IP5 2 ≥ 98%	0%
IP6 Notificarea limitărilor şi/sau întreruperilor planificate şi reluarea prestării serviciului de	𝑁𝑈5 1 = × 100% 𝐼𝑃6 𝑁𝑈𝑎𝑓𝑒𝑐𝑡𝑎ț𝑖	IP6 1 ≥ 98%	10,5%
transport şi de sistem al gazelor naturale	𝑁𝑈𝑟𝑒𝑙𝑢𝑎𝑟𝑒 2 = × 100 % 𝐼𝑃6 𝑁𝑈𝑎𝑓𝑒𝑐𝑡𝑎ț𝑖	IP6 2 ≥ 98%	78,12%
IP7 Soluţionarea solicitărilor/ sesizărilor/ reclamaţiilor privind prestarea serviciului de transport şi de sistem al gazelor naturale, altele decât cele tratate distinct în cadrul prezentului standard	𝑁𝑆𝑆𝑅30 1 = × 100% 𝐼𝑃7 𝑁𝑇𝑆𝑆𝑅−𝑁𝑆𝑆𝑅𝑐𝑙𝑎𝑠𝑎𝑡𝑒	IP7 1 ≥ 80%	76,39%

Indicator de performanță al serviciului de transport	Formula de calcul al indicatorilor	OBIECTIV	Realizat
IP8 Tel Verde	𝑁Atimp60 1 = 𝐼𝑃8 × 100% 𝑁𝐴𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙	IP8 1 ≥ 98%	100%
	𝑁ASC6 2 = 𝐼𝑃8 × 100 % 𝑁𝐴𝑆𝐶𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙	IP8 2 ≥ 98%	100%
IP9 Realizarea obligaţiei de plată a compensaţiilor datorate în conformitate cu prevederile standardului de performanţă pentru serviciul de transport şi de sistem al gazelor naturale	𝑁𝑐𝑜𝑚𝑝30 1 = 𝐼𝑃9 × 100 % 𝑁𝑇𝐶𝑐𝑜𝑚𝑝	IP9 1 ≥ 90%	-

* Standardul de performanţă stabileşte nivelurile indicatorilor de performanţă pentru următoarele activităţi:

a) racordarea la SNT a solicitanţilor, incluzând soluţionarea cererilor acestora, realizarea unor noi instalaţii de racordare/modificarea unor instalaţii de racordare existente şi reamenajarea terenurilor afectate de lucrările de realizare a acestora;
b) asigurarea siguranţei şi a continuităţii serviciului, în conformitate cu prevederile contractuale şi dispoziţiile legale aplicabile în domeniu;
c) soluţionarea reclamaţiilor şi sesizărilor solicitanţilor/utilizatorilor SNT cu privire la serviciul realizat de catre OST, altele decât cele menţionate la lit. (a) si (b);
d) rezolvarea reclamaţiilor utilizatorilor SNT referitoare la măsurarea gazelor naturale;
e) soluţionarea reclamaţiilor solicitanţilor şi utilizatorilor SNT la adresa OST, legate de îndeplinirea obligaţiilor de către acesta, conform standardului de performanţă.

Notă:

Referitor la indicatorul de performanță 〖〗_0, având în vedere dispersia teritorială a societății precum și complexitatea procesului de implementare a procedurilor de lucru conform Standardului de performanță, Transgaz și-a propus elaborarea unei aplicații informatice separate pentru această activitate. Aplicația s-a finalizat și testat doar la începutul anului gazier curent și ca atare, nu a existat o gestionare separată a numerelor unice alocate solicitărilor/sesizărilor/reclamațiilor intrate, alta decât cea folosită pentru toate documentele intrate sau ieșite în/din societate. În prezent toate solicitările/ sesizările/reclamațiile sunt gestionate separat prin aplicația informatică folosită.

Referitor la indicatorul specific de performanță 〖〗_3^1, conform art. 14 al H.G. 1043/2004 ce reglementează etapele de racordare, OTS are obligația să pună la dispoziția solicitantului contractul de racordare în 60 de zile de la înregistrarea cererii, nefiind instituită obligația OTS de transmitere a unui răspuns privitor la acceptul sau refuzul de racordare. În acest sens, Transgaz a luat în considerare și a respectat termenul precizat în cuprinsul acestui act normativ.

Conform indicatorului specific de performanță 〖〗_3^3, care prevede ca punerea în funcțiune a unei instalații de racordare să se realizeze în termenul stabilit în contractul de racordare, la nivelul societății s-a realizat punerea în funcțiune a 4 instalații de racordare, puneri care s-au realizat la solicitarea partenerilor contractuali. Chiar dacă procesul investițional este finalizat la o anumită dată, punerea în funcțiune și exploatarea instalațiilor s-a efectuat la momentul indicat de solicitant. Astfel, acest indicator nu a fost îndeplinit din punct de vedere al Ordinului ANRE 161/2015, motivele fiind explicate mai sus.

În ceea ce privește indicatorul specific de performanță 〖〗_5^1, valoarea acestui indicator nu s-a încadrat în condiția prevăzută în standard, pentru că 4 parteneri adiacenți și 236 de utilizatori de rețea au fost neinformați sau informați necorespunzător din diferite motive precum:

probleme tehnice a platformei HELPDESK;

foaia de manevră aprobată a ajuns la biroul care se ocupă cu informarea partenerilor adiacenți/utilizatorilor de rețea după finalizarea lucrării (după reluarea serviciului de transport);

întreruperi accidentale (fără foaie de manevră), informările electronice ajungând după reluarea serviciului de transport;

informarea legată de întrerupere a fost primită în afara orelor de program.

Valoarea indicatorului specific de performanță 〖〗_5^2 nu s-a încadrat în condiția prevăzută în standard, pentru că 9 parteneri adiacenți au fost informați doar telefonic.

Valoarea indicatorului specific de performanță 〖〗_6^1 nu s-a încadrat în condiția prevăzută în standard, pentru că 30 de parteneri adiacenți și 379 utilizatori de rețea au fost neinformați sau informați necorespunzător din diferite motive precum:

foaia de manevră a fost transmisă spre verificare și aprobare cu mai puțin de 5 zile lucrătoare anterior limitării/întreruperii (în unele cazuri nu s-a ținut cont de sărbătorile legale sau de weekend, care sunt zile nelucrătoare), motiv pentru care foaia aprobată a ajuns la biroul care se ocupă cu informarea partenerilor adiacenți/utilizatorilor de rețea cu și mai puține zile anterior limitării/întreruperii;

nu există informări scrise.

În ceea ce privește valoarea indicatorului de performanță 〖〗_6^2, această valoare nu s-a încadrat în condiția prevăzută în standard, deoarece prestarea serviciului de transport și de sistem al gazelor naturale pentru 100 de parteneri adiacenți și utilizatori de

rețea nu a fost reluată la termenul specificat în notificare. Informațiile privind nerespectarea termenului de reluare a prestării serviciului de transport țin de fiecare Exploatare Teritorială în parte.

Referitor la indicatorul de performanță 〖〗_7, care prevede soluționarea solicitărilor/sesizărilor/ reclamațiilor privind serviciul de transport și de sistem al gazelor naturale, altele decât cele tratate distinct în standard, în termen de 30 de zile, nu s-a răspuns la un număr de 51 solicitări/ sesizări/reclamații în acest termen datorită faptului că informațiile/datele au fost furnizate de către Exploatările Teritoriale, din diferite motive, cu întârziere. Astfel, nu s-a reușit respectarea termenului impus de standard. Începând cu anul gazier curent, cu ajutorul aplicației IT, la care au acces direct și Exploatările Teritoriale din întreaga țară, se monitorizează mult mai strict fiecare solicitare/sesizare/reclamație primită și fiecare răspuns transmis.

4. ALȚI INDICATORI DE PERFORMANȚĂ: GRADUL DE IMPLEMENTARE AL SISTEMULUI DE CONTROL INTERN/ MANAGERIAL LA NIVELUL SOCIETĂȚII

Anual, în perioada septembrie-octombrie, în cadrul societăţii se desfăşoară procesul de autoevaluare a implementării Sistemului de Control Intern/Managerial (SCI/M). În anul 2017 autoevaluarea a avut la bază structura organizatorică aprobată prin Regulamentul de Organizare şi Funcţionare actualizat, respectiv 151 entități organizatorice.

Concluzia, rezultată în urma analizării și centralizării datelor din chestionarele de autoevaluare transmise de către entitățile organizatorice, este că în cadrul societăţii, Sistemul de Control Intern/Managerial este parţial conform, 15 standarde fiind implementate din cele 16 standarde prevăzute de Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr.400/2015 privind aprobarea Codului controlului intern/ managerial al entităţilor publice, modificat și completat de Ordiniul SGG nr. 200/2016, respectiv procesul de implementare a standardelor de control intern/managerial la nivelul societății este de 94%.

Standardul	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Nr. compartimente în care standardul e aplicabil	151	151	151	151	151	151	151	151	151	151	151	151	151	21	151	1
Implementat I	151	149	150	151	150	141	150	143	135	150	147	151	151	21	151	1
Parțial implementat PI		2	1		1	10	1	8	15	1	4
Neimplementat NI								0	1
La nivelul societății	I	I	I	I	I	I	I	I	PI	I	I	I	I	I	I	I

Tabel 14 - Implementarea Standardelor la 31.12.2017

5. DECLARAȚIA NEFINANCIARĂ CONSOLIDATĂ

5.1 De ce Raportare nefinanciară

În conformitate cu prevederile OMFP nr. 1938 din 17 august 2016 privind modificarea și completarea unor reglementări contabile, entitățile de interes public care, la data bilanțului, depășesc criteriul de a avea un număr mediu de 500 de salariați în cursul exercițiului financiar includ în raportul administratorilor o declarație nefinanciară care conține, în măsura în care acestea sunt necesare pentru înțelegerea dezvoltării, performanței și poziției entității și a impactului activității sale, informații privind cel puțin aspectele de mediu, sociale și de personal, respectiv drepturile omului, combaterea corupției și a dării de mită (art I, pct 2, lit. 492^1, alin (1)) sau întocmește un raport separat (art I, pct.2, lit 492^4, alin (1)).

În conformitate cu prevederile OMFP 1938 din 17 august 2016 art I, pct 3, lit 556^1, alin (1) SNTGN Transgaz SA are obligația întocmirii unei declarații nefinanciare consolidate.

SNTGN Transgaz SA a optat pentru prezentarea declarației nefinanciare în cadrul raportului administratorilor.

În definirea şi stabilirea aşteptărilor nefinanciare, acționarul, Statul Român, prin Ministerul Economiei dar şi ceilalţi acţionari au în vedere ca așteptările nefinanciare să nu prejudicieze îndeplinirea aşteptărilor financiare legate de îmbunătăţirea profitabilităţii şi reducerea pierderilor.

Pentru TRANSGAZ, aşteptările nefinanciare ale autorităţii publice tutelare şi ale celorlalţi acţionari, exprimate în scrisoarea de așteptări, sunt:

Alinierea la cerinţele cadrului de reglementare european şi naţional privind transportul de gaze naturale;
Optimizarea calităţii implementării principiilor de bună guvernanţă corporativă, etică şi integritate;
Îmbunătăţirea procesului de bugetare strategică şi monitorizare sisteme şi procese de management;
Consolidarea şi diversificarea relaţiilor de colaborare internă şi externă;
Creşterea eficienţei energetice şi reducerea impactului negativ al proceselor tehnologice asupra mediului înconjurător;
Creşterea gradului de adaptabilitate şi a capacităţii de reacţie a societăţii la schimbările permanente ale mediului în care aceasta îşi desfăşoară activitatea;
Creşterea satisfacţiei clienţilor, partenerilor de afaceri, furnizorilor şi a calităţii serviciilor prestate;
Îmbunătăţirea siguranţei şi securităţii ocupaţionale;
Îmbunătăţirea procesului de comunicare generală, internă şi externă a societăţii, a capitalului de imagine;
Îmbunătăţirea procesului de formare, instruire şi dezvoltare profesională a personalului;
Creşterea valorii de piaţă, a capitalizării bursiere şi a încrederii investitorilor în acţiunile companiei;
Optimizarea rating-ului companiei;
Implementarea unui mecanism de control intern care să protejeze investiţia făcută de acţionari în companie şi activele acesteia şi care să sprijine administratorii in evaluarea anuală a eficacităţii mecanismelor de control;
Optimizarea modelului de politică de responsabilitate socială şi acordare sponsorizări.

5.2 Management responsabil și strategii sustenabile

Pornind de la definiţia sustenabilităţii, "satisfacerea nevoilor de azi fără a sacrifica abilitatea generaţiilor viitoare de a-şi satisface propriile nevoi", cunoscută şi sub denumirea de dezvoltare durabilă, subliniem importanţa unei astfel de politici de dezvoltare.

Politica de dezvoltare durabilă ajută organizaţia să evite, să reducă sau să controleze impactul dăunător al activităţilor sale asupra mediului şi populaţiei, să se conformeze cerinţelor legale aplicabile şi poate face parte dintr-un trend pe care clienţii îl apreciază.

Pilonii de bază ai sustenabilităţii sunt:

creşterea competitivităţii prin inovaţie şi transfer de noi tehnologii;
protecţia mediului prin implementarea unor sisteme de management de mediu, prin eficientizarea proceselor sau prin reducerea consumurilor de resurse naturale;
dezvoltarea organizaţională şi integrarea IT-ului în companie, prin dezvoltarea personalului IT care va creşte substanţial valoarea adăugată în companie a departamentului, respectiv capabilitatea de adaptare la cerinţele pieţii;
comunicarea şi dezvoltarea resurselor umane prin metode interactive şi simulări de situaţii cheie.

Managementul responsabil poate fi descris ca o încercare de a păstra echilibrul între interesele întregii lumi (oameni, firme, mediu) pentru prosperitatea atât a generaţiei prezente, cât și a celei viitoare. Pentru a răspunde acestui principiu politicile adoptate în cadrul societății urmăresc:

minimizarea impactului negativ a activității asupra mediului natural și social;
generarea de beneficii economice societății locale;
îmbunătățirea condițiilor de muncă;
conservarea patrimoniului natural.

5.2.1. Aspecte de mediu

Angajamentul asumat de conducerea companiei prin "Declaraţia de politică privind sistemul de management integrat calitate–mediu, sănătate și securitate ocupațională", este o dovadă certă a faptului că TRANSGAZ responsabilizează importanţa asigurării unui climat organizaţional în care toţi cei interesaţi: angajaţi, acţionari, clienţi, furnizori, comunitate şi mediu să poată interacţiona eficient şi responsabil atât din punct de vedere economic cât şi social.

Principalele activități din domeniul protecției mediului în anul 2017 s-au efectuat planificat și organizat, urmărind prevenirea poluării, reducerea riscurilor de producere a unor incidente de mediu pe amplasamentele din cadrul societăţii, precum și conformarea cu prevederile legislative în domeniu. Ca atare, principalele direcții urmărite au fost:

A. Monitorizarea actelor de reglementare

La nivelul societăţii există 17 autorizaţii de mediu, pentru un număr de 1.195 obiective ale SNTGN TRANSGAZ SA. Conform Planificării reînnoirii actelor de reglementare. Nu au fost depuse solicitări de reînnoire a autorizaţiilor de mediu.

Din punct de vedere a autorizaţiilor de gospodărire a apelor, legislaţia din domeniu impune obţinerea actelor de reglementare la toate obiectivele care au legătură cu apele. Drept urmare, societatea deţine 130 de autorizaţii de gospodărire a apelor pentru traversări cursuri de ape cu conducte de transport gaze naturale, din care, în anul 2017, s-au depus documentații de reînnoire pentru 17 dintre acestea. Conform procedurilor emise de autoritățile naționale de protecția mediului, s-a realizat înregistrarea în Sistemul Integrat de Mediu a proiectelor de dezvoltare, reparații și întreținere a sistemului național de transport gaze naturale. În acest scop s-a coordonat și activitatea de derulare a obținerii actelor de reglementare din punct de vedere al protecției mediului, urmărindu-se respectarea procedurii specificate în legislația din domeniu, ca atare s-au înregistrat un număr de 36 proiecte.

În acest sens s-au verificat proiectele care au fost supuse CTE-ului și s-au emis puncte de vedere în domeniul protecției mediului, urmărindu-se respectarea și conformarea cu prevederile legislative.

B. Evaluarea conformării cu legislația din domeniu

Evaluare internă

Această activitate s-a efectuat prin planificarea diferitelor tipuri de inspecții interne integrate, atât la nivelul Departamentul Calitate Mediu, Protecție și Securitate, cât și la nivelul Exploatărilor Teritoriale, ele fiind realizate de către inspectorii de specialitate din fiecare domeniu în parte.

Ca atare, în urma efectuării acestor inspecții pentru evaluarea conformării cu legislația și în scopul îmbunătățirii activității au fost stabilite măsuri de protecția mediului:

în domeniul gestionării substanțelor periculoase–afișarea Fișelor de securitate revizuite a substanțelor folosite;
în domeniul prevenirii poluării–instruirea personalului cu Planurile de intervenție în caz de poluări accidentale;

în domeniul gestionării deșeurilor–etichetarea corespunzătoare a containerelor, întocmirea documentelor aferente legislației, depozitarea necorespunzătoare a deșeurilor metalice.

Evaluare externă

În anul 2017, SNTGN Transgaz S.A a fost supus unui număr de 15 inspecții externe, realizate de structurile de control din cadrul Gărzii Naționale de Mediu, Administrația Națională Apele Române, Agențiile de Protecția Mediului după cum urmează:

Nr. crt.	Denumirea autorității de control	Amplasamentul inspectat	Data inspecției
1.	GNM Dolj	Exploatarea Teritorială Craiova	25.01.2017
2.	SGA Covasna-ABA Olt	Exploatarea Teritorială Brașov-Sector Bățani	01.02.2017
3.	ABA Buzău Ialomița	Exploatarea Teritorială București reînnoire autorizații gospodărirea apelor	17.02.2017
4.	ABA Buzău Ialomița	Exploatarea Teritorială București reînnoire autorizații gospodărirea apelor	17.02.2017
5.	GNM Sibiu	SNTGN TRANSGAZ–Depozit Botorca	16.03.2017
6.	GNM Covasna	Exploatarea Teritorială Brașov-Sector Bățani	17.05.2017
7.	GNM Gorj	Exploatarea Teritorială Craiova-PM Sâmbotin	31.05.2017
8.	ABA Jiu	Exploatarea Teritorială Arad–Sector Deva	06.09.2017
9.	ABA Jiu	Exploatarea Teritorială Craiova	18.09.2017
10.	ABA Argeș	Exploatarea Teritorială Brașov	09.11.2017
11.	ABA Jiu	Exploatarea Teritorială Craiova	04.12.2017
12.	ABA Buzău Ialomița	Exploatarea Teritorială București reînnoire autorizații gospodărirea apelor	16.11.2017
13.	GNM Sibiu	Exploatarea Teritorială Mediaș	13.12.2017
14.	GNM Sibiu	SNTGN TRANSGAZ–Depozit Botorca	14.12.2017
15.	APM Bacău	Exploatarea Teritorială Bacău–vizită amplasament pentru proiecte noi	20.12.2017

Referitor la contravențiile aplicate SNTGN TRANSGAZ S.A. precizăm că societatea a fost sancționată contravențional pentru nerespectarea prevederilor legislative din domeniul protecției mediului, mai exact din domeniul gospodăririi apelor, cu amendă de 35.000 lei, din care a fost plătită suma de 17.500 lei, în 24 de ore.

În urma controalelor și inspecțiilor nu au fost aplicate sancţiuni, fiind stabilite doar măsuri de îmbunătățire, aşa cum reiese din rapoartele de inspecţii ale autorităţilor de control, în domeniile:

gestiunea deșeurilor;
analiza factorilor de mediu;
autorizațiile de gospodărire a apelor;
planurile de intervenție în caz de poluări accidentale;
gestionarea și depozitarea substanțelor și preparatelor chimice periculoase.

C. Raportări de specialitate la autoritățile din domeniu

Au fost întocmite raportările lunare și trimestriale către autorităţile din domeniu, conform obligaţiilor din actele de reglementare deţinute de societate:

conform prevederilor art. 9, lit. c din OUG nr. 196/2005 privind Fondul pentru mediu, societatea trebuie să plătească obligaţiile către Administraţia Fondului pentru Mediu, acestea reprezentând taxele lunare pentru emisii de poluanţi în atmosferă; în vederea achitării acestor obligații financiare serviciul urmărește consumurile de resurse specifice, cuantifică și întocmește declarația pentru Fondul de Mediu;
conform prevederilor art.13 alineatul 2 din Legea nr. 132/2010 privind Colectarea selectivă a deșeurilor în instituțiile publice, acestea sunt urmărite și centralizate la nivelul companiei cu transmiterea lunară a Registrul de evidență a deșeurilor către Agenția Națională de Protecția Mediului București;
a fost realizată monitorizarea gestiunii deșeurilor produse la nivel de societate și au fost efectuate raportări la autorități, conform obligațiilor din autorizațiile de mediu;
au fost elaborate și transmise Rapoartele anuale de mediu, aferente fiecărei Exploatări Teritoriale, conform obligațiilor din autorizațiile de protecția mediului.

D. Proiectul BRUA

Serviciul Managementul Mediului asigură coordonarea proiectării din punct de vedere a protecției mediului pentru cele 3 stații de comprimare care fac parte din proiectul BRUA.

E. Cheltuieli de protecția mediului

În scopul desfășurării corespunzătoare a activității de protecția mediului, au fost prevăzute cheltuieli aferente achiziționării de servicii specifice și cheltuieli aferente taxelor solicitate de autorități.

În programele societății, respectiv Programul Anual de Servicii Executate de Terți au fost fundamentate și bugetate servicii de mediu necesare, iar prin Programul de Aprovizionare pentru anul 2017, au fost solicitate materiale și produse de protecția mediului.

Precizăm că s-au demarat achiziționarea diferitelor tipuri de servicii, stadiul de derulare a acestor servicii fiind diferit și corelat cu necesitățile rezultate din activitatea principală de transport gaze a SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș.

În anul 2017, au fost întocmite și transmise caietele de sarcini pentru următoarele servicii de mediu, care au fost transmise departamentului de specialitate:

servicii de analize fizico-chimice pentru apele uzate menajere;
servicii de analize fizico-chimice în vederea caracterizării şi clasificării deşeurilor lichide/solide generate din activitatea de godevilare/curăţare la elementele filtrante/separatoare.

Urmare a deciziei societății de a se iniția procedura de acreditare a Laboratorului Monitorizare Factori de Mediu, au fost demarate și realizate acțiuni pentru bugetarea acestui proces, având ca rezultat final introducerea în Programul Anual de Servicii Executate de Terți 2017, achiziția serviciului de consultanță în vederea acreditării laboratorului.

F. Menținerea certificării și tranziția către noul standard ISO 14001:2015 aferent Sistemului de Management al Mediu

În anul 2017 s-a desfășurat instruirea internă a inspectorilor de protecția mediului, unde a fost prezentat Raportul auditul de supraveghere efectuat de către SRAC, având ca rezultat 4 domenii de îmbunătățire în activitatea de protecția mediului, respectiv:

monitorizarea implementării măsurilor impuse în urma inspecțiilor;
specificarea aspectelor de mediu în proiecte;
gestionarea tipurilor de deșeuri rezultate în urma unor lucrări de reparații;
urmărirea și gestionare aspectelor de mediu din cadrul Sucursalei Mediaș.

Totodată s-a început tranziția către noul standard ISO 14001:2015, prin identificarea tuturor proceselor aferente activității și întocmirea Diagramelor de Flux și a Fișelor de proces.

De asemenea în această perioadă s-a desfășurat și un audit extern de diagnostic, efectuat de firma Syscert București.

G. Activitatea desfășurată de Laboratorul Monitorizare Factori de Mediu

Planificarea activităţilor desfăşurate în anul 2017 de către Laboratorul Monitorizare Factori de Mediu a constat în următoarele:

monitorizarea surselor de poluare efectuate de Laboratorul Monitorizare Factori de mediu pentru 526 amplasamente din cadrul exploatării teritoriale;
identificarea şi evaluarea aspectelor de mediu pe amplasamentele societății, pentru 318 amplasamente.

În conformitate cu cerinţele din Autorizaţiile de Mediu, eliberate de Agenția Națională de Protecția Mediului Bucureşti, monitorizarea a implicat efectuarea sistematică, pe amplasamentele societăţii a măsurătorilor asupra factorilor de mediu după cum urmează:

efectuarea măsurătorilor cu privire la nivelul de zgomot;
verificarea instalaţiilor tehnologice din punct de vedere al etanşeităţii în vederea depistării emisiilor de metan şi a celor de etilmercaptan;
determinarea emisiilor de poluanţi atmosferici (CO, NOx, SO2) din gazele de ardere provenite de la stațiile de comprimare, centralele termice, sobe convector şi încălzitoare de gaz;
identificarea diferitelor situaţii neconforme cu legislaţia de protecţia mediului şi/sau în ceea ce priveşte poluările accidentale;
întocmirea buletinelor de măsurare, a fişelor de evaluare a aspectelor de mediu şi a rapoartelor de monitorizare.

Gradul de realizare a monitorizării surselor de poluare:

Tipul activităţii/	Număr de monitorizări	Număr de monitorizări	Gradul de realizare
Perioada de raportare	propuse	realizate	(%)
Monitorizare	526	462	87,83

Obiectivele propuse şi realizate în vederea evaluării aspectelor de mediu:

Anul	Număr de obiective propuse pentru evaluarea aspectelor de mediu	Număr de obiective la care s-a realizat evaluarea aspectelor de mediu	Gradul de realizare (%)
2017	318	282	88,67

Pe baza dotărilor cu aparatură din perioada 2014-2016, s-au efectuat lucrările de monitorizare a surselor de poluare și evaluarea aspectelor de mediu concretizate în rapoarte de monitorizare cu buletine de măsurare urmate de planuri de măsuri corective, întocmite de Serviciul Managementul Mediului. Aceste planuri pentru remedierea neconformităților constatate se supun aprobării conducerii SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș și reprezintă și activitate de control și îndrumare pentru Exploatările Teritoriale.

Resursele financiare alocate

Pentru anul 2017 s-a planificat în PAAP 2017 prin programul PASET 2017, Anexa nr. 8 "Servicii de mediu", poz. nr. 1: "Servicii de service și verificare metrologică pentru aparatura din Laborator Monitorizare Factori de Mediu" suma de 126.112 lei. Detaliat activitatea HSSEQ este prezentată în Anexa 2.

5.2.2. Aspecte de personal

În general, politica în ceea ce privește resursele umane este aceea de reducere a numărului de personal prin pensionările ce vor avea loc în următorii ani și menținerea unui nivel de creștere a cheltuielilor salariale în limita ratei inflației.

Evoluția numărului de personal în perioada în perioada 2013–2017 prevăzută în Planul de Management este prezentată în tabelul următor:

INDICATOR PERSONAL	2013	2014	2015	2016	2017
Număr de personal aprobat prin BVC-început an	5.175	4.946	4.820	4.747	4.673
Reducere de personal (pe cale naturală–pensionări şi alte modalități de încheiere ale CIM)	229	126	73	74	58
Număr de personal la sfârșit de an	4.946	4.820	4.747	4.673	4.615
NUMĂR MEDIU ESTIMAT	4.950	4.883	4.784	4.710	4.644

Tabel 15-Evoluția numărului mediu de angajați în perioada 2013-2017 aprobată în planul de management

Evoluţia numărului de personal în perioada 2013–2017 este următoarea:

Specificaţie	2013	2014	2015	2016	2017
Număr de salariaţi la începutul perioadei	4.978	4.901	4.820	4.700	4.607
Număr de persoane nou angajate	65	120	125	147	187
Număr de persoane care au încetat raporturile de muncă cu societatea	142	185	244	240	389
Număr de salariaţi la sfârşitul perioadei	4.901	4.820	4.700	4.607	4.405

Tabel 16-Evoluția numărului de angajați în perioada 2013-2017

Grafic 15-Evoluţia numărului de angajaţi în perioada 2013-2017 aprobat vs realizat

În anul 2017 au fost angajate un număr de 187 de persoane și au încetat raporturile de muncă cu compania un număr de 389 de angajați. Evoluția numărului de personal în anul 2017 este următoarea:

Specificație	Ian	Feb	Mar	Apr	Mai	Iun	Iul	Aug	Sept	Oct	Nov	Dec

Număr de salariați la începutul perioadei	4.607	4.618	4.631	4.646	4.647	4.632	4.607	4.580	4.518	4.423	4.399	4.398
Număr de persoane nou angajate	25	29	29	13	13	4	12	14	13	8	10	17
Număr de persoane care au încetat raporturile de muncă cu societatea	14	16	14	12	28	29	39	76	108	32	11	10
Număr de salariați la sfârșitul perioadei	4.618	4.631	4.646	4.647	4.632	4.607	4.580	4.518	4.423	4.399	4.398	4.405

Tabel 17-Evoluția numărului de angajați în anul 2017

La data de 31 decembrie 2017, SNTGN TRANSGAZ S.A. a înregistrat un număr de 4.405 angajați cu contracte individuale de muncă, din care 4.351 pe perioadă nedeterminată și 54 pe perioadă determinată.

În anul 2017 s-a continuat politica de reducere a numărului de personal în linie cu pensionările, plecările voluntare și disponibilizările personalului de pe posturile desființate ca urmare a reorganizării unor activități.

În paralel cu această reducere au fost derulate activități de recrutare de specialiști pentru realizarea proiectelor de dezvoltare în care este implicată compania. Din cauza acestor două influențe numărul angajaților societății la 31 decembrie 2017 este cu 202 persoane mai mic decât cel de la 31 decembrie 2016.

Grafic 16-Evoluţia numărului de angajaţi în anul 2017 vs. 2016

În scopul eficientizării utilizării personalului calificat pentru efectuarea în integralitate a atribuțiilor de serviciu în noile condiții de lucru, în acord cu Planul de Administrare a SNTGN Transgaz SA 2013-2017, în cursul anului 2017 erau programate pentru normare 376 lucrări tehnice, dar în urma analizei efectuate la nivelul Comisiei de validare s-au stabilit următoarele:

renunțarea la extragerea normelor de timp și de personal pentru 62 lucrări tehnice din cadrul Exploatărilor Teritoriale*, 16 lucrări tehnice de la Stațiile de Comprimare Gaze** și 2 lucrări tehnice din cadrul Sucursalei Mediaș***;
adăugarea a 22 lucrări tehnice suplimentare, identificate ca fiind necesar a fi normate în cadrul Exploatărilor Teritoriale*, și 5 lucrări tehnice la Sucursala Mediaș,***

rezultând astfel 323 de lucrări tehnice de normat aferente anului 2017.

Datorită necesității desfășurării anumitor lucrărilor tehnice, membrii echipei de normare, au reușit să identifice şi să normeze suplimentar 80 de lucrări tehnice care nu erau prevăzute a fi normate față de cele 376 programate a fi normate la începutul anului 2017, astfel:

UNITATE	LUCRĂRI TEHNICE PROGRAMATE A FI NORMATE ÎN ANUL 2017	LUCRĂRI TEHNICE NORMATE ÎN ANUL 2017
Exploatări teritoriale*	197	192
Stații comprimare**	25	2
Sucursala Mediaș***	101	262
TOTAL	323	456

Tabel 18 - Lucrări tehnice programate/lucrări tehnice normate în anul 2017

În conformitate cu Planul de eșalonare a normării lucrărilor tehnice aprobat de Directorul General, în anul 2017 au fost prevăzute a fi cronometrate 471 de lucrări tehnice, echipa de normare reușind în urma activității desfășurate sa cronometreze la finalul anului–607 lucrări, prezentate în tabelul următor:

2017	Feb	Mar	Apr	Mai	Iun	Iul	Aug	Sep	Oct	Nov	Dec	TOTAL 2017
E.T. ARAD	2	5				4		5	3	3		22
E.T. BACĂU	3	3	2	6	4	5	4	2	5			34
E.T. BRAȘOV			6			2	7	5				20
E.T. BRĂILA	3	15	6	8	4		1	5	7	2		51
E.T. BUCUREȘTI	5			1	6		5	5	8	4	5	39
E.T. CLUJ	6	2	3	4	10	10	15	5	3	8	3	69
E.T. CONSTANȚA		7		5	1	5	4		9	1		32
E.T. CRAIOVA	1	7	6	1	7	2	2	2	3			31
E.T. MEDIAȘ		1	1	3	3	4			3	1		16
SUCURSALA	9	9	11	26	29	53	47	28	58	11		281
SCG		1	1	6			3			2		13
Total lucrări cronometrate	29	50	36	60	64	85	88	57	99	32	8	608

		Tabel 19 - Total lucrări cronometrate în anul 2017
--	--	----------------------------------------------------	--

Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii, relevă interesul societăţii de a acoperi nevoile de personal prin angajarea de specialişti cu înaltă calificare precum şi perfecţionarea continuă a personalului existent, fiind evidente tendinţele de creştere a numărului de angajaţi cu studii superioare în paralel cu scăderea numărului de angajaţi cu studii medii și a numărului de angajați cu studii generale și în curs de calificare.

Evoluția structurii personalului pe categorii de studii în perioada 01.01-31.12.2017 este prezentată în tabelul următor:

Nr. crt.	Categorie	2013	2014	2015	2016	2017
1.	Absolvenţi studii superioare	1.096	1.169	1.237	1.291	1.370
2.	Absolvenţi studii liceale	1.565	1.521	1.446	1.414	1.346
3.	Absolvenţi studii profesionale	896	877	834	792	708
4.	Absolvenţi studii generale + curs de calificare	1.344	1.253	1.183	1.110	981
	TOTAL angajaţi	4.901	4.820	4.700	4.607	4.405

Grafic 17-Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2013-2017

Îmbunătățirea procesului de formare, instruire și dezvoltare profesională a personalului

În cadrul societăţii procesul de formare profesională a personalului se realizează în mod continuu şi planificat prin cursuri cu formatori externi din ţară sau străinătate sau cu formatori interni prin Centrul de Instruire şi Formare Profesională.

Instruirea are două componente: una profesională (tehnică, economică, alte specialităţi) necesară îndeplinirii sarcinilor de serviciu din fişa postului şi una generală privind perfecţionarea profesională pe diverse domenii.

Formarea, perfecționarea şi dezvoltarea profesională a angajaților din cadrul societății se realizează în baza Programului anual de formare și perfecționare profesională elaborat la nivelul societății, în consens cu prevederile din Contractul Colectiv de Muncă în vigoare.

În domeniul formării și perfecționării continue a salariaților în anul 2017 au fost organizate cursuri de formare profesională și perfecționare cu formatori externi din țară și străinătate pentru 1.169 salariați, în domenii specifice și/sau complementare domeniului de activitate al societății.

Precizăm că prin Centrul de Instruire și Formare Profesională propriu au fost derulate cursuri de calificare ale angajaților în meseriile operator la extracția, tratarea, transportul și distribuția gazelor naturale, lăcătuș mecanic și sudor, mecanic motoare termice, meserii pentru care deținem autorizația CNFPA, diplomele fiind recunoscute pe piața muncii din UE.

De asemenea un mare număr de angajați au urmat un curs de perfecționare anuală cu personalul de specialitate al Centrului de Instruire și Formare Profesională și cu lectori cooptați din rândul specialiștilor societății.

Situația numărului de cursuri de calificare și perfecționare desfășurate pentru angajații societății în anul 2017 este prezentată în următorul tabel:

Nr.									2017
crt.	Categorie	Ian	Feb	Mar	Apr	Mai	Iun	Iul	Aug	Sep	Oct	Nov	Dec	TOTAL
1.	Nr. cursuri cu formatori interni (prin Centrul de Instruire și Formare Profesională propriu)	5	1	-	-	1	1	-	-	1	4	-	-	13
2.	Nr. cursuri cu formatori externi	2	13	11	3	10	4	11	7	8	13	19	9	110
	TOTAL	7	14	11	3	11	5	11	7	9	17	19	9	123

Tabel 21 - Situația cursurilor de calificare/perfecționare pentru angajații societății în anul 2017

Situația numărului de cursuri de calificare și perfecționare desfășurate pentru angajații societății în perioada 2013–2017 este prezentată în tabelul următor:

Nr. crt.	Categorie	2013	2014	2015	2016	2017
1.	Nr. cursuri cu formatori interni	11	13	11	8	13
2.	Nr. cursuri cu formatori externi	106	124	135	147	110
	TOTAL	117	137	146	155	123

Tabel 22 - Situația cursurilor de calificare/perfecționare în perioada 2013-2017

Prin centrul propriu de instruire și formare profesională au fost calificați, în cursul anului 2017 un număr de 83 de angajați în meseriile pentru care deținem atestarea CNFPA.

Situația numărului de angajați care au absolvit cursuri de calificare/perfecționare în perioada 2013–2017 este următoarea:

Nr. crt.	Categorie	2013	2014	2015	2016	2017
1.	Nr. personal calificat prin cursuri cu formatori interni	1.180	1.097	1.206	155	834
2.	Nr. personal calificat prin cursuri cu formatori externi	833	1.213	912	953	1.169
	TOTAL	2.013	2.310	2.118	1.108	2.003

Tabel 23 - Situația numărului de personal care au absolvit cursuri de calificare/perfecționare

La 31 decembrie 2017 gradul de sindicalizare al forței de muncă era de 96,91%, din totalul de 4.405 salariați, 4.269 fiind membri de sindicat.

Există 4 organizații sindicale la care sunt înscriși angajații SNTGN Transgaz, și anume:

Sindicatul "Transport Gaz Mediaș";
Sindicatul Liber SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș;
Sindicatul Cercetare Tehnologie "CERTEH" Mediaș;
Sindicatul Profesional "Metan" Mediaș.

Sindicatul "Transport Gaz Mediaș" este sindicatul reprezentativ la nivel de unitate, conform prevederilor Legii nr. 62/2011 a Dialogului Social, art. 51. lit.c., motiv pentru care reprezintă angajații societății la încheierea și derularea Contractului colectiv de muncă încheiat la nivelul SNTGN Transgaz SA.

Raporturile dintre angajator și angajați sunt reglementate prin Contractul colectiv de muncă la nivelul societății, înregistrat la Inspectoratul Teritorial de Muncă Sibiu sub nr. 112/23.06.2015 în Registrul Contractelor colective, precum și prin contractele individuale de muncă ale salariaților. Perioada de valabilitate a Contractului colectiv de muncă la nivelul societății a fost prelungită cu 12 luni, până la 25.06.2018 prin Actul Adițional încheiat la 26.05.2017.

Raporturile dintre angajator și angajați se încadrează în prevederile legale în vigoare, pe parcursul anului 2017 neexistând elemente conflictuale în legătură cu aceste raporturi.

5.2.3. Aspecte sociale

Responsabilitatea Socială Corporativă reprezintă un aspect al guvernării corporative, prin intermediul căreia s-au iniţiat, la nivelul companiilor, o serie de acţiuni responsabile social, ce pot fi cuantificate în termenii sustenabilitătii şi ai performanţei durabile.

SNTGN Transgaz SA Mediaş, consecventă principiului aplicării unui management responsabil în îndeplinirea misiunii asumate, conştientizează importanţa faptului că, uneori, o susţinere financiară pentru o cauză nobilă sau pentru un scop important, este vitală şi de aceea prin programele şi proiectele de responsabilitate socială iniţiate, se implică activ în viaţa comunităţii, demonstrându-şi astfel statutul de "bun cetăţean".

Rolul esenţial pe care TRANSGAZ îl are în domeniul energetic din România şi din Europa, se completează în mod firesc cu dorinţa de a veni în sprijinul nevoilor reale ale tuturor celor care contribuie permanent la bunul mers al activităţii sale.

Parte componentă a strategiei TRANSGAZ de dezvoltare durabilă, politica de responsabilitate socială are ca obiectiv creşterea permanentă a gradului de responsabilizare a companiei faţă de salariaţi, acţionari, parteneri, comunitate şi mediu cât şi eficientizarea impactului programelor de responsabilitate socială iniţiate în acest scop.

Politica companiei în ceea ce priveşte responsabilitatea socială se bazează pe un set de principii care definesc această interacţiune dintre companie pe de o parte şi salariaţi, acţionari, parteneri, comunitate şi mediu, pe de altă parte.

Respectând principiul prudenţei financiare şi cel al transparenţei, acţiunile de comunicare şi CSR propuse pentru anul 2017 au fost riguros dimensionate, atât în structură cât şi valoric şi au răspuns cerinţelor de raportare ce revin TRANSGAZ, în calitate de emitent de valori mobiliare dar şi cerinţelor de creştere a capitalului de imagine şi reputaţional al companiei.

Informații detaliate privind responsabilitatea socială se găsesc pe site-ul web acompaniei, la adresa: http://www.transgaz.ro/responsabilitate-socială.

Activitatea privind sponsorizările și ajutoarele financiare conform CCM în anul 2017

SPONSORIZĂRI

Ca urmare a art. XIV, din OUG nr. 2/2015, pentru modificarea şi completarea unor acte normative precum şi alte măsuri, s-a prevăzut ca agenţii economici prevăzuţi în art. 1 din Ordonanţa Guvernului nr. 26/2013 privind întărirea disciplinei financiare la nivelul unor operatori economici la care statul sau unităţile administrativ-teritoriale sunt acţionari unici ori majoritari sau deţin direct ori indirect o participaţie majoritară, aprobată cu completări prin Legea nr. 47/2014, care acordă donaţii sau sponsorizări în bani, conform legislaţiei în vigoare, respectă la acordarea acestora încadrarea în următoarele plafoane:

a) minimum 40% din suma aprobată, în domeniul medical şi de sănătate, pentru dotări cu echipamente, servicii, acţiuni sau orice alte activităţi în legătură cu acest domeniu, inclusiv susţinerea unor tratamente sau intervenţii medicale ale unor persoane și pentru programe naţionale;
b) minimum 40% din suma aprobată, în domeniile educaţie, învăţământ, social şi sport, pentru dotări cu echipamente, servicii, acţiuni sau orice alte activităţi în legătură cu aceste domenii, inclusiv programe naţionale;
c) maxim 20% din suma aprobată, pentru alte acţiuni și activităţi, inclusiv pentru suplimentarea celor prevăzute la lit. a) si b).

Nivelul cheltuielilor cu sponsorizarea pentru SNTGN Transgaz SA sunt reglementate în BVC pe anul 2017, aprobat prin HAGOA nr.1/27.04.2017, în următoarea structură:

	(mii lei)
CATEGORII SPONSORIZĂRI	PROPUNERE BVC 2017
Cheltuieli de sponsorizare în domeniul medical și sănătate	1.200
Cheltuieli de sponsorizare în domeniul educație, învățământ, social,sport Din care:	1.600
-pentru cluburile sportive	1.100
Alte cheltuieli de sponsorizare	200
TOTAL	3.000
	(lei)

Nr. ctr.	CATEGORII SPONSORIZĂRI	SUMA BUGETATĂ 2017	SUMA ACORDATĂ 2017	SUMA RĂMASĂ
0	1	2	3	4=2-3
1.	DOMENIUL MEDICAL ŞI SĂNĂTATE	1.200.000	857.000	343.000
2.	DOMENIUL EDUCAȚIE,ÎNVĂȚĂMÂNT, SOCIAL, SPORT, din care:	1.600.000	1.511.082	88.918

Grafic 18-Situaţia bugetului de sponsorizare pe anul 2017 şi a sumelor bugetate/acordate până la 31.12.2017

În considerarea asigurării unui management responsabil şi eficient al activităţii de acordare sponsorizări şi ajutoare financiare, la nivelul SNTGN Transgaz SA s-a urmărit:

elaborarea "Politicii companiei de acordare a sponsorizărilor și ajutoarelor financiare", document prin care se asigură un cadru eficace de derulare şi monitorizarea acestora în conformitate cu reglementările legale și fiscale în vigoare;
actualizarea procedurii de proces PP-51 privind elaborarea documentelor de sponsorizare;
constituirea, Comisiei de analiză a cererilor de sponsorizare prin Decizia nr. 258/20.04.2015 a directorului general.

În anului 2017, s-au acordat sponsorizări în domeniile: Medical și sănătate în valoare de 857.000 lei, domeniul Educaţie-învăţământ-social şi sport–în valoare de 1.511.082 lei, iar în domeniul Alte cheltuieli cu sponsorizarea, menționăm că s-au acordat sponsorizări în sumă de 194.250 lei. Raportul detaliat al sponsorizărilor acordate în anul 2017 se găsește pe pagina web a companiei la adresa: http://www.transgaz.ro/ro/responsabilitate-sociala/informatii-publice-privind-activitatea-de-sponsorizare

AJUTOARE FINANCIARE ACORDATE CONFORM CCM

La nivelul SNTGN Transgaz SA Mediaş, acordarea de ajutoare financiare salariaţilor este reglementată prin procedura de proces PP-52-"Elaborarea documentelor de ajutor financiar" şi se derulează prin Serviciul Administrativ și Activități Corporative care instrumentează cererile de ajutor social primite din partea angajaţilor (în conformitate cu prevederile CCM în vigoare), sunt prezentate spre avizare Direcției Juridice, Avizare și Contencios, iar apoi spre analiză şi aprobare Consiliului de Administraţie.

În cursul anului 2017 au fost instrumentate un număr de 45 de cereri de ajutor social, din care 10 cereri de ajutor social în sumă totală de 50.221 lei, provin din anul 2016, având în vedere că la data întocmirii Referatului pentru ședința Consiliului de Administrație din data de 20 decembrie 2016 erau în curs de instrumentare.

Situația instrumentării celor 45 de cereri de ajutor social în cursul anului 2017, se prezintă astfel:

4 cereri de ajutoare sociale au fost închise, ca urmare a faptului că nu au îndeplinit prevederile legale;
29 cereri de ajutor social în sumă totală de 362.730,71 lei, au fost prezentate spre analiză și aprobare Consiliului de Administrație în ședința din data de 21 decembrie 2017;
12 cereri de ajutor social au fost în curs de instrumentare la data întocmirii referatului pentru ședința CA din data de 21 decembrie 2017, iar finalizarea acestora se va face în cursul anului 2018.

În cursul anului 2017 Consiliul de Administrație a aprobat acordarea unui număr de 29 ajutoarele sociale în sumă totală de 362.730,71 lei.

Centralizat pe perioada 2013–2017, această activitate se prezintă astfel:

Grafic 19-Evoluţia numărului de contracte de sponsorizare încheiate în perioada 2013-2017

Grafic 20-Evoluţia numărului de ajutoare financiare acordate în perioada 2013-2017

5.2.4 Etică și integritate

Având în vedere Hotărârea Guvernului nr. 583/2016 privind aprobarea Strategiei Naționale Anticorupție pe perioada 2016–2020, SNTGN Transgaz SA a adoptat la 21.11.2016 DECLARAȚIA privind aderarea la valorile fundamentale, principiile, obiectivele și mecanismul de monitorizare a SNA 2016–2020, prin care condamnă corupția în toate formele în care aceasta se manifestă și își asumă îndeplinirea măsurilor specifice ce țin de competența societății cuprinse în Planul de integritate al SNTGN Transgaz SA pentru perioada 2016 – 2020 aprobat prin Decizia nr. 181 din 23.02.2017.

Prevenirea și combaterea fraudei și a corupției constituie o prioritate pentru S.N.T.G.N. Transgaz S.A., care manifestă o preocupare constantă de îmbunătățire a calității actului managerial prin introducerea unor măsuri eficiente de diminuare a fenomenului de corupție.

Planul de Integritate al SNTGN Transgaz SA urmărește îndeplinirea următoarelor obiective

OBIECTIV GENERAL	OBIECTIVE SPECIFICE
Dezvoltarea unei culturi a transparenţei pentru o bună	Creşterea transparenţei instituţionale şi a proceselor decizionale
guvernare corporativă	Creşterea transparenţei proceselor de administrare a resurselor publice

Creşterea integrităţii instituţionale prin includerea măsurilor de prevenire a corupţiei ca elemente obligatorii ale planurilor manageriale şi evaluarea lor periodică ca parte integranta a performanţei administrative	Îmbunătaţirea capacităţii de gestionare a eşecului de management prin corelarea instrumentelor care au impact asupra identificarii timpurii a riscurilor şi vulnerabilităţilor instituţionale

Consolidarea integrităţii, reducerea vulnerabilităţilor şi a riscurilor de corupţie în sectoare şi domenii de activitate prioritare	Creşterea integritătii, reducerea vulnerabilităţilor şi a riscurilor de corupţie in mediul de afaceri

Creşterea gradului de cunoaştere şi înţelegere a	Creşterea gradului de educaţie anticorupţie a personalului din cadrul companiei
standardelor de integritate de către angajaţi şi beneficiarii serviciilor publice	Creşterea gradului de informare a publicului cu privire la impactul fenomenului corupţiei

Consolidarea performanţei de combatere a corupţiei prin mijloace penal şi administrative	Consolidarea mecanismelor de control administrativ

Creşterea gradului de implementare a măsurilor anticorupţie prin aprobarea planului de integritate şi autoevaluarea periodică la nivelul societăţii	Consolidarea integrităţii instituţionale prin planuri dezvoltate pe bază de analiză de risc şi standarde de control managerial intern

Implementarea Planului de Integritate se bazează pe un set de principii care ghidează comportamentul, atitudinile, drepturile şi modul de onorare a atribuțiilor de serviciu a responsabililor cu implementarea.

Aceste principii sunt:

Principiul transparenţei implementarea Planului va fi permanent orientată spre maximizarea căilor şi posibilităților de informare reciprocă a factorilor de decizie şi a angajaților pentru asigurarea clarității şi înțelegerii proceselor în derulare;
Principiul responsabilităţii - presupune asumarea de către responsabilii de implementare a obligațiilor de a efectua acțiunile până la sfârşit cu asumarea răspunderii pentru consecințe; Principiul competenţei - în implementarea Planului vor fi implicate persoane care dispun de cunoştințele şi abilitățile necesare, investiți cu exercitarea acestor atribuții şi responsabili pentru acțiunile lor;
Principiul cooperării cu societatea civilă şi factorii de interes locali în implementarea Planului, autoritățile publice vor colabora în mod deschis, corect şi cât mai eficient cu societatea civilă şi cu factorii de interes locali;
Principiul non-discriminării în implementarea Planului se va asigura implicarea tuturor grupurilor comunitare în procesul de elaborare și implementare a proiectelor, inclusiv a grupurilor vulnerabile;
Principiul profesionalismului se va manifesta prin calitatea de a soluționa problemele în baza competențelor, calităților şi se va caracteriza prin prisma responsabilității şi atitudinii față de obligațiunile proprii.

În anul 2017 în cadrul societății au fost identificate 9 domenii principale de risc: resurse umane, achiziții, operarea SNT, proiectarea, urmărire lucrări, juridic, tehnologia informațiilor și comunicații, audit, guvernanță corporativă. Au fost analizate riscurile pe aceste domenii de activitate și au fost propuse măsuri de diminuare a acestora prin Planul de integritate al SNTGN Transgaz SA pentru perioada 2016 - 2020.

Transgaz efectuează raportări periodice şi continue cu privire la evenimente importante ce privesc societatea, incluzând, fară a se limita la acestea, situaţia financiară, performanţa, proprietatea şi conducerea, atât în mass media cât şi pe pagina web proprie (www.transgaz.ro).

Compania pregăteşte şi diseminează informaţii periodice şi continue relevante în conformitate cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară (IFRS) şi alte standarde de raportare, respectiv de mediu, sociale şi de conducere (ESG–Environment, Social and Governance). Informaţiile sunt diseminate atât în limba româna cât şi în limba engleză.

Compania organizează periodic întâlniri cu analiştii financiari, brokeri, specialişti de piaţă cât şi investitori pentru prezentarea rezultatelor financiare (anuale, trimestriale, semestriale), întâlniri relevante în decizia investiţională a acestora.

Obiectivele strategice generale şi specifice ale activităţii SNTGN Transgaz SA sunt stabilite în contextul alinierii la cerinţele noii politici energetice europene privind siguranţa şi securitatea energetică, dezvoltarea durabilă şi competitivitatea.

În acest context, implementarea şi dezvoltarea principiilor guvernanţei corporative dezvoltarea practicilor de afaceri responsabile, transparente, devine tot mai mult o necesitate în fundamentarea şi aplicarea strategiilor şi politicilor de business ale companiilor.

Subscriind acestui deziderat, SNTGN Transgaz SA Mediaş urmăreşte şi prin regulamentul de guvernanţă proprie, asigurarea unui cadru riguros de dimensionare şi reglementare a guvernanţei corporative la nivelul societăţii, dezvoltarea unui sistem relaţional eficace şi proactiv în raport cu acţionarii şi părţile interesate.

Administratorii Transgaz apreciază că, acţionând în spiritul celor mai bune practici de guvernanţă corporativă se pot atinge obiectivele propuse și crește capitalul de încredere al părţilor interesate (stakeholders) în capabilităţile societăţii de a asigura maximizarea eficienţei activităţii.

5.2.5 Politica de conformitate

Pentru asigurarea unui management responsabil atât din punct de vedere mediu, social, personal cât și din punct de vedere al controlului tuturor activităților desfășurate în companie și a administrării riscurilor asociate se pune accent pe continuarea dezvoltării și implementării sistemului de control intern/managerial la nivelul societății conform Ordinului SGG 400/2015 pentru aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice, modificat și completat de Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 200/2016.

Dezvoltarea Sistemului de Control Intern/Managerial

1. Generalități

Definirea controlului intern/managerial

În legislația din România, controlul intern/managerial este definit ca reprezentând ansamblul formelor de control exercitate la nivelul entităţii publice, inclusiv auditul intern, stabilite de conducere în concordanţă cu obiectivele acesteia şi cu reglementările legale, în vederea asigurării administrării fondurilor publice în mod economic, eficient şi eficace; acesta include de asemenea structurile organizatorice, metodele şi procedurile.

Potrivit Standardelor Internaționale de Audit, emise de Consiliul pentru Standarde Internaționale de Audit și Asigurare (IAASB) al Federației Internaționale a Contabililor (IFAC), controlul intern este definit ca fiind "Procesul conceput, implementat și menținut de către persoanele însărcinate cu guvernanța, conducere și alte categorii de personal cu scopul de a furniza o asigurare rezonabilă privind îndeplinirea obiectivelor unei entități cu privire la credibilitatea raportării financiare, eficiența și eficacitatea operațiunilor și conformitatea cu legile și reglementările aplicabile.

Termenul de "controale" face referire la orice aspecte ale uneia sau mai multor componente ale controlului intern."

2. Cadru legislativ

Procesul de implementare, dezvoltare și monitorizare a Sistemului de Control Intern/Managerial, are ca bază legală următoarele acte normative:

Ordinului Ministerului Finanţelor Publice nr. 946/2005 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial, cuprinzând Standardele de control intern/managerial la entităţile publice şi pentru dezvoltarea Sistemelor de Control Intern/Managerial, republicat;
Ordinului nr. 1423 din 30/10/2012 privind modificarea Ordinului ministrului finanţelor publice nr. 946/2005 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial, cuprinzând Standardele de control intern/managerial la entităţile publice şi pentru dezvoltarea Sistemelor de Control Intern/Managerial.
Ordinului MFP nr. 1649/2011, completare a OMF nr. 946/2005, cuprinde o serie de informaţii privind Programele de implementare a sistemului de control intern/managerial în entităţile publice, autoevaluarea sistemului de control/intern şi raportarea stadiul de implementare a acestuia în entităţile publice.
Ordinului MF nr. 1423 din 30/10/2012 privind modificarea Ordinului ministrului finanţelor publice nr. 946/2005 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial, cuprinzând Standardele de control intern/managerial la entităţile publice şi pentru dezvoltarea sistemelor de control intern/managerial.

În anul 2015, prin Ordinul nr. 808/2015 s-a aprobat abrogarea Ordinului Ministerului Finanţelor Publice nr. 946/2005 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial, cuprinzând Standardele de control intern/managerial la entităţile publice şi pentru dezvoltarea Sistemelor de Control Intern/Managerial, republicat, împreună cu legislația adiacentă, prin Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 400/2015 pentru aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice, modificat și completat de Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 200/2016.

3. Structura organizatorică a Sistemului de Control Intern/Managerial

Structura organizatorică a Sistemului de control intern/managerial din cadrul SNTGN Transgaz SA, conform Ordinului Secretariatului General al Guvernului nr. 200/2016, se prezintă astfel:

Fig. 11-Structura organizatorică a Sistemului de control intern/managerial din cadrul SNTGN Transgaz SA

NOTĂ:

GL-SCI/M - Grup de lucru pe Departament/Direcție/Serviciu independent/Sucursala Mediaș/Exploatarea Teritorială pentru dezvoltarea SCI/M;

GL-EGR - Echipa de Gestionare a Riscurilor pe Departament/Direcție/Serviciu Independent/Sucursala Mediaș/Exploatarea Teritorială.

În vederea monitorizării, coordonării și îndrumării metodologice a implementării și dezvoltării sistemului de control intern/managerial, directorul general al SNTGN Transgaz SA constituie prin Decizia nr. 519 din 19.07.2016, actualizată prin Decizia nr. 603/27.06.2017, o structură cu atribuții în acest sens, denumită Comisia de monitorizare.

Modul de organizare şi activitatea Comisiei de monitorizare sunt stabilite prin Regulamentul de Organizare și Funcționare a Comisiei de monitorizare SCI/M și prin procedura "Activitatea Comisiei de monitorizare SCI/M", care este în curs de elaborare.

Preşedinte al Comisiei de monitorizare este directorul general adjunct al societăţii domnul Haţegan Gheorghe.

Președintele Comisiei de monitorizare emite ordinea de zi a ședințelor, asigură conducerea ședințelor și elaborează procesele verbale ale ședințelor și hotărârile comisiei.

Membrii în Comisia de monitorizare sunt numiți directorii departamentelor/direcţiilor independente/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale din cadrul societăţii. Membrii Comisiei de monitorizare pot desemna un responsabil cu dezvoltarea sistemului de control intern/managerial în cadrul departamentului/direcţiei/Sucursalei/ Exploatării Teritoriale pe care o reprezintă. Secretarul Comisiei de monitorizare este șeful Serviciului Implementare și Monitorizare SCI/M.

Secretariatul Comisiei de monitorizare este asigurat prin Serviciul Implementare și Monitorizare a Sistemului de Control Intern/Managerial din cadrul Direcţiei Strategie Bugetară, Departamentul Strategie şi Management Corporativ.

Comisia de monitorizare are, în principal, următoarele atribuţii:

coordonează procesul de actualizare a obiectivelor generale ale societăţii, a obiectivelor specifice și a activităților la care se atașează indicatorii de performanță sau de rezultat pentru evaluarea acestora;
monitorizează şi evaluează anual realizarea obiectivelor generale ale societăţii;
analizează și prioritizează anual riscurile semnificative, care pot afecta atingerea obiectivelor generale, stabilind limitele de toleranță la risc; acestea trebuie aprobate de conducerea societăţii, sunt obligatorii și se transmit tuturor compartimentelor pentru aplicare;
analizează și avizează procedurile formalizate și le transmit spre aprobare conducătorului societății (membrii implicaţi în activităţile procedurate supuse analizei şi avizării);
analizează, în vederea aprobării, informarea privind desfășurarea procesului de gestionare a riscurilor, elaborată de Echipa de Gestionare a Riscurilor;
analizează în vederea aprobării informarea privind monitorizarea performanțelor la nivelul entității, elaborată de secretarul Comisiei de monitorizare, pe baza raportărilor anuale privind monitorizarea performanțelor anuale de la nivelul compartimentelor;
elaborează/actualizează/monitorizează anual programul de implementare şi dezvoltare a sistemului de control intern/managerial al societăţii, program care cuprinde obiective, acţiuni, responsabilităţi, termene;
supune aprobării directorului general programul de implementare şi dezvoltare a sistemului de control intern/managerial al societăţii;
îndrumă compartimentele din societate în ceea ce priveşte implementarea şi dezvoltarea sistemului de control intern/managerial;
prezintă directorului general, ori de câte ori consideră necesar, dar cel puţin o dată pe an, informări referitoare la progresele înregistrate cu privire la implementarea şi dezvoltarea sistemului de control intern/managerial, în raport cu programul adoptat la nivelul societăţii, la acţiunile de monitorizare, coordonare şi îndrumare metodologică întreprinse, precum şi la alte probleme apărute în legatură cu acest domeniu;
efectuează anual autoevaluarea dezvoltării sistemului de control intern/managerial în cadrul societăţii;
elaborează şi transmite raportări anuale, privind stadiul implementării sistemului de control intern/managerial în baza Ordinului SGG nr. 400/2015 modificat și completat prin Ordinul SGG nr. 200/2016 pentru aprobarea Codului controlului intern managerial al entităților publice, la data închiderii exerciţiului financiar al anului precedent, împreună cu situația financiară anuală, organului ierarhic superior (Ministerului Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afaceri ca entitate publică ierarhic superioară);
elaborează şi transmite entităţii publice ierarhic superioare (Ministerului Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afaceri ca entitate publică ierarhic superioară) la termenele stabilite de aceasta, dar nu mai târziu de 15 martie a fiecărui an, programele de măsuri elaborate şi actualizate de implementare şi dezvoltare a sistemului de control intern/managerial, inclusiv actele administrative de constituire a structurii care se ocupă cu dezvoltarea sistemului de control intern/managerial.

În vederea gestionării riscurilor la nivelul societății, directorul general al SNTGN Transgaz SA a constituit prin Decizia nr. 518 din 19.06.2016, actualizată prin Decizia nr.602/27.06.2017, Echipa de Gestionare a Riscurilor la nivelul SNTGN Transgaz SA și Echipe de Gestionare a Riscurilor la nivelul departamentelor/direcțiilor/serviciilor independente/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale.

Echipa de Gestionare a Riscurilor cuprinde înlocuitorii directorilor de departamente/direcții/servicii independente/Sucursala Mediaș/Exploatare Teritorială, în calitate de membrii, coordonată de către președinte, persoană diferită de cea care coordonează Comisia de monitorizare.

Preşedinte al Echipei de Gestionare a Riscurilor la nivelul societății este directorul general adjunct, domnul Târsac Grigore.

Președintele Echipei de Gestionare a Riscurilor emite ordinea de zi a ședintelor echipei, asigură conducerea ședințelor, elaborează procesele verbale ale ședințelor, care cuprind dezbaterile privind riscurile și măsurile de control stabilite și le transmite entităților structurale pentru implementare.

Secretarul Echipei de Gestionare a Riscurilor și înlocuitorul acestuia sunt desemnați de către președinte dintre responsabilii cu riscurile de la nivel de departament/direcție/servicii independente/Sucursala Mediaș/Exploatare Teritorilă.

Modul de organizare și de lucru al Echipei de Gestionare a Riscurilor este în responsabilitatea președintelui și este stabilită prin Regulamentul de Organizare și Funcționare și procedura "Activitatea Echipei de Gestionare a Riscurilor", în curs de elaborare.

Secretarul Echipei de Gestionare a Riscurilor elaborează Registrul riscurilor de la nivelul societății, prin centralizarea registrelor de riscuri de la nivelul departamentelor/direcțiilor/serviciilor independente/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale.

Pe baza rapoartelor semestriale/anuale privind desfășurarea procesului de gestionare a riscurilor de la nivelul fiecărui departament/direcție/serviciu independent/Sucursalei Mediaș/Exploatării Teritoriale, dar și pe baza Planului de implementare a măsurilor de minimizare a riscurilor, secretarul Echipei de Gestionare a Riscurilor elaborează o informare semestrială/anuală privind gestionarea riscurilor, care se analizează și se discută pentru a fi transmisă spre aprobare Comisiei de monitorizare.

Activitatea Comisiei de monitorizare și a Echipei de Gestionare a Riscurilor este consiliată de șeful Serviciului Audit Intern.

Membrii Echipei de Gestionare a Riscurilor vor constitui echipe de gestionare a riscurilor la nivelul departamentului/direcției independente/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale pe care le coordonează, echipe constituite din şefii de servicii din entităţile respective.

Echipa de Gestionare a Riscurilor de la nivelul societății are, în principal, următoarele atribuţii:

coordonează echipele de gestionare a riscurilor constituite la nivelul departamentelor/direcţiilor independente/sucursalei/exploatărilor teritoriale pe care le reprezintă;
analizează și prioritizează riscurile semnificative, care pot afecta atingerea obiectivelor specifice ale departamentelor/direcţiilor independete/Sucursalei Mediaș/Exploatării Teritoriale pe care o reprezintă;
validează sau invalidează riscurile escaladate;
propune apetitul la risc pentru anul în curs;
propune limitele de toleranță ale riscului;
transmite la termenele stabilite în cadrul şedinţelor Echipei, informări referitoare la desfășurarea procesului de gestionare a riscurilor la nivelul societății;
analizează și validează Programul de Măsuri pentru Minimizarea Riscurilor pe societate pentru riscurile escaladate;
analizează stadiul implementării măsurilor de control pentru minimizarea riscurilor și stabilește corecțiile ce se impun, revizuiește expunerea la risc și validează riscurile reziduale;
primeşte, la termenele stabilite în cadrul şedinţelor Echipei de la echipele de gestionare a riscurilor constituite la nivelul departamentelor/direcțiilor/serviciilor independente/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale informări referitoare la desfășurarea procesului de gestionare a riscurilor în cadrul acestora;
analizează informarea privind desfășurarea procesului de gestionare a riscurilor, elaborată de secretarul Echipei de Gestionare a Riscurilor, pe baza raportărilor anuale, de la nivelul departamentelor/direcților/serviciilor independente/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale;
prezintă Comisiei de monitorizare, coordonare și îndrumare metodologică, pentru implementarea și dezvoltarea Sistemului de Control Intern/Managerial, ori de câte ori consideră necesar, dar cel puţin o dată pe an, informări referitoare la desfășurarea procesului de gestionare a riscurilor la nivelul societății;
echipele de Gestionare a Riscurilor constituite la nivelul departamentelor/direcțiilor/serviciilor independente/Sucursalei Mediaș /Exploatărilor Teritoriale, au în principal, următoarele atribuții:
identifică, evaluează şi prioritizează riscurile care pot afecta atingerea obiectivelor specifice;
informează structurile respective asupra celor constatate în vederea menţinerii riscurilor identificate în limite acceptabile;
întocmesc registrul riscului la nivelul departamentului/direcţiei/serviciului independent/Sucursalei Mediaș/Exploatării Teritoriale pe care o reprezintă conform Procedurii de proces PP-106 "Managementul Riscului";
validează sau invalidează soluția de clasare pentru riscurile propuse;
aprobă riscurile propuse pentru escaladare;
ierarhizează riscurile şi elaborează profilul de risc;
analizează şi adoptă măsurile de control ale riscurilor reţinute şi desemnează Responsabilul cu monitorizarea implementării acțiunilor/măsurilor de ținere sub control a riscurilor (RM);
dezbat stadiul implementării măsurilor de control, stabilesc corecţiile ce se impun, revizuieşte expunerea la risc şi stabileşte riscul rezidual pe care-l evaluează;
stabileşte închiderea riscurilor soluţionate.

Secretarul Echipei de Gestionare a Riscurilor pe societate (înlocuitorul acestuia) are în principal următoarele atribuții:

centralizează Registrele Riscurilor pe Departament/Direcție/Sucursala Mediaș/Servicii Independente/Exploatările Teritoriale pentru toate riscurile inerente identificate și escaladate și elaborează Registrul Riscurilor pe societate pentru riscurile escaladate, și-l actualizează anual;
centralizează Raportul de Monitorizare a stadiului de Implementare a Măsurilor de minimizare a riscurilor pe Departament/Direcție/Servicii Independente/Sucursala Mediaș/Exploatare Teritoriale;
centralizează Programul de Măsuri pivind Minimizarea Riscurilor pe Departament/Direcție/ Servicii Independente/Sucursala Mediaș/Exploatare Teritorială;
elaborează Programul de Măsuri pivind Minimizarea Riscurilor pe societate pentru riscurile escaladate;
întocmește Informarea semestrială/anuală privind procesul de gestionare al riscurilor la nivel de societate.

4. Standardele de control intern/managerial

Stabilirea sistemului de control intern/managerial intră în responsabilitatea conducerii fiecărei entități publice și trebuie să aibă la bază standardele de control intern/managerial promovate de Secretariatul General al Guvernului. Standardele de control intern/managerial stabilite, conform Ordinului Secretariatului General al Guvernului nr. 400/2015 pentru aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice, modificat și completat de Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 200/2016, definesc un minimum de reguli de management pe care toate entitățile publice trebuie să le urmeze.

Standardele sunt grupate în cinci categorii numite elemente – cheie:

Elemente Cheie	Standarde
I. MEDIUL DE CONTROL
	Standardul 1 - Etică, integritate
Grupează problemele legate de organizare, managementul resurselor	Standardul 2 - Atribuții, funcții, sarcini
umane, etica, deontologie și integritate.	Standardul 3 - Competență, performanță
	Standardul 4 - Structura organizatorică
II. PERFORMANȚE ȘI MANAGEMENTUL RISCULUI
	Standardul 5 - Obiective
Vizează problematica managementului legată de fixarea obiectivelor, planificare (planificare multianuală), programare (planul de management) și performanțe (monitorizarea performanțelor).	Standardul 6 - Planificarea
	Standardul 7 - Monitorizarea performanţelor
	Standardul 8 - Managementul riscului
III. ACTIVITĂȚI DE CONTROL
	Standardul 9 - Proceduri
Se focalizează asupra: documentării procedurilor, continuității operațiunilor, înregistrării excepțiilor, separării atribuțiilor, supravegherii, etc.	Standardul 10 - Supravegherea
	Standardul 11 - Continuitatea activităţii
IV. INFORMARE ȘI COMUNICARE
Vizează problemele ce țin de crearea unui sistem informațional adecvat și	Standardul 12 - Informarea şi comunicarea
a unui sistem de rapoarte privind execuția planului de management, a	Standardul 13 - Gestionarea documentelor
bugetului, a utilizării resurselor, precum și gestionării documentelor.	Standardul 14 - Raportarea contabilă şi financiară
V. AUDITAREA ȘI EVALUAREA
Vizează dezvoltarea capacității de evaluare a controlului intern/managerial,	Standardul 15 - Evaluarea sistemului de control
în scopul asigurării continuității procesului de perfecționare a acestuia.	intern/managerial
	Standardul 16 – Auditul intern

Evoluția gradului de dezvoltare și implementare al Sistemului de Control Intern/Managerial în perioada 2013-2017 este următoarea:

Grafic 21-Evoluția gardului de implementare al SCI/M

În urma analizării și centralizării datelor din chestionarele de autoevaluare (autoevaluarea anuală) transmise de către entitățile organizatorice, în cadrul societăţii, Sistemul de Control Intern/Managerial este parţial conform, 15 standarde fiind implementate din cele 16 standarde prevăzute de Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 400/2015 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţilor publice, modificat și completat de Ordiniul SGG nr. 200/2016.

Standardul	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Nr. compartimente în care standardul e aplicabil	151	151	151	151	151	151	151	151	151	151	151	151	151	21	151	1
Implementat I	151	149	150	151	150	141	150	143	135	150	147	151	151	21	151	1
Parțial implementat PI		2	1		1	10	1	8	15	1	4
Neimplementat NI								0	1
La nivelul societății	I	I	I	I	I	I	I	I	PI	I	I	I	I	I	I	I

Tabel 25- Implementarea Standardelor de control intern managerial al SNTGN Transgaz SA la 31.12.2017

Ponderea standardelor implementate %

Grafic 22-Ponderea standardelor implementate la 31.12.2017

Pentru implementarea tuturor Standardelor specifice Controlului Intern/Managerial în cursul anului 2018 sunt prevăzute următoarele acțiuni:

			La nivelul societății
Denumirea standardului	I	PI	Măsuri
0	1	2	3
I. MEDIUL DE CONTROL
Standardul 1 - Etică, integritate	DA
Standardul 2 - Atribuții, funcții, sarcini	DA
Standardul 3 - Competență, performanță	DA
Standardul 4 - Structura organizatorică	DA
II. PERFORMANȚE ȘI MANAGEMENTUL RISCULUI
Standardul 5 - Obiective	DA
Standardul 6 - Planificarea	DA
Standardul 7 - Monitorizarea performanţelor	DA
Standardul 8 - Managementul riscului	DA
III. ACTIVITĂȚI DE CONTROL
Standardul 9 - Proceduri		DA	Elaborare/actualizare proceduri de proces/sistem în conformitate cu cerințele SR

			La nivelul societății
Denumirea standardului	I	PI	Măsuri
			EN ISO 9001:2015 și PS 01 SMI, pentru toate entitățile structurii organizatorice din cadrul Transgaz SA.
Standardul 10 - Supravegherea	DA
Standardul 11 - Continuitatea activităţii	DA
IV. INFORMARE ȘI COMUNICARE
Standardul 12 - Informarea şi comunicarea	DA
Standardul 13 - Gestionarea documentelor	DA
Standardul 14 - Raportarea contabilă şi financiară	DA
V. AUDITAREA ȘI EVALUAREA
Standardul 15 - Evaluarea sistemului de control intern/managerial	DA
Standardul 16 - Auditul intern	DA

Tabel 26-Măsuri stabilite pentru implementarea standardelor PI

Pentru a răspunde prevederilor Ordinului SGG nr. 200/2016 de completare a Ordinului SGG nr. 400/2015 în anul 2017 au fost întreprinse următoarele acțiuni:

elaborarea conform prevederilor Ordinului SGG nr. 200/2016, care modifică și completează Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 400 din 12 iunie 2015 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial la entitățile publice, a "Situației Centralizatoare semestrială privind stadiul implementării și dezvoltării sistemului de control intern/managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA, la data de 31.12.2016" și transmiterea acesteia către Ministerului Economiei, Comerțului și relațiilor cu Mediul de Afaceri";
elaborarea, în vederea raportării stadiului implementării Sistemului de Control Intern/Managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2016 (rezultat în urma analizării și centralizării datelor din chestionarele de autoevaluare transmise de către entitățile organizatorice), a "Raportului directorului general asupra Sistemului de Control Intern/Managerial conform modelului prevăzut în Anexa nr. 4.3. din Instrucțiunile prevăzute la Ordinul SGG nr. 400/2015 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice, modificat și completat de Ordinul SGG nr. 200/2016" și a altor documente anexe, care au fost transmise către Ministerului Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afaceri;
aprobarea și transmiterea către Ministerul Economiei, Comerțului și Relațiilor cu Mediul de Afaceri a "Programului de dezvoltare al Sistemului de Control Intern/Managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA–2017", elaborat conform prevederilor Ordinului Secretariatului General al Guvernului nr. 400 din 12 iunie 2015 privind aprobarea Codulului controlului intern/managerial la entitățile publice, modificat și completat de OSGG nr. 200/2016, art.4, alin. (1) coroborat cu art. 8, alin. (1);
elaborarea în curs a Procedurii PP-106 "Managementul riscurilor", în conformitate cu cerințele SR EN ISO 9001:2015 și PS 01 SMI;
elaborarea draft-ului Strategiei de Management al Riscului;
actualizarea Zonei comune (transgaz on intranet–ZoneInterDep–"ControlIntern Managerial"), cu accesul limitat al membrilor Comisiei numiţi prin Decizie şi al responsabililor pe departament/direcţie/sucursala/exploatare teritorială; această zonă a fost creată pentru realizarea unei comunicării rapide şi eficiente privind elaborarea tuturor documentelor justificative necesare demonstrării implementării SCI/M în cadrul tuturor entităţilor societăţii;
inventarierea activităților procedurabile din cadrul Transgaz SA la data de 31.12.2017, în număr de 219 precum și a procedurilor de sistem și de proces elaborate/actualizate la 30.06.2017, în număr de 108;
stabilirea indicatorilor de performanță asociați activităților și obiectivelor specifice pe departamente, direcții în număr de 353, la 31.12.2017;
actualizarea în curs a Registrului Riscurilor pe societate pentru riscurile escaladate și a Programului de Măsuri pentru Minimizarea Riscurilor pentru riscurile escaladate;
participarea la ședința Comisiei de monitorizare a implementării SCI/M din data de 06.07.2017, în care s-a analizat stadiului de implementare și dezvoltare a SCI/M în cadrul departamentelor/direcțiilor/serviciilor independente/Sucursalei Mediaș/ET-urilor la 30.06.2017 și s-a prezentat "Raportul privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul SNTGN Transgaz SA–30.06.2017";
solicitarea actualizării/elaborării următoarelor documente, prin adresa nr. 13182/DSMC/21.03.2017, conform PP-91 "Elaborarea/actualizarea registrului riscurilor", pentru toate entitățile existente conform ultimei structuri organizatorice aprobate:
obiectivele specifice, activități, indicatori de performanță, riscuri, nivel de risc și instrumente de control, (Anexa nr. 1 și Anexa nr. 1a din PP-91 "Elaborarea/actualizarea registrului riscurilor");
registrul riscurilor pe serviciu/birou (Anexa nr. 5 din PP-91 "Elaborarea/actualizarea registrului riscurilor") pentru toate serviciile/birourile existente conform ultimei structuri organizatorice aprobate;
registrul riscurilor pe Departament/direcție/serviciu independent/Sucursala Mediaș/Exploatărilor Teritoriale (Anexa nr. 6 din PP-91 "Elaborarea/actualizarea registrului riscurilor");
formularul alertă la risc (Anexa nr. 2 din PP-91 "Elaborarea/actualizarea registrului riscurilor") pentru riscurile escaladate de la nivel de departament/direcție la nivel de societate;
"Planul de măsuri pentru minimizarea riscurilor identificate în cadrul serviciului/biroului, Departamentului/Direcției/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale;
Serviciul independent" (Anexa nr. 3 din PP-91 "Elaborarea/actualizarea registrului riscurilor");
Fișa de urmărire a măsurilor de control al riscului (Anexa nr. 4 din PP-91 "Elaborarea/actualizarea registrului riscurilor").
actualizarea "Deciziei nr. 519/19.07.2016 privind constituirea Comisiei de monitorizare, coordonare și îndrumare metodologică a implementării și dezvoltării Sistemului de Control Intern/Managerial al SNTGN Transgaz SA" prin Decizia nr. 603/27.06.2017;
actualizarea "Deciziei nr. 518/19.07.2016 privind constituirea Echipei de Gestionare a Riscurilor din cadrul SNTGN Transgaz SA", conform prevederilor Ordinului SGG nr. 400/2015 din 12.06.2015 modificat și completat de Ordinul SGG nr. 200/2016 prin Decizia nr. 602/2017;
nominalizarea/renominalizarea responsabililor cu implementarea și dezvoltarea SCI/M la departamente/direcții/servicii independente și la direcțiile nou înființate;
înființarea în cadrul structurii organizatorice a Direcției Strategie Bugetară din subordinea Departamentului Strategie și Management Corporativ, a unei entități funcționale noi sub denumirea de Serviciul Implementare și Monitorizare SCI/M cu Biroul Managementul Riscului, aprobată prin Hotărârea nr. 5/27.02.2017 a Consiliului de Administrație al SNTGN Transgaz SA;
elaborarea Informării privind monitorizarea procesului de gestionare a riscurilor la nivelul societății, elaborat de EGR pe baza Rapoartelor privind monitorizarea și gestionarea riscurilor de la nivelul departamentelor/direcțiilor/serviciilor independente conform Adresei nr. 27317/DSMC/16.06.2017;
desfășurarea ședințelor Echipei de Gestionare a Riscurilor (EGR) în data de 03.07.2017, respectiv 06.07.2017 în vederea:
aprobării Regulamentului de Organizare și Funcționarea a Echipei de Gestionare a Riscurilor;
aprobării Declarației-Angajament privind Politica de management a riscurilor a Directorului General;
aprobării Metodologiei de Managementul Riscului pentru SNTGN Transgaz SA;
avizării Informării privind monitorizarea procesului de gestionare a riscurilor la nivelul societății, elaborat de EGR pe baza Rapoartelor privind monitorizarea și gestionarea riscurilor de la nivelul departamentelor/direcțiilor/serviciilor independente conform Adresei nr. 27317/DSMC/16.06.2017.
desfășurarea ședinței Comisiei de monitorizare în data de 06.07.2017 în vederea:
aprobării Regulamentului de Organizare și funcționare a Comisiei de monitorizare SCI/M;
analizării/aprobării Informării privind stadiul de implementare SCI/M la nivelul SNTGN Transgsaz SA la 30.06.2017 vs 31.12.2016;
aprobării Informării privind monitorizarea procesului de gestionare a riscurilor la nivelul societății, elaborat de EGR pe baza Rapoartelor privind monitorizarea și gestionarea riscurilor de la nivelul departamentelor/direcțiilor/serviciilor independente conform Adresei nr. 27317/DSMC/16.06.2017;
aprobării Situației centralizatoare privind stadiul implementării și dezvoltării SCI/M la data de 30.06.2017, raportare care se transmite Ministerului Economiei București.
desfășurarea instruirii membrilor Comisiei de monitorizare și a responsabililor SCI/M cu fiecare departament/direcție/ serviciu independent/sucursala/exploatarea teritorială, repartizați pe 3 grupe de lucru, cu următoarea temetică:
stabilirea/actualizarea obiectivelor specifice și a indicatorilor de performanță asociați la nivel de Departament/Direcție/servicii independente/Exploatare Teritorială (completarea Anexei 1 la PP-91 Elaborarea/actualizarea riscurilor);
stabilirea obiectivelor, activităților, indicatorilor de performanță, riscurilor și instrumentelor de control la nivel de serviciu/birou/compartiment (Anexa 1a la PP-91 Elaborarea/actualizarea Registrului riscurilor);
completarea Fișelor analitice și a Fișelor sintetice la nivel de serviciu/departament/ direcție/Sucursală/ET;
instruirea privind modul de completare a anexelor prevăzute în PP-91 Elaborarea/ actualizarea Registrului riscurilor (Anexa 1 și 1a, Anexa 2–Fișa alertă la risc, Anexa 3– Programul de minimizarea a riscurilor, Anexa 4–Registrul Riscurilor);
stabilirea aspectelor practice privind modul de completare a chestionarului de autoevaluare a stadiului de implementare SCM;
întocmirea "Listei Obiectivelor specifice și indicatorii de performanță pe Exploatarea Teritorială"-pentru Standardul 5–"Obiective";
elaborarea "Listei Obiectivelor specifice, riscuri și instrumente de control pe Exploatarea Teritorială"-pentru Standardul 8–"Managementul riscului"; acțiunea de definitivare privind stabilirea/actualizarea obiectivelor și de completare a anexelor prevăzute în PP-91 Elaborarea/actualizarea Registrului riscurilor la nivelul Transgaz SA, are termen de finalizare și postare pe Zona comună INTRANET/ZoneInterDep/ ControlInternManagerial 01.11.2017 respectiv 12.12.2017;
transmiterea "Chestionarului de autoevaluare pentru anul 2017" tuturor structurilor organizatorice din cadrul Transgaz SA pentru demararea procesului de autoevaluare a stadiului de implementare SCI/M în cadrul societății, cu Adresa nr. DSMC/46496/03.10.2017 și completarea chestionarului conform prevederilor PP-162 "Autoevaluarea Sistemului de Control Intern/Managerial al SNTGN Transgaz SA";
centralizarea rezultatelor chestionarelor de evaluare primite de la 151 de servicii/birouri: 15 standarde "implementate" și un standard "parțial implementat"; gradul mediu de implementare al

standardelor de control intern la nivelul celor 151 structuri, la data de 31.12.2017 este de 98,18% standarde implmementate.

Pentru perioada următoare sunt de realizat:

actualizarea "Deciziei nr. 548 din 26.07.2016 privind numirea responsabililor SCI/M din cadrul SNTGN Transgaz SA;
actualizarea Procedurii de proces PP 91–"Elaborarea/actualizarea Registrului riscului";
elaborarea și definitivarea Procedurii de sistem PS-106 "Managementul riscurilor", în conformitate cu cerințele SR EN ISO 9001:2015 și PS 01 SMI; prin Adresa nr. DSB/59651/11.12.2017 s-au transmis Serviciului Managementul Calității fișierele de proces și diagramele de flux aferente acestei proceduri; în urma validării acestora se va elabora Procedura de sistem "Managementul riscurilor";
elaborarea Procedurii de proces privind activitatea Comisiei de monitorizare SCI/M;
elaborarea Procedurii de proces privind activitatea Echipei de Gestionare a Riscurilor la nivel de societate;
actualizarea Procedurii de proces PP–162 "Autoevaluarea Sistemului de Control Intern/Managerial al SNTGN Transgaz SA";
aprobarea Strategiei de Management al Riscurilor SNTGN Transgaz SA;
aprobarea Informării privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul SNTGN Transgaz pentru anul 2017;
aprobarea Informării privind monitorizarea performațelor la nivel de SNTGN Transgaz, pentru anul 2017;
aprobarea Limitei de toleranță la risc pentru anul 2018;
aprobarea Profilului de risc pentru anul 2018, la nivelul SNTGN Transgaz;
aprobarea Sistemul de monitorizare a desfășurării activităților din structura obiectivelor SNTGN Transgaz, pentru anul 2018;
elaborarea Programului de dezvoltare SCI/M pentru anii 2018-2021;
analizarea/actualizarea Registrului riscurilor pe societate și a Planului de măsuri pentru minimizarea riscurilor majore identificate în cadrul SNTGN Transgaz SA–2018;
completarea Fișelor analitice și a Fișelor sintetice pentru fiecare entitate organizatorică din cadrul Transgaz SA pentru anul 2018;
elaborarea conform prevederilor Ordinului SGG nr. 200/2016, care modifică și completează Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 400 din 12 iunie 2015 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial la entitățile publice, a "Situației Centralizatoare semestrială privind stadiul implementării și dezvoltării sistemului de control intern/managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA, la data de 31.12.2017" și transmiterea acesteia către Ministerului Economiei;
elaborarea conform prevederilor Ordinului SGG nr. 200/2016, care modifică și completează Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 400 din 12 iunie 2015 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial la entitățile publice, a Raportului asupra sistemului de control intern managerial la data de 31 decembrie 2017, și transmiterea acesteia către Ministerului Economiei;
elaborarea conform prevederilor Ordinului SGG nr. 200/2016, care modifică și completează Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 400 din 12 iunie 2015 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial la entitățile publice, a "Situației Centralizatoare semestrială privind stadiul implementării și dezvoltării sistemului de control intern/managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA- capitolul I" și transmiterea acesteia către Ministerului Economie.

Managementul Riscului

Prin natura activităţilor desfăşurate societatea este expusă riscurilor identificate şi prezentate mai sus şi de aceea în ipoteza în care oricare dintre riscurile identificate s-ar materializa, ar putea fi afectate în mod negativ activitatea, situaţia financiară şi/sau rezultatele operaţionale ale SNTGN Transgaz SA. Riscurile identificate la nivelul societăţii şi care impun un management şi un control adecvat includ:

Riscuri privind sectorul gazelor naturale
Riscul asociat intervenţiei guvernamentale în sectoarele principale de infrastructură.
Modificarea cadrului de reglementare specific pieţei gazelor naturale şi a reglementărilor legislative aplicabile activităţii societăţii.
Impactul proiectelor concurente asupra activităţii de transport internaţional de gaze naturale.
Fluctuaţia sezonieră a activităţii.
Modificarea preţurilor gazelor naturale din Romania.
Riscuri privind activitatea de transport gaze naturale
Caracterul reglementat al activităţii de transport gaze naturale.
Variaţiile prețului gazului achiziţionat de societate.
Riscul aferent implementării noului model de activitate al SNTGN Transgaz SA.
Încheierea contractelor de transport internaţional în baza unor acorduri interguvernamentale.
Neîndeplinirea programului minim de investiţii - obligaţie a SNTGN Transgaz SA conform Acordului de Concesiune.
Riscul de a nu reuşi îmbunătăţirea profitabilităţii activității curente de transport gaze naturale şi reducerea consumului tehnologic.
Riscul privind accesul limitat la surse proprii pentru finanţarea planurilor de dezvoltare.
Imposibilitatea de a dezvolta alte activităţi generatoare de profit ca domeniu principal de activitate.
Riscul ca ANRE să nu accepte remunerarea investiţiilor efectuate și introducerea acestora în RAB.
Riscul ca Sistemul Naţional de Transport să poată fi afectat de catastrofe naturale.
Riscul privind regimul informaţiilor clasificate ale SNTGN Transgaz SA.
Sindicate puternice ce pot îngreuna procesul de optimizare şi eficientizare a activităţii societăţii.
Riscuri financiare
Creditare.
Cursul valutar.
Rata dobânzii.
Lichidităţi.

Activități desfășurate pentru stabilirea riscurilor operaționale la nivelul societății:

elaborarea Procedurii PP-91 "Elaborarea/actualizarea Registrului riscurilor";
stabilirea obiectivelor specifice și indicatorii de performanță asociați activităților și obiectivelor specifice pe departamente, direcții–Anexa 1–"Obiective specifice și indicatori de performanță la nivel de Departament/Direcție/Sucursala Mediaș/Exploatări Teritoriale" din PP-91 "Elaborarea/actualizarea Registrului riscurilor";
stabilirea indicatorilor de performanță asociați activităților și obiectivelor specifice pe departamente, direcții, UMP Marea Neagră;
stabilirea activităților specifice Serviciului/biroului din cadrul Departamentului/Direcției/Serviciilor independente pentru îndeplinirea obiectivelor specifice și indicatorii de performanță și riscurile inerente pe activități–Anexa 1a–"Obiective, activități, indicatori de performanță, riscuri, nivel de risc și instrumente de control la nivelul Serviciului/Biroului" din PP-91 "Elaborarea/actualizarea Registrului riscurilor";
elaborarea Programelor de minimizare a riscurilor identificate (inerente) pentru riscurile identificate la nivel de departament/direcție și până la nivel de serviciu/birou;
elaborarea și actualizarea Registrului Riscurilor pe societate pentru riscurile escaladate conducerii societatii și Programul de Măsuri pentru Minimizarea Riscurilor pentru riscurile escaladate top managementului.

Întrucât managementul riscului e un proces foarte complex, iar numărul de compartimente din societate este relativ mare, inițial s-au identificat riscurile operaționale la nivelul biroului, serviciului, departamentului, societății si s-au elaborat registrele riscului pe serviciu, departament, societate (conform PP-91).

Ulterior a fost elaborată procedura Managementul Riscului urmând ca riscurile identificate să fie supuse analizei Echipei de gestionare a riscului și Comisiei de monitorizare pentru elaborarea Registrului final al Riscului pe societate și a Planurilor de minimizare a riscului.

Trebuie menționat faptul că toate măsurile întreprinse până în prezent se referă la riscurile operaționale, dar trebuie avute în vedere și analizate și alte riscurile identificate la nivelul societății:

riscuri privind mediul economic;
riscuri privind sectorul gazelor naturale;
riscuri privind activitatea de transport gaze naturale (legi, reglementări);
riscuri financiare;
riscuri datorate unor dezastre naturale (cutremure, inundații).

5.2.6 Indicatori cheie de performanță nefinanciari

Din categoria indicatorilor nefinanciari operaționali de performanță (prezentați în Anexa a 2a a HG 722/2016 pentru aprobarea Normelor metodologice de aplicare a unor prevederi din Ordonanța de Urgență a Guvernului nr.109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice) în cadrul societății sunt monitorizații următorii indicatori:

Nr. crt	Indicator	Obiectiv	Nr crt.		2017	Gradul de realizare
				Planificat	Realizat
	Operaționali
6	Monitorizare Strategie de investiții și implementare	Realizarea proiectelor FID din Planul de dezvoltare pe 10 ani I = (acțiuni realizate +demarate) / acțiuni	6.1	Faza I: - Obținerea autorizației de construire pentru conductă;	Finalizat	100%
		propuse 1.Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de	6.2	- Obținerea autorizației de construire pentru	Finalizat

		Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria (BRUA faza 1).		stașii de comprimare
7	Creșterea eficienței energetice	Menținerea ponderii consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate sub 1%	7.1	<1	0,73	136,9%
	Orientați către servicii publice
8	Indicatori de	Realizarea țintelor	8.1	1 ≥ 90% 𝐼𝑃0	0%	0%
	performanță ai serviciului de	prevăzute în Standardul de performanță pentru	8.2	1 ≥ 95% 𝐼𝑃1	-
	transport gaze naturale	serviciului de transport și de sistem al gazelor	8.3	2 ≥ 95% 𝐼𝑃1	-
		naturale (ordinul ANRE 161/26.11.2015 intrat în	8.4	3 ≥ 95% 𝐼𝑃1	-
		vigoare la 1 octombrie 2016)	8.5	4 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
			8.6	5 ≥ 𝐼𝑃1 95%	100%
			8.7	1 ≥ 95% 𝐼𝑃2	100%
			8.8	2 ≥ 95% 𝐼𝑃2	-
			8.9	1 ≥ 95% 𝐼𝑃3	100%
			8.10	2 ≥ 95% 𝐼𝑃3	-
			8.11	3 ≥ 95% 𝐼𝑃3	0%
			8.12	4 ≥ 95% 𝐼𝑃3	-
			8.13	1 ≥ 95% 𝐼𝑃4	100%
			8.14	1 ≥ 𝐼𝑃5 98%	78,16%
			8.15	2 ≥ 𝐼𝑃5 98%	0%
			8.16	1 ≥ 98% 𝐼𝑃6	10,5%
			8.17	2 ≥ 98% 𝐼𝑃6	78,12%
			8.18	1 ≥ 80% 𝐼𝑃7	76,39%
			8.19	1 ≥ 98% 𝐼𝑃8	100%
			8.20	2 ≥ 98% 𝐼𝑃8	100%
			8.21	1 ≥ 90% 𝐼𝑃9	-
	Guvernanță corporativă
9	Implementarea sistemului de control intern/ managerial	Implementarea prevederilor Ordinului SGG nr. 400/2015 pentru aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice cu completările ulterioare. I = standarde implementate/standarde prevăzute de ordinul 400/2015*100	9.1	94%	94% Nr. ME 270251/ 30.01.2018 Adresa nr DSMC/2497/ 17.01.2018	100%

		Realizarea măsurilor prevăzute în Programul de implementarea SCI/M I = măsuri realizate în termen /măsuri propuse *100
10	Satisfacția clienților	Realizarea țintelor prevăzute în planul de administrare (Conform PP 165 Evaluarea satisfacției clienților un punctaj între 6-8 reprezintă faptul că serviciile oferite au satisfăcut în mod corespunzător cerințele clienților)	10.1	7,7	7,7	100%
11	Stabilirea politicilor managementului de risc și	Realizarea țintelor prevăzute în Planul de administrare privind implementarea cerințelor	11.1	-Elaborarea metodologiei privind managementul riscului	Realizat Aprobată în ședința EGR din 06.07.2017 – PV nr. DSMC/3176/07.07.2017
	monitorizarea riscului	Standardului 8 din Ordinului SGG nr. 400/2015 pentru aprobarea Codului controlului	11.2	-Elaborarea declarației de management a riscului;	Realizat Aprobată în ședința EGR din 06.07.2017 – PV nr. DSMC/ 3176/ 07.07.2017	100%
		intern/managerial al entităților publice cu completările ulterioare.	11.3	-Elaborare ROF al Echipei de Gestionare a Riscului (EGR);	Realizat Aprobat în ședința EGR din 06.07.2017 – PV nr. DSMC/3176/ 07.07.2017
			11.4	-Actualizare Deciziei de constituire EGR.	Realizat Decizia nr.602/27.06.2017
12	Raportarea la timp a indicatorilor	Încadrarea în termenele legale de raportare I = termene efective de	12.1	Calendar de comunicare financiară către BVB	Realizat	100%
	cheie de performanță	raportare/ termene prevăzute de raportare *100	12.2	Stadiul realizării Planului de dezvoltare a sistemului național de transport gaze naturale pe 10 ani	Realizat Adresa nr 12315/16.03.2017
			12.3	Raportare SCI/M	Realizat Adesa nr. DSMC/2497/17.01.2018 ME nr.270251/ 30.01.2018 Adresa nr.31870/07.07.2017 Nr ME 382743/17.08.2017 Adresa nr. 11925/ 14.03.2017 –nr. ME 381077/16.03.2017
			12.4	Raportare privind realizarea indicatorilor de performanță ai serviciului de transport gaze naturale	Realizat Adresa nr.7349/ 14.02.2018
			12.5	Raportare formular S1100 privind monitorizarea aplicării prevederilor OUG 109/2011	Realizat Adresa nr. 38304/16.08.2017
13	Creșterea integrității instituționale prin	Respectarea măsurilor asumate prin Planul de integritate aprobat	13.1	- Actualizarea site ului societății în conformitate cu	PV nr. 3 din 20.12.2017	100%

includerea măsurilor de prevenire a corupției ca element al planurilor		Memorandumul ,,Creșterea transparenței și standardizarea afișării informațiilor de interes public''
manageriale	13.2	- Cursuri de formare și perfecționare a salariaților care au atribuții de furnizare a informațiilor de interes public în scopul creșterii capabilității de furnizare a acestora (relevanța informațiilor)	Realizat ( prin organizarea și desfășurarea cursului de Comunicare externă și comunicare în situații de criză)
	13.3	- Publicarea indicatorilor tehnici alături de cei financiari pentru proiectele finanțate din fonduri externe nerambursabile	Realizat (www.transgaz.ro/ro/ activitati/cooperare– internationala/proiecte-majore-de dezvoltare)
	13.4	- Elaborarea politicii privind prevenirea corupției	Au fost elabrate: Declarația de politică și Politica privind prevenirea corupției Urmează în luna martie supunerea acestora spre aprobare în CA.
	13.5	- Organizarea de cursuri de perfectionare pe teme privind integritatea, corupția și frauda (management);	Conform Programului de perfecționare pentru anul 2017, au fost instruiți un număr de 405 salariați, din care 360 manageri. Toți salariații SIG și SAI sunt programați, în trim I 2018, la cursuri cu tema Etică și Integritate. Se va lua legătura cu Serv. Antifraudă din DCC/MEc pentru stabilirea unui program de instruire
	13.6	- Inițierea unei campanii de informare a salariaților privind fenomenul fraudei și corupției (management);	Intern: a fost transmis tuturor salariaților Declarația de aderare la SNA și Planul de integritate al societății. Extern: conform Ord. 1244/2017, se va realiza de către Serv Antifraudă din cadrul DCC/MEc.
	13.7	- Consultarea salariaților în procesul de elaborare a Planului de integritate	Realizat (prin transmiterea tuturor structurilor companiei pe email a unui Chestionar, in faza de elaborare și a draftului Planului de Integritate după elaborarea acestuia)
	13.8	- Adoptarea și distribuirea în cadrul societății a declarației de aderare la SNA;	Realizat (prin transmiterea acesteia prin email tuturor structurilor societății și postarea acesteia pe intranet)
	13.9	-Elaborare Plan de integritate;	Realizat (transmis prin Adresele nr. 8731 și 8732/23.02.2017 către Ministerul Economiei și Ministerul Justiției)
	13.10	- Aprobarea și distribuirea în cadrul	Realizat (Decizia nr. 181/23.02.2017 de aprobare a Planului de Integritate

	societății a Planului de Integritate	împreună cu Planul de Integritate, transmise tuturor structurilor companiei prin email în data de 24.02.2017
13.11	- Evaluarea anuală a modului de implementare a Planului de integritate și adaptarea acestuia la riscurile și vulnerabilitățile nou apărute	Realizat (transmise prin Adresa nr. DSMC 4226/29.01.2018, împreună cu Anexa 1 – Situația incidentelor de integritate, Anexa 2- Raportare implementare măsuri SNA Ministerul Justiției și Raport la data de 30.01.2018 privind stadiul realizării Planului de Integritate al SNTGN TRANSGAZ SA)
13.12	-Publicarea anuală a indicatorilor de performanță monitorizați în cadrul Planului de Integritate al societății	Realizat (prin publicarea Evaluării anuale a Planului de Integritate pe intranet)
13.13	_ Evaluarea semestrială a stadiului implementării SCI/M.	Realizat Adesa nr. DSMC/2497/17.01.2018 ME nr.270251/ 30.01.2018 Adresa nr. 31870/07.07.2017 – nr. ME 382743/17.08.2017 Adresa nr.11925/ 14.03.2017 – nr. ME 381077/16.03.2017

Tabel 27 – Realizarea indicatorilor cheie de performanță nefinanciari pentru calculul componentei variabile a remunerației în perioada 2017

Notă:

Referitor la indicatorul de performanță ⁰ , având în vedere dispersia teritorială a societății precum și complexitatea procesului de implementare a procedurilor de lucru conform Standardului de performanță, Transgaz și-a propus elaborarea unei aplicații informatice separate pentru această activitate. Aplicația s-a finalizat și testat doar la începutul anului gazier curent și ca atare, nu a existat o gestionare separată a numerelor unice alocate solicitărilor/sesizărilor/reclamațiilor intrate, alta decât cea folosită pentru toate documentele intrate sau ieșite în/din societate. În prezent toate solicitările/ sesizările/reclamațiile sunt gestionate separat prin aplicația informatică folosită.
Referitor la indicatorul specific de performanță ³ 1 , conform art. 14 al H.G. 1043/2004 ce reglementează etapele de racordare, OTS are obligația să pună la dispoziția solicitantului contractul de racordare în 60 de zile de la înregistrarea cererii, nefiind instituită obligația OTS de transmitere a unui răspuns privitor la acceptul sau refuzul de racordare. În acest sens, Transgaz a luat în considerare și a respectat termenul precizat în cuprinsul acestui act normativ.
Conform indicatorului specific de performanță ³ 3 , care prevede ca punerea în funcțiune a unei instalații de racordare să se realizeze în termenul stabilit în contractul de racordare, la nivelul societății s-a realizat punerea în funcțiune a 4 instalații de racordare, puneri care s-au realizat la solicitarea partenerilor contractuali. Chiar dacă procesul investițional este finalizat la o anumită dată, punerea în funcțiune și exploatarea instalațiilor s-a efectuat la momentul indicat de solicitant. Astfel, acest indicator nu a fost îndeplinit din punct de vedere al Ordinului ANRE 161/2015, motivele fiind explicate mai sus.
În ceea ce privește indicatorul specific de performanță ⁵ 1 , valoarea acestui indicator nu s-a încadrat în condiția prevăzută în standard, pentru că 4 parteneri adiacenți și 236 de utilizatori de rețea au fost neinformați sau informați necorespunzător din diferite motive precum:
probleme tehnice a platformei HELPDESK;
foaia de manevră aprobată a ajuns la biroul care se ocupă cu informarea partenerilor adiacenți/utilizatorilor de rețea după finalizarea lucrării (după reluarea serviciului de transport);
întreruperi accidentale (fără foaie de manevră), informările electronice ajungând după reluarea serviciului de transport;
informarea legată de întrerupere a fost primită în afara orelor de program.
Valoarea indicatorului specific de performanță ⁵ 2 nu s-a încadrat în condiția prevăzută în standard, pentru că 9 parteneri adiacenți au fost informați doar telefonic.
Valoarea indicatorului specific de performanță ⁶ 1 nu s-a încadrat în condiția prevăzută în standard, pentru că 30 de parteneri adiacenți și 379 utilizatori de rețea au fost neinformați sau informați necorespunzător din diferite motive precum:
foaia de manevră a fost transmisă spre verificare și aprobare cu mai puțin de 5 zile lucrătoare anterior limitării/întreruperii (în unele cazuri nu s-a ținut cont de sărbătorile legale sau de weekend, care sunt zile nelucrătoare), motiv pentru care foaia aprobată a ajuns la biroul care se ocupă cu informarea partenerilor adiacenți/utilizatorilor de rețea cu și mai puține zile anterior limitării/întreruperii;
nu există informări scrise.
În ceea ce privește valoarea indicatorului de performanță ⁶ 2 , această valoare nu s-a încadrat în condiția prevăzută în standard, deoarece prestarea serviciului de transport și de sistem al gazelor naturale pentru 100 de parteneri adiacenți și utilizatori de rețea nu a fost reluată la termenul specificat în notificare. Informațiile privind nerespectarea termenului de reluare a prestării serviciului de transport țin de fiecare Exploatare Teritorială în parte.
Referitor la indicatorul de performanță ⁷ , care prevede soluționarea solicitărilor/sesizărilor/ reclamațiilor privind serviciul de transport și de sistem al gazelor naturale, altele decât cele tratate distinct în standard, în termen de 30 de zile, nu s-a răspuns la un număr de 51 solicitări/ sesizări/reclamații în acest termen datorită faptului că informațiile/datele au fost furnizate de către Exploatările Teritoriale, din diferite motive, cu întârziere. Astfel, nu s-a reușit respectarea termenului impus de standard. Începând cu anul gazier curent, cu ajutorul aplicației IT, la care au acces direct și Exploatările Teritoriale din întreaga țară, se monitorizează mult mai strict fiecare solicitare/sesizare/reclamație primită și fiecare răspuns transmis.

5.2.7 EUROTRANSGAZ SRL – Republica Moldova

În concluziile Comisiilor mixte de cooperare economică româno-moldovene derulate până în prezent și, mai cu seamă, în ultimii doi ani, a fost evidențiată necesitatea și oportunitatea de intensificare a dialogului în sfera energiei, Ministerul Economiei din România subliniind în repetate ocazii faptul că partea română are un interes deosebit pentru a conlucra cu ministerul omolog din Republica Moldova și pentru a identifica oportunități de dezvoltare a proiectelor din domeniul transportului de gaze naturale și al electricității, inclusiv printr-o participare la achiziția unor active din sectoarele de profil în cazul în care autoritățile guvernamentale de la Chișinău ar scoate la privatizare companii din energie.

În lumina acestor angajamente din planul cooperării bilaterale între guvernele României și Republicii Moldova pentru crearea infrastructurii energetice, adecvate scopurilor agreate în dialogul la nivel înalt, și având în vedere poziția de lider pe care Transgaz o ocupă în implementarea unor proiecte de interes comun în acord cu politica energetică a Uniunii Europene privind diversificarea surselor și a rutelor de aprovizionare cu gaze naturale pentru securitatea energetică în Europa Centrală și de Sud-Est, Ministerul Economiei din România a transmis SNTGN Transgaz SA, în baza unei analize de oportunitate și necesitate, prin adresa nr. 3621 din 10.10.2017, să întreprindă cu celeritate măsuri necesare pentru crearea condițiilor care să conducă la o participare cu succes la procedura de privatizare a Î.S. Vestmoldtransgaz.

Având în vedere faptul că guvernul Republicii Moldova a anunțat, la 27.10.2017, lansarea unei noi etape de privatizare a unor active din proprietatea statului moldovean, printre care și Î.S. Vestmoldtransgaz, operatorul de sistem de transport gaze naturale care operează interconectorul Iași-Ungheni pe partea moldoveană, s-a generat oportunitatea de pregătire a unei candidaturi solide pentru participarea S.N.T.G.N. Transgaz S.A. la concursul investițional organizat de autoritățile de la Chișinău.

Participarea Transgaz la procedura de licitație pentru achiziționarea Î.S. Vestmoldtransgaz era necesară, din considerentele generale enunțate mai sus, dar și din considerente particulare, care privesc operarea în condiții de predictibilitate și de siguranță a interconectorului Iași-Ungheni, construcția și operarea gazoductului Ungheni-Chișinău și a instalațiilor aferente acestui proiect și securizarea accesului la energie pentru un segment semnificativ de consumatori (dintre care o bună parte sunt cetățeni români cu domiciliul în Republica Moldova) care ar putea deveni vulnerabili în perspectiva post 2019.

Întrucât, conform legislației Republicii Moldova pe domeniul de privatizare, ofertanți pot fi entități cu personalitate juridică autohtonă sau străină, cu capital integral privat, iar alte variante de participare la

concursul investițional nu ar întruni proporția adecvată de garanții pentru interesele părții române, dar nici pentru interesul comun româno-moldovenesc, s-a impus ca SNTGN Transgaz S.A. să înființeze în Republica Moldova o entitate care să poată desfășura activitate economică și să poată încheia acte de comerț.

În susținerea înființării în Republica Moldova a unei filiale a Transgaz, a stat și argumentul potrivit căruia întărirea relațiilor de cooperare și colaborare cu statul vecin, Republica Moldova, reprezintă un obiectiv strategic al administrării societății din prisma părților interesate, a stakeholderilor, în lumina proiectelor strategice investiționale pe care Transgaz le-a cuprins în Planul de dezvoltare a SNT în perioada 2017- 2026, printre care și proiectul 7.4 Dezvoltări ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităţilor de transport spre/dinspre Republica Moldova.

Astfel la sfârșitul anului 2017 a fost înființată societatea EUROTRANSGAZ SRL cu sediul în Republica Moldova.

Ulterior, la data de 27.02.2018, Transgaz a câștigat, prin filiala sa din Republica Moldova, Eurotransgaz, licitația privind privatizarea Întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz. În următorii ani, Eurotransgaz SRL va derula un proces investițional în Republica Moldova care va include construirea unui gazoduct între Ungheni și Chișinău, precum și instalațiile necesare operării acestei conducte în condiții de eficiență, siguranță și competitivitate, oferind totodată rute și surse alternative de aprovizionare pentru piața din regiune.

Pentru a răspunde aşteptărilor nefinanciare ale autorităţii publice tutelare şi ale celorlalţi acţionari de:

Aliniere la cerinţele cadrului de reglementare european şi naţional privind transportul de gaze naturale;
Optimizare a calităţii implementării principiilor de bună guvernanţă corporativă, etică şi integritate;
Consolidare şi diversificarea relaţiilor de colaborare internă şi externă;
Creştere a eficienţei energetice şi reducerea impactului negativ al proceselor tehnologice asupra mediului înconjurător;
Creştere a satisfacţiei clienţilor, partenerilor de afaceri, furnizorilor şi a calităţii serviciilor prestate;
Îmbunătăţire a procesului de comunicare generală, internă şi externă a societăţii, a capitalului de imagine;
Creştere a valorii de piaţă, a capitalizării bursiere şi a încrederii investitorilor în acţiunile companiei;
Optimizare a rating-ului companiei;
Implementare a unui mecanism de control intern care să protejeze investiţia făcută de acţionari în companie şi activele acesteia şi care să sprijine administratorii in evaluarea anuală a eficacităţii mecanismelor de control,

Transgaz are în vedere implementarea politicilor societății și la nivelul filialelor.

6. GUVERNANȚA CORPORATIVĂ

Guvernanţa corporativă este un concept cu o conotaţie foarte largă, care include elemente precum: responsabilitatea managerilor pentru acurateţea informaţiilor din rapoartele financiare, existenţa termenelor limită foarte strânse pentru raportarea financiară, comunicarea şi transparenţa totală asupra rezultatelor financiare, transparenţa auditului intern, a proceselor şi auditului extern.

În detaliu, guvernaţa corporativă se referă la modul în care sunt împărţite drepturile şi responsabilităţile între categoriile de participanţi la activitatea companiei, cum ar fi consiliul de administraţie, managerii, acţionarii şi alte grupuri de interese, specificând totodată modul cum se iau deciziile privind activitatea companiei, cum se definesc obiectivele strategice, care sunt mijloacele de atingere a lor şi cum se monitorizează performanţele economice.

Practica confirmă necesitatea intensificării eforturilor de acceptare a guvernanţei corporative, deoarece s-a observat că organizaţiile care se dedică implementării principiilor acesteia au reuşit chiar să ajungă să-şi maximizeze performanţele.

Obiectivele strategice generale şi specifice ale activităţii Transgaz sunt stabilite în contextul alinierii la cerinţele noii politici energetice europene privind siguranţa şi securitatea energetică, dezvoltarea durabilă şi competitivitatea.

În acest context, implementarea şi dezvoltarea principiilor guvernanţei corporative, dezvoltarea practicilor de afaceri responsabile, transparente, devine tot mai mult o necesitate în fundamentarea şi aplicarea strategiilor şi politicilor de business ale companiilor.

Subscriind acestui deziderat, Transgaz urmăreşte ca prin aplicarea eficientă a prevederilor Regulamentului de Guvernanţă Corporativă să asigure un cadru riguros de dimensionare şi reglementare a principiilor guvernanţei corporative la nivelul companiei.

Regulamentul de guvernanţă corporativă al societăţii a fost avizat de Consiliul de Administraţie prin Hotărârea nr. 3/18.01.2011 şi aprobat de Adunarea Generală Ordinară a Acţionarilor din 2 martie 2011, prin Hotărârea AGA nr.1/2011(art.4).

Documentul are o structură conformă cu cerinţele în materie şi cuprinde un număr de 9 capitole, astfel:

Cap.1–Structuri de guvernanţă corporativă: Consiliul de Administraţie, Comitetele consultative, Conducerea executivă. Atribuţiile conducerii executive sunt stabilite prin Regulamentul de Organizare şi Funcţionare al Transgaz iar prin Codul de Conduită Profesională se reglementează normele etice de conduită obligatorie pentru toţi angajaţii şi se aplică în toate structurile organizatorice şi ierarhice ale companiei.
Cap.2–Drepturile deţinătorilor de acţiuni: drepturile deţinătorilor de acţiuni, tratamentul deţinătorilor de acţiuni.
Cap.3–Consiliul de Administraţie: rolul şi obligaţiile Consiliului de Administraţie, structura Consiliului de Administraţie, numirea membrilor Consiliului de Administraţie, remunerarea membrilor Consiliului de Administraţie.
Cap.4–Transparența, raportarea financiară, controlul intern și administrarea riscului: transparența și raportarea financiară.
Cap.5–Conflictul de interese şi tranzacţiile cu persoane implicate: conflictul de interese; tranzacţiile cu persoane implicate.
Cap.6–Regimul informaţiei corporative.
Cap.7–Responsabilitatea socială.
Cap.8–Sistemul de administrare.
Cap.9–Dispoziţii finale.

6.1 Declarația de Guvernanță Corporativă

I. DECLARAȚIA PRIVIND CONFORMITATEA CU CODUL

II. ELEMENTELE DECLARAȚIEI DE GUVERNANȚĂ CORPORATIVĂ

Secțiunea A–Informații privind componența, responsabilitățile și activitățile consiliului și ale comitetelor.
Secțiunea B–Informații privind riscurile și controlul intern.
Secțiunea C–Informații privind remunerarea.
Secțiunea D–Informații privind acționarii.

I. DECLARAȚIA PRIVIND CONFORMITATEA CU CODUL

SNTGN Transgaz SA în calitate de societate listată la BVB în categoria Premium, a adoptat în mod voluntar, prevederile CGC al BVB și raportează începând cu anul 2010 conformarea totală sau parțială prin Declaraţia privind conformarea sau neconformarea cu prevederile Codului de Guvernanţă Corporativă (Declaraţia "aplici sau explici") cuprinsă în Raportul Administratorilor.

În luna septembrie 2015, a fost lansat un nou Cod de Guvernanță Corporativă al BVB incident companiilor listate pe piața principală, cu aplicabilitate din 4 ianuarie 2016.

Noul Cod a fost conceput de BVB ca parte a unui nou cadru de guvernanță corporativă și vizează promovarea unor standarde mai ridicate de guvernanță și transparență a companiilor listate.

Implementarea noilor reguli se bazează pe principiul "aplici și explici" care oferă pieței informații clare, corecte și de actualitate despre modul în care companiile listate se conformează regulilor de guvernanță corporativă.

Transgaz se află în deplină conformitate cu majoritatea prevederilor din noul Cod, iar prevederile cu care societatea nu este încă în conformitate au fost prezentate explicit într-un raport curent transmis la BVB în luna ianuarie 2016, acesta fiind publicat și pe site-ul companiei la secțiunea: Informații investitori/Raportări curente/2016.

În data de 12 octombrie 2016, printr-un Raport Curent transmis la BVB, SNTGN Transgaz SA a adus la cunoştinţa celor interesaţi conformarea la noile prevederi ale CGC al BVB, după cum urmează:

Secţiune	Prevederi ale CGC	Explicaţii privind conformarea
A.2.	Prevederi pentru gestionarea conflictelor de interese trebuie incluse în regulamentul Consiliului. În orice caz, membrii Consiliului trebuie să notifice Consiliului cu privire la orice conflicte de interese care au survenit sau pot surveni şi să se abţină de la participarea la discuţii (inclusiv prin neprezentare, cu excepţia cazului în care neprezentarea ar împiedica formarea cvorumului) şi de la votul pentru adoptarea unei hotărâri privind chestiunea care dă naştere conflictului de interese respectiv.	Prevedere inclusă în ROF-ul CA la art. 17, aprobat prin Art. 1 din Hotărârea AGOA nr. 4 din 23.06.2016.

Tabel privind conformitatea sau neconformitatea cu prevederile noului Cod

	Prevederile noului Cod	Respectă
	Secţiunea A–Responsabilităţi
A.1	Toate societăţile trebuie să aibă un regulament intern al Consiliului care include termenii de referinţă/responsabilităţile Consiliului şi funcţiile cheie de conducere ale societăţii, şi care aplică, printre altele, Principiile Generale din Secţiunea A.	X
A.2	Prevederi pentru gestionarea conflictelor de interese trebuie incluse în regulamentul Consiliului. În orice caz, membrii Consiliului trebuie să notifice Consiliului cu privire la orice conflicte de interese care au survenit sau pot surveni şi să se abţină de la participarea la discuţii (inclusiv prin neprezentare, cu excepţia cazului în care neprezentarea ar impiedica formarea cvorumului) şi de la votul pentru adoptarea unei hotărâri privind	X

	Prevederile noului Cod	Respectă
	chestiunea care dă naştere conflictului de interese respectiv.
A.3	Consiliul de Administraţie sau Consiliul de Supraveghere trebuie să fie format din cel puţin 5 membri.	X
A.4	Majoritatea membrilor Consiliului de Administraţie trebuie să nu aibă funcţie executivă. Cel puţin un membru al Consiliului de Administraţie sau al Consiliului de Supraveghere trebuie să fie independent în cazul societăţilor din Categoria Standard. În cazul societăţilor din Categoria Premium, nu mai puţin de doi membri neexecutivi ai Consiliului de Administraţie sau ai Consiliului de Supraveghere trebuie să fie independenţi. Fiecare membru independent al Consiliului de Administraţie sau al Consiliului de Supraveghere, după caz, trebuie să depună o declaraţie la momentul nominalizării sale în vederea alegerii sau realegerii, precum şi atunci când survine orice schimbare a statutului său, indicând elementele în baza cărora se consideră că este independent din punct de vedere al caracterului şi judecăţii sale şi după următoarele criterii:	X
	A.4.1. Nu este Director General/director executiv al societăţii sau al unei societăţi controlate de aceasta şi nu a deţinut o astfel de funcţie în ultimii 5 ani.	X
	A.4.2. Nu este angajat al societăţii sau al unei societăţi controlate de aceasta şi nu a deţinut o astfel de funcţie în ultimii 5 ani.	X
	A.4.3. Nu primeşte şi nu a primit remuneraţie suplimentară sau alte avantaje din partea societăţii sau a unei societăţi controlate de aceasta, în afară de cele corespunzătoare calităţii de administrator neexecutiv.	X
	A.4.4. Nu este sau nu a fost angajatul sau nu are sau nu a avut în cursul anului precedent o relaţie contractuală cu un acţionar semnificativ al societăţii, acţionar care controlează peste 10% din drepturile de vot, sau cu o companie controlată de acesta.	X
	A.4.5. Nu are şi nu a avut în anul anterior un raport de afaceri sau profesional cu societatea sau cu o societate controlată de aceasta, fie în mod direct, fie în calitate de client, partener, acţionar, membru al Consiliului/Administrator, director general/director executiv sau angajat al unei societăţi daca, prin caracterul sau substanţial, acest raport îi poate afecta obiectivitatea.	X

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	A.4.6. Nu este şi nu a fost în ultimii 3 ani auditor extern sau intern ori partener sau asociat salariat al auditorului financiar extern actual sau al auditorului intern al societăţii sau al unei societăţi controlate de aceasta.	X
	A.4.7. Nu este director general/director executiv al altei societăţi unde un alt director general/director executiv al societăţii este administrator neexecutiv.	X
	A.4.8. Nu a fost administrator neexecutiv al societăţii pe o perioadă mai mare de 12 ani.	X
	A.4.9. Nu are legaturi de familie cu o persoana în situaţiile menţionate la punctele A.4.1 si A.4.4.	X
A.5	Alte angajamente şi obligaţii profesionale relativ permanente ale unui membru al Consiliului, inclusiv poziţii executive sau neexecutive în Consiliul unor societăţi şi instituţii non-profit, trebuie dezvăluite acţionarilor şi investitorilor potenţiali înainte de nominalizare şi în cursul mandatului său.	X
A.6	Orice membru al Consiliului trebuie să prezinte Consiliului informaţii privind orice raport cu un acţionar care deţine direct sau indirect acţiuni reprezentând peste 5% din totate drepturile de vot. Aceasta obligaţie se referă la orice fel de raport care poate afecta poziţia membrului cu privire la chestiuni decise de Consiliu.		X	Informaţiile vor fi solicitate membrilor CA. Transgaz va transmite BVB un raport curent în momentul conformării.
A.7	Societatea trebuie să desemneze un secretar al Consiliului responsabil de sprijinirea activităţii Consiliului.	X
A.8	Declaraţia privind guvernanţa corporativă va informa dacă a avut loc o evaluare a Consiliului sub conducerea Preşedintelui sau a comitetului de nominalizare şi, în caz afirmativ, va rezuma măsurile cheie şi schimbările rezultate în urma acesteia. Societatea trebuie să aibă o politica/ghid privind evaluarea Consiliului cuprinzând scopul, criteriile şi frecvenţa procesului de evaluare.		X	Activitatea CA este evaluată pe baza criteriilor de performanţă incluse în planul de administrare precum şi în contractele de mandat, gradul de îndeplinire al acestora este cuprins în raportul anual al CA. Societatea nu are o politică/ghid pentru evaluarea activităţii CA, evaluarea fiind realizată pe baza criteriilor mai sus menţionate. TGN va transmite un raport curent de conformare în momentul elaborării acestei politici.
A.9	Declaraţia privind guvernanţa corporativă trebuie să conţină informaţii privind numărul de întâlniri ale Consiliului şi comitetelor în cursul ultimului an, participarea administratorilor (în persoană şi în	X

	Prevederile noului Cod	Respectă
	absenţă) şi un raport al Consiliului şi comitetelor cu privire la activităţile acestora.
A.10	Declaraţia privind guvernanţa corporativă trebuie să cuprindă informaţii referitoare la numărul exact de membri independenţi din Consiliul de Administraţie sau Consiliul de Supraveghere.	X
A.11	Consiliul societăţilor din Categoria Premium trebuie să infiinţeze un comitet de nominalizare format din membri neexecutivi, care va conduce procedura de nominalizare de noi membri ai Consiliu şi va face recomandări Consiliului. Majoritatea membrilor comitetului de nominalizare trebuie să fie independentă	X
	Secţiunea B–Sistemul de administrare a riscului şi sistemul de control intern
B.1	Consiliul trebuie să infiinţeze un comitet de audit în care cel puţin un membru trebuie sa fie administrator neexecutiv independent. Majoritatea membrilor, incluzând preşedintele, trebuie să fi dovedit ca au calificare adecvată relevantă pentru funcţiile şi responsabilităţile comitetului. Cel puţin un membru al comitetului de audit trebuie sa aibă experienţă de audit sau contabilitate dovedită şi corespunzătoare. În cazul societăţilor din Categoria Premium, comitetul de audit trebuie să fie format din cel puţin trei membri şi majoritatea membrilor comitetului de audit trebuie să fie independenţi.	X
B.2	Preşedintele comitetul de audit trebuie să fie un membru neexecutiv independent.	X
B.3	În cadrul responsabilităţilor sale, comitetul de audit trebuie să efectueze o evaluare anuală a sistemului de control intern.	X
B.4	Evaluarea trebuie sa aibă în vedere eficacitatea şi cuprinderea funcţiei de audit intern, gradul de adecvare al rapoartelor de gestiune a riscului şi de control intern prezentate către comitetul de audit al Consiliului, promptitudinea şi eficacitatea cu care conducerea executivă solutionează deficienţele sau slabiciunile identificate în urma controlului intern şi prezentarea de rapoarte relevante în atenţia Consiliului.	X
B.5	Comitetul de audit trebuie să evalueze conflictele de interese în legatură cu tranzacţiile societăţii şi ale filialelor acesteia cu părţile afiliate.	X
B.6	Comitetul de audit trebuie să evalueze eficienţa sistemului de control intern şi a sistemului de gestiune a riscului.	X
B.7	Comitetul de audit trebuie să monitorizeze aplicarea standardelor legale şi a standardelor de audit intern general acceptate. Comitetul de audit trebuie să primească şi să evalueze rapoartele echipei de audit intern.	X

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
B.8	Ori de câte ori Codul menţionează rapoarte sau analize iniţiate de Comitetul de Audit, acestea trebuie urmate de raportări periodice (cel puţin anual) sau ad-hoc care trebuie înaintate ulterior Consiliului.	X
B.9	Niciunui acţionar nu i se poate acorda tratament preferenţial faţă de alţi acţionari în legatură cu tranzacţii şi acorduri încheiate de societate cu acţionari şi afiliaţii acestora.	X
B.10	Consiliul trebuie sa adopte o politică prin care să se asigure că orice tranzacţie a societaţii cu oricare dintre societăţile cu care are relaţii strânse a cărei valoare este egală cu sau mai mare de 5% din activele nete ale societăţii (conform ultimului raport financiar) este aprobată de Consiliu în urma unei opinii obligatorii a comitetului de audit al Consiliului şi dezvaluită în mod corect acţionarilor şi potenţialilor investitori, în măsura în care aceste tranzacţii se încadrează în categoria evenimentelor care fac obiectul cerinţelor de raportare.		X	Această politică va fi elaborată şi aprobată conform ROF CA şi Actului Constitutiv.
B.11	Auditurile intern trebuie efectuate de către o divizie separată structural (departament de audit) din cadrul societăţii sau prin angajarea unei entităţi terţe independente.	X
B.12	În scopul asigurării îndeplinirii funcţiilor principale ale departamentului de audit intern, acesta trebuie să raporteze din punct de vedere funcţional către Consiliu prin intermediul comitetului de audit. În scopuri administrative şi în cadrul obligaţiilor conducerii de a monitoriza şi reduce riscurile, acesta trebuie să raporteze direct directorului general.	X
	Secţiunea C–Recompense echitabile şi motivare
C.1	Societatea trebuie să publice pe pagina sa de intrenet politica de remunerare şi să includă în raportul anual o declaraţie privind implementarea politicii de remunerare în cursul perioadei anuale care face obiectul analizei. Politica de remunerare trebuie formulată astfel încat să permită acţionarilor înţelegerea principiilor şi a argumentelor care stau la baza remuneraţiei membrilor Consiliului şi a Directorului General, precum şi a membrilor Directoratului în sistemul dualist. Aceasta trebuie să descrie modul de conducere a procesului şi de luare a deciziilor privind remunerarea să detalieze componentele remuneraţiei conducerii executive (precum salarii, prime anuale, stimulente pe termen lung legate de valoarea acţiunilor, beneficii în natura, pensii şi altele) şi să descrie scopul, principiile şi prezumţiile ce stau la baza fiecărei componente (inclusiv criteriile generale de performanţă aferente oricărei		X	Transgaz aplică parţial această prevedere prin respectarea prevederilor OUG 109/2011 art.39 şi art. 55 (2).

Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
forme de remunerare variabilă). În plus, politica de remunerare trebuie să specifice durata contractului directorului executiv şi a perioadei de preaviz prevazută în contract, precum şi eventuala compensare pentru revocare fără justa cauza. Raportul privind remunerarea trebuie să prezinte implementarea politicii de remunerare pentru persoanele identificate în politica de remunerare în cursul perioadei anuale care face obiectul analizei. Orice schimbare esenţială intervenită în politica de remunerare trebuie publicată în timp util pe pagina de internet a societăţii.
Secţiunea D–Construind valoare prin relaţia cu investitorii
D.1 Societatea trebuie să organizeze un serviciu de Relaţii cu Investitorii–indicându-se publicului larg persoana/persoanele responsabile sau unitatea organizatorică. În afară de informaţiile impuse de prevederile legale, societatea trebuie să includă pe pagina sa de internet o secţiune dedicată Relaţiilor cu Investitorii, în limbile română şi engleză, cu toate informaţiile relevante de interes pentru investitori, inclusiv:	X
D.1.1. Principalele reglementări corporative: actul constitutiv, procedurile privind adunările generale ale acţionarilor.	X
D.1.2. CV-urile profesionale ale membrilor organelor de conducere ale societăţii, alte angajamente profesionale ale membrilor Consiliului, inclusiv poziţii executive şi neexecutive în consilii de administraţie din societăţi sau din instituţii non-profit.	X
D.1.3. Rapoarte curente şi rapoartele periodice (trimestriale, semestriale şi anuale) - cel puţin cele prevazute la punctul D.8 - inclusiv rapoartele curente cu informaţii detaliate referitoare la neconformitatea cu prezentul Cod;	X
D.1.4. Informaţii referitoare la adunările generale ale acţionarilor: ordinea de zi şi materialele informative; procedura de alegere a membrilor Consiliului; argumentele care susţin propunerile de candidați pentru alegerea în Consiliu, împreună cu CV-urile profesionale ale acestora; întrebările acţionarilor cu privire la punctele de pe ordinea de zi şi răspunsurile societăţii, inclusiv hotărârile adoptate.		X	Compania aplică parţial această prevedere, în conformitate cu art. 29 din OUG 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările și completările ulterioare.
D.1.5. Informaţii privind evenimentele corporative, cum ar fi plata dividendelor şi a altor distribuiri către acţionari, sau alte evenimente care conduc la dobândirea sau limitarea drepturilor unui acţionar, inclusiv termenele limită şi principiile aplicate acestor operaţiuni. Informaţiile respective vor fi publicate într-un termen care să le permită investitorilor să adopte decizii de investiţii.	X

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	D.1.6. Numele şi datele de contact ale unei persoane care va putea să furnizeze, la cerere, informaţii relevante.	X
	D.1.7. Prezentările societăţii (de ex., prezentările pentru investitori, prezentările privind rezultatele trimestriale etc.), situaţiile financiare (trimestriale, semestriale, anuale), rapoarte de audit şi rapoarte anuale.	X
D.2	Societatea va avea o politică privind distribuţia anuală de dividende sau alte beneficii către acţionari, propusă de Directorul General sau de Directorat şi adoptată de Consiliu, sub forma unui set de linii directoare pe care societatea intenţionează să le urmeze cu privire la distribuirea profitului net. Principiile politicii anuale de distribuţie către acţionari vor fi publicate pe pagina de internet a societăţii.		X	Repartizarea profitului societăţii se realizează în conformitate cu prevederile OUG 64/2001 privind repartizarea profitului la societăţile naţionale, companiile naţionale şi societăţile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum şi la regiile autonome.
D.3	Societatea va adopta o politică în legatură cu previziunile, fie că acestea sunt facute publice sau nu. Previziunile se referă la concluzii cuantificate ale unor studii ce vizează stabilirea impactului global al unui număr de factori privind o perioadă viitoare (aşa-numitele ipoteze): prin natura sa, această proiecţie are un nivel ridicat de incertitudine, rezultatele efective putând diferi în mod semnificativ de previziunile prezentate iniţial. Politica privind previziunile va stabili frecvenţa, perioda avută în vedere şi conţinutul previziunilor. Dacă sunt publicate, previziunile pot fi incluse numai în rapoartele anuale, semestriale sau trimestriale. Politica privind previziunile va fi publicată pe pagina de internet a societăţii.		X	Activitatea societăţii este reglementată de către ANRE. Planul de administrare al Transgaz include strategia de administrare pe perioada mandatului. Acesta este structurat riguros şi cuprinde direcţii strategice de acţiune privind administrarea tuturor resurselor, proceselor operaţionale şi de management ale societăţii în scopul realizării cu maximă eficienţă a obiectivelor de performanţă stabilite.
D.4	Regulile adunărilor generale ale acţionarilor nu trebuie să limiteze participarea acţionarilor la adunările generale şi exercitarea drepturilor acestora. Modificările regulilor vor intra în vigoare, cel mai devreme, începand cu următoarea adunare a acţionarilor.	X
D.5	Auditorii externi vor fi prezenţi la adunarea generală a acţionarilor atunci când rapoartele lor sunt prezentate în cadrul acestor adunări.	X
D.6	Consiliul va prezenta adunării generale anuale a acţionarilor o scurtă apreciere asupra sistemelor de control intern şi de gestiune a riscurilor	X		Aceste informaţii sunt cuprinse în raportul anual al Consiliului de

	Prevederile noului Cod	Respectă	Motivul de neconformitate
	semnificative, precum şi opinii asupra unor chestiuni supuse deciziei adunării generale.		Administraţie precum și în Declarația conducerii întocmită în conformitate cu art. 30 din Legea contabilității nr. 82/1991.
D.7	Orice specialist, consultant, expert sau analist financiar poate participa la adunarea acţionarilor în baza unei invitaţii prealabile din partea Consiliului. Jurnaliştii acreditaţi pot, de asemenea, să participe la adunarea generală a acţionarilor, cu excepţia cazului în care Preşedintele Consiliului hotarăşte în alt sens.	X
D.8	Rapoartele financiare trimestriale şi semestriale vor include informaţii atât în limba româna, cât şi în limba engleză referitoare la factorii cheie care influenţeazămodificări în nivelul vânzărilor, al profitului operaţional, profitului net şi al altor indicatori financiari relevanţi, atât de la un trimestru la altul, cât şi de la un an la altul.	X
D.9	O societate va organiza cel puţin două şedinţe/teleconferinţe cu analiştii şi investitorii în fiecare an. Informaţiile prezentate cu aceste ocazii vor fi publicate în secţiunea relaţii cu investitorii a paginii de internet a societăţii la data sedinţelor/teleconferinţelor.	X
D.10	În cazul în care o societate susţine diferite forme de expresie artistică şi culturală, activităţi sportive, activităţi educative sau ştiinţifice şi consideră că impactul acestora asupra caracterului inovator şi competitivităţii societăţii fac parte din misiunea şi strategia sa de dezvoltare, va publica politica cu privire la activitatea sa în acest domeniu.	X

II. ELEMENTELE DECLARAȚIEI DE GUVERNANȚĂ CORPORATIVĂ

Secțiunea A–Informații privind componența, responsabilitățile și activitățile consiliului și ale comitetelor

Sistemul de administrare

Transgaz are un sistem de administrare unitar şi este administrată de un Consiliu de Administraţie. Acesta are competenţa generală pentru efectuarea tuturor actelor necesare în vederea îndeplinirii cu succes a obiectului de activitate al societăţii, cu excepţia aspectelor care sunt de competenţa Adunării Generale a Acţionarilor conform prevederilor Actului Constitutiv actualizat la 12.12.2017, sau ale legilor aplicabile. Conducerea Transgaz este asigurată de un consiliu de administraţie format majoritar din administratori neexecutivi şi independenţi, în sensul art. 138² din Legea nr. 31/1990, privind societățile, republicată, cu modificările şi completările ulterioare.

Consiliul de Administraţie este compus din 5 membri care garantează eficienţa capacităţii de supraveghere, analiză şi evaluare a activităţii societăţii precum şi tratamentul echitabil al acţionarilor. Membrii Consiliului de Administraţie sunt aleşi de Adunarea Generală a Acţionarilor pentru un mandat de

4 ani, în cazul îndeplinirii în mod corespunzător a atribuţiilor, mandatul poate fi reînnoit, sau cu posibilitatea de a fi revocaţi de către Adunarea Generală Ordinară în cazul neîndeplinirii obiectivelor principale.

Membrii Consiliului de Administraţie pot avea calitatea de acţionar. Consiliul de Administraţie al Transgaz este condus de un preşedinte numit de Adunarea Generală a Acţionarilor, din rândul membrilor Consiliului de Administraţie ce asigură funcţionarea optimă a organelor societăţii. Membrii Consiliului de Administraţie vor lua parte la toate Adunările Generale ale Acţionarilor şi îşi vor exercita mandatul în cunoştinţă de cauză, cu bună credinţă pentru interesul societăţii, cu due-diligence şi grijă fără a divulga informaţiile confidenţiale şi secretele comerciale ale societăţii atât pe perioada mandatului cât şi după încetarea acestuia.

Actul Constitutiv al Transgaz actualizat la 12.12.2017 şi aprobat de Adunarea Generală Extraordinară a Acţionarilor prin Hotărârea nr. 10/12.12.2017, reglementează atribuţiile, răspunderile şi competenţele Consiliului de Administraţie precum şi obligaţiile administratorilor companiei.

Consiliul de administraţie îşi desfăşoară activitatea în baza propriului său regulament şi a reglementărilor legale în vigoare. Urmare a implementării Noului Cod de Guvernanță Corporativa a BVB, consiliul de administrație a avizat modificarea Regulamentului de Organizare și Funcționare a Consiliului de Administrație al SNTGN Transgaz SA în sensul respectării prevederilor acesteia și a fost aprobat în art. 1 a HAGOA nr. 4 din 23.06.2016.

Structura Consiliului de Administraţie al Transgaz asigură un echilibru între membrii executivi şi neexecutivi, astfel ca nici o persoană sau grup restrâns de persoane să nu poată domina procesul decizional al Consiliului de Administraţie.

Procesul decizional în cadrul societăţii va rămâne o responsabilitate colectivă a Consiliului de Administraţie, care va fi ţinut responsabil solidar pentru toate deciziile luate în exercitarea competenţelor sale. Renunţarea la mandat de către administratorii independenţi va fi însoţită de o declaraţie detaliată privind motivele acestei renunţări.

Membrii Consiliului de Administraţie îşi vor actualiza permanent competenţele şi îşi vor îmbunătăţi cunoştinţele cu privire la activitatea companiei cât şi cu privire la cele mai bune practici de guvernanţă corporativă pentru îndeplinirea rolului lor.

Membrii Consiliului de Administraţie al SNTGN Transgaz SA

STERIAN ION	Administrator neexecutiv–Președinte, Director General începând cu data de 17.05.2017
PETRU ION VĂDUVA	Administrator executiv–Director General, până la data de 16.05.2017
BOGDAN GEORGE ILIESCU	Administrator neexecutiv, independent
ANDREI RIZOIU	Administrator neexecutiv, independent
RADU STEFAN CERNOV	Administrator neexecutiv, independent

Componența Consiliului de Administrație al Transgaz până la data de 11.07.2017:

Componența Consiliului de Administrație al Transgaz începând cu data de 11.07.2017, urmare a HAGOA nr. 3/19.06.2017, respectiv a HAGOA nr. 13/28.12.2017:

STERIAN ION	Administrator executiv–Director General
PETRU ION VĂDUVA	Administrator neexecutiv
BOGDAN GEORGE ILIESCU	Administrator neexecutiv, independent
MINEA NICOLAE	Administrator neexecutiv, independent
LĂPUȘAN REMUS-GABRIEL	Administrator neexecutiv, independent

CV-urile membrilor Consiliului de Administrație al Transgaz sunt disponibile pe site-ul societății la adresa: www.transgaz.ro/Despre noi/Management/Consiliul de administrație.

Rolul şi obligaţiile Consiliului de Administraţie

Conducerea Transgaz este asigurată de un consiliu de administraţie care se întruneşte la sediul societăţii sau în alt loc pe care el îl stabileşte, ori de câte ori este necesar dar cel puţin o dată la 3 luni.

Consiliul de administraţie este prezidat de preşedinte. În cazul în care preşedintele se află în imposibilitate temporară de a-şi exercita atribuţiile, pe durata stării respective de imposibilitate, consiliul de administraţie poate însărcina pe un alt administrator cu îndeplinirea funcţiei de preşedinte.

În structura organizatorică a societății există înființat Serviciul Secretariat CA și AGA, cu responsabilitatăți în sprijinirea activității consiliului de administrație.

Şedinţele consiliului de administraţie pot avea loc prin telefon sau prin video-conferinţă sau prin alte mijloace de comunicare, prin intermediul cărora toate persoanele care participă la şedinţă se pot auzi una pe alta, iar participarea la o astfel de şedinţă se consideră participare în persoană în scopul îndeplinirii cerinţelor cu privire la cvorum şi condiţii de vot.

În anul 2017 au avut loc 51 ședințe ale Consiliului de Administrație iar prezența membrilor Consiliului de Administrație la aceste ședințe a fost următoarea:

Administrator	Participare ședințe
	În persoană	În absență (prin mandatar)
STERIAN ION	51	-
PETRU ION VĂDUVA	48	1 prin mandatar și 2 prin absență
BOGDAN GEORGE ILIESCU	48	1 prin absenţă şi 2 prin mandatar
ANDREI RIZOIU	18	3 prin absență
RADU ŞTEFAN CERNOV	15	5 prin mandatar și 1 prin absență
MINEA NICOLAE	30	-
LĂPUȘAN REMUS GABRIEL	29	1 prin mandatar

Dezbaterile se consemneazã în procesul-verbal al şedinţei, care cuprinde numele participanţilor, ordinea deliberărilor, deciziile luate, numărul de voturi întrunite şi opiniile separate. Procesul-verbal este semnat de către preşedintele de şedinţă şi de către cel puţin un alt administrator. Pe baza procesului-verbal secretarul consiliului de administraţie redactează hotărârea acestuia, care se semnează de preşedinte.

Consiliul de Administraţie va delega conducerea societăţii către Directorul General al SNTGN Transgaz SA, care nu este Preşedintele Consiliului de Administraţie. Directorul General al SNTGN Transgaz SA reprezintă societatea în relaţiile cu terţii.

Directorul elaborează şi prezintă consiliului de administraţie un plan de management pe durata mandatului şi pentru primul an de mandat, cuprinzând strategia de conducere pentru atingerea obiectivelor şi criteriilor de performanţă stabilite în contractul de mandat.

Planul de management trebuie să fie corelat şi să dezvolte planul de administrare al consiliului de administraţie şi va fi supus aprobării acestuia.

Evaluarea activităţii directorilor de către consiliul de administraţie va viza atât execuţia contractului de mandat, cât şi a planului de management.

Directorul general elaborează și prezintă consiliului de administrație rapoartele prevăzute de lege.

Directorul general supune aprobării consiliului de administrație tranzacțiile încheiate cu administratorii, ori directorii, cu angajații, respectiv acționarii care dețin controlul asupra Transgaz sau cu o societate controlată de aceștia, dacă tranzacția are, individual sau într-o serie de tranzacții, o valoare de cel puțin echivalentul în lei a 50.000 euro.

Directorii executivi şi directorii din cadrul sucursalelor sunt numiţi de directorul general şi se află în subordinea acestuia, sunt funcţionari ai TRANSGAZ S.A., execută operaţiunile acesteia şi sunt răspunzători faţă de aceasta pentru îndeplinirea îndatoririlor lor, în aceleaşi condiţii ca şi membrii consiliului de administraţie.

Atribuţiile directorilor executivi şi ale directorilor din cadrul sucursalelor sunt stabilite prin regulamentul de organizare şi funcţionare al TRANSGAZ S.A.

Nu pot exercita funcţia de directori executivi sau directori de sucursale persoanele care sunt incompatibile potrivit Legii societăților nr. 31/1990, republicată, cu modificările şi completãrile ulterioare.

Consiliul de administraţie, conform art. 19 pct. 8 din Actul Constitutiv actualizat la 12.12.2017, informează în cadrul primei adunări generale a acţionarilor ce urmează încheierii actului juridic, asupra: oricărei tranzacţii cu administratorii ori cu directorii, cu angajaţii, cu acţionarii care deţin controlul asupra societăţii sau cu o societate controlată de aceştia, tranzacţiilor încheiate cu soţul sau soţia, rudele ori afinii până la gradul IV, inclusiv ai persoanelor prevăzute mai sus, oricărei tranzacţii încheiate între TRANSGAZ S.A. cu o altă întreprindere publică ori cu autoritatea publică tutelară, dacă tranzacţia are o valoare, individual sau într-o serie de tranzacţii, de cel puţin echivalentul în lei a 100.000 euro.

Consiliul de administraţie este obligat să pună la dispoziţia adunării generale a acţionarilor şi a auditorilor financiari documentele Transgaz S.A. şi rapoartele de activitate potrivit dispoziţiilor legale.

Răspunderea administratorilor

Răspunderea administratorilor este reglementată de dispoziţiile legale referitoare la mandat precum şi de cele speciale prevăzute de Legea societăţilor nr. 31/1990, republicată, cu modificările şi completările ulterioare.

Incompatibilităţi

Sunt incompatibile cu calitatea de membru în consiliul de administraţie persoanele prevăzute în Legea societăţilor nr. 31/1990, republicată, cu modificările şi completările ulterioare.

Nu poate fi director general al TRANSGAZ S.A. persoana care este incompatibilă cu calitatea de administrator, potrivit Legii societăţilor nr. 31/1990, republicată, cu modificãrile şi completãrile ulterioare. Atribuţiile consiliului de administraţie

Consiliul de administraţie are, în principal, următoarele atribuţii:

stabileşte direcţiile principale de activitate şi de dezvoltare ale societăţii;
elaborează planul de administrare, care include strategia de administrare pe durata mandatului pentru atingerea obiectivelor şi criteriilor de performanţă stabilite prin contractele de mandat;
aprobă regulamentul intern privind organizarea şi funcţionarea comitetelor consultative constituite la nivelul consiliului de administraţie şi componenţa acestora;
stabileşte politicile contabile şi sistemul de control financiar şi aprobă planificarea financiară;
aprobă structura organizatorică şi regulamentul de organizare şi funcţionare ale TRANSGAZ S.A.;
numeşte si revocă directorul general al TRANSGAZ S.A. şi stabileşte remuneraţia acestuia;
aprobă planul de management pe durata mandatului şi pentru primul an de mandat al directorului general al TRANSGAZ S.A.;
supraveghează activitatea directorului general;
pregăteşte raportul anual, organizează adunările generale a acţionarilor şi implementează hotărârile acesteia;
introduce cererea pentru deschiderea procedurii insolvenţei TRANSGAZ S.A., potrivit reglementarilor legale în vigoare;
aprobă nivelul garanţiilor pentru persoanele care au calitatea de gestionar;
încheie acte juridice prin care să dobândească, să înstrăineze, să închirieze, să schimbe sau să constituie în garanţie bunuri aflate în patrimoniul TRANSGAZ S.A., cu aprobarea adunării generale a acţionarilor atunci când legea impune această condiţie;
aprobă competenţele sucursalelor pe domenii de activitate (economic, comercial, tehnic, administrativ, financiar, juridic etc.) în vederea realizării obiectului de activitate al TRANSGAZ S.A.;
aprobã modificarea obiectului secundar de activitate al SNTGN "Transgaz" S.A;
aprobă înfiinţarea/desfiinţarea punctelor de lucru–obiective aparţinând SNT;
aprobă încheierea oricăror contracte pentru care nu a delegat competenţa directorului general al TRANSGAZ S.A.;
supune anual adunării generale a acţionarilor, după încheierea exerciţiului financiar, raportul cu privire la activitatea TRANSGAZ S.A., bilanţul contabil şi contul de profit şi pierderi pe anul precedent;
supune adunării generale a acţionarilor programului de activitate şi proiectul de buget de venituri şi cheltuieli pentru anul următor;
convoacă adunarea generală a acţionarilor ori de câte ori este nevoie;
stabileşte drepturile, obligaţiile şi responsabilităţile personalului TRANSGAZ S.A., conform structurii organizatorice aprobate;
hotărăşte cu privire la contractarea de împrumuturi bancare, inclusiv a celor externe; stabileşte competenţele şi nivelul de contractare a împrumuturilor bancare de pe piaţa internă şi externă, a creditelor comerciale şi a garanţiilor, inclusiv prin gajarea acţiunilor aferente participaţiilor deţinute în alte societăţi potrivit legii; aprobă eliberarea garanţiilor;
aprobă numărul de posturi şi normativul de constituire a compartimentelor funcţionale şi de producţie;
aprobă programele de producţie, cercetare, dezvoltare şi investiţii;
aprobă politici pentru protecţia mediului înconjurător, securitatea muncii, potrivit reglementărilor legale în vigoare;
aprobă, în limita bugetului de venituri şi cheltuieli aprobat de adunarea generală a acţionarilor, modificări în structura acestuia, în limita competenţelor pentru care a primit mandat;
negociază contractul colectiv de muncă prin mandatarea directorului general şi aprobă statutul personalului;
asigură şi răspunde pentru aducerea la îndeplinire a oricăror altor sarcini şi atribuţii stabilite de adunarea generală a acţionarilor sau care sunt prevăzute de legislaţia în vigoare;
hotărăște în numele și pentru Adunarea Generală a Asociaților societății cu răspundere limitată de pe teritoriul Republicii Moldova;
adoptă orice alte decizii cu privire la activitatea societăţii, cu excepţia celor care sunt de competenţa adunării generale a acţionarilor.

Numirea membrilor Consiliului de Administratie

Compania are înfiinţat un Comitet de Nominalizare și Remunerare care coordonează procesul de numire al membrilor Consiliului de Administraţie şi adresează recomandări atât pentru poziţia de administrator

cât şi pentru ocuparea posturilor vacante în cadrul acestuia, conform OUG 109/2011 privind guvernanţa corporativă la întreprinderile publice, cu modificările și completările ulterioare.

În situaţia în care se creează un loc vacant în consiliul de administraţie, alegerea unui nou membru se face în condiţiile prevăzute de lege. Durata pentru care este ales noul administrator pentru a ocupa locul vacant va fi egală cu perioada care a rămas până la expirarea mandatului predecesorului său.

Comitetele consultative constituite la nivelul Consiliului de Administraţie

Începând cu data de 27.05.2013 prin HCA nr. 7 din 27.05.2013 s-a aprobat noua structură a Comitetelor Consultative constituite la nivelul Consiliului de Administraţie al SNTGN Transgaz SA, după cum urmează:

Comitetul de nominalizare şi remunerare;
Comitetul de audit şi rating;
Comitetul de sigurantă şi securitate a S.N.T.;
Comitetul de strategie şi dezvoltare;
Comitetul de reglementare şi relaţii cu autorităţile publice.

Regulamentul Intern privind organizarea şi funcţionarea comitetelor consultative constituite la nivelul Consiliului de Administraţie al SNTGN Transgaz SA, forma actualizată la data de 11.07.2017, se găseşte pe pagina proprie de internet, la secţiunea Management/Consiliul de Administraţie.

Ultima actualizare a regulamentului a vizat modificarea componenței Comitetelor Consultative urmare a Hotărârii Consiliului de Administrație nr. 22/11.07.2017 privind numirea noilor membrii în Comitetele Consultative, modificare impusă prin Hotărârea AGOA nr. 3/19.06.2017 de numire de noi membrii în Consiliul de Administrație al Transgaz.

COMITETUL CONSULTATIV	MENŢIUNI	ATRIBUŢII
COMITETUL DE NOMINALIZARE ŞI REMUNERARE	va fi format din cel putin doi membri ai Consiliului de Administratie; va fi format din administratori ne executivi, cel puţin unul dintre membrii comitetului va fi administrator neexecutiv independent; atribuţiile acestui comitet sunt stabilite prin Codul de Guvernanţă Corporativă.	 coordonează procesul de numire a membrilor Consiliului de Administraţie;  elaborează și propune Consiliului de Administrație Procedura de alegere a membrilor Consiliului de Administrație;  adresează recomandări privind atât poziţia de administrator cât şi ocuparea posturilor vacante în cadrul Consiliului de Administraţie;  evaluează cumulul de competenţe profesionale, cunoştinţe şi experienţe la nivelul Consiliului de Administraţie, directorilor și a altor funcții de conducere;  stabileşte cerinţele pentru ocuparea unei anumite poziţii în administrarea societăţii;  elaborează și propune Consiliului de Administrație procedura de selecție a candidaților pentru funcțiile de director și alte funcții de conducere;  recomandă Consiliului de Administrație candidați pentru funcțiile enumerate;  aplică cele mai bune practici de guvernanţă corporativă prin îmbunătăţirea cunoştinţelor privind activitatea societăţii şi actualizarea permanentă a competenţelor profesionale ale membrilor Consiliului de Administraţie;

				Fişele de atribuţii ale celor cinci comitete consultative constituite la nivelul Consiliului de
Administraţie:

COMITETUL CONSULTATIV	MENŢIUNI	ATRIBUŢII
		 elaborează politica de remunerare pentru administratori; supune spre aprobarea Adunării Generale a Acţionarilor această  politică de remunerare;  formulează propuneri privind remunerarea directorilor și a altor funcții de conducere;  informeaza despre politica de remunerare în Statutul/Regulamentul de Guvernanţă Corporativă al companiei;  prezintă în Raportul Anual suma totală a remuneraţiei directe şi indirecte a administratorilor şi directorilor, separat pe componentă fixă şi variabilă a acestor remuneraţii;  în stabilirea remuneraţiei administratorilor ne-executivi va respecta principiul proporţionalităţii acestei remuneraţii cu responsabilitatea şi timpul dedicat exercitării funcţiilor de către aceştia;  elaborează un raport anual cu privire la remuneraţiile şi alte avantaje acordate administratorilor şi directorilor în cursul anului financiar, raport ce se prezintă adunării generale a acţionarilor şi cuprinde informaţii prevăzute în art. 55 alin.(3) din OUG nr. 109/2011 privind guvernanţa corporativă a întreprinderilor publice;  poate apela, dacă este cazul, la asistenţă din partea unor experţi externi pentru îndeplinirea atribuţiilor cerute.
COMITETUL DE AUDIT ŞI RATING	va fi format din cel putin trei membri ai Consiliului de Administratie și majoritatea membrilor trebuie să fie independenți; va fi format din administratori ne executivi, cel puţin unul dintre membrii comitetului va fi administrator neexecutiv independent; cel puțin un membru al comitetului trebuie să aibă experiență de audit sau contabilitate dovedită și corespunzătoare; președintele comitetului trebuie să fie un membru neexecutiv independent; atribuţiile acestui comitet sunt stabilite prin Codul de Guvernanţă Corporativă.	 asistă şi recomandă Consiliul de Administraţie, propuneri privind stabilirea sistemului contabil şi de control financiar și aprobă planificarea financiar-bugetară;  asistă Consiliul de Administraţie în îndeplinirea responsabilităţilor acestuia în domeniul raportării financiare, al controlului intern, al administrării riscului şi ratingului companiei;  evaluează în mod regulat eficienţa raportării financiare, controlului intern şi sistemului de gestiune a riscului adoptat de societate;  efectuează o evaluare anuală a sistemului de control intern și prezintă rapoarte relevante în atenția Consiliului de Administrație;  evaluează conflictele de interese în legătură cu tranzacțiile societății și ale filialelor acesteia cu părțile afiliate;  monitorizează aplicarea standardelor legale și a standardelor de audit intern general acceptate;  primește și evaluează rapoartele echipei de audit intern;  prezintă rapoarte periodice Consiliului de Administrație;  elaborează și înaintează Consiliului de Administrație spre aprobare o opinie cu privire la politica prin care să se asigure că orice tranzacție a societății cu oricare dintre societățile cu care are relații strânse a cărei valoare este egală cu sau mai mare de 5% din activele nete ale societății (conform ultimului raport financiar) este aprobată de Consiliu;  se întruneşte ori de câte ori este necesar, dar cel puţin de două ori pe an cu ocazia întocmirii rezultatelor semestriale şi anuale, când se asigură de diseminarea acestora către acţionari şi publicul larg;  verifică conformitatea rapoartelor de audit elaborate cu planul de audit aprobat la nivelul companiei;  asigură sprijin Consiliului de Administraţie în monitorizarea credibilităţii şi exhaustivităţii informaţiei financiare furnizate de companie, în special prin revizuirea relevanţei şi consistenţei standardelor contabile aplicate de acesta;  colaborează cu auditul financiar extern al companiei care îi va pune la dispoziţie un raport în care vor fi descrise toate relaţiile existente între acesta din urmă pe de o parte, şi societatea şi grupul din care face parte, pe de altă parte;  adresează recomandări Consiliului de Administraţie privind selectarea, numirea, renumirea, înlocuirea auditorului financiar precum şi termenii şi condiţiile remunerării acestuia;

COMITETUL CONSULTATIV	MENŢIUNI	ATRIBUŢII
		 monitorizează independenţa şi obiectivitatea auditorului financiar în special prin monitorizarea rotaţiei partenerilor dedicaţi Emitentului, în firma de audit;  îndeplineşte atribuţiile prevăzute la art. 47 din OUG nr. 90/2008, aprobată cu modificări prin Legea nr. 278/2008, în conformitate cu art. 34 alin. (3) din OUG 109/2011.
COMITETUL DE SIGURANŢĂ ŞI SECURITATE A SNT	va fi format din cel puţin doi membri ai Consiliului de Administraţie; cel puţin un membru al comitetului trebuie să fie administrator neexecutiv independent; atribuţiile acestui comitet sunt stabilite prin Codul de Guvernanţă Corporativă.	 analizează periodic lista obiectivelor de infrastructură critică a Transgaz şi măsurile de securitate stabilite;  asigură condiţiile necesare implementării măsurilor de protecţie a tuturor obiectivelor de infrastructură critică ale societăţii sau aflate sub autoritatea/coordonarea societăţii;  monitorizează/reactualizează programele proprii de prevenire şi combatere a terorismului prin măsuri optime de protecţie fizică şi organizatorică, cu recomandări în acest sens către Consiliul de Administraţie;  monitorizează îndeplinirea programelor de mentenanţă şi modernizare dezvoltare a SNT precum şi a modului de respectare a normativelor tehnice de exploatare şi mentenanţă a capacităţilor de producţie.
COMITETUL DE STRATEGIE ŞI DEZVOLTARE	va fi format din cel putin doi membri ai Consiliului de Administratie; cel puţin un membru al comitetului trebuie să fie administrator neexecutiv independent; atribuţiile acestui comitet sunt stabilite prin Codul de Guvernanţă Corporativă.	 asistă Consiliul de Administraţie în îndeplinirea responsabilităţilor acestuia în domeniul elaborării şi actualizării strategiei generale de dezvoltare a societăţii;  analizează oportunităţile identificate privind dezvoltarea afacerii şi emite recomandări Consiliului de Administraţie cu privire la acestea;  analizează şi asigură asistenţă Consiliului de Administraţie în ceea ce priveşte direcţiile de dezvoltare şi cooperare internaţională ale societăţii;  monitorizează şi analizează îndeplinirea planurilor/programelor strategice şi de acţiune privind obligaţiile Transgaz în calitate de operator tehnic al SNT şi emitent la bursă; elaborează propuneri privind îmbunătăţirea şi eficientizarea activităţii  strategice, de dezvoltare şi colaborare;  adresează recomandări Consiliului de Administraţie cu privire la operaţionalitatea eficientă a planurilor/ programelor strategice şi de acţiune;  monitorizează şi analizează îndeplinirea indicatorilor de performanţă ai sistemului de transport şi de performanţă economico-financiară a activităţii societăţii.
COMITETUL DE REGLEMENTARE ŞI RELAŢII CU AUTORITĂŢILE PUBLICE	va fi format din cel puţin doi membri ai Consiliului de Administraţie; cel puţin un membru al comitetului trebuie să fie administrator neexecutiv independent; atribuţiile acestui comitet sunt stabilite	 asistă Consiliul de Administraţie în analiza activităţii de reglementare şi a obligaţiilor legale ce revin societăţii în acest domeniu;  monitorizează îndeplinirea de către societate a obligaţiilor prevăzute de reglementările incidente activităţii desfăşurate;  analizează şi înaintează Consiliului de Administraţie propuneri cu privire la cadrul de reglementare;  monitorizează relaţiile de colaborare cu autorităţile publice şi asistă Consiliul de Administraţie în stabilirea şi gestionarea politicii de colaborare.

COMITETUL CONSULTATIV	MENŢIUNI	ATRIBUŢII
	prin Codul de Guvernanţă Corporativă.

Componența comitetelor consultative constituite la nivelul CA al societății

Componența comitetelor consultative constituite la nivelul CA al societății până la data de 16.05.2017:

Denumirea Comitetului Consultativ	Componența Comitetului
	Sterian Ion	- administrator neexecutiv
Comitetul de Nominalizare și	Cernov Radu Ștefan	- administrator neexecutiv, independent
Remunerare	Iliescu Bogdan George	- administrator neexecutiv, independent
	Iliescu Bogdan George	- administrator neexecutiv, independent, președinte al Comitetului de Audit și Rating
Comitetul de Audit și Rating	Cernov Radu Ștefan	- administrator neexecutiv, independent
	Rizoiu Andrei	- administrator neexecutiv, independent
	Sterian Ion	- administrator neexecutiv
Comitetul de Siguranță și Securitate a	Văduva Petru Ion	- administrator executiv
SNT	Rizoiu Andrei	- administrator neexecutiv, independent
	Sterian Ion	- administrator neexecutiv
	Văduva Petru Ion	- administrator executiv
Comitetul de Strategie și Dezvoltare	Iliescu Bogdan George	- administrator neexecutiv, independent
	Rizoiu Andrei	- administrator neexecutiv, independent
	Sterian Ion	- administrator neexecutiv
Comitetul de Reglementare și Relații cu	Văduva Petru Ion	- administrator executiv
Autoritățile Publice	Cernov Radu Ștefan	- administrator neexecutiv, independent

Urmarea faptului că în ședința Consiliului de Administrație din data de 16.05.2017, domnul Petru Ion Văduva a renunțat la calitatea de Director General, și a fost numit în funcția de Director General Interimar domnul Ion Sterian, a fost modificată și componența Comitetului de Nominalizare și Remunerare. Astfel, prin preluarea funcției de director general interimar, domnul Ion Sterian nu mai este membru al acestui comitet, el fiind înlocuit de domnul Petru Ion Văduva.

Ulterior, urmare a HAGOA nr. 3/19.06.2017 de numire de noi administratori provizorii, respectiv a domnilor Minea Nicolae și Lăpușan Remus-Gabriel, în cadrul ședinței Consiliului de Administrație din data de 11.07.2017 s-a stabilit modificarea componenței comitetelor consultative constituite la nivelul CA al societății. Astfel, începând cu această dată, componența comitetelor este următoarea:

Denumirea Comitetului Consultativ	Componența Comitetului
Comitetul de Nominalizare și Remunerare	Văduva Petru Ion	- administrator neexecutiv
	Minea Nicolae	- administrator neexecutiv, independent
	Iliescu Bogdan George	- administrator neexecutiv, independent

	Iliescu Bogdan George	- administrator neexecutiv, independent, președinte al Comitetului de Audit și Rating
Comitetul de Audit și Rating	Minea Nicolae	- administrator neexecutiv, independent
	Lăpușan Remus Gabriel	- administrator neexecutiv, independent
	Sterian Ion	- administrator executiv
Comitetul de Siguranță și Securitate a SNT	Văduva Petru Ion	- administrator neexecutiv
	Lăpușan Remus Gabriel	- administrator neexecutiv, independent
	Sterian Ion	- administrator executiv
Comitetul de Strategie și	Văduva Petru Ion	- administrator neexecutiv
Dezvoltare	Iliescu Bogdan George	- administrator neexecutiv, independent
	Minea Nicolae	- administrator neexecutiv, independent
	Sterian Ion	- administrator executiv
Comitetul de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice	Văduva Petru Ion	- administrator neexecutiv
	Lăpușan Remus Gabriel	- administrator neexecutiv, independent

Activitatea desfășurată în anul 2017 de către cele cinci comitete consultative constituite la nivelul Consiliului de Administrație în temeiul prevederilor:

Art. 140^2 din Legea nr. 31/1990 privind societățile, cu modificările și completările ulterioare, republicată;
Codului de Guvernanță Corporativă al BVB;
Art. 4 al Hotărârii Consiliului de Administrație nr. 7 din 27.05. 2013;
Art. 9 al Hotărârii Consiliului de Administrație nr. 13 din 29.07.2013;
Art. 4 al Hotărârii Consiliului de Administrație nr. 2 din 10.02.2014;
Art. 1 al Hotărârii Consiliului de Administrație nr. 21 din 16.06.2014;
Art.10.1 al Hotărârii Consiliului de Administrație nr.43 din 19.11.2014;
Art.12 al Hotărârii Consiliului de Administrație nr.39 din 17.12.2015;
Art. 4 al Hotărârii Consiliului de Administrație nr.15 din 16.05.2017 și
Art. 2 al Hotărârii Consiliului de Administrație nr.22 din 11.07.2017,

a avut în vedere monitorizarea acțiunilor desfășurate de membrii comitetelor consultative în conformitate cu domeniile în care au fost desemnați și este concretizată în raportul semestrial de activitate al acestora, raport care evidenţiază:

modul în care au fost consultate de către membrii Comitetelor Consultative materialele și documentele diferitelor structuri organizatorice ale SNTGN Transgaz SA;
analizele efectuate de membrii Comitetelor Consultative asupra conținutului documentelor și materialelor înaintate;
propunerile/măsurile/recomandările membrilor Comitetelor Consultative cu privire la conținutul materialelor și documentelor înaintate spre analiză și avizare/aprobare Consiliului de Administrație și
documentele prin care Consiliul de Administrație, în plenul său, a hotărât cu privire la conținutul și problematica abordată în documentele înaintate spre analiză/avizare/aprobare.

Modul de prezentare al raportului de activitate a comitetelor consultative constituite la nivelul CA în anul 2017 a fost astfel conceput, încât să reflecte întocmai și într-o manieră comprehensivă întreaga activitate privind analiza, consultarea și procesul de luare al deciziilor în ceea ce privește activitatea companiei.

Nr. crt.	Descriere	Responsabil	Componența Comitetului
1.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Nominalizare și Remunerare în perioada ianuarie– iunie 2017	Comitetul Consultativ de Nominalizare și Remunerare	Sterian Ion–pâna în 16.05.2017 Văduva Petru Ion–din 17.05.2017 Cernov Radu Ștefan Iliescu Bogdan George
2.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Strategie și Dezvoltare în perioada ianuarie– iunie 2017	Comitetul Consultativ de Strategie și Dezvoltare	Sterian Ion Văduva Petru Ion Iliescu Bogdan George Rizoiu Andrei
3.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice în perioada ianuarie–iunie 2017	Comitetul Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice	Sterian Ion Văduva Petru Ion Cernov Radu Ștefan
4.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT în perioada ianuarie–iunie 2017	Comitetul Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT	Sterian Ion Văduva Petru Ion Rizoiu Andrei
5.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Audit și Rating în perioada ianuarie–iunie 2017	Comitetul Consultativ de Audit și Rating	Iliescu Bogdan George Cernov Radu Ștefan Rizoiu Andrei
6.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Nominalizare și Remunerare în perioada ianuarie– decembrie 2017	Comitetul Consultativ de Nominalizare și Remunerare	Sterian Ion–până în 16.05.2017 Văduva Petru Ion–din 17.05.2017 Cernov Radu Ștefan–până în 10.07.2017 Minea Nicolae–din 11.07.2017 Iliescu Bogdan George
7.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Strategie și Dezvoltare în perioada ianuarie– decembrie 2017	Comitetul Consultativ de Strategie și Dezvoltare	Sterian Ion Văduva Petru Ion Iliescu Bogdan George Rizoiu Andrei–până în 09.07.2017 Minea Nicolae–din 11.07.2017
8.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice în perioada ianuarie–decembrie 2017	Comitetul Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice	Sterian Ion Văduva Petru Ion Cernov Radu Ștefan–până în 10.07.2017 Lăpușan Remus Gabriel–din 11.07.2017
9.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT în perioada ianuarie–decembrie 2017	Comitetul Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT	Sterian Ion Văduva Petru Ion Rizoiu Andrei–până în 09.07.2017 Lăpușan Remus Gabriel–din 11.07.2017
10.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Audit și Rating în perioada ianuarie–decembrie 2017	Comitetul Consultativ de Audit și Rating	Iliescu Bogdan George Cernov Radu Ștefan–până în 10.07.2017 Rizoiu Andrei–până în 09.07.2017 Lăpușan Remus Gabriel–din 11.07.2017 Minea Nicolae–din 11.07.2017

Secțiunea B–Informații privind riscurile și controlul intern

La nivelul Transgaz a fost înfiinţat iniţial un Comitet de Audit, însă urmare a aprobării noii structuri a Comitetelor Consultative prin HCA nr. 7 din 27.05.2013, s-a înfiinţat Comitetul de Audit şi Rating pentru examinarea în mod regulat a conformităţii raportărilor financiare, al controlului intern şi al sistemului de administrare a riscului şi ratingului companiei. Comitetul de audit trebuie să fie format din cel puțin trei membri și majoritatea membrilor trebuie să fie independenți. Președintele comitetului de audit trebuie să fie un membru neexecutiv independent. Majoritatea membrilor, incluzând președintele, trebuie să fi dovedit că au calificare adecvată relevantă pentru funcțiile și responsabilitățile comitetului.

Membrii comitetului asistă şi înaintează recomandări Consiliului de Administraţie privind stabilirea sistemului contabil şi de control financiar precum şi planificarea financiar-bugetară.

Comitetul efectuează analize de audit şi elaborează pe baza acestora rapoarte de audit, verificând totodată conformitatea rapoartelor de audit elaborate cu planul de audit aprobat la nivelul companiei. În

cadrul societății există înființat Serviciul Audit Intern, aflat în subordonarea directă a Consiliului de Administrație. Acesta raporteză Comitetului de Audit și Rating, trimestrial, o sinteză a activității de audit intern desfășurată.

Comitetul sprijină membrii Consiliului de Administraţie în monitorizarea credibilităţii şi exhaustivităţii informaţiei financiare furnizate de societate, în special prin revizuirea relevanţei şi consistenţei standardelor contabile aplicate de acesta.

Comitetul colaborează cu auditul financiar extern al societăţii care îi pune la dispoziţie un raport în care vor fi descrise toate relaţiile existente între aceasta din urmă pe de o parte, şi societatea şi grupul din care face parte, pe de altă parte.

Comitetul de Audit şi Rating monitorizează independenţa şi corectitudinea auditorului financiar în special prin monitorizarea rotaţiei partenerilor dedicaţi societăţii, în firma de audit şi adresează recomandări Consiliului de Administraţie privind selectarea, numirea, re-numirea, înlocuirea auditorului financiar precum şi termenii şi condiţiile remunerării acestuia.

Conflictul de interese

Membrii Consiliului de Administraţie vor lua decizii în interesul exclusiv al societăţii şi nu vor lua parte la dezbaterile sau deciziile care creează un conflict între interesele lor personale şi cele ale companiei sau ale unor subsidiare controlate de aceasta. În acest sens, a fost avizată în ședința consiliului de administrație Politica de gestionare a conflictelor de interese, pentru conformarea la art. A.2. din Noul Cod de Guvernanță Corporativă al BVB, și a fost aprobată la art. 2 din HAGOA nr. 4 din 23.06.2016.

Tranzacţiile cu persoane implicate

Fiecare membru al Consiliului de Administraţie se asigură de evitarea unui conflict de interese direct sau indirect cu compania sau o subsidiară controlată de aceasta, iar în cazul apariţiei unui astfel de conflict se va abţine de la dezbaterile şi votul asupra chestiunilor respective, în conformitate cu prevederile legale în vigoare.

În vederea asigurării corectitudinii procedurale a tranzacţiilor cu părţile implicate, membrii Consiliului de Administraţie apelează la următoarele criterii, dar fără a se limita doar la acestea:

păstrarea competenţei CA sau AGA, după caz, de a aproba cele mai importante tranzacţii;
solicitarea unei opinii prealabile asupra celor mai importante tranzacţii din partea structurilor de control intern;
încredinţarea negocierilor, referitoare la aceste tranzacţii, unuia sau mai multor administratori independenţi sau administratorilor care nu au legături cu părţile implicate respective;
recursul la experţi independenţi.

Secțiunea C–Informații privind remunerarea

Compania are înfiinţat un Comitet de Nominalizare și Remunerare care elaborează politica de remunerare pentru administratori şi directori înființat prin HCA nr. 7 din 27.05.2013.

Comitetul va prezenta Consiliului de Administraţie propuneri privind remunerarea administratorilor şi directorilor, asigurându-se că aceste propuneri sunt în concordanţă cu politica de remunerare adoptată de societate.

Remuneraţia membrilor consiliului de administraţie este formată dintr-o indemnizaţie fixă lunară şi dintro componentă variabilă pe baza indicatorilor de performanţă.

Remuneraţia şi celelalte avantaje oferite administratorilor şi directorilor sunt consemnate în situaţiile financiare anuale şi în raportul anual al comitetului de nominalizare şi remunerare.

Secțiunea D–Informații privind acționarii

Toţi deţinătorii de instrumente financiare emise de Transgaz din acelaşi tip şi clasă de titluri beneficiază de un tratament egal, iar compania depune permanent eforturi susţinute pentru a realiza o comunicare efectivă, activă şi permanentă în vederea exercitării drepturilor într-o manieră echitabilă.

Toţi deţinătorii de acţiuni Transgaz vor fi trataţi în mod echitabil. Toate acţiunile emise conferă deţinătorilor drepturi egale; orice modificare a drepturilor conferite de acestea va fi supusă aprobării deţinătorilor direct afectaţi în adunările speciale ale respectivilor deţinători.

Transgaz depune toate diligenţele pentru facilitarea participării acţionarilor la lucrările Adunărilor Generale ale Acţionarilor, dialogului între acţionari şi membrii Consiliului de Administraţie şi/sau ai conducerii, precum şi a exercitării depline a drepturilor acestora. Participarea acţionarilor la lucrările Adunărilor Generale ale Acţionarilor este pe deplin încurajată, iar pentru acţionarii care nu pot participa la sedinţe se pune la dispoziţie posibilitatea votului în absenţă-pe bază de împuternicire specială, sauprin corespondenţă.

Compania are creată o secţiune specială, numită Relații investitori, pe pagina proprie de web, unde informaţiile relevante cu privire la procedurile privind accesul şi participarea la Adunarea Generala a Acţionarilor (AGA), convocări AGA, completările ordinii de zi a AGA, exercitarea drepturilor de vot în AGA, materiale de pe agenda AGA, modele de împuternicire specială, hotărâri AGA, rapoarte curente, situaţii financiare ale societăţii, informaţii dividende, calendarul financiar, guvernanţa corporativă sunt permanent actualizate şi accesibile, contribuind astfel la informarea transparentă şi echitabilă a tututuror celor interesaţi.

Totodată, Transgaz are înfiinţată o structură organizatorică specializată pentru gestionarea activităţii privind piaţa de capital, respectiv–Serviciul Relaţii cu Investitorii–structură a cărei activitate este dedicată relaţiei cu investitorii şi cu acţionarii. Personalul serviciului este permanent pregătit/instruit/format profesional asupra aspectelor ce privesc relaţia companiei cu acţionarii săi, cu intituţiile pieţei de capital precum şi asupra principiilor de guvernanţă corporativă.

6.2 Activitatea piața de capital

SNTGN TRANSGAZ SA Mediaş, prin utilizarea eficientă a instrumentelor manageriale şi execuţia cu responsabilitate a măsurilor angajate faţă de acţionari, investitori, mediul de afaceri şi comunitate, a reușit să ocupe în ultima zi de tranzacționare din anul 2017 locul 3 în Top 10 tranzacționare la BVB și locul 6 în Top 10 tranzacționare la BVB pe întreg anul 2017. De asemenea, în luna decembrie 2017 Transgaz se situează pe locul 7 în Top 15 companii listate, în funcție de capitalizarea bursieră cu o creștere de 1.059 milioane lei a capitalizării bursiere, comparativ cu aceeași perioadă a anului 2016.

Acțiunea TGN este o acţiune de portofoliu atractivă, datorită obiectului de activitate al companiei, statutului de monopol deţinut de Transgaz în transportul gazelor naturale, poziţiei companiei pe piaţa energetică naţională şi internaţională, profilului financiar robust şi capacităţii societăţii de a genera performanţe, veniturilor stabile şi predictibile, politicii de dividende atractive.

Pentru anul 2016 a fost aprobat în ședința AGOA din data de 27.04.2017 un dividend brut pe acţiune în valoare de 46,33 lei în condiţiile aplicării cotei de 90,00473% din profitul contabil rămas după deducerea impozitului pe profit, în baza OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societățile naționale, companiile naționale și societățile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome, cu modificările şi completările ulterioare şi a Memorandumului de Guvern prin care au fost mandatați reprezentații de Statului Român în AGA pentru a hotărî repartizarea unei cote de minim 90% din profitul net realizat al anului 2016 sub formă de dividende. Totodată, Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor din data de 23/24.10.2017, prin aplicarea prevederilor Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 29/2017 pentru modificarea art. 1 alin.(1) lit. g) din Ordonanța Guvernului nr. 64/2001

privind repartizarea profitului la societățile naționale, companiile naționale și societățile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome și pentru modificarea art. 1 alin. (2) și (3) din Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 109/2011 privind Guvernanța Corporativă a Întreprinderilor Publice, a aprobat distribuirea sub formă de dividende a sumei de 171 milioane lei, din sumele existente în soldul la 31.12.2016 al conturilor "alte rezerve" și "rezultatul reportat", respectiv plata unui dividend brut pe acțiune în valoare de 14,52 lei/acțiune, tuturor acționarilor înscriși în registrul acționarilor Transgaz din data de 08.11.2017.

Acţiunea TGN

Anul 2017 a fost anul în care preţul de închidere al acţiunii TGN a înregistrat, pe parcursul întregului an, valori net superioare celor din anul 2016, cu un maxim istoric în luna mai 2017, de 449,00 lei/acțiune. Astfel, începând cu luna ianuarie 2017 acțiunea TGN a urmat un trend ascendent cu maximul de 449,00 lei/acțiune înregistrat în luna mai pe fondul publicării informării privind acordarea de dividende suplimentare distribuite din sumele existente în soldul la 31.12.2016, al conturilor "Alte rezerve" și "Rezultatul reportat".

Ulterior, pe fondul ex-datei de dividend pentru anul financiar 2016 precum și neaprobarea de către AGOA a distribuirii de dividende suplimentare din rezerve și din rezultatul reportat la data de 31.12.2016, acțiunea TGN a suferit o depreciere înregistrând la sfârșitul lunii iunie valoarea de 358,00 lei/acțiune, acesta fiind și minimul anului 2017.

Începând cu luna iulie 2017 acțiunea TGN a urmat un trend ascendent, datorat în principal aprobării în luna octombrie a plății, începând cu data de 28.11.2017, a dividendelor suplimentare distribuite din sumele existente în soldul la 31.12.2016, al conturilor "Alte rezerve" și "Rezultatul reportat". În luna decembrie 2017 acțiunea TGN a înregistrat o ușoară corecție datorată ex-datei de dividend suplimentar.

Grafic 23-Prețul de închidere TGN în perioada 01.01.2017–31.12.2017 vs. 01.01.2016–31.12.2016

Volumele tranzacţionate, dar şi valorile tranzacţiilor au înregistrat în anul 2017 valori oscilante. Astfel, în primul trimestru al anului atât volumul cât și valorile tranzacționate au avut în principal creșteri, comparativ cu trimestrul I 2016, după care în luna aprilie 2017, volumele tranzacționate au scăzut cu aproximativ 33% iar valorile tranzacțiilor cu aproximativ 40% pe fondul perioadei de așteptare a investitorilor a aprobării de către AGOA a valorii dividendului distribuit din profitul societății la 31.12.2016.

Ulterior, atât volumul cât și valorile tranzacționate au înregistrat creșteri semnificative, atingând în luna iunie 2017 un număr de 316.144 tranzacții și o valoare de 132,91 milioane lei, acestea fiind și maximele anului 2017. În luna iulie pe fondul neaprobării de către AGOA a distribuirii de dividende suplimentare din

rezerve și din rezultatul reportat la data de 31.12.2016, volumele tranzacţionate, dar şi valorile tranzacţiilor au suferit scăderi importante.

În trimestrul III, pe fondul publicării convocatorului privind aprobarea și plata începând cu data de 28.11.2017 a dividendelor distribuite din sumele existente în soldul la 31.12.2016, al conturilor "Alte rezerve" și "Rezultatul reportat", volumele tranzacţionate dar şi valorile tranzacţiilor au înregistrat creșteri, după care până la sfârșitul anului 2017 acestea au avut valori oscilante dar superioare celor din perioada similară a anului 2016.

Grafic 24-Volum tranzacții TGN în perioada 01.01.2017–31.12.2017 vs. 01.01.2016–31.12.2016

Grafic 25-Valoare tranzacții TGN–mil lei în perioada 01.01.2017–31.12.2017 vs. 01.01.2016–31.12.2016

Indicatorii bursieri: P/BV, EPS, PER, DIVY

Anul	P/BV	PER	DIVY	EPS
2008	0,92	7,36	7,92	20,29
2009	0,84	9,82	6,67	25,36
2010	1,39	8,38	4,65	31,96
2011	1,02	6,99	12,88	31,94
2012	0,79	8,26	13,65	32,24
2013	0,73	6,62	11,49	27,97
2014	1,01	9,25	6,69	28,41
2015	0,98	6,49	7,87	42,68

2016	0,97	7,08	9,39	41,51
2017	1,18	7,60	15,85	50,50

Tabel 28-Situația indicatorilor bursieri în perioada 2008-2017

În perioada încheiată la 31 decembrie 2017, toți cei patru indicatori bursieri, respectiv P/BV (raportul preţului pe valoarea contabilă a unei acțiuni), PER (prețul acțiunii/profitul pe acțiune), randamentul dividendelor (DIVY) precum și indicatorul EPS (profitul pe acțiunea TGN) au înregistrat creșteri importante comparativ cu aceeași perioadă a anului 2016.

În anul 2017, indicatorul P/BV a crescut față de anul 2016, acesta înregistrând valoarea de 1,18 ceea ce indică faptul că, acțiunea TGN a devenit din nou o acțiune corect evaluată pe piață. Valoarea indicatorului PER de 7,60 indică o creștere a eficienței investiției în acțiunea TGN comparativ cu anul 2016.

Creșterea randamentului dividendelor (DIVY) este datorată creșterii cotei aplicate la repartizarea profitului societății sub formă de dividende, de la procentul de 65,01977%, în anul 2015, la un procent de 90,00473% din profitul contabil rămas după deducerea impozitului pe profit în anul 2016.

Valoarea de 50,50 înregistrată în anul 2017 de indicatorul EPS, se datorează rezulatelor financiare foarte bune obținute de companie, aceasta fiind cea mai mare valoare înregistrată de acesta de la listarea companiei.

Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz comparativ cu cei ai companilor similare din Europa, la începutul anului 2018, este următoarea:

Compania		P/E	P/BV	EV/EBITDA
Enagas	Spania	11,5	1,9	10,3
SNAM Rete Gas	Italia	12,9	2,0	11,6
Fluxys	Belgia	31,5	2,9	12,0
Media		18,6	2,3	11,3
Transgaz	România	11,7	1,1	4,2
Premium /Discount		37%	52%	63%

Sursa: Bloomberg la data de 06.02.2018

Tabel 29-Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz comparativ cu companii similare din Europa

Capitalizarea bursieră

Capitalizarea bursieră a companiei la data de 31.12.2017 a fost de 4,52 miliarde lei (970 mil. euro), respectiv cu 1.059 milioane lei (~ 208 milioane euro) peste nivelul înregistrat la 31.12.2016.

Evoluția acțiunii TGN comparativ cu indicii bursieri BET, BET-NG și BET-BK pe parcursul anului 2017

Sursa: www.bvb.ro

După cum se poate observa, pe întreaga perioadă a anului 2017 acţiunea TGN a înregistrat valori superioare față de cele ale principalilor indici bursieri BET, BET-NG şi BET-BK, cu un vârf în luna iunie 2017, în care acțiunea Transgaz a înregistrat valori net superioare departându-se astfel față de aceştia.

Ulterior, la începutul lunii iulie 2017, aceasta a urmat un trend puternic descendent, apropiindu-se astfel de valorile celor trei indici bursieri, pentru ca apoi, pe parcursul lunilor următoare să înregistreze o evoluție similară cu indicii dar la valori superioare acestora.

Politica cu privire la dividend

Valoarea dividendelor cuvenite acționarilor se determină în conformitate cu Ordonanţa Guvernului nr.64 din 30 august 2001 privind repartizarea profitului la societăţile naţionale, companiile naţionale şi societăţile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum şi la regiile autonome, aprobată prin Legea nr. 769/2001, cu modificările şi completările ulterioare, care prevede la art.1 alin. (1) lit. f) repartizarea din profitul contabil rămas după deducerea impozitului pe profit a "minimum 50% dividende în cazul societăților naţionale cu capital integral sau majoritar de stat".

În anul 2016, valoarea aprobată pentru dividendele aferente anului 2015 a fost determinată conform prevederilor OG nr. 64/2001 prin aplicarea cotei de 65,01977% asupra profitului net reîntregit cu suma reprezentând participarea salariaţilor la profit. În anul 2017, determinarea valorii dividendelor aferente anului 2016 s-a realizat în baza prevederilor OG nr. 64/2001 și a Memorandumului de Guvern prin care au fost mandatați reprezentații Statului Român în AGA pentru a hotărî repartizarea unei cote de minim 90% din profitul net realizat al anului 2016 sub formă de dividende, prin aplicarea cotei de 90,00473% asupra profitului net reîntregit cu suma reprezentând participarea salariaților la profit.

Societatea înregistrează și achită dividende repartizate din profitul net, numai după aprobarea situațiilor financiare anuale de către Adunarea Generală a Acționarilor.

Astfel, prin Hotărârea nr. 2 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din data de 29.04.2016, publicată în Monitorul Oficial al României, partea IV-a, nr. 1973/23.05.2016, a fost aprobată plata unui dividend brut aferent exercițiului financiar 2015, în valoare de 27,61 lei/acțiune.

Prin Hotărârea nr. 1 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din data de 27.04.2017, publicată în Monitorul Oficial al României, partea IV-a, nr. 1638/15.05.2017, a fost aprobată plata unui dividend brut aferent anului financiar 2016, în valoare de 46,33 lei/acțiune.

Totodată, Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor din data de 23.10.2017, prin aplicarea prevederilor Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 29/2017 pentru modificarea art. 1 alin. (1) lit. g) din Ordonanța Guvernului nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societățile naționale, companiile naționale și societățile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome și pentru modificarea art. 1 alin. (2) și (3) din Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 109/2011 privind Guvernanța Corporativă a Întreprinderilor Publice, a aprobat distribuirea sub formă de dividende a sumei de 171 milioane lei, din sumele existente în soldul la 31.12.2016 al conturilor "alte rezerve" și "rezultatul reportat", respectiv plata unui dividend brut pe acțiune în valoare de 14,52 lei/acțiune, tuturor acționarilor înscriși în registrul acționarilor Transgaz din data de 08.11.2017.

La sfârșitul anului 2017, societatea a plătit acționarilor dividende nete aferente anului financiar 2016 în valoare de 536.336.922,11 lei pentru un număr de 11.727.683 acțiuni și dividende nete acordate conform OUG nr.29/2017 în valoare de 167.197.949,19 lei pentru un număr de 11.663.526 acțiuni.

Revizuirea ratingului Transgaz

În data de 24 iunie 2015 Standard&Poor's Ratings Services a îmbunătăţit rating-ul Transgaz SA de la "BB" la "BB+" cu perspectivă stabilă.

Decizia agenţiei de evaluare financiară de a îmbunătăţi rating-ul Transgaz recunoaşte succesul eforturilor echipei de management de a îmbunătăţi şi moderniza activitatea operaţională şi transparenţa instituţională, a programului de investiţii al societăţii.

În acelaşi timp, agentia de rating a recunoscut progresele înregistrate în activitatea autorităţii de reglementare şi a stabilizării cadrului de reglementare.

Printre punctele pozitive menţionate în analiza Standard&Poor's se numără:

îmbunătăţirea predictibilității și transparenței activității de reglementare pentru serviciile de transport gaze naturale din România, prin menţinerea neschimbată a cadrului actual până la sfârşitul actualei perioade de reglementare;
predictibilitatea cash flow-ului cel puţin până în anul 2017, la sfârşitul perioadei de reglementare;
creșterea procentului tarifelor de rezervare a capacității la 50%;
obținerea sporurilor de eficiență pentru cinci ani și asigurarea de remunerare mai mare pentru investițiile noi ca urmare a recunoașterii veniturilor nerealizate din perioada de reglementare anterioară;
creşterea investiţiilor pe termen mediu şi lung începând cu a doua jumătate a anului 2015.

Perspectiva stabilă reflectă opinia Standard&Poor`s conform căreia, cadrul de reglementare s-a îmbunătăţit, rămâne predictibil şi transparent, iar Transgaz va putea obţine astfel rezultate operaţionale şi financiare solide în următorii doi sau trei ani.

În raport se menţionează de asemenea că o creştere cu două trepte a ratingului României poate determina o îmbunătăţire a ratingului companiei în condiţiile în care atât profilul de creditare al companiei cât şi sprijinul guvernamental rămân neschimbate.

6.3 Fuziuni sau reorganizări semnificative

În anul 2017 nu au avut loc fuzionări sau reorganizări în cadrul SNTGN Transgaz SA.

7. ANALIZA ACTIVITĂȚII SOCIETĂȚII

7.1 Analiza activităţii operaţionale

7.1.1 Activitatea de transport intern gaze naturale

În perioada 1 octombrie 2016–30 septembrie 2017 tarifele reglementate pentru prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale prin SNT au fost stabilite pe baza Ordinului ANRE nr. 39/10 august 2016, privind aprobarea venitului reglementat, a venitului total şi a tarifelor de transport pentru activitatea de transport al gazelor naturale prin Sistemul național de transport.

În perioada 1 octombrie 2017–31 decembrie 2017 tarifele reglementate pentru prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale prin SNT au fost stabilite pe baza Ordinului ANRE nr. 74/2 august 2017, privind aprobarea venitului reglementat, a venitului total şi a tarifelor de transport pentru activitatea de transport al gazelor naturale prin Sistemul național de transport.

Serviciul transport intern gaze naturale asigură îndeplinirea obligațiilor Transgaz de a oferi utilizatorilor reţelei servicii de acces la SNT pe baza unor condiţii şi clauze contractuale echivalente, nediscriminatorii şi transparente.

Contractele de transport gaze naturale semnate cu beneficiarii serviciilor sunt conforme contractuluicadru reglementat şi asigură cadrul legal pentru prestarea serviciilor ferme şi întreruptibile de transport.

Prestarea serviciului de transport intern gaze naturale desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăsurate pentru şi în legătură cu rezervarea capacităţii de transport şi transportul prin SNT al cantităţilor determinate de gaze naturale.

Transportul cantităţilor de gaze naturale se realizează de la punctele de predare/preluare comercială de la intrarea în SNT până la punctele de predare/preluare comercială de la ieşirea din SNT, gazele naturale necesare acoperirii pierderilor din SNT fiind în responsabilitatea Transgaz.

Prin serviciile de transport contractate în anul 2017 s-a realizat transportul cantităţii totale de 138.140.038,272036 MWh (12.872.891,688 mii mc) către:

distribuții:	78.906.374,553317 MWh (7.332.253,514 mii mc);	57,12%
consumatori direcți:	39.728.226,370866 MWh (3.726.149,904 mii mc);	28,76%
înmagazinare:	19.225.727,891547 MWh (1.788.099,486 mii mc);	13,92%
reverse flow (Csanadpalota):	279.709,456306 MWh (26.388,784 mii mc);	0,20%

În baza Referatului nr. 15000/31.03.2017 aprobat de Consiliul de Administrație prin Hotărârea nr. 13/ 2017 au fost contractate serviciile de rezervare de capacitate în depozitele de înmagazinare subterană de 372.750 MWh atât pentru menținerea în stoc a cantității de gaze naturale rămase din ciclul anterior cât și pentru a fi stocate cantități suplimentare de gaze naturale necesare pentru acțiunile de echilibrare a SNT întreprinse de TRANSGAZ și a exploatării în condiții de siguranță a acestuia.

Principalii utilizatori 2017	Valoare facturată fără TVA 2017 (lei)	%
ENGIE ROMÂNIA	456.080.563,94	32%
E.ON ENERGIE ROMÂNIA	307.300.566,40	21%
OMV PETROM GAS BUCUREȘTI	169.151.333,01	12%
ROMGAZ S.A. MEDIAȘ	144.048.888,91	10%
ELECTROCENTRALE BUCUREȘTI	113.156.083,05	8%
AZOMUREȘ TG. MUREȘ	62.502.096,73	4%
CHEMGAS HOLDING	34.405.100,67	3%
C-GAZ & ENERGY DISTRIBUȚIE SRL	17.153.228,97	1%
CONEF GAZ BUCUREȘTI	14.495.893,14	1%
PREMIER ENERGY SRL	13.561.336,55	1%
Alții	105.237.321,30	7%
Total	1.437.092.412,65	100,00%

Principalii beneficiari ai serviciului de transport intern al gazelor naturale în anul 2017 sunt următorii:

Tabel 30 - Ponderea principalilor utilizatori ai SNT la 31.12.2017

Pentru acoperirea pierderilor din SNT precum şi pentru consumul tehnologic propriu, în anul 2017 Transgaz a achiziţionat o cantitate de 95.242 mii mc gaze naturale.

Grafic 26-Ponderea principalilor utilizatori ai SNT în perioada 01.01- 31.12.2017

În anul 2017 s-au încheiat și semnat cu utilizatorii de rețea, 238 contracte pentru servicii de transport gaze naturale, atât pe termen lung (anuale) cât și pe termen scurt (trimestriale, lunare, zilnice), pentru punctele de intrare/ieșire în/din Sistemul Național de Transport, inclusiv pentru punctele de interconectare Csanadpalota, Ruse–Giurgiu, Negru Voda 1, Negru Voda–localitate, Mangalia.

Total contracte pe SNT-perioada ianuarie-decembrie 2017

Tip contract	Anual	Trimestrial	Lunar	Zilnic	Total
Nr. contracte	35	46	131	6	218

Total contracte în punctele de interconectare încheiate pe RBP-perioada ianuarie-decembrie 2017

Tip contract	Anual	Trimestrial	Lunar	Zilnic	Total
Nr. contracte	4	1	15	0	20

Detaliat activitatea comercială este prezentată în Anexa 4.

Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate şi transportate prin Sistemul Naţional de Transport gaze naturale (SNT) precum şi a consumului tehnologic, în perioada 2013–2017 și anul 2017 comparativ cu anul 2016, este următoarea:

Indicator	UM	2013	2014	2015	2016	2017	+/-	%
0	1	2	3	4	5	6	7=6-5	7=6/5*100
Gaze naturale vehiculate	mii mc	13.696.258	13.082.740	12.383.825	12.201.157	12.974.819	773.662	6%
Gaze naturale transportate	mii. mc	11.258.941	11.883.713	12.294.693	12.074.677	12.872.891	798.214	7%
Consum tehnologic	mii. mc	160.140	96.940	88.103	108.874	95.242	-13.632	-13%
Pondere consum tehnologic/ gaze vehiculate	%	1,17%	0,74%	0,71%	0,89%	0,73%

Tabel 31 - Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate, transportate şi a consumului tehnologic în perioada 2013-2017

2017 vs. 2016

Grafic 30-Nivelul consumului tehnologic total realizat vs. total programat 2017

Astfel, după cum se poate observa, în anul 2017, comparativ cu anul precedent, evoluţia consumului tehnologic pe SNT a înregistrat un trend descendent, acesta fiind cu 13% mai mic decât cel înregistrat în perioada 01.01-30.09.2016 şi cu 10% mai redus faţă de nivelul programat pentru perioada 01.01- 30.09.2017.

													(mil. mc)
	Ian	Feb	Mar	Apr	Mai	Iun	Iul	Aug	Sep	Oct	Nov	Dec	TOTAL
ROMGAZ	487	426	401	444	386	383	373	391	414	452	460	474	5.092
PETROM	351	323	365	358	372	337	358	354	342	350	333	335	4.179
ALȚII	44	44	55	50	48	46	47	46	43	43	40	41	546
IMPORT CURENT	356	248	69	5	3	4	1	0	1	83	115	297	1.182
EXTRAS ÎNMAGAZINARE	692	384	192	36	0	0	0	5	5	19	300	342	1.976
REALIZAT	1.931	1.426	1.082	891	809	769	779	795	805	948	1.249	1.490	12.975
PROGRAMAT	1.594	1.052	1.008	740	827	791	827	833	798	917	1.027	1.292	11.705

Tabel 33 - Cantităţile de gaze naturale vehiculate în SNT în anul 2017 față de cele programate

Grafic 31-Cantităţile de gaze naturale vehiculate în SNT (mil.mc) în anul 2017, pe surse de proveniență

Grafic 32-Cantităţile de gaze naturale vehiculate în SNT (mil.mc)–Realizat 2017 vs. programat 2017

5092	4179
		546	1182	1976
ROMGAZ	PETROM	ALȚII	IMPORT CURENT	EXTRAS ÎNMAGAZINARE

Grafic 33-Cantităţile de gaze naturale vehiculate în SNT (mil mc), pe surse de proveniență, în anul 2017

						(mii mc)
Cantităţile de gaze naturale transportate în 2017 faţă de cele programate
	Ian	Feb	Mar	Apr	Mai	Iun
PROGRAM	1.575.299	1.040.971	997.466	733.853	822.334	786.117
REALIZAT	1.915.795	1.410.720	1.075.797	891.435	804.073	762.351

(mii mc)

Cantităţile de gaze naturale transportate în 2017 faţă de cele programate
Iul Aug Sep Oct Nov Dec TOTAL
PROGRAM	818.974	823.209	787.652	911.399	1.019.620	1.282.808	11.599.702
REALIZAT 772.073 789.608 799.625 941.582 1.236.901 1.472.931 12.872.891

Tabel 34-Cantităţile de gaze naturale transportate la consumatori direcți și distribuții prin SNT programat vs. realizat 2017

Grafic 34-Cantităţile de gaze naturale transportate la consumatori direcți și distribuți în SNT programat 2017 vs. realizat 2017 (mil mc)

După cum se observă, în anul 2017, cantitatea de gaze naturale transportată a fost de 12,87 miliarde mc cu 1,27 miliarde mc mai mare decât cantitatea programată.

													(mii mc)
Cantităţile de gaze naturale destinate înmagazinării în 2017 faţă de cele programate
	Ian	Feb	Mar	Apr	Mai	Iun	Iul	Aug	Sep	Oct	Nov	Dec	TOTAL
PROGRAM	-	-	-	203.078	394.090	349.900	296.556	313.521	298.188	123.053	-	-	1.978.386
REALIZAT	-	-	11.220	89.102	286.701	351.803	337.841	291.691	287.060	132.680	-	-	1.788.098

Tabel 35 - Cantităţile de gaze naturale destinate înmagazinării în anul 2017 - realizări vs. program

Grafic 35-Cantităţile de gaze naturale destinate înmagazinării în anul 2017-realizări vs. program (mii mc Activitatea de transport intern gaze naturale se desfăşoară pentru clienţii de pe piaţa gazelor naturale din România în timp ce activitatea de transport internațional gaze naturale se derulează, în prezent, pentru doi clienţi externi, Bulgargaz EAD și OOO"Gazprom Export".

Cantitățile de gaze naturale transportate prin cele trei conducte de transport internațional în perioada 2013–2017 sunt următoarele:

					(mld mc/an)
	2013	2014	2015	2016	2017
Total cantități de gaze naturale tranzitate	18,45	17,45	16,47	17,62	19,41

Grafic 36-Cantitatea totală de gaze naturale destinate înmagazinării în anul 2017-realizări vs. program (mii mc) Total cantități de gaze naturale tranzitate-mld mc/an

Scăderea ponderii consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate prin SNT, de la 1,17% în anul 2013 la 0,89% în 2016 și 0,73% în anul 2017 este rezultatul efortului conjugat al departamentelor de exploatare şi operare precum şi al unor măsuri tehnice corespunzătoare.

Evoluţia ponderii consumului tehnologic în total gaze vehiculate în perioada 2013–2017 este următoarea:

Grafic 37-Evoluţia ponderii consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate în perioada 2013-2017

Evoluţia ponderii consumului tehnologic în total gaze vehiculate în anul 2017 comparativ cu anul 2016 este următoarea:

Grafic 39-Ponderea consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate-2016

7.1.2 Activitatea de transport internațional gaze naturale

Activitatea de transport internaţional gaze naturale, este desfăşurată de Transgaz în baza licenţei de operare a sistemului de transport gaze naturale nr. 1933/20.12.2013 emisă de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), valabilă până la data de 08.07.2032.

Activitatea actuală de transport internaţional gaze naturale se desfășoară în zona de Sud-Est a țării (Dobrogea) unde sectorul românesc de conducte existent între localitățile Isaccea și Negru Vodă se include în culoarul balcanic de transport internaţional gaze naturale din Federația Rusă spre Bulgaria, Turcia, Grecia și Macedonia.

Pe traseul menționat, la nord de localitatea Isaccea există 3 interconectări cu conductele de transport

Fig. 12-Conductele de transport internaţional gaze naturale

internaţional gaze naturale din Ucraina, iar la sud de localitatea Negru Vodă–3 interconectări cu conductele de transport internaţional gaze naturale din Bulgaria.

Activitatea de transport internaţional gaze naturale este efectuată prin conducte care nu sunt conectate la Sistemul Naţional de Transport:

conductă de transport internaţional gaze naturale pe direcția UA-RO-BG (FIR I) cu următoarele caracteristici: DN 1000, L = 183,5 km şi capacitate tehnică = 6,1 mld. Smc/an;
două conducte de transport internaţional gaze naturale pe direcția UA-RO-BG-TK-GR (FIR II şi FIR III) fiecare cu următoarele caracteristici: DN 1200, L = 186 km şi capacitate tehnică = 9,6 mld. Smc/an (FIR II) şi DN 1200, L = 183,5 km și 9,7 mld. Smc/an (FIR III).

Începând cu anul gazier 2016 – 2017 capacitatea de transport a conductei T1 se comercializează pe bază de licitații, conform codului european privind mecanisme de alocare a capacităților în punctele de interconectare trasnfrontalieră și a Ordinului ANRE nr. 34/2016. În ceea ce privește transportul prin conductele T2 și T3, acesta nu se supune în prezent reglementărilor europene privind accesul terţilor şi se desfăşoară în baza acordurilor guvernamentale şi a contractelor încheiate cu "Gazprom Export".

Reglementarea acestei situații este un proces complex din cauza, în principal a unor factori care depășesc sfera de competență a Transgaz. Cu toate acestea, compania își propune rezolvarea acestor aspecte și conformarea la prevederile cadrului de reglementare european.

7.1.3 Activitatea de dispecerizare

În anul 2017, ca urmare a măsurilor întreprinse pe linia activității de operare la nivelul Dispeceratului Național de Gaze Naturale au fost realizate o serie de acțiuni, dintre care, în principal pot fi menţionate:

analizarea a 52 soluții de alimentare la SNT a terților din punct de vedere al capacității de transport disponibile și al regimului de presiuni care trebuie realizat fără a fi periclitată integritatea SNT;
elaborarea a 38 fișe de acces la SNT, pentru solicitări de capacitate pentru care au fost întrunite condițiile de acces la SNT;
verificarea a 21 teme de proiectare și fișe tehnice elaborate de Departamentul Exploatare Mentenanță;
verificarea și aprobarea a 616 foi de manevră întocmite de Exploatările Teritoriale;
verificarea și aprobarea a 21 Programe de lucru privind curățarea interioară și inspecția conductelor magistrale întocmite de Departamentul Exploatare Mentenanță;
actualizarea continuă a topologiei SNT și a modelului SIMONE al SNT, ținând seama de modificările infrastructurii de transport, pentru păstrarea acurateței calcului LP-SNT; s-au primit 66 solicitări de actualizare a topologiei care toate au fost realizate;
ținerea evidenței lucrărilor terților în SNT la relocări/devieri de conducte;
publicarea pe site-ul TRANSGAZ a reducerilor și întreruperilor planificate/neplanificate a serviciilor de transport și informarea prin poșta electronică a utilizatorilor de rețea privind aceste reduceri/întreruperi, corespunzător cerințelor Codului Rețelei, a Standardului de performanță;
determinarea și raportarea indicatorilor de performanță pentru anul gazier 2016-2017, conform cerințelor Ordinului ANRE 161/26.11.2015 privind aprobarea Standardului de performanță;
actualizarea calcului formulei N-1 pentru România;
determinarea și analizarea unor regimuri de transport necesare stabilirii unei funcționări în condiții de siguranță și de eficiență economică a direcțiilor de transport din SNT pe durata sezonului rece și a sezonului cald utilizând programul SIMONE;
participarea la întâlnirile grupului de lucru interdisciplinare pentru implementarea proiectelor UMP Marea Neagră și analiza problemelor specifice care intră în sfera de competență;
participarea la întâlnirile de lucru comune ANRE-TRANSGAZ pentru elaborarea metodologiei de tarifare de referință bazată pe capacitatea ponderată cu distanța; elaborare mod de lucru pentru determinarea matricei diferențelor relevante cu fluxurile de gaze;
participarea săptămânală, în perioada noiembrie-martie, la ședințele Comandamentului energetic de iarnă organizat de Direcția Generală de Energie din cadrul Ministerului Energiei, unde se analizează și se prezintă situația la zi a Sistemului Național Energetic și a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale;
gestionarea bazei de date (pe suport electronic) cuprinzând schemele tehnologice ale SNT și ale instalațiilor aferente acestuia, precum și verificarea actualizării acestor scheme de către Exploatările Teritoriale;
organizarea și monitorizarea împreună cu DTIC a instruirii personalului din cadrul ET-urilor pentru redesenarea într-un format unitar a schemelor tehnologice;
analizarea modului de calcul al pierderilor de gaze naturale aferente lucrărilor programate și neprogramate (inclusiv accidente tehnice cauzate de terți) din SNT și verificarea evidențelor consumului tehnologic determinat pe baza rapoartelor întocmite de Exploatările Teritoriale; se lucrează la uniformizarea acestor rapoarte pentru eficientizarea modului de verificare;
utilizarea unitară a la nivel de Transgaz;
determinarea zilnică a LP-ului pe SNT, la orele pare, cu programul de calcul hidraulic SIMONE offline, bazat pe presiunile și temperaturile gazului din SNT pentru evaluarea încadrării SNT în limitele de funcționare stabilite, inclusiv LP de ora 06 utilizat în închiderea ecuației de echilibrare comerciale a SNT); publicarea LP pe site Transgaz; începând cu data de 1 octombrie 2017 calculul și publicarea pe site-ul Transgaz a LP se face orar;
elaborarea tabelului de calcul al bilanțului zilnic operativ pe zonele din SNT care sunt delimitate de debitmetre ultrasonice montate în noduri tehnologice;
analiza funcționalităților portalului meteo și îmbunătățirea acestuia prin colaborare cu DTIC;
elaborarea și finalizarea instrucțiunii de lucru privind monitorizarea stării robinetelor din SNT;
întocmirea diagramei de flux și a procedurii de determinare LP pe SNT; ambele documente au fost transmise spre verificare în vederea avizării;
elaborarea procedurii de dispecerizare SNT transmiterea spre verificare și aprobare la Serviciul managementul Calității;
dispecerizarea SNT în condiții de siguranță și eficiență;
înaintarea de informări operative zilnice privind starea SNT: Raport stare SNT, Informare operativă incluzând prognoza de consum pe 3 zile; prognoze pe termen scurt, 2, respectiv, 4 zile a consumului de gaze asigurat prin SNT;
monitorizarea orară a parametrilor calitativi ai gazelor naturale la principalele panourile comerciale de intrare/ieșire în/din SNT și informarea conducerii Transgaz;
urmărirea desfășurării lucrărilor de mentenanță din SNT conform foilor de manevră;
coordonarea activității desfășurate în cadrul Dispeceratelor Teritoriale din cadrul Exploatărilor Teritoriale;
actualizarea documentelor sistemului de control intern/managerial;
întocmirea raportării lunare pentru BOARD-ul managerial.
informarea săptămânală a conducerii Transgaz.

Cantitatea de gaze naturale transportată prin conductele de transport internațional în perioada 01.01- 31.12.2017 este de 19.412.881,243 mii mc (207.683.953,894 MWh).

Activitatea Direcției Operator Piața de Gaze Naturale este prezentată în Anexa 5.

7.2 Analiza activităţii de dezvoltare, reparații și reabilitare

7.2.1 Principalele componente ale infrastructurii SNT

Principalele componente ale Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la 31.12.2017 sunt următoarele:

Denumire obiectiv/componentă SNT	U.M.	Valoare
Conducte magistrale de transport și racorduri de alimentare cu gaze naturale, din care conducte de transport internațional	km	13.350 553
Stații de reglare măsurare (SRM) în exploatare	buc	1.126 (1.233 direcții măsurare)
Stații de comandă vane (SCV, NT)	buc	58
Stații de măsurare a gazelor din import (SMG)	buc	6
Stații de măsurare amplasate pe conductele de tranzit gaze (SMG)	buc	6
Stații de comprimare gaze (SCG)	buc	3
Stații de protecție catodică (SPC)	buc	1.042
Stații de odorizare gaze (SOG)	buc	872

Tabel 36 -Principalele componente ale SNT la 31.12.2017

Fig. 13-Harta Sistemului Naţional de Transport al Gazelor Naturale

Sistemul Naţional de Transport (SNT) are o acoperire la nivelul întregului teritoriu naţional şi are o structură radial-inelară.

Capacitatea de transport intern și internațional a gazelor naturale este asigurată prin rețeaua de conducte și racorduri de alimentare cu diametre cuprinse între 50 mm şi 1.200 mm, la presiuni cuprinse între 6 bar şi 40 bar, cu excepţia transportului internaţional (63 bar).

Descrierea și analizarea gradului de uzură al obiectivelor SNT

O analiză asupra principalelor obiective aparținând SNT din perspectiva duratei de funcționare este prezentată în continuare:

Durata de funcţionare	Conducte de transport (km)	Racorduri de alimentare (km)	Număr Direcţii Staţii de Reglare Măsurare
> 40 ani	6.397	339	141
Între 30 şi 40 ani	1.996	133	61
Între 20 şi 30 ani	689	220	164
Între 10 şi 20 ani	1.723	931	610
< 10 ani	757	165	257
TOTAL	11.562	1.788	1.126 SRM-uri
	13.350		(1.233 direcţii de măsurare)

Tabel 37 - Principalele componente ale SNT la 31.12.2017, din perspectiva duratei de funcţionare

Se observă că în ceea ce priveste conductele de transport gaze naturale, din cei 13.350 km aflați în exploatare, cca. 72% au o durată de funcționare efectivă mai mare de 20 de ani, apropiată de durata lor normală de funcționare.

Diagnosticările efectuate până în anul 2017 cu PIG-ul inteligent pentru cca. 2.495 km (3.808 km ţinând seama de inspecţii multiple) pun în evidență niveluri destul de ridicate ale defectelor materialului tubular, cauzate în principal de durata mare de funcționare a conductelor.

În anul 2017 au fost efectuate inspecții cu PIG inteligent pentru 218 km conducte. Au fost efectuate curățiri de conducte pe 1.943 km.

Un procent de 79,5% din conductele de transport gaze naturale au izolația pasivă realizată printr-un sistem pe bază de bitum, actualmente îmbătrânită, ceea ce duce şi la creşterea consumului de energie electrică înregistrat la cele 1.042 staţii de protecţie catodică a conductelor.

Aproximativ 96% din conductele și racordurile aflate în exploatare sunt protejate catodic. În anul 2017 sau realizat măsurătorile intensive de potențial pentru 220,6 km conducte.

Predarea gazelor către distribuitori și consumatori finali se face prin 1.233 de SRM-uri (direcții de măsurare), 45 de SRM-uri (direcții de măsurare) fiind inactive temporar/în conservare.

Stațiile de Reglare Măsurare Gaze sunt cuprinse în programele de modernizare/reabilitare pentru a fi integrate într-un sistem de comandă și supraveghere automată SCADA. Din cele 1.233 SRM-uri (direcții de consum) aflate în exploatare, un număr de 948 sunt avute în vedere pentru implementarea sistemului SCADA.

Capacitatea de comprimare este asigurată de 3 stații de comprimare gaze, amplasate pe principalele direcții de transport. În cursul anului 2017 s-au efectuat lucrări de reparații compresoare, verificare vibrații , reglare supape și revizii la instalații de aer instrumental la STC Șinca. S-au transmis caietele de sarcini la Departamentul Achiziții sectoriale pentru promovarea serviciilor de reparații prevăzute în PRRASM.

Pentru STC Siliștea, s-a finalizat contractul de service lucrările de revizie și reparație la sistemele de monitorizare vibrații la grupurile de comprimare Solar 1 și 2. S-au efectuat verificări și calibrări la sistemele de automatizare, la toate stațiile de comprimare.

Dispecerizarea gazelor în SNT se realizează prin manevre efectuate în nodurile de interconectare ale principalelor conducte de transport. Majoritatea nodurilor sunt dotate cu robinete de manevră cu acţionare manuală şi echipamente pentru urmărirea parametrilor, cele mai multe fiind depăşite din punct de vedere a performanțelor şi a siguranţei în exploatare.

Din nodurile tehnologice existente circa 20% sunt noi sau reabilitate.

Pe parcursul implementării sistemului SCADA, nodurile tehnologice vor continua procesul de modernizare.

Odorizarea gazelor este asigurată printr-un număr de 872 instalații de odorizare din care 546 sisteme sunt de tip nou, prin eşantionare şi prin injecţie asigurând o odorizare optimă a gazelor transportate.

Din cele 546 sisteme moderne, un număr de 28 sunt de tip centralizat–deservind mai multe puncte de livrare. Celelalte 326 sisteme de tip "prin evaporare/picurare" sunt sisteme care nu pot asigura o odorizare continuă şi controlată putând duce la situaţii de sub sau supraodorizare şi implicit la consumuri crescute de odorant. Dintre acestea 15 instalaţii sunt de tip centralizat.

În anul 2017 s-au înlocuit un număr de 7 instalații vechi de odorizare cu unele automate și s-a finalizat procedura de achizitie a încă 121 de instalații de odorizare automate din care s-au livrat 37, diferența urmând a se livra în primul trimestru al anului 2018.

Trebuie subliniat totuşi că, deşi infrastructura este destul de învechită, starea tehnică a SNT se menţine la un nivel corespunzător ca urmare a faptului că exploatarea se desfăşoară pe baza unui sistem de mentenanţă preponderent preventiv planificat şi corectiv şi pe baza unor programe de modernizare.

Aceste programe au ca fundament Normele Tehnice privind mentenanţa SNT, ele desfăşurându-se pe o perioadă mai lungă de timp ca urmare a valorilor mari a acestora.

Puncte de interconectare transfrontalieră

În prezent importul/exportul de gaze naturale în/din România se realizează prin 5 conducte de interconectare transfrontalieră:

Caracteristici ale conductelor de interconectare transfrontalieră
	Orlovka (UA)–Isaccea (RO) - DN 1000, Capacitate 8.6 mld.mc/an, Pmax =55 bar
UCRAINA Tekovo (UA)–Medieşu Aurit (RO) - DN 700, Capacitate=4.0 mld.mc/an, Pmax =70 bar
UNGARIA	Szeged (HU)–Arad(RO)–Csanadpalota - DN 700, Capacitate=1.75 mld.mc/an, Pmax = 63 bar
REPUBLICA MOLDOVA	Ungheni (MO) – Iași (RO) - DN 500, Capacitate=1.5 mld.mc/an, Pmax =50 bar
BULGARIA	Ruse (BG)–Giurgiu (RO) - DN 500, Capacitate=1.5 mld.mc/an, Pmax=40 bar

7.2.2 Investiţii realizate 2017 versus Investiţii programate 2017

Programul de modernizare şi dezvoltare investiţii

					(mii lei)
PMDI (mii lei)	Bugetat 2017	Realizat 3 luni 2017	Realizat 6 luni 2017	Realizat 9 luni 2017	Realizat 2017	%
Investiţii conducte	291.797	1.648	4.227	6.285	27.817	9,53%
Alte investiţii (SC,SRM,SPC,NT,etc)	207.523	6.401	10.096	16.971	38.329	18,5%
Lucrări acces SNT	6.000	45	1.057	2.428	4.084	68%
TOTAL	505.320	8.094	15.380	25.684	70.231	13,9%

Pentru anul 2017 evoluţia realizărilor PMDI este:

Tabel 38 - Situația realizărilor PMDI în anul 2017

Grafic 40-Evoluţia investiţiilor în anul 2017 pe categorii

Activitatea investițională în anul 2017 a fost direcționată în principal spre modernizarea și dezvoltarea SNT în vederea îmbunătățirii eficienței și a creșterii capacității acestuia, a dezvoltării de noi zone de consum.

Valoarea Programului de investiții pentru anul 2017, aprobată în bugetul de venituri și cheltuieli pe 2017, este de 505.320.705 lei.

Valoarea realizărilor la sfârșitul anului 2017 este de 70.230.814 lei, care include și suma de 4.084.159 lei, ce reprezintă valoarea lucrărilor de racordare la SNT a noi consumatori, realizate în baza regulamentului de acces la SNT aprobat prin HG nr.1043/2004, din care 3.628.725 lei din fonduri alocate prin programul de modernizare și dezvoltare și 455.434 lei reprezentând tariful de racordare la SNT.

Nivelul de realizare al programului de modernizare și dezvoltare investiții la finele anului 2017, este redat în tabelul următor:

		Program 2017	Realizat 2017
Cap.	Categoria de lucrări	Valoric (mii lei)	Valoric (mii lei)	%
0	1	2	3	4=3/2*100
Cap. A	Lucrări de modernizare și dezvoltare a SNT	394.246	45.095	11,3%
1.	Modernizarea și retehnologizarea Sistemului Național de Transport Gaze	15.748	-1.685	-10,70%
1.1.	Modernizare instalații tehnologice aferente Sistemului Național de Transport Gaze (SRM, SCV, PM, NT)	13.733	-1.827	-13.30%
1.2.	Sistem Comandă Achiziții Date	2.015	142	7,05%
2.	Dezvoltarea Sistemului Național de Transport Gaze și instalații aferente	378.498	46.517	12,29%
2.1.	Conducte de transport gaze naturale	95.380	20.122	21,10%
2.2.	Creșterea capacității de transport	193.557	7.695	3,98%
2.3.	Lucrări de construcții și instalații de suprafață pentru SRM uri	46.337	3.811	8,22%
2.4.	Stații de protecție catodică	152	125	82,24%
2.5.	Instalații aferente tehnologiei informației și telecomunicații	29.874	13.505	45,21%
2.6.	Lucrări de construcții și instalații de suprafață pentru instalații de odorizare	4.460	138	3,09%
2.7.	Lucrări la conductele de transport gaze naturale aflate în exploatare situate în zone de risc incident	7.738	954	12,33%
2.8.	Instalații și rețele electrice	1.000	167	16,7%
Cap. B	Lucrări de modernizare și dezvoltare a bunurilor proprii	105.074	21.051	20,03%
1.	Alte lucrări	42.558	191	0,45%
2.	Lista utilajelor, echipamentelor și dotărilor	62.016	20.837	33,6%
3.	Achiziții terenuri	500	23	4,6%
Cap. C	Lucrări de acces la SNT	6.000	4.084	68,07%
-	Lucrări din anii precedenți sau transferați din PRRASM	0	263
TOTAL PMDI		505.321	70.231	13,9%
	Cheltuieli pentru studii şi proiecte	26.706	10.578	39,6%
	Program Aprovizionare - Produse pentru Lucrări de Investiţii	172.114	0	0%
execuție)	Alte cheltuieli de investiții (imobilizări necorporale în curs de		14.790
	TOTAL INVESTIȚII	704.364	95.599	13,57%

Tabel 39 - Realizarea Programului de investiţii în anul 2017

Față de valoarea totală a programului de modernizare şi dezvoltare investiţii de 505.321 mii lei, valoarea totală a realizărilor este de 70.231 mii lei, ceea ce reprezintă o îndeplinire a programului în proporție de 13,9%.

Precizăm că în PMDI 2017, au fost alocate sursele de finanțare pentru demararea proiectelor Dezvoltarea pe teritoriul României a SNT pe coridorului BRUA și Dezvoltarea SNT în zona de Nord–Est a României în scopul aprovizionării cu gaze naturale a zonei, precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova, în sumă de 200.610 mii lei, cea ce reprezintă 39,7% din total program, dar efectiv aceste proiecte se vor derula începând cu 2018, după încheierea contractelor de execuție. Menționăm că realizările anului 2017 pentru aceste obiective, reprezintă cheltuieli aferente managementului de proiect.

În vederea soluționării problemelor apărute pe parcursul derulării execuției lucrărilor și a realizării obiectivelor programate s-au luat următoarele măsuri:

pentru proprietarii care nu și-au dat acordul pentru accesul în teren al constructorilor s-au deschis acțiuni în instanță; în cazurile în care nici pe cale judecătorească nu s-a ajuns la un consens s-au efectuat demersuri pentru demararea procedurilor de expropriere;
în unele zone mai dificile, din punct de vedere al obținerii acordurilor de la proprietarii de terenuri sau la solicitarea administrațiilor locale, s-a luat decizia de reproiectare a traseului conductei sau a soluțiilor tehnice de realizare a construcției;
pentru zonele din fond forestier pentru care nu s-a obținut avizul ROMSILVA, în urma modificării legislației în domeniu, urmează a fi reluate discuțiile în vederea soluționării divergențelor apărute la traversarea acestor zone.

Situația obiectivelor de investiții este prezentată în Anexa 6.

7.2.3 Reparații realizate 2017 versus programate 2017

PRRASM (mii lei)	Bugetat 2017	Realizat 3 luni 2017	Realizat 6 luni 2017	Realizat 9 luni 2017	Realizat 12 luni 2017	%
Lucrări de reparaţii şi reabilitări conducte	44.997	980	3.699	6.971	7.706	17 %
Alte lucrări de reparaţii şi reabilitări (SC, SRM, SPC, NT, etc)	4.288	39	170	394	1.135	27 %
Servicii de asigurare a mentenanței SNT	28.573	2.310	3.950	6.196	11.271	39,5%
TOTAL	77.858	3.329	7.819	13.561	20.112	26 %

Pentru anul 2017 evoluţia realizărilor PRRASM este următoarea:

Tabel 40 - Evoluția realizărilor PRRASM în anul 2017

Lucrări de reparaţii şi reabilitări conducte Alte lucrari de reparaţii şi reabilitări (SC, SRM, SPC, NT, etc)

Servicii de asigurare a mentenanței SNT

Grafic 43-Evoluţia reparaţiilor în anul 2017 pe categorii

Realizarea programului de reparații, reabilitare și asigurare a mentenanței SNT în anul 2017 comparativ cu nivelul programat pentru anul 2017 se prezintă astfel:

Nr. crt.	Denumire capitol	Program 2017 (mii lei)	Realizări 2017 (mii lei)	%
0	1	2	3	4=3/2*100
	Cap. A. LUCRĂRI DE REPARAȚII ȘI REABILITARE A SNT (lei)
1	Reparații programate conducte magistrale	44.997	7.706	17 %
2	Reabilitare Stații Reglare Măsurare (S.R.M.)	75	-	0 %
3	Reabilitare Noduri Tehnologice	3	-	0 %
4	Reabilitare Stații Comprimare	-	-	0 %
5	Reparații construcții speciale aferente SRM-urilor și SCV-urilor	-	-	0 %
6	Reabilitare Sisteme de protecție catodică (SPC)	-	-	0 %
7	Reparații la instalații și echipamente TC	-	-	0 %
8	Reparații clădiri	4.210	1.135	27 %
	TOTAL LUCRĂRI	49.285	8.841	18 %
Cap. B. SERVICII DE ASIGURARE A MENTENANȚEI SNT (lei)
	TOTAL SERVICII	28.573	11.271	39,5 %
	TOTAL LUCRĂRI + SERVICII (terţi) PRRASM	77.858	20.112	26 %

NOTĂ: Diferența dintre valoarea realizată a programului de reparații și asigurarea mentenanței și înregistrările contabile provine din transferarea unor lucrări RK pe programul de investiții, returnarea de material la finalul lucrărilor cât și înregistrării unor categorii de cheltuieli pe alte conturi.

Tabel 41-Realizarea Programului reparații, reabilitare și asigurarea mentenanței SNT în anul 2017

Grafic 45- Realizări vs Program PRRASM pe capitol–2017

Programul de Reparații, Reabilitare și Asigurare a Serviciilor de Mentenanță pe anul 2017 are o valoare alocată de 77.858.333 lei, la sfârșitul anului 2017 s-au înregistrat cheltuieli în valoare de 20.111.797 lei, reprezentând o îndeplinire a programului în proporție de 26% care repartizată pe capitole are o valoare procentuală de 18% pentru lucrări de reparații și reabilitări și 39,5% la servicii de mentenanță.

Valorile mici ale capitolului A. "Lucrări" sunt cauzate de următoarele aspecte:

dificultăți întâmpinate la elaborarea documentațiilor de promovare a procedurilor de achiziție cauzate de depășirea termenelor de proiectare respectiv obținerea unor avize, acorduri;
dificultăți în obținerea autorizațiilor de construire de la instituții și autorități;
stagnarea/sistarea unor lucrări contractate și inițiate;
anularea unor proceduri de achiziții.

O parte din valorile realizărilor la programul de mentenanță provin din zona serviciilor de mentenanță, servicii cu caracter corectiv (reparații) și din asigurarea cu materiale și echipamente pentru lucrări contractate. Acestea sunt servicii cu predictibilitate redusă, bugetul pentru acestea fiind unul asigurator pentru cazuri de necesitate. Lipsa solicitărilor de prestări servicii de reparații sunt economii la buget. Nerealizarea Programului se poate datora și situațiilor în care contractele au fost încheiate la valori mai mici decâ cele prevăzute în buget.

7.3 Activitatea economico – financiară

Departamentul Economic a asigurat a asigurat îndeplinirea sarcinilor ce îi revin, conform statutului și Planului de Administrare al SNTGN TRANSGAZ SA, privind elaborarea BVC într-o concepție unitară pe baza strategiei societății și a programelor pe termen mediu și lung, a datelor și informațiilor primite de la Comisia pentru analiza proiectelor programelor anuale, de la celelalte departamente și a analizelor și studiilor proprii, precum și fundamentarea: de preturi și tarife pentru activitățile prestate, a unor elemente de cheltuieli și a surselor de finanțare a programului de investiții și pentru activitatea de exploatare, întreținere, reparații și reabilitare.

De asemenea, a asigurat consultanța de specialitate la negocierea și încheierea contractelor comerciale, a acordurilor/ convențiilor/ contractelor/ înțelegerilor ş.a, cu partenerii străini, precum și participarea la negocierea prețurilor și tarifelor pentru produse, lucrări, servicii cu furnizorii și beneficiarii, în calitate de reprezentant al societății.

Departamentul Economic a îndeplinit următoarele atribuții și responsabilități specifice, precum:

elaborarea proiectului bugetului de venituri și cheltuieli pe anul 2018 și a estimărilor pentru anii
2019 2020 în conformitate cu prevederile legale în vigoare și transmiterea spre aprobare AGA;
fundamentarea tarifelor reglementate pentru activitatea de transport gaze naturale conform reglementărilor în vigoare și supunerea și transmiterea acesteia către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Gazelor Naturale în vederea aprobării;
fundamentarea venitului total și al tarifelor de transport pe conductele Isaccea Negru Vodă și transmiterea acesteia în vederea aprobării de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Gazelor Naturale;
întocmirea, în colaborare cu celelalte departamente și direcții de specialitate, de previziuni și prognoze financiare;
organizarea și conducerea evidenței contabile a valorilor materiale și bănești, precum și a operațiunilor de decontare în lei și valută;
întocmirea situațiilor financiare, conform reglementărilor contabile în vigoare;
calcularea drepturilor salariale ale personalului angajat, conform prevederilor din CCM;
efectuarea de analize periodice cu privire la situația indicatorilor economico-financiari ai societății;
elaborarea metodologiilor contabile specifice activității desfășurate;
asigurarea înregistrării cronologice și sistematice, prelucrarea, publicarea și păstrarea informațiilor cu privire la poziția financiară, performanța financiară și fluxurile de trezorerie, atât pentru cerințele interne ale acestora, cât și în relațiile cu investitorii prezenți și potențiali, creditorii financiari și comerciali, clienți, instituțiile publice și alți utilizatori;
întocmirea și depunerea la termen a declarațiilor prevăzute de legislația în vigoare privind impozitele și taxele datorate către buget sau fondurile speciale;
coordonarea activității financiar-contabile din cadrul exploatărilor teritoriale și Sucursala Mediaș.
negocierea, încheierea și urmărirea derulării contractelor de credit;
întocmirea și depunerea la termen a declarațiilor specifice privind impozitele și taxele locale ;
pregătirea documentației procedurii de sezon deschis angajant desfășurată în punctul de interconectare Csanadpalota;
pregătirea documentațiilor procedurilor de capacitate incrementală în curs de desfășurare în punctele preconizate de intrare Vadu și Tuzla;
în vederea îndeplinirii sarcinilor fiscale ce revin companiei ca urmarea a înființări Reprezentanței Transgaz la Bruxelles (Reprezentanța), a efectuat demersuri pentru încheierea, cu firma KMPG din Bruxelles, a unui contract pentru obţinerea de suport în depunerea , de către Reprezentanță, a declarațiilor obligatorii, conform legislației belgiene, asigurând astfel monitorizarea permanentă a obligaţiilor declarative fiscale ale Reprezentanţe Transgaz la Bruxelles;

7.4 Activități suport

7.4.1 Activitatea de proiectare-cercetare

În anul 2017 atelierele de proiectare-cercetare în colaborare cu atelierul de proiectare cu specific electric și cu atelierul de proiectare cu specific construcții, au participat cu precădere la elaborarea proiectelor strategice după cum urmează:

proiect tehnic pentru: Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria (BRUA) Faza 1 + Faza 2;
studiu de fezabilitate (revizia 2) și Proiect tehnic pentru: Conducta de transport gaze naturale Țărmul Mării Negre-Podișor;
studiu de fezabilitate și proiect tehnic pentru: Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu conducta de transport internațional gaze naturale T1 și reverse flow Isaccea;
studiu de fezabilitate (revizia 2) și Proiect tehnic pentru: Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacității de transport spre Republica Moldova;
proiect tehnic aferent Stațiilor de comprimare gaze Onești, județul Bacău și Gherăești județul Neamț, din cadrul obiectivului Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacității de transport spre Republica Moldova;
studiu de fezabilitate și Proiect tehnic pentru: Extindere SNT prin realizare conductă de transport gaze naturale de la punct preluare gaze Marea Neagră (zona localității Vadu)-la conducta de tranzit 1 (zona localității Grădina);
studiu de prefezabilitate pentru: Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia;
proiect tehnic pentru: Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1;
proiect tehnic pentru: Conductă de interconectare a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale din România cu Sistemul de Transport Gaze din Republica Moldova pe direcția s. Todirești raionul Ungheni–municipiul Chișinău.

De asemenea în cursul anului 2017 personal din cadrul Atelierelor de proiectare-cercetare, a Atelierului de studii și proiecte instalații electrice și a Atelierului proiectare construcții, au participat la toate procedurile de achiziții materiale și lucrări aferente proiectului BRUA.

Activitatea de cercetare s-a desfășurat conform Programelor anuale de Cercetare Științifică, Inovare Tehnologică și Standardizare aprobate prin Hotărâri ale Consiliului de Administrație. Dintre lucrările de cercetare finalizate amintim:

metodologie de determinare a compoziției chimice și calculul mărimilor fizice (PCS, PCI și cifra Wobbe pentru zonele de calitate cu medie ponderată);
metodologie de determinare și soft de calcul a consumurilor tehnologice și a pierderilor de gaze naturale aferente execuției lucrărilor și a avariilor tehnice produse în SNT;
metodologie de determinare a conținutului de apă din conductele de transport gaze naturale;
ghid pentru stabilirea claselor și categoriilor de importanță pentru conductele și componentele SNT în conformitate cu legislația în vigoare;
studiu de cercetare privind amplasarea conductelor de transport gaze naturale în zone cu posibile fenomene de subsidență;
analiza de risc la stabilirea distanțelor de siguranță pentru obiectivele din vecinătatea conductelor de transport gaze naturale;
verificarea comportării conductelor de transport gaze naturale la solicitări seismice;
ASRO-Adoptarea standardelor Europene și internaționale și revizuirea standardelor naționale originale;
determinarea efortului profesional, evaluarea capacității de muncă și oboselii profesionale la solicitări fizice, neuropsihice și senzoriale; expertizarea locurilor de muncă și a persoanelor care se încadrează în condiții grele, periculoase, vătămătoare sau nocive.

	2013	2014	2015	2016	2017
Nr. proiecte avizate CTE	80	165	161	77	49
Nr. proiecte în lucru	113	132	218	218	204
Nr. total proiecte	193	297	379	295	253
165 161 80 77 49	132 113	218 216	204 193	379 297 293	253
Nr. proiecte avizate CTE		Nr. proiecte în lucru		Nr. total proiecte
	2013 2014	2015	2016 2017

Evoluţia numărului de lucrări de proiectare abordate şi avizate în CTE în perioada 2013-2017:

Grafic 46-Evoluţia numărului lucrărilor de proiectare abordate şi avizate în CTE Transgaz în perioada 2013-2017

Activitatea de cercetare științifică

S-a desfăşurat conform Programului de Cercetare Ştiinţifică, Inovare Tehnologică și Standardizare pe anul 2017. Acesta cuprinde 10 teme de cercetare, dintre care 9 teme se continuă din anul 2016. În anul 2017, s-au avizat în CTE ultimele 3 etape din cadrul unei lucrări de cercetare, înregistrându-se realizări în valoare totală de 128.918,67 lei.

Realizarea programului de proiectare și a programului de cercetare

Pentru Programul de proiectare al S.N.T.G.N. Transgaz S.A. în anul 2017, s-a bugetat o valoare de 36.542.799 lei, din care proiectare efectivă în valoare de 28.749.299 lei. Diferența dintre total și proiectarea efectivă, reprezintă garanții pentru scoaterea din circuitul agricol a terenurilor afectate. Gradul de realizare al proiectării efective, în anul 2017, a fost de 36,33%.

Programul de cercetare al S.N.T.G.N. Transgaz S.A. în anul 2017 are o valoare bugetată de 3.427.300 lei. Gradul de realizare al acestui program în perioada 01.01.2017-31.12.2017, a fost de 3,82 %.

Alte activități desfășurate de personalul din cadrul departamentului:

elaborarea de specificații tehnice pentru încheierea de acorduri cadru, contracte subsecvente și alte contracte necesare activității de proiectare cum sunt: studii geotehnice, studii hidrologice, subtraversări CF, studii OSPA, servicii arheologie și altele;
participarea la evaluarea ofertelor privind achiziția de servicii și lucrări atât pentru proiectele elaborate în cadrul departamentului cât și pentru cele elaborate de terți;
participarea la proiectul BRUA, cu personal din cadrul departamentului, în vederea evaluării ofertelor privind achiziționarea de material tubular și curbe, robinete, îmbinări electroizolante și achiziția grupurilor de comprimare pentru cele 3 stații de comprimare;
verificarea/emiterea punctelor de vedere pentru proiectele elaborate de firme terțe;
acordarea de asistență tehnică pentru lucrările aflate în execuție;
întocmirea a 8 analize de risc pentru proiectele aflate în curs de elaborare de către firme terțe;
întocmirea și urmărirea realizărilor programelor de proiectare și cercetare ale SNTGN Transgaz;
participarea la ședințe de progres privind elaborarea Studiului de fezabilitate Eastring.

7.4.2 Activitatea de achiziții și contractări

Achiziţiile pentru asigurarea bazei tehnico-materiale se realizează pe bază de contracte ferme sau comenzi, cu respectarea legislaţiei în vigoare, atât de pe piaţa internă cât şi din import.

Evoluţia achiziţiilor în perioada 2013–2017 este prezentată în tabelul următor:

Centralizator (fizic)	2013	2014	2015	2016	2017
PROCEDURI
Total poz din care:		304	347	473	549
demarate (publicate) -		37	43	77	92
realizate -	192	154	180	166	228
nedemarate - (în lucru la DASC)		6	26	30	54
nesolicitate -		107	98	200	175
ACHIZITII DIRECTE
Total poz din care:		655	690	551	443
demarate -		3	14	12	30
realizate -	369	457	510	440	330
nedemarate -		0	6	4	7
nesolicitate -		195	160	95	76

Centralizator (valoric) - lei	2013	2014	2015	2016	2017
PROCEDURI
Total lei din care:		1.251.347.414	1.202.731.589	1.379.050.096,77	1.380.851.483,19
demarate -		174.095.153	144.056.994	158.056.964,14	88.194.149,52
realizate -	215.583.989	252.251.647	328.665.098	276.805.571,68	360.788.377,73
nedemarate -		3.500.687	134.633.996	77.909.472,90	425.697.724,35
nesolicitate -		644.616.305	520.819.792	739.526.728,13	426.637.284,91
ACHIZITII DIRECTE
Total lei din care:		26.500.329,00	26.514.121	29.518.061,69	23.482.170,64
demarate -		97.200,00	602.237	997.647,68	2.179.399,85
realizate -	7.474.059	9.839.700,98	13.222.877	11.142.638,76	7.740.644,98
nedemarate -		0,00	309.180	388.037,26	466.310,00
nesolicitate -		9.817.045,00	6.117.103	6.637.653,78	9.864.940,91

La fundamentarea PAAS 2017 s-a luat în calcul necesarul de lucrări, produse şi servicii, asfel cum au fost cuprinse în Programul de Reparații Reabilitare şi Asigurarea Serviciilor de Mentenanță, Programul de Proiectare, Programul de Cercetare, precum și Programul privind alte servicii executate de terți în forma în care au fost aprobate prin HCA nr. 49/20.12.2016, respectiv Programul de Modernizare, Dezvoltare Investiţii și Programul de Aprovizionare–programe aprobate prin HCA nr. 1/12.01.2017.

Programul cuprinde totalitatea contractelor/acordurilor-cadru pe care SNTGN Transgaz S.A. Mediaș intenţionează să le atribuie/încheie în decursul anului 2017. De asemenea procedurile demarate în 2016, care până la finalul anului nu au fost atribuite/nefinalizate au fost preluate în program pentru 2017 cu mențiunea ca acestea sunt în derulare din anii precedenți.

Valoarea totală a Programul Anual al Achiziţiilor Sectoriale pe anul 2017, aprobat inițial la 30.01.2017 a fost de 3.060.351.866,56 lei din care 1.887.726.368,00 lei aferenți investiției DEZVOLTAREA PE TERITORIUL ROMÂNIEI A SNT PE CORIDORUL BULGARIA–ROMÂNIA–UNGARIA–AUSTRIA (FAZA 1)–(PASS 2017 pentru BRUA–FAZA 1).

În urma celor 13 rectificări/actualizări ale Programului Anual al Achiziţiilor Sectoriale pe anul 2017 devenite necesare ca urmare a revizuirii programelor de execuție ce au stat la baza fundamentării B.V.C, valoarea totală a Programului Anual al Achiziţiilor Sectoriale pe anul 2017 a devenit 3.289.410.379,83 lei din care 1.404.333.653,83 lei aferent Programului Anual al Achiziţiilor Sectoriale (PAAS 2017) și 1.885.076.726,00 aferenți Programului Anual al Achiziţiilor Sectoriale privind DEZVOLTAREA PE TERITORIUL ROMÂNIEI A SNT PE CORIDORUL BULGARIA–ROMÂNIA–UNGARIA–AUSTRIA (FAZA 1)–(PASS 2017 pentru BRUA–FAZA 1).

PROCEDURI DE ACHIZIŢIE:

În baza celor prevăzute în P.A.A.S. 2017 (secțiunea proceduri, actualizată) respectiv din 549 poziții active, în urma solicitărilor departamentelor/direcțiilor/serviciilor interesate au fost demarate 320 proceduri din care s-au finalizat 228, iar 92 proceduri se află demarate, în desfășurare, în diferite stadii. Pe lângă acestea un număr de 54 proceduri sunt în stadiu curent nedemarate, cu documentații intrate la DASC, iar până la totalul pozițiilor active din program un număr de 175 de poziții sunt nesolicitate de departamente/direcții/servicii interesate (reprezentând un procent de 31,38%).

Din punct de vedere fizic al numărului total de proceduri prevazute în P.A.A.S. actualizat procentul de realizare este de 41,53% iar d.p.d.v. valoric gradul de realizare este de 26,13% (valoare realizată raportată la valoarea estimată totală). D.p.d.v procentual cele 54 de proceduri nedemarate, reprezintă 9,84% din total poziții în plan.

Centralizator proceduri (fizic)
Total poz. la 31.12.2017, din care:	549	% realizare din PAAS (secţiunea proceduri)
demarate -	92	16,76%
realizate -	228	41,53%
nedemarate -	54	9,84%
nesolicitate -	175	31,88%

Schematic situaţia realizării procedurilor de achiziţie este după cum urmează:

Centralizator proceduri (valoric)-lei
Total valoric la 31.12.2017, din care:	1.380.851.483,19	% realizare din PAAS (secţiunea proceduri)
demarate -	88.194.149,52	6,39%
realizate -	360.788.377,73	26,13%
nedemarate (în lucru la DASC ) -	425.697.724,35	30,83%
nesolicitate -	426.637.284,91	30,90%

NOTĂ. Procentul pentru procedurile realizate reprezintă valoarea finală realizată raportată la valoarea estimată totală; iar pentru cele demarate dar nefinalizate şi pentru cele nedemarate reprezintă valoarea estimată a acestora raportată la valoarea estimată totală (din acest motiv suma procentelor este mai mică de 100% aferentă diferenţelor de valoare de la valorile estimate la cele adjudecate).

Pentru cele 228 de poziții din PAAS secțiunea proceduri situația realizărilor față de valorile estimate numai a acestora se prezintă conform tabelului următor:

Nr. Poziții din PAAS	Valoare estimată	Valoare realizată	%
228	440.822.324,41	360.788.377,73	81,84

Situaţia totală a contractelor încheiate (care include şi contractele subsecvente atribuite în baza acordurilor cadru) se prezintă schematic în tabelul următor:

Tip contract	Total valoare contracte	Număr de contracte/ acorduri cadru atribuite	Din care număr de contracte subsecvente	Valoare contracte subsecvente	Valoare realizări din PAAS
	(lei fără TVA)	-	-	(lei fără TVA)	(lei fără TVA)
Contracte de lucrări	86.249.578,91	30	0	0,00	86.249.578,91
Contracte de servicii	146.044.022,09	179	80	33.781.142,35	112.262.879,74
Contracte de produse	166.354.891,38	112	9	4.078.972,30	162.275.919,08
TOTAL CONTRACTE	398.648.492,38	321	89	37.860.114,65	360.788.377,73

Tabel 42 - Situaţia contractelor încheiate prin proceduri de achiziţie în anul 2017

ACHIZIȚII DIRECTE:

În baza celor prevăzute în P.A.A.S. actualizat, respectiv din 443 poziții active, în urma solicitărilor departamentelor/direcțiilor/serviciilor interesate au fost demarate 360 achiziții directe din care s-au finalizat 330 achiziții directe, iar până la totalul pozițiilor active din program un număr de 76 de poziții sunt nesolicitate de departamente/direcții/servicii interesate (reprezentând un procent de 17,16%).

Din punct de vedere fizic al numărului total de achiziții directe din programul aprobat procentul de realizare a achizițiilor directe este de 74,49%, iar valoric de 32,96% (valoare realizată raportată la valoarea estimată totală).

Centralizator achiziţii directe (fizic)
Total poz. la 31.12.2017, din care:	443	% de realizare achiziţii directe
demarate -	30	6,77%
realizate -	330	74,49%
nedemarate -	7	1,58%
nesolicitate -	76	17,16%

Centralizator achiziţii directe (valoric)
Total valoric la 31.12.2017, din care:	23.482.170,64	% de realizare achiziţii directe
demarate -	2.179.399,85	9,28%
realizate parţial -	7.740.644,98	32,96%
nedemarate -	466.310,00	1,99%
nesolicitate -	9.864.940,91	42,01%

NOTĂ. Procentul pentru achizițiile directe realizate prezintă valoarea finală raportată la valoarea estimată totalăș iar pentru cele demarate dar nefinalizate și pentru cele nedemarate valoarea estimată a acestora raportată la vaoarea estimată totală (din acest motiv suma procentelor este mai mică de 100% aferentă diferențelor de valoare de la valorile estimate la cele adjudecate).

Pentru cele 320 de poziții din P.A.A.S. Achiziții Directe situația realizărilor față de valorile estimate numai a acestora se prezintă conform tabelului următor:

Nr. Poziții din PAAS	Valoare estimată	Valoare realizată	%
330	10.971.519,99	7.740.644,98	70,55

Situaţia centralizată a achiziţiilor directe

În baza celor prevăzute în P.A.A.S. actualizat, şi în urma solicitărilor departamentelor/direcţiilor/serviciilor interesate în perioada 04.01-31.12.2017 se prezintă schematic în tabelul următor:

Tip Contract	Total valoare contracte/ Comenzi	Număr de contr. achiziţii directe	Valoare contracte achiziţii directe	Număr comenzi achiziţii directe	Valoare comenzi achiziţii directe	Valoare achiziții care nu sunt cuprinse în Anexa 1-AD	Număr comenzi din program Aprov.	Valoare din program Aprov.	Valoare realizări din Anexa 1-AD
	(lei fără TVA)		(lei fără TVA)		(lei fără TVA)	(lei fără TVA)		(lei fără TVA)	(lei fără TVA)
Lucrări	2.307.002,92	19	2.290.948,13	4	16.054,79	0,00	0	0,00	2.307.002,92
Servicii	2.580.782,17	77	2.359.953,45	40	206.033,55	417,60	3	14.795,17	2.580.364,57
Produse	2.858.781,05	11	82.353,56	104	1.159.199,62	5.503,56	93	1.617.227,87	2.853.277,49
TOTAL CONTRACTE	7.746.566,14	107	4.733.255,14	148	1.381.287,96	5.921,16	96	1.632.023,04	7.740.644,98

Tabel 43 - Situația contractelor încheiate prin achiziţii directe în perioada 04.01-31.12.2017

PROCEDURI DE ACHIZIȚIE-PAAS 2017 (pentru BRUA-FAZA1)

În baza celor prevăzute în P.A.A.S. 2017 (ptr. BRUA-FAZA 1)-sectiunea proceduri, actualizată-respectiv din 7 poziții active, în urma solicitărilor departamentelor/direcțiilor/serviciilor interesate au fost demarate 7 proceduri, din care s-au finalizat 3, iar 4 proceduri se afla în demarare, desfășurare, sau în diferite stadii. Din PAAS 2017 (ptr. BRUA-FAZA 1) nu sunt poziții nesolicitate.

Din punct de vedere fizic al numărului total de proceduri prevăzute în P.A.A.S. 2017 (pentru BRUA-FAZA 1)-actualizat, procentul de realizare este de 42,86%, respectiv d.p.d.v. valoric, gradul de realizare este de 32,10% (valoare realizată raportată la valoarea estimată totală)-conform detaliilor cuprinse în prezenta informare.

Schematic situația realizării procedurilor de achiziție este după cum urmează:

Centralizator proceduri PAAS-pentru BRUA-FAZA 1 (fizic)
Total poz. la 31.12.2017, din care:	7	% de realizare proceduri
demarate -	4	57,14%
realizate -	3	42,86%
nedemarate -	0	0,00%
nesolicitate -	0	0,00%

Grafic 51-Situaţia procedurilor PAAS pentru BRUA-FAZA 1 la 31.12.2017

Centralizator proceduri PAAS-pentru BRUA-FAZA 1 (valoric)
Total valoric la 31.12.2017, din care:	1.885.076.726,00	% de realizare proceduri
demarate -	1.652.325.726,00	87,65%
realizate parţial -	605.069.874,62	32,10%
nedemarate -	0,00	0,00%
nesolicitate -	0,00	0,00%

NOTĂ- Procentul pentru procedurile realizate reprezintă valoarea finală realizată raportată la valoarea estimată totală, iar pentru cele demarate dar nefinalizate, ca și pentru cele nedemarate reprezintă valoarea estimată a acestora raportată la valoarea estimată totală (din acest motiv suma procentelor este mai mica de 100% aferentă diferențelor de valoare de la valorile estimate la cele adjudecate).

Pentru cele 3 poziții din PAAS pentru BRUA-FAZA 1 situația realizărilor față de valorile estimate numai a acestora se prezintă conform tabelului următor:

Nr. Poziții din PAAS pentru BRUA-FAZA 1	Valoare estimată	Valoare realizată	%
3	734.043.000	605.069.874,62	82,43

Situația totală a contractelor încheiate pentru PAAS 2017 (pentru BRUA-FAZA 1) se prezintă schematic in tabelul următor:

BRUA Tip Contract	BRUA Total valoare contracte/Comenzi	BRUA Număr de contracte/acorduri cadru atribuite	BRUA Valoare realizări din PAAS 2017 pentru BRUA-FAZA 1
	(lei fără TVA)		(lei fără TVA)
Lucrări	429.048.197,66	1	429.048.198
Servicii	0,00	-	0
Produse	176.021.676,96	2	176.021.676,96
TOTAL CONTRACTE	605.069.874,62	2	605.069.874,62

Tabel 44-Situația contractelor încheiate pentru derularea proiectului BRUA în perioada 04.01.2017-31.12.2017

7.4.3 Achiziții și înstrăinări de active

Cu excepţia achiziţiilor de active necesare desfăşurării şi dezvoltării activităţii, precum şi a celor scoase din funcţiune în condiţiile legii, societatea nu a înregistrat alte operaţiuni de această natură în anul 2017.

7.4.4 Activitatea juridică

Cauze	2013	2014	2015	2016	2017
Favorabile*	32	40	25	12	13
Nefavorabile*	11	12	3	5	7
În curs	30	48	61	129	96

Evoluţia numărului de cauze favorabile, nefavorabile şi în curs în perioada 2013–2017:

*Cauzele menționate ȋn situație cu soluții favorabile/nefavorabile cuprind atât dosare finalizate cât şi dosare aflate încă pe rolul instanțelor de apel/recurs.

Grafic 52-Evoluţia numărului de cauze dupa soluţii în perioada 2013–2017

Totalul litigiilor înregistrate la SNTGN Transgaz SA Mediaș ȋn perioada 2013–2017:

Cauze	2013	2014	2015	2016	2017
TOTAL	73	100	89	146	116

Grafic 53-Evouţia numărului de litigii în perioada 2013–2017

Potrivit registrului de evidenţă cauze, păstrat de Serviciul Juridic şi Contencios, în anul 2017 au fost înregistrate un număr de 116 cauze în care Transgaz a avut calitatea de reclamantă cât și de pârâtă:

70 cauze în calitate de reclamantă;
46 cauze în calitate de pârâtă.

Soluţii:

13 cauze soluţii favorabile Transgaz (soluții definitive);
7 cauze soluții nefavorabile (o soluție definitivă);
96 cauze în curs de soluţionare.

Valori:

Valori cauze în care Transgaz are calitatea de reclamantă: 27.172.987,51 lei.
Valori cauze în care Transgaz are calitatea de pârâtă: 12.119.830,35 lei și 551.507,26 euro

Grafic 54-Structura şi numărul cauzelor litigioase în care a fost implicată societatea în anul 2017

Detaliat activitate juridică pentru anul 2017 este prezentată în Anexa 7.

7.4.5 Activitatea de reglementare

Cadru de reglementare

Obiectul principal de activitate al Transgaz are-cod CAEN 4950-Transporturi prin conducte-activitate definită de lege ca fiind activitatea organizată pentru vehicularea gazelor naturale prin Sistemul Naţional de Transport gaze naturale (SNT) sau prin alte sisteme de transport.

De asemenea, Transgaz desfăşoară complementar şi alte activităţi conexe/secundare pentru susţinerea obiectului principal de activitate în conformitate cu legislaţia în vigoare şi Actul Constitutiv, actualizat.

Potrivit cadrului de reglementare aplicabil sectorului de gaze naturale, Transgaz desfăşoară activitatea de transport gaze naturale în baza legislaţiei sectoriale specifice, a Acordului de concesiune încheiat cu Agenţia Naţională de Resurse Minerale, aprobat prin H.G. nr.668/2002, cu modificările şi completările ulterioare şi a Licenței de operare a sistemului de transport al gazelor naturale nr.1933 acordată prin Decizia nr. 3911/20.12.2013 emisă de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).

Activitatea de transport gaze naturale constituie serviciu public de interes naţional fiind inclusă în segmentul reglementat al pieţei interne de gaze naturale. Serviciul de transport este prestat în regim de monopol natural pe bază de tarif stabilit de către ANRE.

Contractele pentru prestarea serviciilor de transport se încheie, de regulă, pe o perioadă de un an gazier, pe baza contractului cadru anexă la Codul reţelei pentru Sistemul Naţional de transport al gazelor naturale, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr.16/27 martie 2013 cu modificările şi completările ulterioare.

Un alt act normativ cu importanță deosebită asupra activității Transgaz îl reprezintă Ordinul ANRE nr. 34/2013 privind aprobarea Regulamentului pentru acordarea autorizațiilor de înființare și a licențelor în sectorul gazelor naturale.

În anul 2017, Transgaz, prin specialiştii săi, a gestionat proiectele de reglementări specifice lansate în dezbatere publică de ANRE şi a participat atât la activităţile de revizuire a prevederilor Codului reţelei în cadrul diferitelor comitete şi grupuri de lucru comune cu ANRE şi alte instituţii implicate (Comitetul de coordonare/supervizare a activităţilor privind revizuirea Codului reţelei. Grupul de lucru pentru revizuirea Codului reţelei coordonat de ANRE. Grupul operativ de lucru pentru modificarea Codului reţelei. Grupul comun de lucru TRANSGAZ-OMV PETROM-EXXON) cât şi la activitatea de revizuire a Acordului de concesiune.

Principalele direcții de acțiune în domeniul reglementărilor europene și a licențierilor au fost:

elaborarea unui document de concept pentru dezvoltarea unui sistem intrare/ieșire pe piața de gaze naturale din România și implementarea codurilor de rețea europene, în cadrul GL DG ENER/ACER/ENTSOG/ANRE/TRANSGAZ;
gestionarea consultărilor interne în scopul elaborării punctului de vedere al societății cu privire la proiectele de acte normative inițiate de ANRE și alte autorități relevante pentru îmbunătățirea cadrului național de reglementare;
gestionarea activității de autorizare/reautorizare a personalului tehnic din cadrul societății care deține/va deține calitatea de instalator autorizat în domeniul gazelor naturale;
autorizarea și licențierea în domeniul gazelor naturale;
participare la activităţile colectivului intern care gestionează procesul de capacitate incrementală pentru punctele viitoare de intrare în SNT Vadu și Tuzla;
colaborarea cu Ukrtransgaz pe subiectul acordurilor de interconectare aferente punctelor de interconectare dintre sistemul de transport românesc și cel ucrainean;
colaborarea cu Bulgartransgaz pe subiectul acordurilor de interconectare aferente punctelor de interconectare dintre sistemul românesc și cel bulgar;
întocmirea unei analize a contractului comercial nr. 643/00157629/210247 privind transportul gazelor naturale rusești pe teritoriul României spre Turcia, Grecia și alte țări, încheiat cu Gazprom Export în data de 24.09.1999;
implementarea prevederilor Regulamentului (UE) nr. 1227/2011 privind integritatea și transparența pieței angro de energie și ale Regulamentului (UE) nr. 1348/2014 privind raportarea de date, pentru punerea în aplicare a articolului 8 alin (2) și (6) din Regulamentului (UE) nr. 1227/2011, în colaborare cu Departamentele Operare, TIC și SCADA;
implementarea prevederilor Regulamentului (UE) 2017/459 de stabilire a unui cod al rețelei privind mecanismele de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 984/2013 (noul CAM-NC);
implementarea prevederilor Regulamentului (UE) 2017/460 de stabilire a unui cod al rețelei privind structurile tarifare armonizate pentru transportul gazelor (TAR-NC);
implementarea liniilor directoare privind procedurile de management al congestiilor de capacitate în caz de congestie contractuală în punctele de interconectare (CMP GL);
demararea acțiunilor legate de colaborarea cu ENTSOG.

Acorduri de interconectare 2017

Negocierea Acordurilor de Interconectare cu Ukrtransgaz aferente punctelor de interconectare dintre sistemul de transport românesc și cel ucrainean.

În anul 2017, au fost derulate următoarele acțiuni legate de acordurile de interconectare cu Ukrtransgaz:

încheierea Actului adițional nr. 2 privind prelungirea termenului de neaplicare a regulilor comerciale în punctul de interconectare Isaccea 1;
încheierea Actului adițional nr. 3 privind prelungirea termenului de neaplicare a regulilor comerciale în punctul de interconectare Isaccea 1;
încheierea Actului adițional nr. 4 privind prelungirea termenului de neaplicare a regulilor comerciale în punctul de interconectare Isaccea 1;
constituirea la nivelul SNTGN Transgaz SA, prin Decizia nr. 568/14.06.2017, a Grupului de lucru pentru negocierea Acordurilor de Interconectare pentru punctele de interconectare Medieșu Aurit, Isaccea, Isaccea 2,3 și Negru Vodă 2,3 și asigurarea condițiilor de

comercializare și alocare a capacităților acestora în conformitate cu cadrul de reglementare european aplicabil;

derularea consultării publice aferentă regulilor comerciale și procedurilor de comunicare în cazul evenimentelor excepționale în scopul elaborării și negocierii de către Grupul de lucru nominalizat prin Decizia nr. 568/14.06.2017 a Acordului de Interconectare pentru PI Medieșu Aurit–Tekovo; Transgaz și Ukrtransgaz au publicat o declarație comună privind rezultatele consultării publice cu privire la regulile comerciale și procedurile de comunicare în cazul evenimentelor excepționale la proiectul Acordului de Interconectare pentru PI Medieșu Aurit/ Tekovo, derulată în perioada 01.07-01.09.2017;
întreprinderea demersurilor necesare pentru organizarea procesului de consultare publică aferentă proiectului de Acord de Interconectare pentru PIV Isaccea 2-3;
încheierea Actului adițional nr. 5 privind prelungirea termenului de neaplicare a regulilor comerciale în punctul de interconectare Isaccea 1;
derularea consultării publice aferentă regulilor comerciale și procedurilor de comunicare în cazul evenimentelor excepționale în scopul elaborării și negocierii de către Grupul de lucru nominalizat prin Decizia nr. 568/14.06.2017 a Acordului de Interconectare pentru PIV Isaccea 2, 3. Transgaz și Ukrtransgaz urmează să convină o declarație comună privind rezultatele consultării publice cu privire la regulile comerciale și procedurile de comunicare în cazul evenimentelor excepționale la proiectul Acordului de Interconectare pentru PIV Isaccea 2,3, derulată în perioada 16.10.2017 și 15.12.2017;
încheierea Actului adițional nr. 6 privind prelungirea termenului de neaplicare a regulilor comerciale în punctul de interconectare Isaccea 1.

Negocierea Acordurilor de Interconectare cu Bulgartransgaz pentru punctele de interconectare dintre sistemul românesc și cel bulgar

În anul 2017, au fost derulate următoarele acțiuni legate de acordurile de interconectare cu Bulgartransgaz:

încheierea Actului adițional nr. 2 privind prelungirea zilei gaziere (6:00-6:00 UTC a zilei următoare pentru perioada de iarnă și 5:00-5:00 UTC a zilei următoare la trecerea la ora de vară) în punctul de interconectare Negru Vodă 1;
întreprinderea demersurilor necesare pentru organizarea procesului de consultare publică aferentă proiectului de Acord de Interconectare pentru PIV Negru Vodă 2-3.

Detaliat activitatea de reglementări este prezentată în Anexa 8.

7.4.6 Activitatea IT

În anul 2017, Departamentul Tehnologia Informației și Comunicații a actualizat strategia de dezvoltare a departamentului aliniată la strategia companiei, orientată pe implementarea bunelor practici și standardelor pentru managementul serviciilor TI și pentru managementul securității TI.

Strategia departamentului se axează pe furnizarea de servicii către toți clienții interni și externi ai companiei în scopul susținerii obiectivelor strategice și generale ale societății.

Entitățile funcționale din cadrul departamentului sunt angajate în activitățile de consultanță, implementare și administrare a sistemelor informatice și comunicații de la nivelul întregii societăți. Activitățile realizate

în anul 2017 în cadrul Departamentului Tehnologia Informației și Comunicații au sprijinit realizarea obiectivelor strategice ale companiei aliniindu-se cu acestea și cu cerințele mediului de business.

O parte din activitățile Departamentului Tehnologia Informației și Comunicații din anul 2017 constituie premise pentru implementarea de proiecte viitoare și dezvoltarea de platforme informatice conectate cu cele existente care să asigure servicii IT&C cu avantaje competitive și performante pentru mediul de business.

Activitățile relevante ale departamentului ale anului 2017 sunt:

finalizarea analizei ofertelor tehnice depuse și demararea implementării unui sistem de infrastructură unificată formată din servere, soluție de stocare date și echipamente de comunicații care să permită dezvoltarea platformelor informatice viitoare, conectarea acestora la platformele existente şi funcționarea lor în paralel;
finalizarea implementării soluției de mesagerie electronică care oferă beneficii importante pentru angajații companiei și migrarea căsuțelor de email ale utilizatorilor; noua soluție de email permite utilizatorilor să acceseze căsuța de email, calendarele și contactele de pe orice dispozitiv, să partajeze calendarul propriu altui utilizator și să poată seta mesaje de tip out-of-office, inclusiv posibilitatea de redirecționare mailuri către altă adresă;
finalizarea analizei ofertelor tehnice, încheierea contractului și finalizarea implementării soluției centralizate de backup prin instalarea componentelor hardware și software pentru operațiunile de backup servere;
obținerea avizului favorabil de la CTE interministerial pentru proiectul de modernizare și extinderea sistemului informatic ERP MAIS, finalizarea documentației de achiziție pentru promovarea în SEAP și colaborarea permanetă cu Dep. Achiziții Sectoriale și Contractări după lansarea în SEAP;
finalizarea implementării unei noi autorități de gestionare a certificatelor digitale necesare utilizatorilor platformei informaționale GMOIS, emiterea certificatelor digitale și distribuirea acestora către utilizatorii extern ai platformei GMOIS;
monitorizarea permanentă și protejarea împotriva atacurilor cibernetice de tip ransomware și a celor bazate pe transmiterea de e-mailuri cu fișiere malițioase; în trimestrul II al anului 2017, numărul și amploarea acestor atacuri a crescut substanțial, iar DTIC a reacționat rapid și a efectuat activități de blocare și protecție cu scopul de a proteja utilizatorii și sistemele informatice Transgaz împotriva extragerii datelor din companie sau distrugerea datelor prin criptarea acestora;
finalizarea încheierii acordurilor cadru pentru serviciile de comunicații pentru business și mediu industrial, exclusiv serviciile de comunicații pentru SCADA.

De asemenea, principalele activități ale Departamentului Tehnologia Informației și Comunicații din anul 2017 cu impact major în activitatea departamentelor din companie, sunt:

efectuarea modificărilor solicitate pentru ca procesele principale de business să poată fi derulate în platforma GMOIS; platforma informațională GMOIS oferă utilizatorilor de rețea posibilitatea transmiterii online a solicitărilor de transfer de capacitate în punctele de intrare/ieșire în/din Sistemul național de transport al gazelor naturale;
participarea reprezentanților departamentului in Grupul de lucru pentru reviziuirea Codului Rețelei;
implementare funcționalități pentru fluxul de raportare a contractelor de transport și a datelor de bază (nominalizări) în mediul productiv al platformei ARIS pentru proiectul REMIT;
modificarea interfeței sistemului ServiceDesk, punctul unic de înregistrare a incidentelor și problemelor de TI și comunicații;
actualizarea pachetelor software legislative, calcul devize, software de proiectare, calcule inginerești;
promovarea principiilor și a standardului internațional de modelare a proceselor de business BPMN pentru Serviciul Management Calitate cu scopul de a oferi sprijin în procesul de tranziție al sistemului de management al calității la cerințele SR EN ISO 9001:2015;
participarea activă în comisia de evaluare a ofertelor pentru procedura de achiziție a echipamentelor de automatizare pentru proiectul BRUA;
dezvoltarea unui proiect pilot pentru automatizarea procesului de calcul la alte condiții de referință a parametrilor orari de la stațiile de măsurare de pe tranzit, cu scopul de a asigura obligativitatea de publicare a parametrilor orari;
asistență tehnică de specialitate în domeniul tehnologiei informației și comunicații pentru proiecte tehnice și studii de fezabilitate pentru lucrări elaborate de Transgaz;
demararea publicării catalogului de servicii furnizate de DTIC în varianta electronică;
asigurarea nivelului 2 de suport și mentenanță pentru sistemele informatice (GMOIS, MAIS, Meteo, MAXIMO, Gaz Management, Meteo, GIS), dezvoltarea de rapoarte noi, modificarea rapoartelor existente pentru modulele ERP MAIS și GMOIS, dezvoltarea unei soluții automate care permite transmiterea pe mail către angajații companiei a informațiilor privind drepturile salariale aferente unei luni;
asistență tehnică pentru mediul de business în problematica TI a regulamentelor europene (REMIT, Transparență, Interoperabilitate);
extinderea aplicației control acces (Pontaj) pentru angajații din mai multe locații (Sedii Mediaș, Sucursala Mediaș, ET Cluj);
întreținerea interfețelor de extragere date din sistemele informatice la solicitarea mediului de business;
pregătirea echipementelor de calcul cu instalare sistem de operare și pachete software pentru noii angajați;
monitorizarea și managementul capacității sistemelor de comunicații;
managementul relației cu utilizatorii, prin întâlniri programate sau la cerere în care sunt preluate nevoile de TI&C și sunt discutate oportunitățile pe care DTIC le-ar putea oferi mediului de business.
gestionarea riscurilor de securitate și a vulnerabilităților sistemului informatic;
managementul echipamentelor din centrele de date și al evenimentelor, managementul capacității de procesare și stocare, inclusiv activități de mentenanță pentru echipamentele din centrele de date, monitorizare și mentananță sistem BMS din locația Motaș;
mentenanța UPS-urilor din locațiile centrelor de date Transgaz;
monitorizarea alimentării cu energie și a climatizării pentru infrastructura din centrele de date;
acordarea, retragerea și modificarea accesului angajaților în Intranet Transgaz;
gestionarea schimbărilor din mediul IT și managementul proiectelor de implementare;
efectuarea operațiunilor de backup aplicații (MAIS, GMOIS, Gaz Management, Meteo, Maximo) și baze de date (Oracle, SQL Server, PostgreSQL);
administarea și mentenanța serverelor de aplicații pentru sistemele informatice utilizate în Transgaz (MAIS, GMOIS, Gaz Management, Meteo, Maximo, GIS);
mentenanța bazelor de date, administrarea și optimizarea bazelor de date;
asigurarea și mentenanța serviciilor de telefonie fixă și mobilă;
crearea și gestionarea profilelor de consum pentru serviciile de telefonie mobilă cu scopul de optimizare a consumului;
suport și asistență tehnică pentru partenerii externi care utilizează platforma GMOIS;
rezolvarea tuturor solicitărilor de modificare și publicare de conținut pe site-ul Transgaz primite de la utilizatorii Transgaz, inclusiv activități de intreținere și mentenanță a site-ul web Transgaz;
actualizarea situației licențelor Microsoft utilizate în companie, pregătirea specificațiilor tehnice, obținerea avizului CTE interministerial și finalizarea documentației de achiziție pentru promovarea în SEAP pentru încheierea unui Contract Enterprise Agreement pentru 2018-2021;
preluarea și rezolvarea incidentelor semnalate de utilizatori IT&C ai companiei, asigurare suport tehnic pentru utilizatorii de tehnică de calcul;
asigurarea activității de service a echipamentelor de calcul, identificarea defectelor și trimiterea acestora spre remediere fie către furnizor dacă sunt în garanție, fie către firma care asigură serviceul.

Obiectivele specifice și acțiunile privind dezvoltarea activității în domeniul IT

Stadiul realizării acțiunilor propuse pentru 2017 privind contribuția Departamentului Tehnologia Informației și Comunicații la obiectivele strategice ale companiei prevăzute în "Planul de Management pentru perioada 2017 – 2021" este prezentat în tabelul următor:

Nr. Crt.	Acțiunea	Stadiu
1	Documentare pentru definirea unui sistem de management de proiect de tip Microsoft Project Server	Elaborare parțială a specificațiilor tehnice pentru sistemul de management de proiect.Termen estimat pentru demarare achiziție : semestrul II -2018.
2	Încheierea acordului cadru pentru servicii de comunicații	Finalizare acorduri cadru pentru serviciile de comunicații - acces internet, servicii VPN MPLS și circuite închiriate pentru cale principală și redundantă de comunicații precum și servicii de comunicații industriale.
3	Realizarea mentenanței preventive, adaptive și corective a sistemelor DTIC	Mentenanța preventivă, adaptivă și corectivă a sistemelor informatice și de comunicații din Transgaz s-a realizat în 2017 fie cu resurse proprii, fie prin încheierea unor contracte de mentenanță.
4	Monitorizarea soluțiilor existente de schimb de date în condiții de securitate	Soluțiile existente de schimb de date cu partenerii s au asigurat în condiții de securitate.
5	Definirea unui sistem de videoconferință	Caietul de sarcini a fost finalizat, avizat CTE DTIC și demarat în achiziție.
6	Implementarea unei soluții de poștă electronică	Implementare finalizată a soluției de poștă electronică în 2017. Aproximativ 75% din căsuțele de email ale utilizatorilor au fost migrate.
7	Documentare pentru definirea unui mediu de raportarea standard către beneficari (de tip SharePoint)	Elaborare parțială a specificațiilor tehnice pentru sistemul de management de proiect.Termen estimat pentru demarare achiziție : semestrul II -2018.
8	Adaptare site www.transgaz.ro ca mijloc principal de comunicare externă	Site-ul www.transgaz.ro a fost adaptat conform cerințelor.
9	Implementarea de sisteme de backup pentru datele și seviciile din centrul de date principal	Implemenatrea sistemului de backup a fost finalizată în 2017.

7.4.7 Activitatea de cooperare și relații internaționale

În contextul actual, în care noi coridoare de transport pentru gazele naturale sau noi soluții alternative sunt necesare pentru diversificarea surselor de aprovizionare și creșterea siguranței energetice a Statelor Membre ale Uniunii Europene, implementarea cât mai rapidă a Planului de Dezvoltare a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale (SNTGN) – prin realizarea unor proiecte care să creeze viitoare magistrale de transport cu impact regional semnificativ – este de o importanță majoră pentru rolul strategic al României în domeniul energetic.

Îndeplinirea obiectivelor strategice necesită o strânsă colaborare a Transgaz cu instituțiile naționale (ministere, agenții, organisme intermediare, autorități competente, etc) și europene, cu Directoratul General pentru Energie din cadrul Comisiei Europene, cu Operatorii Sistemelor de Transport Gaze naturale din țările învecinate (Bulgaria, Ungaria, Moldova, Ucraina, Serbia), dar și cu companii din sectorul gazelor naturale și cu alți Operatori ai Sistemelor de Transport Gaze Naturale din Uniunea Europeană (Spania, Franța, Belgia, Grecia, țările Central Sud-Est Europene) și din țări non-UE, dar cu impact în special asupra zonei Balcanice și a Coridorului Sudic de transport al gazelor naturale (Turcia, Azerbaidjan, Turkmenistan, Georgia și Iran).

Colaborarea cu Operatorii de Transport Gaze naturale din statele învecinate (Bulgaria, Ungaria, Ucraina, Moldova, Serbia) în vederea implementării și operării în comun a interconectărilor transfrontaliere, după cum urmează:

BULGARTRANSGAZ EAD (Bulgaria):

În ceea ce privește operarea în comun a punctului de interconectare transfrontalieră Ruse-Giurgiu și a punctelor de interconectare transfrontalieră Negru Vodă I, II și III.

A fost menținut contactul cu reprezentanții Bulgartransgaz în ceea ce privește operarea punctului de interconectare transfrontalieră Ruse/Giurgiu și a punctelor de interconectare transfrontalieră Negru Vodă I, II și III precum și în legătură cu tranzacționarea capacității aferente, în conformitate cu cadrul de reglementare aplicabil.

În acest sens, în cursul anului trecut părțile au încheiat Acorduri de Interconectare pentru Punctele de Interconectare Ruse/Giurgiu și Negru Vodă I. Aceste acorduri privesc procedurile de nominalizare, corelare și alocare a cantităților pe conductele de interconectare și stabilesc detaliile tehnice legate de operarea și exploatarea stațiilor de măsurare aferente celor două puncte și sunt guvernate de prevederile Regulamentului (UE) 703/2015 de stabilire a unui cod de rețea pentru normele privind interoperabilitatea şi schimbul de date.

În ceea ce privește Punctul de Interconectare Negru Vodă 2+3/Kardam, având în vedere faptul că, pe teritoriul Bulgariei conductele de transport internațional Tranzit 2 și 3 se unifică, Transgaz și Bulgartransgaz au convenit asupra elaborării unui singur acord de interconectare la nivelul unui punct virtual de interconectare, PI Negru Vodă 2+3/Kardam, urmând a fi lansat un proces de consultare publică a regulilor comerciale care vor deveni parte integrantă din viitorul acord de interconectare.

FGSZ Ltd. (Ungaria):

Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului de transport Bulgaria-România-Ungaria-Austria":
părțile, împreună cu autoritățile naționale de reglementare, ANRE (România), HEA (Ungaria) au pregătit cadrul de reglementare necesar pentru derularea unei proceduri de sezon deschis angajant pentru rezervarea capacităților de transport transfrontaliere incrementale la frontiera România-Ungaria;
după o nouă serie de consultări cu utilizatorii de rețea, a fost revizuit calendarul procedurii, Manualul astfel modificat fiind aprobat prin Decizia președintelui ANRE nr. 1397/26.09.2017; toate documentele supuse dezbaterii publice au fost publicate pe web-site-urile fiecăruia dintre cei doi operatori, TRANSGAZ și FGSZ, precum și solicitările de clarificări și răspunsurile operatorilor în cadrul procedurii; conform Manualului, perioada de înregistrare a solicitanților a fost 16.10.2017-03.11.2017. Raportul comun privind prima rundă de ofertare a fost publicat pe paginile de internet ale TRANSGAZ şi FGSZ în data de 29.12.2017, cu respectarea calendarului Procedurii; conform raportului, prima rundă de ofertare a fost încheiată cu succes. Participanții declarați câștigători au fost informați.
Operarea în comun a Punctului de Interconectare transfrontalieră Csanadpalota, în conformitate cu Codurile europene de Rețea (CAM, BAL, INT):
în temeiul Acordului de Interconectare încheiat pentru Punctul de Interconectare Csanadpalota, în conformitate cu Regulamentul (UE) 2015/703;
în temeiul Acordului de Afiliere OST la Platforma Regională de Rezervare a Capacității (RBP) pentru tranzacționarea capacității grupate și negrupate în punctele de interconectare transfrontalieră cu sistemele de transport gaze din Ungaria și Bulgaria, în conformitate cu Regulamentul nr. 459/2017 de stabilire a unui cod al rețelei privind mecanismele de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 984/2013.

UKRTRANSGAZ (Ucraina):

Operarea în comun a Punctului de Interconectare transfrontalieră Isaccea 1 în temeiul Acordului de Interconectare încheiat în conformitate cu reglementările europene aplicabile.
Operarea Punctului Virtual de Interconectare Isaccea 2,3/Orlovka. Părțile sunt în proces de convenire a documentelor necesare pentru lansarea consultării publice a regulilor de afaceri care sunt parte integrantă din viitorul acord. Ca un prim pas în vederea încheierii unui Acord de Interconectare, în perioada 16.10-15.12.2017 a avut loc consultarea publică cu privire la regulile comerciale și procedurile de comunicare în cazul evenimentelor excepționale la proiectul Acordului de Interconectare pentru PVI Isaccea 2,3/Orlovka, în conformitate cu prevederile art. 4 din Reg. 703/2015.
În ceea ce privește operarea Punctului de Interconectare transfrontalieră Medieșu-Aurit-Tekovo, părțile sunt în proces de negociere a unui Acord de Interconectare. În acest sens, în perioada 01.07-01.09.2017 a avut loc consultarea publică cu privire la regulile comerciale și procedurile de comunicare în cazul evenimentelor excepționale la proiectul Acordului de Interconectare pentru PI Medieșu Aurit/Tekovo, în conformitate cu prevederile art. 4 din Reg. 703/2015.
În ceea ce privește modernizarea SMG Isaccea 1 în calitate de stație de măsurare comercială, SMG Isaccea 1 face parte dintr-un proiect de modernizare a stațiilor de pe conducta de tranzit T1 pentru asigurarea curgerii fizice bidirecționale a gazelor prin PI Isaccea 1 și PI Negru Vodă 1/Kardam.

VESTMOLDTRANSGAZ (Republica Moldova):

TRANSGAZ a evaluat/auditat, inclusiv cu participarea unor experți din DAFERI, compania Vestmoldtransgaz şi a întocmit un Raport cu privire la situația tehnică, economică şi financiară a acestei companii.
Se continuă discuțiile tehnice între reprezentanții MEPIU din cadrul Ministerului Economiei al Republicii Moldova, Vestmoldtransgaz, SNTGN Transgaz SA și ICPT Energoproiect Chișinău, în scopul dezvoltării proiectului (dezvoltări pe partea de nord-est a României și construirea conductei Ungheni-Chișinău).
Având în vedere scoaterea la vânzare a operatorului de sistem de transport gaze naturale care gestionează interconectorul Iași-Ungheni pe partea moldoveană, ținând cont de obiectivele companiei și ale Statului Român ca acționar majoritar al său, Transgaz a comunicat la 01.11.2017 Guvernului Republicii Moldova interesul de a participa la procedura concursului investițional conform legii și, la solicitarea ulterioară, a obținut prelungirea termenului de depunere a unei oferte ferme până cel mai târziu la 28.12.2017.
Prin decizia nr. 10 adoptată în ședința din 12.12.2017, Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor Transgaz S.A. (AGEA) a aprobat înființarea, pe teritoriul Republicii Moldova, a unei societăți comerciale, ținând cont de condițiile care decurg din legislația moldoveană. În baza deciziei AGEA, la data de 18.12.2017, a fost înființată la Chișinău, Eurotransgaz S.R.L., având ca

asociat unic S.N.T.G.N. Transgaz S.A. din România. În îndeplinirea obiectului său de activitate, Eurotransgaz S.R.L. a comunicat autorităților de privatizare de la Chișinău intenția de a participa la concursul investițional privind Vestmoldtransgaz.

SRBIJAGAS (Serbia):

În marja reuniunii de la București, din 19 iulie 2017, a operatorilor de sistem și de transport gaze naturale din state cuprinse în proiectele de operaționalizare a Coridorului Vertical de transport gaze naturale, SNTGN Transgaz SA și JP Srbijagas anunță finalizarea procedurilor interne necesare și intrarea în vigoare a Memorandumului de Înțelegere privind dezvoltarea cooperării între cele două companii.
Documentul face parte dintr-o serie de demersuri pentru consolidarea cooperării bilaterale în domenii de activitate specifice operatorilor de sistem și de transport gaze naturale din România și din Serbia și stabilește un cadru pentru avansarea proiectelor de interes reciproc.
Prin crearea infrastructurii necesare interconectării sistemelor de transport gaze naturale, Transgaz și Srbijagas își propun să contribuie la creșterea predictibilității în furnizarea de energie în regiune, prin alternative ce pot fi mai eficiente față de soluțiile de aprovizionare cu gaze naturale oferite de alte variante.
Părțile colaborează în vederea implementării proiectului "Interconectarea Sistemului Național de Transport Gaze Naturale din România cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" care presupune construirea unei conducte noi de transport gaze naturale ce va asigura conexiunea dintre conducta magistrală de transport gaze naturale "BRUA" și Nodul Tehnologic Mokrin din Serbia.
Transgaz și Srbijagas elaborează Studiile de Prefezabilitate pentru obiectivele aferente fiecărei țări, soluțiile și datele necesare pentru finalizarea acestora au fost convenite în cadrul întâlnirilor comune.

Colaborarea cu alte companii din sectorul gazelor naturale:

Shipperi regionali de gaze naturale:

GAZPROM EXPORT (Federația Rusă):

Sunt în derulare relațiile contractuale bilaterale aferente conductelor Tranzit II și Tranzit III.

BULGARGAZ (Bulgaria):

După expirarea, la data de 1 octombrie 2016, a contractului istoric de transport încheiat între Transgaz și Bulgargaz în ceea ce privește conducta de transport internațional Tranzit 1, cadrul reglementativ european a fost aplicat pentru a guverna operațiunile aferente rezervării de capacitate pe conducta Tranzit 1: procedurile de nominalizare, corelare și alocare a capacității în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) 703/2015 de stabilire a unui cod de rețea pentru normele privind interoperabilitatea şi schimbul de date și ale Regulamentului (UE) 984/2015 de stabilire a unui cod al rețelei privind mecanismele de alocare a capacității.

Aceste reglementări prevăd de asemenea norme referitoare la condițiile de acces ale tuturor utilizatorilor la sistemele de transport al gazelor naturale pentru a se asigura funcționarea corespunzătoare a pieței interne–norme care vizează aplicarea unui tratament transparent și nediscriminatoriu în raportul dintre operatori și toți potențialii utilizatori de rețea.

Începând cu luna octombrie 2016, Bulgargaz a participat constant la licitațiile de capacitate anuală, trimestrială și lunară organizate, în mod transparent de Transgaz, prin intermediul platformei RBP (Regional Booking Platform) de tranzacționare a capacității.

Operatori europeni și non-europeni de sisteme de transport gaze naturale

Au avut loc noi discuții și întrevederi în vederea identificării unor oportunități de afaceri și dezvoltarea parteneriatelor cu:

Eustream AS (Slovacia), ENAGAS (Spania), SNAM (Italia), Fluxys (Belgia), GRTGaz (Franța), DESFA (Grecia), și SOCAR (Azerbaidjan), EGAS (Egipt), DEFA (Cipru),

Adunarea Generală a Acționarilor Transgaz a aprobat asocierea cu Regasificadora del Noroeste S.A. (Spania) în vederea depunerii unei oferte angajante în procesul de privatizare a operatorului sistemului elen de transport gaze naturale DESFA S.A.

Colaborarea cu GRTGaz a vizat organizarea unor workshop-uri pe tema elaborării noului cod al rețelei și analiza posibilității dezvoltării unor proiecte în domeniul cercetare-dezvoltare, investiții și proiecte comune naționale sau internaționale.

În cadrul inițiativei CESEC, Transgaz împreună cu alți Operatori de Sisteme de Transport Gaze Naturale au semnat următoarele documente de cooperare:

Memorandumul de Înțelegere privind Abordarea și planul de acțiuni comune în ceea ce privește transportul bidirecțional de gaze naturale prin conductele transbalcanice în vederea depășirii provocărilor aferente diversificării și siguranței în aprovizionare (Memorandum-ul de Înțelegere privind Coridorul Trans-balcanic)

În marja reuniunii CESEC din 8-9 Septembrie 2016, de la Budapesta, sub egida Comisiei Europene și în prezența înalților reprezentanți de la Bruxelles și ai miniștrilor energiei din țările CESEC a fost semnat Memorandum-ul de Înțelegere privind Coridorul Trans-balcanic între Operatorii Sistemelor de Transport Gaze Naturale din Grecia, Bulgaria, România și Ucraina-DESFA, Bulgartransgaz, Transgaz și Ukrtransgaz.

Acest Memorandum de Înțelegere definește intenția comună a operatorilor de transport gaze naturale de pe Coridorul Balcanic de a asigura, prin activități coordonate (inclusiv proiecte de infrastructură), fluxuri fizice, reversibile de gaze naturale pe direcția Grecia–Bulgaria–România–Ucraina, prin intermediul conductelor trans-balcanice, după anul 2019 și creează premisele creșterii siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale la nivel regional.

În data de 28 septembrie 2017, în marja Reuniunii Grupului CESEC la Nivel Înalt a avut loc la București prima întâlnire de lucru a părților semnatare ale Memorandum-ului de Înțelegere, organizată de Transgaz, sub patronajul Comisiei Europene și sub coordonarea DG ENER. La această întâlnire-prezidată de domnul Klaus-Dieter Borchardt (Director DG ENER)-a fost invitată să participe și compania moldavă Moldovagaz care operează de asemenea un sistem de transport integrat în Coridorul Balcanic.

Memorandum de Înțelegere în ceea ce privește proiectul Coridorul Vertical

Cu ocazia reuniunii Grupului la Nivel Înalt pentru Conectivitatea Rețelelor de Gaze în Europa Centrală și de Sud-Est (CESEC) care a avut loc la Budapesta, în data de 8 septembrie 2016, Miniștri Energiei din Grecia, Bulgaria, România și Ungaria au semnat o Declarație Comună privind dezvoltarea "Coridorului Vertical", iar reprezentanții operatorilor sistemelor de transport vizate (DESFA, Bulgartransgaz, Transgaz și FGSZ) au semnat de asemenea o Declarație comună prin care și-au exprimat deschiderea față de inițiativa promovată la nivel ministerial și intenția de a conveni asupra unui Memorandum de Înțelegere. Memorandumul de Înțelegere între DESFA, Bulgartransgaz, Transgaz și FGSZ a fost semnat la București în 19 iulie 2017.

În marja reuniunii Grupului CESEC la Nivel Înalt care a avut loc la București în data de 28 septembrie 2017, a fost de asemenea organizată, sub coordonarea DG ENER, la inițiativa Transgaz, prima întâlnire a operatorilor sistemelor de transport gaze naturale semnatari ai Memorandumului de Înțelegere menționat, pentru constituirea unor grupuri de lucru aplicate și pentru convenirea următorilor pași în dezvoltarea proiectului. Această întâlnire, prezidată de asemenea de domnul Klaus-Dieter Borchardt (Director DG ENER), a reunit părțile semnatare ale Memorandum-ului de Înțelegere privind Coridorul Vertical și reprezentanți ai următoarelor companii care operează sisteme de transport relevante din perspectiva Coridorului Vertical-Eustream, Srbijagas, Ukrtransgaz și Vestmoldtransgaz.

Companii internaționale de exploatare și producție gaze naturale (OMV, ExxonMobil)

Colaborări cu organisme naționale și internaționale, cu Comisia Europeană și alte relații instituționale

SNTGN Transgaz S.A. a aderat de-a lungul timpului și și-a păstrat calitatea de membru în cadrul unor organisme naționale și internaționale de profil. Avantajele și beneficiile afilierii la aceste organizații sunt în principal: promovarea companiei și a obiectivelor și intereselor acesteia, accesul la informații actualizate în domeniul reglementărilor, politicilor, inovațiilor, standardelor și produselor în domeniul industriei gaziere, precum și participarea la diverse evenimente naționale și internaționale (conferințe, seminare, forumuri, simpozioane, etc.).

În cadrul Departamentului Accesare Fonduri Europene și Relații Internaționale sunt gestionate majoritatea relațiilor de colaborare cu organizații la care Transgaz s-a afiliat. În perioada 01.01.2017 – 31.12.2017, în cadrul DAFERI a fost gestionată relația de colaborare cu următoarele asociații:

Organisme internaționale: Pigging Products and Services Association (PP&SA) din Marea Britanie, Gas Infrastructure Europe (GIE).
Organisme naționale: Comitetul Național Român al Consiliului Mondial al Energiei (CNR- CME), Societate Inginerilor de Petrol și Gaze, Camera de Comerț, Industrie și Agricultură din Sibiu, Asociația Română de Mecanica Ruperii (ARME), Centrul Român al Energiei (CRE), American Chamber (AmCham), Comitetul Național ICC România.

Menționăm faptul că, în perioada ianuarie–decembrie 2017, conducerea departamentului, prin directorul DAFER.I, directorul direcției Relații Internaționale, directorul direcției Fonduri Europene precum și prin consilierii și șefii serviciilor din structura DAFERI, a participat la o serie de întâlniri cu partenerii externi și cu organizații europene de profil, precum și la evenimente internaționale și naționale dedicate sectorului gazier cu un impact semnificativ asupra activității și obiectivelor companiei (a se vedea Anexa 10).

Departamentul Accesare Fonduri Europene și Relații Internaționale a fost activ implicat în Comitetul de Dezvoltare Strategică (CDS) al societății, prin activitatea directorului DAFERI, în calitate de membru CDS și prin asigurarea de către șeful serviciului Relații Internaționale a secretariatului acestui comitet, inclusiv prin elaborarea notelor de discuție și a planurilor de acțiuni rezultate în urma întâlnirilor CDS.

Totodată, reprezentanții DAFERI au asigurat asistența metodologică necesară pentru soluționarea problemelor administrative, tehnice și procedurale asociate reprezentanțelor Transgaz la Bruxelles și la Chișinău, care în baza hotărârii Consiliului de Administrație nr. 4 din 28.01.2016 au fost transferată în subordinea DAFERI.

Reprezentanța Transgaz la Bruxelles

Au fost depuse eforturi susținute pe linia identificării și valorificării de noi oportunități pentru consolidarea, dezvoltarea și diversificarea dialogului direct și constructiv, atât cu instituțiile UE, cu actorii importanți din domeniul energiei, cât și cu partenerii societății noastre, având drept scop promovarea misiunii și viziunii companiei la nivel comunitar și internațional, precum și sprijinirea realizării principalelor obiective strategice ale TRANSGAZ.

Sintetic, activitatea Reprezentanței TRANSGAZ Bruxelles s-a desfășurat pe următoarele coordonate:

Reprezentarea TRANSGAZ la evenimente/activități oficiale organizate la Bruxelles;
Evenimente/acțiuni/activități de potențial interes pe linie de informare/documentare și networking, organizate la Bruxelles și semnalate către DAFERI;
Contribuții la Rapoartele/informările destinate conducerii companiei/C.A. Transgaz;
Activitatea de documentare și informare;
Aspecte organizatorice.

Detaliat activitatea Reprezentanței Transgaz la Bruxelles este prezentată în Anexa 11.

Reprezentanța Transgaz la Chișinău

Reprezentanța Transgaz la Chișinău a fost constituită în vederea dezvoltării proiectelor de infrastructură în domeniul gazelor naturale în colaborare cu Republica Moldova. Aceasta a derulat activități intense, în colaborare cu alte entități din cadrul companiei, privind colaborarea cu Vestmoldtransgaz în special în proiectul dezvoltării pe teritoriul Moldovei a proiectului de gazoduct Ungheni-Chișinău și impactarea Transgaz în acest proiect:

22 Februarie 2017–Chișinău-întâlnire TRANSGAZ, Vestmoldtransgaz, Energoproiect, Unitatea Consolidată pentru Implementarea Proiectelor în Energetică, la sediul Ministerului Economiei al Republicii Moldova.
27 Aprilie 2017–Ploiești-întâlnire la sediul Consiliului Județean Prahova, a viceprim-ministrului dl. Octavian CALMIC-ministru al economiei din Republica Moldova, cu dl. Mihai TUDOSEministrul al Economiei în Guvernul României, cu prilejul evenimentului "Fabricat in Republica Moldova". Cu același prilej s-a stabilit actualizarea Grupurilor de Lucru bilaterale, create.
5 Mai 2017–Chișinău-Pentru ducerea la îndeplinire a celor stabilite în reuniunea de la Ploiești, la Chișinău s-au derulat lucrările Grupului de Lucru Comun (România-Republica Moldova) în vederea implementării proiectelor româno-moldave în domeniul energiei.
27 Iulie 2017-La sediul Ministerului Economiei, la București, a avut loc la ședința grupului comun de lucru în domeniul energiei, pentru analizarea stadiului în care se află proiectele necesare interconectării rețelelor de gaze naturale și energie electrică din România și Republica Moldova.
23 August 2017-La sediul Direcției Generale Arhitectură, Urbanism și Relații Funciare din cadrul Primăriei Chișinău a avut loc o ședință pe tema clarificării neconformităților semnalate în perspectiva emiterii avizului pentru obținerea Certificatului de Urbanism.
14 Septembrie 2017-La sediul ÎS Vestmoldtransgaz din Chișinău, s-a reunit comisia constituită în vederea inițierii procesului de predare-primire a documentației proiectului tehnic pentru conducta Ungheni-Chișinău. Din comisie au făcut parte reprezentanți ai SNTGN Transgaz SA (au predat) și reprezentanți ai ÎS Vestmoldtransgaz și ai Ministerului Economiei din R. Moldova (au primit). Procedura presupune mai multe etape de predare și verificare.
27 Octombrie 2017 - Anunțarea de către Guvernul Republicii Moldova, la 27.10.2017, a declanșării unei noi etape de privatizare a unor active din proprietatea statului moldovean, printre care și Î.S. Vestmoldtransgaz.
Relevanța implicării Transgaz în achiziționarea Î.S. Vestmoldtransgaz este legată de funcționarea interconectării Iași-Ungheni în condiții de predictibilitate și siguranță, construcția și operarea gazoductului Ungheni-Chișinău și a instalațiilor aferente, dar și pentru securizarea unui segment de consumatori (cetățeni români cu domiciliul în Republica Moldova) care ar putea deveni vulnerabili post-2019, orizont de timp în care se anticipează modificări în strategiile de export ale principalului furnizor de gaze naturale în regiunea Europei Centrale și de Sud-Est.
1 Noiembrie 2017 - Transgaz a comunicat la 01.11.2017 Guvernului Republicii Moldova interesul de a participa la procedura concursului investițional conform legii și, la solicitarea ulterioară, a obținut prelungirea termenului de depunere a unei oferte ferme până cel mai târziu la 28.12.2017. Concomitent, au fost întocmite formalitățile pentru convocarea Adunării Generale a Acționarilor în perioada 11-12.12.2017, spre a decide cu privire la o serie de măsuri aferente.
12 Decembrie 2017- Prin decizia nr. 10 adoptată în ședința din 12.12.2017, Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor Transgaz S.A. (AGEA) a aprobat înființarea, pe teritoriul Republicii Moldova, a unei societăți comerciale, ținând cont de condițiile care decurg din legislația moldoveană. În baza deciziei AGEA, la data de 18.12.2017, a fost înființată la Chișinău, Eurotransgaz S.R.L., având ca asociat unic S.N.T.G.N. Transgaz S.A. din România. În îndeplinirea obiectului său de activitate, Eurotransgaz S.R.L. a comunicat autorităților de privatizare de la Chișinău intenția de a participa la concursul investițional privind Vestmoldtransgaz.
28 Decembrie 2017 - În conformitate cu mandatul primit, ținând cont de interesele asociatului unic și de rezultatele evaluărilor privind patrimoniul unic și planul de investiții al Vestmoldtransgaz, Eurotransgaz S.R.L. a depus la data de 28.12.2017 oferta fermă în cadrul concursului investițional de privatizare a Î.S. Vestmoldtransgaz.

În cadrul DAFERI sunt gestionate şi relațiile de colaborare cu ministerele de resort. În cursul primului semestru al anului 2017 au fost transmise către Ministerul Economiei, Ministerul Energiei, Ministerul Afacerilor Externe, precum şi către Guvernul României, informări cu privire la stadiul proiectelor strategice derulate de Transgaz, a proiectelor regionale de transport gaze naturale cu impactarea României şi relațiile de colaborare cu partenerii externi.

Prin intermediul Serviciului Cooperare Organisme Naționale şi Internaționale din cadrul DAFERI se gestionează şi relația cu Autoritatea Competentă pentru Proiecte de Interes Comun (ACPIC) pentru implementarea proiectelor de interes comun (PIC) aflate în lista PIC a Uniunii şi promovate de Transgaz, conform Regulamentului UE nr. 347/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE şi de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 şi (CE) nr. 715/2009. În acest sens, în perioada 01.01.2017–30.06.2017 activitatea s-a desfăşurat pentru:

acceptarea Dosarului de candidatură pentru proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale pe coridorul Bulgaria–România–Ungaria– Austria, Podișor–SMG Horia şi trei stații de comprimare (Jupa, Bibești şi Podișor), Faza 1";
aprobarea Notificării în vederea inițierii procedurii anterioare depunerii candidaturii pentru proiectul ''Extinderea capacității de transport a gazelor naturale din România către Ungaria până la 4,4 mld. mc /an, Faza 2";
aprobarea Notificării în vederea inițierii procedurii anterioare depunerii candidaturii pentru proiectul ''Conducta Țărmul Mării Negre–Podișor pentru preluarea gazului din Marea Neagră";
aprobarea Conceptului privind participarea publicului pentru proiectul ''Conductă Țărmul Mării Negre–Podișor pentru preluarea gazului din Marea Neagră";

transmiterea la ACPIC a Conceptului privind participarea publicului pentru proiectul ''Extinderea capacității de transport a gazelor naturale din România către Ungaria până la 4,4 mld. mc/an, Faza 2".

7.4.8 Activitatea privind accesarea fondurilor europene

Accesarea fondurilor comunitare

Activitatea de accesare a fondurilor comunitare s-a desfăşurat preponderent pentru:

parcurgerea și analizarea documentelor de specialitate ce apar pe plan național/international, monitorizarea și identificarea oportunităților, surselor și instrumentelor de finanţare la nivelul UE și a Autorităților de Management din România, în vederea selectării proiectelor TRANSGAZ care pot beneficia de finanțare din fonduri nerambursabile;
susţinerea proiectelor TRANSGAZ cu potenţial finanţabil din Fonduri Structurale la nivelul Autorităților de Management Naționale şi la nivelul Comisiei Europene şi a structurilor sale care gestionează aceste fonduri;
colaborarea interdepartamentală în vederea completării documentației necesară întocmirii Cererilor de Finanţare, a Cererilor intermediară/finală de plată a soldului şi de transmitere a informațiilor în vederea cunoașterii mecanismelor de acordare a finanțărilor europene;
pregătirea dosarului Cererilor de Finanţare şi a documentațiilor aferente;
pregătirea Cererilor de plată intermediare/finale și a documentelor aferente;
urmărirea/monitorizarea implementării/postimplementării din perspectiva contractului de finanțare, a proiectelor care beneficiază de finanţare comunitară;
colaborarea interinstituțională cu ministerele de linie (Ministerul Economiei, Ministerul Energiei, Ministerul Fondurilor Europene) și instituțiile finanțatoare;
participarea la reuniuni/întâlniri cu relevanță pentru gestionarea fondurilor europene, a programelor operaționale și pentru implementarea proiectelor cu finanțare europeană nerambursabilă;
urmărirea legislației de specialitate și monitorizarea modificărilor și completărilor produse care au impact asupra activității de accesare și implementare.

Suplimentar, prin Direcția Fonduri Europene, Serviciul Fonduri Europene, s-a participat la sediul "Eustream"–Slovacia, cu ocazia ședințelor de lucru din lunile octombrie, noiembrie și decembrie 2017, privind analiza progresului realizat în elaborarea Studiului de fezabilitate pentru Proiectul "Eastring", Proiect de Interes Comun (PCI) 6.25.1, parte a coridorului prioritar al energiei 6, Interconexiuni de gaze Nord-Sud în Europa Centrală și de Sud-Est–"Sistem de conducte din Slovacia în Bulgaria", ce urmărește dezvoltarea unui sistem de conducte de transport bidirecțional care să interconecteze rețelele de transport al gazelor naturale din Slovacia, Ungaria, România și Bulgaria.

Derularea contractului de realizare a SF-ului pentru proiectul "Eastring", a adus în discuție date privind definirea și selectarea rutelor, aspecte de mediu, informații cu privire la business, surse de aprovizionare, testul de piață, influența proiectelor din zonă și memorandumuri încheiate, precum și informații privitor la planul de afaceri–mod de funcționare, mod de finanțare, calculul tarifelor și necesitatea încheierii unui Acord comun între partenerii la proiect, privind modalitatea de exploatare a conductei.

Pe perioada de derulare a contractului vor avea loc întâlniri lunare cu partenerii de proiect, până la definitivarea Studiului de Fezabilitate, toate informațiile și datele importante referitor la proiect urmând a fi analizate și agreate de toți partenerii înainte de a fi transmise către "EUROIL" Ungaria, executantul serviciului de întocmire a SF.

Dintre principalele activități desfășurate în perioada 1.01-31.12.2017 (unele dintre acestea în colaborare cu alte compartimente ale companiei) pot fi amintite:

Pentru proiectele care au obținut finanțare nerambursabilă din fonduri europene, aflate în implementare s-au desfăşurat următoarele activități generale/punctuale, după cum urmează:

întocmirea de drafturi de aplicații, rapoarte de progres, rapoarte de durabilitate și adrese, privind gestionarea proiectelor TRANSGAZ beneficiare de granturi Europene, documente care au fost transmise periodic Organismelor finanțatoare, în conformitate cu prevederile din Deciziile/Contractele de finanţare;
întocmirea de informări referitor la punctele de vedere privind elemente sensibile constatate și implicațiile unor eventuale modificări ale reperelor aferente Contractelor de execuție lucrări, în corelare cu prevederile Deciziilor/Contractelor de finanțare;
asigurarea asistenței, colaborării, furnizării de informații suplimentare, solicitate în urma diverselor forme de verificare/evaluare la care au fost supuse proiectele cu finanţare europeană nerambursabilă;
susținerea sesiunilor de auditare a activității Direcției Fonduri Europene, în ceea ce privește încadrarea în normativele de calitate şi a prevederilor Procedurii de Proces;
susținerea activității de gestionare a fondurilor europene, în cadrul misiunii de audit intern care s-a desfășurat în perioada 24.04.2017-3.06.2017 și care a avut ca obiectiv general:
evaluarea implementării sistemului de control intern/managerial;
evaluarea accesării fondurilor europene;
monitorizarea și implementarea proiectelor cu finanțare europeană.

Scopul misiunii l-a reprezentat examinarea responsabilităților asumate de către Direcția Fonduri Europene în perioada 01.01.2014-31.03.2017.

susținerea sesiunii de audit de supraveghere, prin care s-a evaluat:
modul în care obligațiile ce rezultă din sistemul de management de calitate sunt îndeplinite la nivelul departamentului, din punct de vedere al conformității și a eficacității cerințelor standardelor de referință aplicabile;
abilitățile sistemului de management de a îndeplini cerințele legale reglementate;
potențialul de îmbunătățire a sistemului de management.

Proiectul " Interconectare România-Bulgaria"

monitorizarea cheltuielilor eligibile aferente implementării proiectul Giurgiu–Ruse, rezultate din Contractele de execuție a lucrărilor atât pe partea terestră cât și pe segmentul de subtraversare a Dunării;
întocmirea Raportului Tehnic de Implementare Nr. 8, care a fost armonizat cu BULGARTRANSGAZ şi transmis DG-ENER din cadrul Comisiei Europene, în termenul prevăzut de Decizia de Finanțare;
analiza documentelor care s-au generat pe parcursul implementării proiectului şi întocmirea Raportului Tehnic Final de Implementare şi Declarația Financiară;
întocmirea Caietului de sarcini, demararea/finalizarea procedurilor de achiziție a serviciilor de Audit financiar în vederea obținerii Certificatului de Audit, document necesar întocmirii documentației pentru Cererea finală de plată, conform prevederilor Deciziei de finanțare;
constituirea întregii documentații supuse procesului de auditare;
obținerea în urma auditului independent, a Raportului de audit și eliberarea Certificatului de audit Extern, document obligatoriu de anexat la cererea finală de plată a soldului;
întocmirea și transmiterea către Ministerul Economiei a aprobărilor documentelor: Certificarea de către Statul Membru a cheltuielilor solicitate de beneficiar și Validarea de către Statul Membru a Raportului tehnic financiar;
transmiterea spre BULGARTRANSGAZ, a documentelor aferente Cererii Finale de Plată necesar a fi depuse în comun, în vederea armonizării conținutului acestora;
transmiterea către Comisia Europeană a documentației aferente Cererii finale de plată a soldului, în vederea verificării și aprobării decontării costurilor eligibile efectuate pentru Interconectarea RO-BG;
gestionarea răspunsului la solicitările de clarificări enunțate de CE privitor la Cererea de plată finală;
preluarea și însușirea documentului prin care CE a aprobat Raportul Tehnic Final și extrasul bancar care evidențiază c/val cheltuielilor eligibile aprobate și virate de către CE în contul Transgaz.

Proiectul "Întocmirea Proiectelor Tehnice la 3 Stații de Comprimare de pe traseul PCI 7.1.5"

întocmirea împreună cu Structura de management a proiectului, a documentelor solicitate de INEA (structura din cadrul C.E.- DG ENER, prin care se acorda finanțarea nerambursabilă) în vederea rectificării coordonatelor Contractului de Finanțare aprobat;
asigurarea unei legături permanente cu INEA în vederea clarificării şi detalierii tuturor aspectelor necesare pentru aprobarea documentației de prelungire a Contractul de finanțare până la 30.06.2017;
întocmirea întregii documentații de achiziție a serviciului de audit financiar (Caiet de sarcini, Referat de necesitate);
trimiterea documentației spre validare la Managerul de proiect şi pentru completarea datelor financiar–contabile la structura UMP BRUA;
finalizarea procesului de evaluare a ofertelor depuse în vederea contractării serviciului de audit financiar, pentru obținerea documentelor aferente Certificatului privind situațiile financiare și anume:
termeni de Referință pentru Raportul Independent privind Principalele Constatări referitoare la costurile declarate în baza Acordului de finanțare din cadrul Mecanismului Conectarea Europei (CEF);
raport Independent cu Concluziile Factuale privind Costurile declarate în cadrul Mecanismului Conectarea Europei;
verificarea documentelor emise de Auditorul extern independent, parte integrantă din Certificatul privind situațiile financiare;
participarea la întâlnirea cu reprezentanții INEA în vederea clarificării aspectelor specifice întocmirii Raportului tehnic final precum și a detaliilor aferente modului în care se vor solicita spre decontare costurile aferente implementării Acțiunii;
acordarea consultanței la întocmirea Cererii finale de plată (Raportul Final, Fișa financiară individuală, Fișa cu detalii privind costurile eligibile, Fișa cu prezentarea costurilor declarate de beneficiar, Documentarea costurilor cu personalul) și la întocmirea și transmiterea către MFE, a documentului prin care s-a solicitat Certificarea de către Statul Membru a Declarației financiare.

Proiectul BRUA "Conductă de gaz din Bulgaria în Austria via România și Ungaria"

asigurarea monitorizării permanente a legislației, activității și deciziilor Comisiei Europene în legătură cu Proiectele de Interes Comun;
asigurarea gestionării corespondenței cu instituțiile europene și românești abilitate în gestionarea Proiectelor de Interes Comun și acordarea permanentă a asistenței structurilor din cadrul UMP BRUA referitor la prevederile Contractului de Grant şi cum/dacă acestea interferează din punct de vedere al eligibilității cu costurile generate de anumite activități aferente implementării proiectului;
acordarea permanentă a consultanței echipei UMP BRUA, în legătură cu aspectele din Contractul de finanțare în special pe spețele legate de eligibilitatea/neeligibilitatea costurilor;
prezentarea la întâlnirea cu reprezentanții INEA a stadiului implementării Acțiunii precum și a planului de acțiune pentru următoarea perioadă.

Proiectul "Modernizare Stația de Turbocompresoare Șinca și Instalațiile aferente"

întocmirea Raportului de Durabilitate aferent primului an de funcționare după punerea în funcțiune a proiectului şi transmiterea acestuia către Organismul Financiar pentru Energie;
comunicarea menținerii corecției financiare de 5% asupra valorii grantului acordat de către Ministerul Fondurilor Europene, printr-o Nota de Constatare, în urma auditării de către Curtea de Conturi a procedurilor de achiziție a lucrărilor de execuție ale proiectului;
acordarea asistenței Departamentului Juridic în baza documentelor înaintate în prealabil, cu privire la demararea acțiunii de contestare în instanță a corecției financiare, în vederea stabilirii argumentelor necesare fundamentării ca nejustificată;
evaluarea tuturor documentelor care au stat la baza Cererilor de plată, documentele aferente acestui proiect constituind baza misiunii de audit intern; acordarea de informații suplimentare/răspunsuri la chestionarele de audit, pentru clarificarea unor aspecte în vederea formării unei imagini reale asupra proiectului.
întocmirea/transmiterea către Departamentul Exploatare și Mentenanță a adreselor prin care sau solicitat documentele cu date care să demonstreze valorile pentru indicatorii de rezultat (buletine de măsurare emisii de poluanți atmosferici și gaze de ardere, costurile cu reparațiile capitale și consumul de ulei la grupurile de comprimare, raportat la 150 de zile de funcționare/an);
întocmirea Raportului de Durabilitate pentru anul 2017 și transmiterea acestuia către Organismul Intermediar pentru Energie (OIE);
asigurarea condițiilor necesare și a sprijinului necesar pentru echipa de monitorizare din partea OIE, cu ocazia vizitei de control efectuată la sediul Stației de Comprimare.

Proiectul SCADA

întocmirea împreună cu Direcția Automatizări şi SCADA a Raportului anual de durabilitate, transmiterea acestuia către Organismul Intermediar pentru Energie până la data scadentă de 15 ianuarie 2017, în conformitate cu prevederile Contractului de finanțare;
analizarea/concluzionarea documentelor relevante demonstrării menținerii Indicatorilor de Rezultat după primul an de exploatare a proiectului.

Pentru obținerea unor noi finanțări aferente proiectelor TRANSGAZ, s-au desfășurat următoarele activități:

urmărirea constantă a programelor de finanțare gestionate de structurile Comisiei Europene, a site-urilor acestora privind anunțurile deschiderii Call-uilor pentru depunerea de aplicații și a siteului MFE pentru prelucrarea informațiilor la zi și a instrucțiunilor în legătură cu fondurile nerambursabile;
menținerea legăturii cu Autoritatea de Management a Programului Infrastructura Mare, cu scopul de a depista posibilitățile de promovare a proiectelor TRANSGAZ din zona "eficienței energetice", în vederea completării criteriilor de eligibilitate din Axa Prioritară 6 şi 7 a Programului;
actualizarea adreselor prin care au fost transmise informații conducerii departamentelor/direcțiilor TRANSGAZ cu privire la oportunitățile de finanțare prin Programele de finanțare gestionate de Comisia Europeană şi Organismele finanțatoare naționale, cu privire la condițiile și criteriile de accesare a fondurilor structurale, în vederea corelării prevederilor acestora cu programul de Dezvoltare–Cercetare al TRANSGAZ și promovării obiectivelor proprii de investiții, a proiectelor cu potențial finanțabil;
efectuarea demersurilor privind alocarea suplimentară de fonduri din exercițiul financiar 2014– 2020, pentru sectorul transportului de gaze naturale, prin Programul Operațional Infrastructura Mare;
completarea Studiului de Fezabilitate aferent proiectului "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord– Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei, precum şi a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova", în vederea pregătirii documentelor

necesare depunerii aplicației pentru aprobarea finanțării prin POIM-în conformitate cu sugestiile consultantului CE pentru Ministerul Fondurilor Europene–JASPERS;

colaborarea cu părțile implicate (DPC+UMP) în furnizarea informațiilor, documentației, formularelor necesare întocmirii Cererilor de Finanţare;
întocmirea draftului Cererii de Finanțare și participarea la întâlnirile de lucru împreună cu responsabilii pentru POIM din partea MFE;
întocmirea tabelului cu valoarea indicatorului de rezultat, respectiv "Capacitatea Sistemului Național de Transport al gazelor Naturale în punctele de interconectare", în contextul implementării proiectelor finanțate prin POIM și în vederea aplicării condiționalității generale privind Sistemul Statistic și Indicatorii de Rezultat, în baza Protocolului de colaborare încheiat între Transgaz și MFE;
analizarea îndeplinirii criteriilor de eligibilitate ale unor potențiale proiecte ale TRANSGAZ, conform cerințelor Programelor de Finanţare 2014–2020; sunt luate în considerare promovarea finanțării unor potențiale proiecte TRANSGAZ, care vizează:
utilizarea energiei cinetice a curgerii gazelor pe conducte, în vederea obținerii curentului electric;
sistem de control și achiziție date din sistemul de protecție catodică al S.N.T.G.N. TRANSGAZ
posibilitatea recondiționării Stației de Comprimare de la Băţani, prima stație de turbocompresoare din Europa și încadrarea acesteia în categoria Monumentelor istorice;
colaborarea cu firme din U.E.(Franța, Belgia, Italia) în vederea dezvoltării unor teme de cercetare care să permită accesarea de fonduri europene prin programul ORIZONT 2020;
pregătirea profesională prin schimburi de experiență sau cursuri de specialitate, în cadrul Programului Operațional Capital Uman-POCU, inclusiv în posibil parteneriat cu organizația sindicală din ramură.
promovarea spre analizare și identificare a unor posibilități de finanțare din POIM, pentru care se întocmesc Fișe de Proiect, a următoarelor obiective de investiții:
Malul Mării Negre-Podișor (RO) pentru preluarea gazelor de la Marea Neagră PCI nr. 6.24.8. (reactualizarea informațiilor);
Interconectarea sistemului național de transport cu sistemul internațional și reverse flow la Isaccea PCI nr.6.15.;
Interconectarea sistemului national de transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia–proiect prevăzut în Planul de dezvoltare a SNTGN Transgaz S.A. 2017-2026.
asigurarea coordonării și verificării informațiilor din Fișele de proiect cu SF și ACB precum și corelarea acestora cu cerințele programelor de finanțare.

7.4.9 Audit intern și extern al activității societății

Activitatea de Audit public intern este organizată la nivelul Transgaz prin înfiinţarea în anul 2007 a Serviciului de audit intern.

În anul 2017, activitatea de audit intern la nivelul SNTGN TRANSGAZ SA s-a desfășurat prin Serviciul Audit Intern (SAI), care este dublu subordonat, funcțional Directorului General, cât și Consiliului de Administrație, având obligația de raportare către acesta, astfel asigurându-se principiul independenței.

Din punct de vedere metodologic și procedural, SAI își desfășoară activitatea în baza Normelor metodologice proprii, a Cartei auditului intern, precum și a celor patru proceduri operaționale aprobate. Menționăm că în anul de raportare au fost actualizate atât procedurile cât și Normele metodologice și Carta auditului intern, fiind obținut avizul favorabil al organismului ierarhic superior.

Misiuni de audit intern derulate în 2017

Planul Anual 2017 aprobat de Director General și prezentat Consiliului de Administrație prin Comitetul de Audit și Rating a fost actualizat, în principal, datorită solicitărilor de misiuni ad-hoc.

În anul 2017 au fost realizate următoarele misiuni, conform tabel:

Nr. crt.	Activitatea auditată	Rezultat evaluare globală	Grad de implementare	Tipul misiunii
1.	Evaluarea activității de verificare și avizare a proiectelor		100%	Planificată
2.	Evaluarea conformității între proiectele tehnice și lucrările executate de terți		95%	Planificată
3.	Evaluarea modului de gestionare a impozitelor și taxelor locale		100%	Planificată
4.	Evaluarea modului de gestionare a fondurilor europene		86%	Planificată
5.	Evaluarea activității de reparații, intervenții și operațiuni speciale		0%	Planificată
6.	Verificarea modului de aplicare și implementare a referențialelor de reglementare referitoare la paza obiectivelor, bunurilor, valorilor și protecția persoanelor.		0%	Ad-hoc
7.	Evaluarea modului de utilizare a sumelor recepționate de către Clubul Sportiv Gaz Metan Mediaș cu titlul de sponsorizări	Misiune de consiliere	Ad-hoc

Grad de asigurare ridicat Grad de asigurare mediu Grad de asigurare scăzut Suplimentar au fost solicitate de către management patru puncte de vedere asupra unor aspecte concrete, acestea finalizându-se prin informări către solicitanți, astfel:

informare privind punctul de vedere al Auditului Intern referitor la legalitate a modului de raportare actual către Comitetul Consultativ de Audit și Rating și către Consiliul de Administrație;
informare privind relația Auditul intern și Inspecția Generală (fost Corp Control);
informare privind Auditul Intern versus Auditul Intern de calitate;

Urmărirea implementării recomandărilor

Această activitate se referă la recomandările formulate de către structura de audit intern în cadrul misiunilor de asigurare inclusiv din anii anteriori, și pentru care structura de audit intern are obligația urmăririi modului de implementare.

Recomandările monitorizate în anul 2017, atât din misiuni derulate în anul de raportare cât și din anii anteriori, sunt prezentate în tabelul de mai jos, evidențiindu-se stadiul lor:

		Număr de recomandări implementate		Număr de recomandări parțial implementate		Număr de recomandări neimplementate
Nr. crt.	Domeniul	În termen	După termenul stabilit	Pentru care Cu termenul termenul de de implementare implementare stabilit nu a fost depășit depășit		Pentru care termenul de implementare stabilit nu a fost depășit	Cu termenul de implementare depășit
1.	Financiar contabil	15			1
2.	Achiziții publice	8			3
3.	Resurse umane	2			2
4.	Fonduri comunitare	6				1
5.	Funcțiile specific entității	45		1	10		1
TOTAL I		76		1	16	1	1
TOTAL II		76		17		2

Tabel 45-Recomandările formulate de către structura de audit intern în anul 2017

Grafic 55-Stadiul recomandărilor-2017

Menționăm faptul că pentru misiunea de audit de asigurare nr. 5, aferentă funcțiilor specifice entității la care există raport avizat, planul de acțiune și calendarul de implementare au fost aprobate în luna ianuarie 2018, fapt pentru care nu au fost cuprinse în tabelul anterior.

Recomandările formulate vor avea termene scadente în anul 2018, astfel încât acestea vor intra în monitorizare în acest an.

În figura de mai jos este prezentată evoluția procesului de implementare recomandări – se calculează/raportează lunar indicatorii prezentați.

Plus valoarea implementării recomandărilor formulate în cadrul rapoartelor de audit intern și rezultatul monitorizării indicatorilor de performanță ai activității de audit stabiliți pentru 2017

Ca urmare a misiunilor finalizate în 2017 au fost elaborate un număr de 68 recomandări pentru îmbunătățirea controlului intern managerial, vizându-se în principal:

conformitatea cu legile, reglementările/procedurile și contractele în vigoare;
eficacitatea și eficiența operațiunilor;
gestionarea fondurilor și a patrimoniului;
veridicitatea și integritatea informațiilor operaționale și financiare.

Pe baza rezultatelor obținute în cursul anului 2017, s-au calculat și analizat indicatorii de performanță, în vederea stabilirii gradului de realizare, după cum urmează:

Nr. crt.	Indicator	Realizare indicator	Observații
1.	Realizarea Planului anual aprobat (nr. misiuni de audit finalizate/nr. misiuni planificate)– 100%	100%	Planul anual a fost actualizat, conform legislației în vigoare.
2.	Realizarea misiunilor ad-hoc (nr. misiuni ad-hoc efectuate/nr. misiuni ad-hoc solicitate)– 90%	100%	S-au solicitat două misiuni ad-hoc care au fost realizate în termenele solicitate.
3.	Gradul de satisfacție a structurilor auditate maxim 10% calificative slabe sub 3	100%	Fișele de evaluare primite în urma misiunilor de audit planificate au cuprins calificative peste nota 4.
4.	Creșterea calitativă a activității de audit pentru fiecare auditor, determinată pe baza fișelor de evaluare și efectuarea minim 7 zile/auditor de cursuri de pregătire	86%	Nr. de zile pregătire profesională/auditor din participarea la cursuri organizate cu formatori acreditați-6 zile-diferența de 9 fiind acoperit prin studiu individual pe teme date de șef structură.
5.	Gradul de implementare a recomandărilor la sfârșitul anului-80%	100%	Calcul indicator raportat la recomandările cu termene scadente în anul 2017.
6.	Menținerea gradului de implementare a standardelor de control intern managerial- 100%	100%	Sunt implementate 15 din 16 standarde, Standardul 14–fiind neaplicabil.
7.	Întocmirea Rapoartelor privind activitatea de audit intern în termenul specificat	100%	S-au respectat scadențele aferente fiecărui tip de raportare (lunare, trimestriale, semestriale, anuale).

Auditarea situaţiilor financiare s-a efectuat de auditorii firmei "Deloitte Audit SRL" conform contractului încheiat cu aceasta.

8. ALTE INFORMAȚII PRIVIND ACTIVITATEA SOCIETĂȚII

Activitatea de analiză, verificare şi avizare proiecte

Direcţia Analiză, Verificare şi Avizare Proiecte (DAVAP) a fost înfiinţată în urma Hotărârii Consiliului de Administraţie nr. 11/14.04.2014, completată cu Hotărârile Consiliului de Administraţie nr. 2/21.01.2015 și nr. 14/27.04.2016.

Activitatea desfăşurată în cadrul DAVAP continuă activitatea desfăşurată în cadrul Serviciului Analiză, Verificare și Avizare Proiecte în ceea ce priveşte verificarea tehnică a documentaţiilor însă este completată de verificarea economică a proiectelor.

În cadrul DAVAP se desfăşoară următoarele activităţi de bază:

analiza şi verificarea documentaţiilor tehnico-economice care urmează a fi avizate în CTE al TRANSGAZ;
asigurarea secretariatului CTE, în conformitate cu ROF–CTE.

Obiectivele principale sunt legate de realizarea lucrărilor cuprinse în programele de dezvoltare-investiţii şi respectiv de reparaţii-reabilitări ale TRANSGAZ. În acest sens s-a urmărit ca toate proiectele intrate în cadrul direcției să fie analizate, verificate şi avizate în CTE.

Evoluția numărului de proiecte avizate CTE în perioada 2013–2017 este următoarea:

	2013	2014	2015	2016	2017
Proiecte avizate CTE	*	309	369	291	204

*Direcţia Analiză , Verificare şi Avizare Proiecte a fost înfiinţată în anul 2014

În anul 2017 au fost analizate în CTE Transgaz un număr de 253 documentații respectiv:

Grafic 57-Situaţia documentaţiilor analizate în CTE pe trimestre 2017

În anul 2017 au fost emise şi semnate de către conducerea TRANSGAZ un număr de 204 avize CTE, după cum urmează:

Grafic 58-Situaţia avizelor CTE emise în 2017 pe trimestre

Situație generală CTE–2017	Nr. doc.	%
Documentații analizate în CTE (fără Diverse)	213	100%
Documentații analizate în CTE în 2017 pentru care s-a emis aviz	183	86%
Documentații neavizate	10	5%
Documentații pentru care urmează sa fie emis aviz	20	9%

Grafic 59-Gradul de avizare în CTE a documentațiilor–2017

Documentațiile care au fost înaintate pentru avizare CTE-Transgaz în anul 2017 au fost verificate atât de către angajații DAVAP cât și de către membrii Grupului de Suport Tehnic (GST) după cum urmează:

Nr. observații formulate de către DAVAP pentru	Trim. I	Trim. II	Trim. III	Trim. IV	TOTAL 2017
documentații postate în 2017, din care:	1.781	745	581	1.172	4.279
- observații pentru SS,SF şi PT	1.380	720	533	1.149	3.782
- observații pentru teme de proiectare	51	20	18	9	98
- observații pentru dispoziții de șantier	350	5	30	14	399

Nr. observații formulate de către GST pentru	Trim. I	Trim. II	Trim. III	Trim. IV	TOTAL 2017
documentații postate în 2017, din care:	355	481	225	189	1.250
- observații pentru SS,SF şi PT	352	478	197	176	1.203
- observații pentru teme de proiectare	1	3	26	12	42
- observații pentru dispoziții de șantier	2	0	2	1	5

Grafic 61-Nr. observații formulate de către GST pentru documentații postate în 2017

Urmare a activității desfășurate de către DAVAP și GST, între momentul depunerii documentațiilor pentru verificare și momentul emiterii avizelor CTE, au fost întocmite și verificare un număr total de 612 revizii ale documentațiilor (în medie 2,65 revizii/documentație).

Principalele măsuri angajate în anul 2017 pentru îndeplinirea obiectivelor sunt:

analizarea permanentă/evaluarea documentațiilor care au trecut prin CTE Transgaz, inclusiv estimarea cât mai realistă a prețurilor utilizate în documentații;
finalizarea activității de elaborare a Standardelor de Cost aplicabile la nivelul societății;
organizarea ședintelor CTE Transgaz și transmiterea Avizelor CTE în timp util către elaboratorii documentațiilor.

Realizările principale specific domeniului de activitate al DAVAP în perioada 2013-2017

îmbunătățirea activității de verificare și analiză a documentațiilor care au fost prezentate pentru avizare în CTE, prin înființarea structurilor specializate din componența DAVAP (Serviciul de Analiza și Verificare Proiecte, Biroul Verificare Devize și Evaluare Economică, Biroul Estimare Prețuri, Biroul Secretariat CTE) și a Grupului de Suport Tehnic;
actualizarea Regulamentului de Organizare și Funcționare al CTE, în conformitate cu modificările apărute, atât în ceea ce privește activitatea de verificare și analiza documentații, cât și în funcție de obiectivele şi direcțiile de acțiune cuprinse în planul de administrare al SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș;
extinderea activității de verificare, analiză și avizare și asupra altor documentații cu impact asupra activității Transgaz, respectiv: teme de proiectare, dispoziții de șantier, etc.

SUMAR–documentații prezentate în CTE	2013	2014	2015	2016	2017	TOTAL 2013-2017
Nr. documentații prezentate în cadrul CTE:	176	358	471	291	253	1.549
 studii de soluție, studii de fezabilitate, Proiecte Tehnice, etc.	167	118	223	156	134	798
 teme de proiectare	6	143	112	80	61	402
 dispoziții de șantier	0	47	96	38	18	199
 diverse	3	50	40	17	40	140

Grafic 62-Situația documentațiilor prezentate în CTE în perioada 2013-2017

SUMAR–avize CTE	2013	2014	2015	2016	2017	TOTAL 2013-2017
Nr. avize CTE:	160	354	374	269	204	1.361
 avize pentru PT SF, etc	157	71	187	137	112	664
 avize pentru teme de proiectare	3	104	118	73	56	354
 avize pentru dispoziții de șantier	0	134	64	36	15	249
 avize pentru lucrări analizate în anul anterior	n.a.	45	5	23	21	94

SITUAȚIE GENERALĂ CTE ÎN PERIOADA 2013-2017	Nr. doc.	%
Documentații analizate în CTE (fără DIVERSE)	213	100%
Documentații analizate în CTE în 2017 pentru care s-a emis aviz	183	86%
Documentații neavizate	10	5%
Documentații pentru care urmează sa fie emis aviz	20	9%

Grafic 63-Gradul de avizare în perioada 2013-2017

Lista tuturor entităţilor în care Transgaz deţine participaţii

NABUCCO GAS PIPELINE INTERNATIONAL GmbH, cu sediul în Viena, companie în care Transgaz deţinea părţi sociale în procent de 17,93% din capitalul social şi având obiect de activitate dezvoltarea proiectului Nabucco.

Lipsa de perspectivă a proiectului Nabucco în contextul deselectării acestuia de către Consorţiul Shah Deniz şi a incertitudinii punerii în operă a unor zăcăminte noi de gaze în viitorul previzibil în zona Mării Caspice şi a Orientului Mijlociu a determinat asociaţii Nabucco să ia decizia lichidării companiei de proiect şi a Companiilor Naţionale Nabucco (NNC-uri), lichidare voluntară şi controlată de asociaţii NIC realizată prin intermediul unui lichidator.

În luna septembrie 2017 s-a obținut decizia Tribunalului Comercial Viena prin care societatea Nabucco Gas Pipeline International Gmbh ("NIC") a fost radiată. Societatea a scos la 30 septembrie 2017 din evidențele sale contabile activul în valoare de 138.544.435 lei concomitent cu reluarea la venituri a provizionului constituit în anii precedenți pentru aceeași valoare.

SC MEBIS SA Bistrita, cu sediul în Bistriţa, (J06/150/1991) în care Transgaz deţine 17,47% din capitalul social, având ca obiect de activitate realizarea de structuri metalice şi ansamble sudate complexe, ansamble şi produse hidraulice, se află în procedură de lichidare, motiv pentru care participaţia în SC MEBIS SA a fost provizionată în întregime. Transgaz nu are nici un fel de obligaţii faţă de SC MEBIS SA;
SC "Resial"SA cu sediul în Alba Iulia (J01/77/1991) în care Transgaz deţine 68,16% din capitalul social, având ca obiect de activitate fabricarea şi comercializarea produselor refractare silico aluminoase, a intrat în procedură de lichidare în anul 2006; procedura este desfăşurată de un executor judecătoresc numit de instanţa de judecată şi este în afara controlului Transgaz, motiv pentru care, participaţia nu este consolidată şi este înregistrată la cost mai puţin provizionul pentru depreciere constituit la 100% din cost.

Împrumutul acordat la SC RESIAL SA este provizionat în întregime. Conducerea nu se aşteaptă ca Transgaz să recupereze vreo sumă din această participaţie şi nu înregistrează nici un fel de obligaţii reziduale pentru SC RESIAL SA.

SC EUROTRANSGAZ SRL cu sediul în Chișinău, Republica Moldova în care Transgaz deține 100% din capitalul social, având ca obiectiv producerea, transportul, distribuţia, stocarea şi furnizarea gazelor naturale, transporturi prin conducte, depozitări, precum şi activităţi de consultanţă pentru afaceri şi management (înființarea acestei filiale a fost aprobată prin HAGEA nr. 10 din data de 12.12.2017). Scopul înființării filialei a fost participarea la procedura de privatizare a Întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz care operează conducta Iași –Ungheni pe teritoriul Moldovei.

Monitorizarea infografică a ştirilor privind activitatea Transgaz

În urma monitorizării ştirilor privind activitatea Transgaz apărute pe canalele media în anul 2017, menţionăm că acestea au fost în număr de 243, din care:

Nr.		12 luni			Procent
crt.	Categorie știri	2017	2016	%	2017	2016
1.	Ştiri neutre	165	161	2	68%	53%
2.	Ştiri pozitive	52	130	-60	21%	42%
3.	Ştiri negative	26	16	63	11%	5%
	Total ştiri	243	307	-21	100%	100%

Tabel 46 - Monitorizarea infografică a știrilor privind activitatea Transgaz în anul 2017

Ponderea știrilor privind activitatea Transgaz-12 luni 2017

Distribuţia pe luni în anul 2017, a referirilor media pozitive, neutre, negative apărute este următoarea:

Distribuţia totală în anul 2017 a referirilor apărute funcţie de tema abordată, investiţii, rezultate financiare, finanţare europeană, piaţa de capital, program de dezvoltare se prezintă astfel:

Monitorizarea știrilor în funcție de tema abordata la data de 31.12.2017

Distribuția pe luni în anul 2017, a referirilor apărute funcție de tema abordată se prezintă astfel:

4 2 1 1 1 2 1 6 6 1 1 1 2 1 1 2 1 1 2 2 7 7 2 ⁶ ⁷ ³ 4 3 4 4 1 2 4 1 6 4 ²³ ¹⁰ ⁹ ⁶ 5 2 10 4 7 6 8 2 4 6 8 12 11 Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Noi Dec Investiții Rezultate financiare Finanțare europeană Piața de capital Program dezvoltare Altele

6 Monitorizarea știrilor în funcție de tema abordată pe luni

Ponderea referirilor apărute în anul 2017 funcție de tema abordată se prezintă astfel:

Grafic 68-Ponderea știrilor funcție de tema abordată în 2017

Evoluţia numărului ştirilor privind activitatea Transgaz în perioada 2013-2017 este prezentată în tabelul următor:

	2013	2014	2015	2016	2017
Ştiri neutre	33	74	110	161	165
Ştiri pozitive	44	108	48	130	52
Ştiri negative	19	32	29	16	26
Total ştiri	96	214	187	307	243

Tabel 47 - Monitorizarea infografică a știrilor privind activitatea Transgaz în perioada 2013-2017

Grafic 67-Monitorizarea lunară a știrilor funcție de tema abordată în anul 2017

Ponderea știrilor privind activitatea Transgaz în anul 2017

Grafic 69-Evoluţia știrilor, pe categorii, în perioada 2013–2017

9. MANAGEMENTUL SOCIETĂŢII

9.1 Consiliul de Administraţie

Administratorii societăţii la 31.12.2017:

STERIAN ION – administrator executiv - Director General;
VĂDUVA PETRU ION – administrator neexecutiv;
ILIESCU BOGDAN-GEORGE – administrator neexecutiv;
LĂPUȘAN REMUS GABRIEL - administrator neexecutiv;
MINEA NICOLAE - administrator neexecutiv.

În anul 2017, au avut loc următoarele modificări în componenţa Consiliului de Administraţie:

Prin Hotărârea nr.1 din 27.04.2017 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor a fost aprobată reînnoirea mandatului următorilor administratori: Domnul Sterian Ion, Domnul Văduva Petru Ion și Iliescu Bogdan George precum și desemnarea acestora ca membrii ai Consiliului de Administrație al SNTGN Transgaz SA.

În ședința din data de 16.05.2017, Consiliul de Administrație al SNTGN TRANSGAZ SA a luat act de declarația de renunțare la calitatea de director general a domnului Văduva Petru Ion, și a numit în funcția de director general interimar pe domnul Sterian Ion, totodată a dispus modificarea Regulamentului Intern privind organizarea și funcționarea comitetelor consultative constituite la nivelul Consiliului de Administrație al SNTGN Transgaz SA în sensul rectificării componenței Comitetului consultativ de nominalizare și remunerare, astfel încât, începând cu data de 17.05.2017, acesta se constituie din următorii membrii:

Domnul Văduva Petru Ion
Domnul Cernov Radu Ștefan
Domnul Iliescu Bogdan George

Prin Hotărârea nr.13 din 28.12.2017 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor a fost aprobată numirea domnilor Lăpușan Remus Gabriel și Minea Nicolae în calitate de administrator ai SNTGN Transgaz SA.

CV-urile administratorilor

CV-urile administratorilor societăţii se găsesc pe pagina de web a Transgaz www.transgaz.ro

Acorduri/înţelegeri sau legături de familie special

Potrivit informaţiilor furnizate de administratori nu există acord de întelegere sau legătură de familie între persoana respectivă şi o altă persoană datorită căreia persoana respectivă a fost numită administrator.

Participarea administratorilor la capitalul Transgaz

Administratorii societăţii nu deţin acţiuni la capitalul social al companiei.

Litigii sau proceduri administrative

Nu au existat, în ultimii 5 ani, litigii sau proceduri administrative în care să fie implicate conducerea administrativă sau executivă.

9.2 Managementul executiv

Membrii conducerii executive au încheiate contracte individuale de muncă pe perioade nedeterminate. Personalul de conducere şi execuţie din cadrul Transgaz este numit, angajat şi concediat de directorul general.

Conform informaţiilor deţinute nu există vreun acord, înţelegere sau legătură de familie între persoanele menţionate şi o altă persoană datorită căreia acestea au fost numite ca membrii ai conducerii executive.

Membrii conducerii executive a companiei ce deţin acţiuni Transgaz sunt prezentaţi mai jos:

Nume şi prenume	Funcţia	Număr acţiuni la 31.12.2017	Cota de participare (%)
Rusu Ioan	Director	2.508	0,021301
Laţa Ilie	Director	46	0,000390
Tătaru Ion	Director	25	0,000212
Lupean Marius	Director	20	0,000169
Şai Alexandru	Director	10	0,000084
Comaniţă Adela	Director	7	0,000059
Niţă Viorel	Director	5	0,000042

Tabel 48- Membrii conducerii executive a Transgaz, care deţin acţiuni la companie la data de 31.12.2017

Conducerea executivă a societăţii este asigurată de următoarele persoane:

Nr. crt.	Nume și prenume	Funcția	Departament/Direcție
1	Sterian Ion	Director General
2	Gheorghe Hațegan	Director General adjunct
3	Târsac Grigore	Director General adjunct
4	Marius Lupean	Director Economic	Departament Economic
5	Ghidiu Elisabeta	Director	Departament Strategie şi Management Corporativ
6	Stroia Marius	Director	Departament Operare
7	Tătaru Ion	Director	Departament Dezvoltare
8	Cosma Florin	Director	Departament Exploatare şi Mentenanță
9	Leahu Mihai	Director	Departament Proiectare şi Cercetare
10	Achim Viorel Ciprian	Director	Departament Calitate-Mediu, Protecție şi Securitate
11	Alic Ciprian Octavian	Director	Departament Accesare Fonduri Europene şi Relații Internaționale
12	Vârdol Florian	Director	Departamentul Juridic
13	Luca Bogdan Avram	Director	Departament Achiziții Sectoriale şi Contractări
14	Gruia Daniel	Director	Departament Tehnologia Informației și Comunicații
15	Sârbu Ionel	Director	Departamentul Reglementări și Formalități Terenuri
16	Idu Olga	Director	Direcția Juridică Avizare și Contencios
17	Iancu Cristina Daniela	Director	Direcția Juridică Proiecte Speciale

18	Mateș Angela	Director	Direcția Organizare, Resurse Umane
19	Niculescu Oana	Director	Direcția Strategie Bugetară
20	Mareș Gabriela	Director	Direcția Reglementări și Licențe
21	Fodor Mihai Iuliu	Director	Direcția Buget Finanțe
22	Comănița Adela	Director	Direcția Contabilitate
23	Deac Sorin Gabriel	Director	Direcția Pregătire, Execuție Lucrări
24	Rău Ioan	Director	Direcția Comercială
25	Şai Alexandru	Director	Direcția Măsurare, Calitate Gaze Naturale
26	Bunea Florin	Director	Dispeceratul Național de Gaze Naturale
27	Banu Larisa	Director Adjunct	Direcția Operator Piață Gaze București
28	Barbu Viorel	Director	Direcția Reabilitare SNT
29	Pânzar Adela	Director	Direcția Achiziții Sectoriale
30	Petrescu Monica	Director	Direcția Achiziții Proiecte Speciale
31	Drusan Nicolae	Director	Direcția Protecție şi Securitate
32	Drăghici Aurelian	Director	Direcția Analiză, Verificare și Avizare Proiecte
33	Muntean Aurel	Director adjunct	Direcția Măsurare, Calitate Gaze Naturale
34	Bolchiș Sorin	Director	Direcția Automatizări și SCADA
35	Tudor Adrian Ionuț	Director adjunct	Direcția Automatizări și SCADA
36	Moldovan Sebastian	Director adjunct	Direcția Automatizări și SCADA
37	Keszeg Sorin		UMP BRUA
38	Olteanu Mihai Antoniu	Manager Proiect	UMP Marea Neagră
39	Duțu Tudor Alexandru	Șef Reprezentanță	Reprezentanța Transgaz Chișinău
40	Ilie Laţa	Director	Sucursala Mediaș
41	Rusu Ioan	Director	Exploatarea Teritorială Mediaș
42	Schmidt Hăineală Eduard	Director	Exploatarea Teritorială Bacău
43	Ţandrău Marcel	Director	Exploatarea Teritorială Cluj
44	Andrei Romeo	Director delegat	Exploatarea Teritorială Constanța
45	Niță Viorel	Director	Exploatarea Teritorială Craiova
46	Dumitru Nicușor	Director delegat	Exploatarea Teritorială Brăila
47	Cristoloveanu Gheorghe	Director	Exploatarea Teritorială Brașov
48	Gurgu Victorel	Director	Exploatarea Teritoriala București
49	Alexandru Ionel	Director delegat	Exploatarea Teritorială Arad

Tabel 49-Conducerea executivă a SNTGN Transgaz SA

10. DESCĂRCAREA DE GESTIUNE A ADMINISTRATORILOR

În temeiul art. 55 şi art. 56 din OUG 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, administratorii SNTGN Transgaz SA supun aprobării Adunării Generale a Acţionarilor, Raportul administratorilor pe anul 2017.

În baza următoarelor prevederi legale:

Art. 111 alin (2) lit.(d); Art. 155 şi Art. 186 din Legea nr.31/1990 a societăţilor, republicată cu modificările şi completările ulterioare;
Art. 15 paragraf 3 lit.(h) din Actul Constitutiv al SNTGN Transgaz SA actualizat la 29.04.2016;
Art. 4.1 lit (h) din Contractul de Mandat al Administratorilor încheiat la 30.09.2013,

admnistratorii societăţii supun aprobării Adunării Generale a Acţionarilor, descărcarea de gestiune pentru activitatea desfăşurată în anul 2017, astfel cum aceasta este prezentată în prezentul raport.

În vederea optimizării activităţii managementul companiei va acţiona în continuare cu maximă responsabilitate şi va utiliza în mod eficient metode şi tehnici de management modern, adecvate pentru optimizarea tuturor proceselor şi activităţilor desfăşurate de societate, astfel cum acestea sunt prezentate:

Notă: Anexele 1-11 constituie parte integrantă din acest raport.

ION STERIAN – Administrator executiv - Director general

PETRU ION VĂDUVA – Administrator neexecutiv

BOGDAN GEORGE ILIESCU – Administrator neexecutiv

LĂPUȘAN REMUS GABRIEL – Administrator neexecutiv

MINEA NICOLAE – Administrator neexecutiv

LISTĂ TABELE

Tabel 1-Structuctura Acționariatului la 31.12.2017 8
Tabel 2- Evoluția principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2013-2017 11
Tabel 3- Evoluția indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în perioada 2013-2017 13
Tabel 4-Situația consolidată a poziției financiare a societății în perioada 2016-2017 40
Tabel 5-Situația consolidată a contului de profit și pierdere în perioada 2013-2017 43
Tabel 6- Veniturile activității de exploatare-Realizări 2017 vs. Realizări 2016 44
Tabel 7- Cheltuielile activității de exploatare realizate 2017 vs. 2016 45
Tabel 8 - Situația consolidată a fluxurilor de trezorerie - 2017 vs. 2016 46
Tabel 9 - Evoluţia veniturilor din transportul intern şi internațional al gazelor naturale în perioada 2013-2017 47
Tabel 10 - Rezultatele financiare 2017 vs. 2016 48
Tabel 11 - Cantitatea de gaze naturale facturate 2017 vs. 2016 50
Tabel 12 - Gradul de realizare al indicatorilor standard de performanță la 31 decembrie 2017 55
Tabel 13 – Realizarea indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în 2017 – 2021 56
Tabel 14 - Implementarea Standardelor la 31.12.2017 59
Tabel 15-Evoluția numărului mediu de angajați în perioada 2013-2017 aprobată în planul de management 65

Tabel 16-Evoluția numărului de angajați în perioada 2013-2017 65
Tabel 17-Evoluția numărului de angajați în anul 2017 66
Tabel 18 - Lucrări tehnice programate/lucrări tehnice normate în anul 2017 67
Tabel 19 - Total lucrări cronometrate în anul 2017 67
Tabel 20 - Evoluția structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2013-2017 68
Tabel 21 - Situația cursurilor de calificare/perfecționare pentru angajații societății în anul 2017 69
Tabel 22 - Situația cursurilor de calificare/perfecționare în perioada 2013-2017 69
Tabel 23 - Situația numărului de personal care au absolvit cursuri de calificare/perfecționare 70
Tabel 24 - Situația bugetului de sponsorizare 2017 și a sumelor bugetate/acordate până la 31.12.2017 72
Tabel 25- Implementarea Standardelor de control intern managerial al SNTGN Transgaz SA la 31.12.2017 82
Tabel 26-Măsuri stabilite pentru implementarea standardelor PI 83

Tabel 27 – Realizarea indicatorilor cheie de performanță nefinanciari pentru calculul componentei variabile a remunerației în
perioada 2017 92
Tabel 28-Situația indicatorilor bursieri în perioada 2008-2017 118
Tabel 29-Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz comparativ cu companii similare din Europa 118
Tabel 30 - Ponderea principalilor utilizatori ai SNT la 31.12.2017 122
Tabel 31 - Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate, transportate şi a consumului tehnologic în perioada 2013-2017
123
Tabel 32 - Cantităţile de gaze naturale cu titlu de consum tehnologic realizate vs. programate în perioada 2013-2017 124
Tabel 33 - Cantităţile de gaze naturale vehiculate în SNT în anul 2017 față de cele programate 124
Tabel 34-Cantităţile de gaze naturale transportate la consumatori direcți și distribuții prin SNT programat vs. realizat 2017
125
Tabel 35 - Cantităţile de gaze naturale destinate înmagazinării în anul 2017 - realizări vs. program 126
Tabel 36 -Principalele componente ale SNT la 31.12.2017 130
Tabel 37 - Principalele componente ale SNT la 31.12.2017, din perspectiva duratei de funcţionare 131
Tabel 38 - Situația realizărilor PMDI în anul 2017 134
Tabel 39 - Realizarea Programului de investiţii în anul 2017 135
Tabel 40 - Evoluția realizărilor PRRASM în anul 2017rafic 43-Evoluţia reparaţiilor în anul 2017 pe categorii 137
Tabel 41-Realizarea Programului reparații, reabilitare și asigurarea mentenanței SNT în anul 2017 137
Tabel 42 - Situaţia contractelor încheiate prin proceduri de achiziţie în anul 2017 144
Tabel 43 - Situația contractelor încheiate prin achiziţii directe în perioada 04.01-31.12.2017 146
Tabel 44-Situația contractelor încheiate pentru derularea proiectului BRUA în perioada 04.01.2017-31.12.2017 147
Tabel 45-Recomandările formulate de către structura de audit intern în anul 2017 168
Tabel 46 - Monitorizarea infografică a știrilor privind activitatea Transgaz în anul 2017 174
Tabel 47 - Monitorizarea infografică a știrilor privind activitatea Transgaz în perioada 2013-2017 175
Tabel 48- Membrii conducerii executive a Transgaz, care deţin acţiuni la companie la data de 31.12.2017 177 Tabel 49-Conducerea executivă a SNTGN Transgaz SA 178

LISTĂ GRAFICE

Grafic 1-Structura Acţionariatului Transgaz la 31.12.2017 8
Grafic 2- Evoluția numărului de acționari ai Transgaz de la listare și până la 31.12.2017 8
Grafic 3-Cifra de afaceri 2013–2017 ( mii lei) Grafic 4-Profitul net 2013–2017 (mii lei) 11
Grafic 5-Evoluţia veniturilor, cheltuielilor şi profitului din exploatare 12
Grafic 6-Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2013–2017 12
Grafic 7-Evoluţia cheltuielilor de investiţii şi reabilitare în perioada 2013–2017 (mii lei) 12
Grafic 8-Evoluţia indicatorilor de profitabilitate consolidați în perioada 2013-2017 13
Grafic 9-Evoluţia indicatorilor de lichiditate în perioada 2013-2017 14
Grafic 10-Evoluţia indicatorilor de risc în perioada 2013–2017 14
Grafic 11-Structura veniturilor din exploatare în perioada 2013-2017 47
Grafic 12-Ponderea activităților în totalul veniturilor din exploatare în perioada 2013-2017 48
Grafic 13 - Rezultate financiare 2017 vs. 2016 (mii lei) 49
Grafic 14- Rezultate financiare 2017 vs. 2016 (%) 49
Grafic 15-Evoluţia numărului de angajaţi în perioada 2013-2017 aprobat vs realizat 65
Grafic 16-Evoluţia numărului de angajaţi în anul 2017 vs. 2016 66
Grafic 17-Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2013-2017 68
Grafic 18-Situaţia bugetului de sponsorizare pe anul 2017 şi a sumelor bugetate/acordate până la 31.12.2017 72
Grafic 19-Evoluţia numărului de contracte de sponsorizare încheiate în perioada 2013-2017 73
Grafic 20-Evoluţia numărului de ajutoare financiare acordate în perioada 2013-2017 73
Grafic 21-Evoluția gardului de implementare al SCI/M 81
Grafic 22-Ponderea standardelor implementate la 31.12.2017 82
Grafic 23-Prețul de închidere TGN în perioada 01.01.2017–31.12.2017 vs. 01.01.2016–31.12.2016 116
Grafic 24-Volum tranzacții TGN în perioada 01.01.2017–31.12.2017 vs. 01.01.2016–31.12.2016 117
Grafic 25-Valoare tranzacții TGN–mil lei în perioada 01.01.2017–31.12.2017 vs. 01.01.2016–31.12.2016 117
Grafic 26-Ponderea principalilor utilizatori ai SNT în perioada 01.01- 31.12.2017 122
Grafic 27-Cantităţile de gaze naturale vehiculate, transportate şi consumul tehnologic 123
Grafic 28-Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate şi transportate şi a consumului tehnologic 123
Grafic 29-Evoluţia ponderii consumului tehnologic în total gaze vehiculate în perioada 2013-2017 124
Grafic 30-Nivelul consumului tehnologic total realizat vs. total programat 2017 124
Grafic 31-Cantităţile de gaze naturale vehiculate în SNT (mil.mc) în anul 2017, pe surse de proveniență 125
Grafic 32-Cantităţile de gaze naturale vehiculate în SNT (mil.mc)–Realizat 2017 vs. programat 2017 125
Grafic 33-Cantităţile de gaze naturale vehiculate în SNT (mil mc), pe surse de proveniență, în anul 2017 125
Grafic 34-Cantităţile de gaze naturale transportate la consumatori direcți și distribuți în SNT 126
Grafic 35-Cantităţile de gaze naturale destinate înmagazinării în anul 2017-realizări vs. program (mii mc 126
Grafic 36-Cantitatea totală de gaze naturale destinate înmagazinării în anul 2017-realizări vs. program (mii mc) 127
Grafic 37-Evoluţia ponderii consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate în perioada 2013-2017 127
Grafic 38-Ponderea consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate-2017 127
Grafic 39-Ponderea consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate-2016 127
Grafic 40-Evoluţia investiţiilor în anul 2017 pe categorii 134
Grafic 41-Realizări PMDI 2017 vs. Program PMDI 2017 136
Grafic 42-Realizări vs. program PMDI pe capitol-2017 136
Tabel 40 - Evoluția realizărilor PRRASM în anul 2017Grafic 43-Evoluţia reparaţiilor în anul 2017 pe categorii 137
Grafic 44-Realizări PRRASM vs Program PRRASM–2017 138
Grafic 45- Realizări vs Program PRRASM pe capitol–2017 138
Grafic 46-Evoluţia numărului lucrărilor de proiectare abordate şi avizate în CTE Transgaz în perioada 2013-2017 141
Grafic 47-Realizări Program de Proiectare şi Cercetare 2017 141
Grafic 48-Grad de realizare a Programelor de Proiectare şi Cercetare 2017 141
Grafic 49-Situaţia procedurilor de achiziţii-2017 144
Grafic 50-Situaţia achiziţiilor directe la 31.12.2017 145
Grafic 51-Situaţia procedurilor PAAS pentru BRUA-FAZA 1 la 31.12.2017 147
Grafic 52-Evoluţia numărului de cauze dupa soluţii în perioada 2013–2017 148
Grafic 53-Evouţia numărului de litigii în perioada 2013–2017 148 Grafic 54-Structura şi numărul cauzelor litigioase în care a fost implicată societatea în anul 2017 149
Grafic 55-Stadiul recomandărilor-2017 168

Grafic 56-Gardul de implementare a recomandărilor monitorizate în 2017 168
Grafic 57-Situaţia documentaţiilor analizate în CTE pe trimestre 2017 170
Grafic 58-Situaţia avizelor CTE emise în 2017 pe trimestre 170
Grafic 59-Gradul de avizare în CTE a documentațiilor–2017 171
Grafic 60-Nr. observații formulate de către DAVAP pentru documentații postate în 2017 171
Grafic 61-Nr. observații formulate de către GST pentru documentații postate în 2017 171
Grafic 62-Situația documentațiilor prezentate în CTE în perioada 2013-2017 172
Grafic 63-Gradul de avizare în perioada 2013-2017 173
Grafic 64-Ponderea știrilor pozitive, neutre, negative privind activitatea Transgaz în anul 2017 174
Grafic 65-Distribuția știrilor pozitive, neutre, negative privind activitatea Transgaz în anul 2017 174
Grafic 66-Monitorizarea știrilor funcție de tema abordată în anul 2017 175
Grafic 67-Monitorizarea lunară a știrilor funcție de tema abordată în anul 2017 175
Grafic 68-Ponderea știrilor funcție de tema abordată în 2017 175
Grafic 69-Evoluţia știrilor, pe categorii, în perioada 2013–2017 176

LISTĂ FIGURI

FIG. 1-HARTA PROIECTELOR MAJORE DIN SNT 15
FIG. 2-CORIDORUL BRUA 16
FIG. 3-CORIDORUL SUDIC MAREA NEAGRĂ – PODIȘOR 21
FIG. 4-INTERCONECTARE SNT CU TRANZIT I LA ISACCEA24
FIG. 5-DEZVOLTARI ALE SNT IN ZONA DE NORD–EST A ROMANIEI26
FIG. 6-DEZVOLTARE BRUA FAZA 328
FIG. 7-DEZVOLTĂRI ALE SNT LA MAREA NEAGRĂ30
FIG. 8-INTERCONECTAREA SNT CU SERBIA PE DIRECȚIA ARAD–MOKRIN 32
FIG. 9-MODERNIZARE SMG ISACCEA 1 ȘI NEGRU VODA 134
FIG. 10-INDICATORI DE PERFORMANȚĂ 55
FIG. 11-STRUCTURA ORGANIZATORICĂ A SISTEMULUI DE CONTROL INTERN/MANAGERIAL DIN CADRUL SNTGN
TRANSGAZ SA77
FIG. 12- CONDUCTELE DE TRANSPORT INTERNAŢIONAL GAZE NATURALE 128
FIG. 13-HARTA SISTEMULUI NATIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE 131
FIG. 14-PUNCTELE DE INTERCONECTARE TRANSFRONTALIERĂ ALE SNT133

SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ

ANEXE LA RAPORTUL ADMINISTRATORILOR CONSOLIDAT PE ANUL 2017

CUPRINS

ANEXA 1 – SCADA	3
ANEXA 2 – ACTIVITATEA DE CALITATE MEDIU, SĂNĂTATE ȘI SECURITATE ÎN MUNCĂ	8
ANEXA 3 – GUVERNANȚĂ CORPORATIVĂ32
ANEXA 4 ACTIVITATEA COMERCIALĂ53
ANEXA 5 ACTIVITATEA DE OPERARE PIAȚĂ GAZE NATURALE 55
ANEXA 6 SITUAȚIA REALIZĂRILOR PMDI58
ANEXA 7 ACTIVITATEA JURIDICĂ 64
ANEXA 8 ACTIVITATEA DE REGLEMENTĂRI72
ANEXA 9 UMP MAREA NEAGRĂ77
ANEXA 10 EVENIMENTE NAȚIONALE ȘI INTERNAȚIONALE 201780
ANEXA 11 ACTIVITATEA REPREZENTANȚEI BRUXELLES82

ANEXA 1 – SCADA

Mentenanță sisteme industriale

efectuarea activităților de diagnosticare la locațiile: NT Băcia, NT Stâlp 89, NT Horia, NT Sărmașu, NT Ungheni, SMG Horia–24 de sisteme de măsurare, în paralel cu programul de mentenanță, în baza solicitărilor interne Transgaz;
efectuarea activităților de intervenție/remediere defecte (conform înregistrărilor aplicației de urmărire incidente SCADA HelpDesk Transgaz–133 incidente), în scopul menținerii bunei funcționalități a sistemului SCADA;
efectuarea activităților de:
înlocuire a filtrelor grilelor de ventilație din tablourile de automatizare SCADA, SRM mici, Etapa II de implementare (în proporție de 52%);
înlocuire a acumulatorilor din tablourile de automatizare SCADA, SRM mici, Etapa II de implementare (în proporție de 46%);
montare a unor contacte "reed" cu magnet pe tablourile de acumulatori din componența sistemelor SCADA alimentate cu energie fotovoltaică (în proporție de 10%).
realizarea lucrărilor de mentenanță cu personal propriu la acționările electrice din:
- NT Ceanu Mare (grad de îndeplinire 100%);
- NT Moșu (grad de îndeplinire 100%).
verificarea acționărilor electrice dezafectate NT Medieșu Aurit;
realizarea intervenției SMG Horia pentru verificarea/remedierea transmisiei de date de la analizorul de punct de rouă;
realizarea intervenției tehnice CECC Brazi pentru verificarea/remedierea calculatorului de supervizare automatizare;
realizarea intervenției tehnice NT Paltin-Identificare-soluţii remediere sistem de automatizare locală;
oferirea suportului tehnic privind remedierea şi repunerea în funcţiune a sistemului de transmisie date SMG Negru Vodă/Tranzit I;
realizarea acțiunilor de audit tehnic la obiectivele din SNT, în urma cărora au fost propuse următoarele măsuri de remediere a deficienţelor constatate:
eliminarea vulnerabilității critice a conexiunii wireless (Bluetooth, infraroșu);
remedierea deficiențelor privind livrarea, depozitarea și montajul necorespunzător al echipamentelor industriale la nivelul SNT.

Integrări/execuție locații noi/relocări/recepții lucrări

integrări de noi amplasamente în sistemul SCADA: SRM Cogenerare Oradea,SMG Giurgiu,SMG Horia (inclusiv actualizare automată compoziție gaz la nivelul calculatoarelor de debit),SRM Mărășești.
integrări de echipamente suplimentare pe locații SCADA existente: convertoare de volum QED PTZ4 (SRM Vădeni, SRM Chimcomplex Borzești, SRM Craiova Sud, SRM Rovinari, SRM Târgu Ocna, SRM Cogealac, SRM Balș, SRM Bobocu, SRM Govora, SRM Câmpulung Oraș, SRM Bacău I, SRM Onești, SRM Mangalia, SRM-uri aferente Sector Arad, SRM-uri aferente Sector Timișoara, SRM-uri aferente Sector Lugoj, SRM Jijila Măcin; traductori de presiune (SRM UM Bobocu, SRM Izovolta, SRM Dalkia Termo Brazi (Veolia), SRM Zagna Vădeni); calculatoare de debit EMERSON FLOBOSS (SRM Egger Rădăuți, SRM Cogenerare Oradea, SRM Botoșani); gazcromatografe ABB NGC8206 (SRM Cogenerare Oradea, SRM Chimcomplex, SRM Răzvad, SRM Gilău, SRM Rovinari, SRM

Sighișoara I, SRM Arad III CET); gazcromatograf RMG la SRM CECC Brazi; PLC automatizări locale (SMG Giurgiu, SRM Oradea I).

relocări echipamente SCADA pe amplasamentele: SRM Romos Orăștie; SRM Oradea I; SRM Cărămidă Biharia; SRM Michelin Zalău; SRM Mănești + Cocorăști.
remedierea comunicației la locații cu echipamente SCADA sustrase: 7 SRM-uri (ET Mediaș, ET Brașov); 4 Robinete de Secționare (ET Mediaș, ET Bacău, ET Cluj, ET Brăila).
ducerea la îndeplinire a Acordului de Interconectare pentru PI Csanádpalota/02.12.2015/Anexa 7 (TOC) prin identificarea de variante tehnice de transmitere a parametrilor tehnologici între SMG Csanádpalota și SMG Horia;
participarea în cadrul echipelor de urmărire lucrări execuție: "Modernizare NT Ceanu Mare-Alimentare cu energie electrică a componentelor de acționare, automatizare și supraveghere obiectiv";"Modernizare Nod Tehnologic Moșu, instalații de automatizare, antiefracție și supraveghere video"; Sistem de Transmitere Date și Integrare în SCADA pentru SMG Giurgiu; Înlocuirea instalațiilor tehnologice la SRM Timișoara 1; Modernizare SRM Bârcea (Montare SRM Cristur–Deva); Adaptare la teren SRM Dej II.
colaborarea cu Departamentul Proiectare și Cercetare pentru elaborarea Dispoziției de Șantier nr. 1 pentru lucrarea P.T. 678 / 2015 "Nod Tehnologic Moșu-instalații de automatizare, antiefracție, supraveghere video și incendiu";
participarea în comisiile de recepție la terminarea lucrării pentru următoarele obiective: NT Sâmbotin; SRM Recaș; SRM Oradea I; SRM Boureni; SRM Drăgăneşti Olt; SRM Pieleşti.
participarea în comisii de recepție la punere în funcțiune: NT Sărmășel; NT Band; SMG Negru Vodă Tranzit 1; SMG Giurgiu; SRM Oradea 1.

Participări în comisii tehnice/licitații

participarea la acțiunile tehnice desfășurate de către Comitetul de Coordonare al activităților de încadrare în limitele aprobate a consumurilor tehnologice de gaze naturale înregistrate la nivelul Sistemului Național de Transport și prestarea următoarelor activități:
configurarea calculatoarelor de debit ERZ2000 și RTU pentru preluarea automată a compoziției gazului (NT Paltin, NT Stâlp 89, NT Dealu Frumos, NT Urziceni, NT Onești, NT Coroi–12 calculatoare de debit, respectiv 6 RTU);
configurarea calculatoarelor de debit ERZ2000, RTU și SCADA HIGH-LEIT pentru transmiterea automată a indecșilor și a parametrilor de stare de la nivelul sistemelor de măsurare RMG spre sistemul SCADA (aplicate tuturor Nodurilor Tehnologice integrate în sistemul SCADA–109 calculatoare de debit, respectiv 28 RTU);
configurarea calculatoarelor de debit ERZ2000, RTU/PLC SCADA pentru sincronizarea zilnică a ceasului intern al calculatoarelor de debit ERZ2000 cu ceasul sistemului SCADA în vederea creșterii acurateței întocmirii bilanțurilor de gaze în SNT (aplicate la Nodurile Tehnologice integrate în sistemul SCADA–93 calculatoare de debit, respectiv 25 RTU);
elaborarea IL 01 PP DH05 "Accesarea arhivelor din calculatoarele de debit tip ERZ2000";
acordarea sprijinului tehnic și întocmirea bilanțurilor gaziere pentru noduri tehnologice, la solicitarea Serviciilor Transport Gaz din cadrul ET Arad, ET Mediaș și ET Bacău.
participarea în comisiile de avizare a documentațiilor ofertelor lucrării: "BRUA–STC: întocmirea PT pentru 3 stații de comprimare în coridor P.C.I.–Sectorul Românesc";
participarea în comisiile de elaborare a răspunsurilor la clarificările ofertanților la: "BRUA STC: întocmirea PT pentru 3 stații de comprimare în coridor P.C.I.–Sectorul Românesc. Lot 4– Automatizare și securitate conductă";
participarea în comisiile de evaluare a licitațiilor pentru următoarele lucrări/produse/servicii:
serviciul de reparații, verificări și reparații la instalațiile electrice din SNTGN;
- serviciul de reparații, verificări și reparații la instalațiile electrice din SNTGN-reluare licitație;
reparația conductei de transport gaze naturale ø6 Racord alimentare cu gaze a SRM Elsid Titu;
acord de acces–Racord și SRMP Ghercești 2, jud. Dolj;
sistematizarea alimentării cu gaze naturale a zonei de consum Ișalnița, jud. Dolj;
modernizare SRM Bârcea (Montare SRM Cristur–Deva);
modernizarea NT Drăgășani: Alimentare cu energie electrică a componentelor de acționare, automatizare și supraveghere obiectiv;
modernizare NT Moisica: Alimentare cu energie electrică a componentelor de acționare, automatizare și supraveghere obiectiv;
modernizare NT Recaș: Alimentare cu energie electrică a componentelor de acționare, automatizare și supraveghere obiectiv;
acord de acces–Modernizare/amplificare capacitate SRM Zagna Vădeni, jud. Brăila;
sistematizarea alimentării cu gaze naturale a zonei de consum Ișalnița, jud. Dolj;
acord acces–Racord și SRMP Pielești, jud Dolj;
acord de acces-modernizare/mărire capacitate tehnologică SRM Boureni, jud. Iași;
LOT 1 Elaborare proiect tehnic privind: Alimentare cu energie electrică–soluție panouri voltaice și instalații de utilizare energie electrică la SRM Cățelul;
LOT 2 Elaborare proiect tehnic privind: Alimentare cu energie electrică–soluție panouri voltaice și instalații de utilizare energie electrică la SRM Mănăstirea Pasărea;
LOT 3 Elaborare proiect tehnic privind: Alimentare cu energie electrică–soluție panouri voltaice și instalații de utilizare energie electrică la SRM Belciugatele;
modernizarea și adaptarea la teren SRM Suceava;
Lot 1 "Servicii de reparații la SRM–uri și Instalații de odorizare din cadrul SNTGN livrate sau cu componente de tip Armax Gaz";
Lot 2 "Servicii de revizii și reparații la SRM–uri și Instalații de odorizare din cadrul SNTGN livrate sau cu componente de tip Total Gaz Industrie";
Lot 1 "Servicii de reparații și intervenții la SRM-uri și Instalații de odorizare din cadrul SNTGN livrate sau cu componente de tip RMG Regel+Messtechnik Germania";
Lot 2 "Servicii de revizii, reparații și intervenții la SRM-uri și Instalații de odorizare din cadrul SNTGN livrate sau cu componente de tip Tartarini și Fiorentini";
servicii de diagnosticare conducte godevilabile;
contract sectorial de produse având ca obiect : "Generator curent electric 5kW";
adaptare la teren SRM Fălticeni;
acord de acces–Racord și S.R.M.P. Ghercești 2, jud. Dolj;
acord de acces–Modernizare/amplificare capacitate SRM Zagna Vădeni, jud. Brăila;
servicii de întreținere SPC;
servicii de verificare și reparare aparatură pentru detecție conducte subterane;
servicii de verificare și recalibrare aparate C.I.P.S.;
servicii de verificare depanare cabine automate de protecție catodică;
cabluri de distribuție a curentului electric;
servicii de revizii și reparații la SRM;
modernizare active de rețea exploatări teritoriale–Etapa II redundanță active de rețea;
elaborare Proiect Tehnic privind alimentarea cu energie electrică–soluţie panouri voltaice şi instalații de utilizare energie electrică (SRM Căţelu, SRM Pasărea şi SRM Belciugatele);
contract sectorial de produse având ca obiect: "Cabluri de distribuţie a curentului electric";
contract sectorial de produse având ca obiect: "Echipamente termice: centrale termice murale cu tiraj forțat, convectoare de putere, boilere de putere";
contract sectorial privind:
LOT 1 Elaborare proiecte tehnice privind: Instalație de alimentare cu energie electrică la SPC Gearmata Vii și obținerea Autorizației de Construire;
LOT 2 Elaborare proiecte tehnice privind: Instalație de alimentare cu
energie electrică la SPC Izvoarele 32 și obținerea Autorizației de Construire;
LOT 3 Elaborare proiecte tehnice privind: Instalație de alimentare cu energie electrică la SPC Cosmești 32 și obținerea Autorizației de Construire.
lucrări de automatizare şi securizare conductă la proiectul "Dezvoltarea Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria, Faza I–(BRUA/Faza 1)": Conductă de Transport Gaze Naturale Podişor-Recaş, Automatizare și Securizare Conductă":
Lucrări de construcții de conducte, de linii de comunicații și electrice;
Lucrări de instalare de sisteme de alarmă împotriva incendiilor;
Lucrări de instalare de sisteme de alarmă antiefracţie.
analiză oferte pentru atribuirea contractului sectorial "Acord de acces-racord și SRMP Vanbet II";
analiză oferte pentru atribuirea contractului sectorial "Acord de acces-racord și SRMP Ovidiu IV";
analiză oferte pentru atribuirea contractului sectorial "Servicii de revizii și reparații la SRM";
analiză oferte pentru atribuirea contractului "Piese de schimb–Sistem SCADA Transgaz–Echipamente de telecomunicații";
analiză oferte pentru atribuirea contractului "Acumulatori electrici–Sistem SCADA Transgaz";
analiză oferte pentru atribuirea contractului "Aparate de printare pentru etichetare cabluri, conductoare, echipamente electrice și consumabile aferente acestor aparate";
analiză oferte pentru atribuirea contractului "Convertoare de volum PTZ".
participarea în grupuri tehnice de lucru:
UMP Marea Neagră pentru lucrările din cadrul terminalului Tuzla (Exxon-OMV) și a terminalului Vadu (Blacksea Oil and Gas);
BRUA-Automatizări și securizare conductă LOT 4 pentru elaborarea cerințelor privind documentațiile: "Cerințele minime pentru organizarea de șantier" și "Cerințe privind achiziția lucrărilor de execuție";
privind elaborarea "Cerințe tehnice minime privind proiectarea și execuția instalațiilor tehnologice aferente stațiilor de reglare și măsurare gaze naturale cu capacitate mai mare de 4000 mc/h";
privind implementarea unor programe de modernizare/reparare a SRM deservite de către Exploatările Teritoriale pentru creșterea siguranței în exploatare și redimensionarea corespunzătoare a necesarului de personal de operare a instalațiilor tehnologice.

Rapoarte de analiză tehnică (instrumentație SCADA–enumerare solicitări interne/externe și mod de rezolvare/soluționare)

elaborarea raport tehnic privind "Monitorizarea sistemelor de automatizare în vederea soluționării problemelor acționărilor electrice defectuoase-SMG Giurgiu";
întocmirea analizei tehnice privind "Monitorizarea sistemelor în vederea raportării problemelor sistemelor de acționare electrică și protecție catodică-conductă transport gaz Iași–Ungheni".

Grad de realizare la nivelul Direcției Automatizări și SCADA al Programului de Modernizare Dezvoltare Investiții/Programului privind alte servicii executate cu terții/Programului de Aprovizionare/Programului de mentenanță

Program Modernizare Dezvoltare Investiții:
în scopul menținerii funcționalității sistemului SCADA se află:
- în fază de achiziție:
- piese de schimb sistem SCADA "Transgaz" echipamente de telecomunicații;
- în fază de analiză/elaborare documentație:
- suplimentare licențe SCADA.
în scopul identificării obiectivelor care necesită realizarea/retehnologizarea/ modernizarea instalațiilor de alimentare electrică, distribuție, automatizare și monitorizare video au fost efectuate analize și acțiuni de documentare tehnică la obiective aparținând de Exploatarea Teritorială Craiova, Constanța, Arad și București;
s-au achizitionat şi montat instalaţii de climatizare la Nodurile Tehnologice Sâmbotin şi Ceanu Mare pentru asigurarea mediului ambiant recomandat pentru funcţionarea în parametrii optimi a tablourilor de automatizare şi alimentare cu energie electrică.
Program Aprovizionare:
în vederea susținerii programelor de mentenanță și garanție a sistemului SCADA au fost demarate/finalizate:
- achiziția conform contractului 600/22.12.2016, "Accesorii electronice, electromecanice și electrotehnice"-piese de schimb, echipamente, SDV;
- achiziția "Acumulatori electrici–Sistem SCADA Transgaz" se află în faza de semnare a contractului;
- înaintarea în vederea publicării, a caietul de sarcini "Accesorii electronice, electromecanice si electrotehnice–Sistem SCADA Transgaz"–faza de publicare a documentației de achiziție;
- întocmirea caietului de sarcini "Materiale, consumabile, echipamente, piese de schimb, scule, dispozitive și verificatoare necesare desfășurării activităților specifice de mentenanță, relocare, integrare de noi echipamente în scopul asigurării funcționării în parametrii proiectați a sistemului SCADA"–faza de elaborare a documentelor.
în vederea menținerii funcționalității sistemelor industriale de acționare/automatizare au fost demarate/finalizate:
- întocmirea caietului de sarcini "Achiziție instrumente de măsurare a mărimilor electronice, trusă de electronist, scule de mână";
- finalizarea "Achiziției instalațiilor de climatizare pentru controlul microclimatului din camerele de automatizare în Nod Tehnologic Ceanu Mare și Nod Tehnologic Sâmbotin".

Alte activități desfășurate la nivelul Direcției Automatizări și SCADA

transmiterea Raportului privind durabilitatea investiției-2016, ca obligație contractuală, către Organismul Intermediar pentru Energie;
identificarea și demararea implementării soluției tehnice privind schimbul bilateral de valori tehnologice între FGSZ Ltd. Ungaria și S.N.T.G.N. Transgaz S.A. (punct de interconectare Csanádpalota–Horia);
realizarea activităților de instruire internă/școlarizare a personalului tehnic de la nivelul Exploatărilor Teritoriale;
analizarea posibilitățiilor de atragere de noi fonduri europene.

În martie 2017, au fost inițiate discuții cu Autoritatea de Management din cadrul Programului Operațional Infrastructura Mare (AM POIM), în colaborare cu departamentele de specialitate ale S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., referitor la posibilitatea finanțării din fonduri europene nerambursabile a unor proiecte "Transgaz" cu specific direct sau adiacent zonei de activitate a Direcției Automatizări și SCADA. Discuțiile tehnice și

procedurale s-au purtat pe tematici privind posibilitatea realizării unor proiecte din fonduri POIM neutilizate în alte domenii de activitate în perioada 2014-2017.

Proiectele propuse de către "TRANSGAZ" care au fost analizate și au prezentat un potențial finanțabil din fonduri nerambursabile sunt:

realizarea unui Sistem Național de Protecție Catodică;
utilizarea microgeneratoarelor pentru transformarea energiei cinetice în energie electrică.

realizarea politicilor/cerințelor privind elementele definitorii ale strategiei de securitate cibernetică pentru sistemele industriale la nivelul "Transgaz";
realizarea/extinderea procedurilor de intervenție tehnică prin aplicația software HelpDesk;
inițierea elementelor de strategie privind modalitatea de realizare a mentenanței în instalațiile electrice și de acționare/automatizare industrială.

ANEXA 2 – ACTIVITATEA DE CALITATE MEDIU, SĂNĂTATE ȘI SECURITATE ÎN MUNCĂ

Activități desfășurate în cadrul Serviciului Securității și Sănătate în Muncă

În perioada 01.01-31.12.2017, activitatea în domeniul securităţii şi sănătăţii în muncă s-a desfășurat planificat și organizat, vizând diminuarea şi/sau eliminarea riscurilor de producere a unor evenimente, accidente de muncă, incidente periculoase şi îmbolnăviri profesionale la locurile de muncă din cadrul societăţii, precum și conformarea cu prevederile legislative în domeniul securității și sănătății în muncă, prin realizarea măsurilor cuprinse în "Planul de Prevenire şi Protecţie pe anul 2017" nr. 480/05.01.2017 aprobat în ședința Comitetului de Securitate și Sănătate în Muncă pe trimestrul IV 2016 și îndeplinirea tuturor activităților stabilite prin Regulamentul de Organizare și Funcționare al companiei, precum și legislația în vigoare.

Au fost fundamentate și bugetate în Programul Anual de Servicii Executate de Terți și în Programul de Aprovizionare pentru anul 2017, pentru a fi asigurate serviciile și produsele următoare:

servicii de medicina muncii;
servicii de atestare a instalațiilor care funcționează în medii Ex;
servicii de închiriere toalete ecologice;
servicii de expertiză a incidentelor și evenimentelor produse în Transgaz;
servicii de întocmire a evaluărilor de risc de accidentare și îmbolnăvire profesională;
servicii de întocmire instrucțiuni cadru de securitate și sănătate în muncă specifice Transgaz;
echipament individual de protecție;
materiale igienico-sanitare.

S-au elaborat Programele de instruire/testare în domeniul securității și sănătății în muncă la nivelul societății și tematicile de instruire pe toate fazele (instruire introductiv generală–la angajare, instruire la locul de muncă, instruire periodică și instruire suplimentară respectiv specială), în scopul asigurării unei abordări unitare și eficientizării procesului de instruire a lucrătorilor la nivelul TRANSGAZ.

S-a asigurat instruirea personalului la toate nivelurile pentru toți salariații nou angajați, precum și a personalului de terță parte care execută lucrări în obiectivele TRANSGAZ.

S-a fundamentat și asigurat includerea în Programul de formare și perfecționare profesională pentru anul 2017 al Transgaz, a cursurilor de pregătire și perfecționare a lucrătorilor cu răspunderi specifice în domeniul securității și sănătății în muncă (conducătorii locurilor de muncă, reprezentanți ai lucrătorilor în Comitetul de Securitate și Sănătate în muncă, inspectori în domeniul securității și sănătății în muncă, coordonatori de securitate și sănătate pe șantiere, responsabili Ex. etc).

Din analiza modului de realizare a activităților de prevenire şi protecţie stabilite în planurile și programele menționate anterior, prezentăm următoarele:

A. Măsurile organizatorice s-au realizat conform planificării, astfel:

1. S-a asigurat monitorizarea și supravegherea stării de sănătate a lucrătorilor conform normelor legale în vigoare, prin centre medicale specializate de medicina muncii. Supravegherea stării de sănătate a lucrătorilor s-a desfăşurat cu prestatori externi acreditaţi, calitatea serviciilor prestate de către centrele medicale aflate în relaţii contractuale cu SNTGN TRANSGAZ SA a fost bună, în concordanţă cu clauzele contractuale și normele legale în vigoare. S-a întocmit, prezentat şi avizat în ședința CSSM pentru trimestrul I 2017, Raportul nr. 4.862/02.02.2017 cu privire la starea de sănătate a lucrătorilor SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș pe anul 2016. În luna august 2017 s-au încheiat contractele subsecvente cu prestatorii de servicii medicale de medicina muncii în urma reofertării realizate în baza acordului cadru existent. Astfel pentru lotul Nord a fost desemnată câștigătoare firma S.C. MEDSTAR SRL Cluj Napoca iar pe lotul Sud câștigătoare a fost firma S.C. MEDSANA VEST SRL Sibiu.
2. S-a întocmit, prezentat şi avizat în ședința CSSM Raportul nr. 122/04.01.2017 privind activitatea în domeniul securității și sănătății în muncă pentru anul 2016.
3. În vederea asigurării cerințelor minime pentru îmbunătățirea securității și protecția sănătății lucrătorilor care pot fi expuși unui potențial risc datorat formării de atmosfere explozive, pe parcursul semestrului I 2017 sau organizat activități specifice prevăzute de H.G.Nr.1058/2006 (privind cerințele minime pentru îmbunătățirea securității și protecției sănătății lucrătorilor care pot fi expuși unui potential risc datorat atmosferelor explozive). La data prezentului raport este semnat contractul sectorial de servicii încheiat cu INCD INSEMEX Petroșani pentru examinarea la fața locului a instalațiilor unde pot apărea atmosfere potențial explozive și eliberarea atestatelor de conformitate pentru un număr de 147 de obiective și a început activitatea de examinare "în situ" a instalațiilor în vederea emiterii atestatelor de funcționare.

În vederea respectării cerințelor legale privind securitatea la explozie (legislație, normative, standarde) și asigurării aplicării unitare a acestora în domeniile de activitate ale societății, s-a continuat în colaborare cu Departamentul Proiectare și Cercetare și Departamentul Exploatare și Mentenanță procedura privind elaborarea Normativului tehnic pentru proiectarea, executarea, verificarea, recepționarea, punerea în funcțiune, mentenanța, atestarea și reatestarea instalațiilor tehnologice care funcționează în medii cu pericol de explozie în transportul gazelor naturale. Pentru aceasta s-au purtat corespondențe și au avut loc întrevederi cu conducerea și specialiști din cadrul INSEMEX Petroșani referitoare la conținutul și modul de asigurare a consultanței de specialitate pentru elaborarea lucrării mai sus menționate. S-a elaborat și înaintat spre Departamentul Achiziții Sectoriale și Contractări documentația pentru achiziția serviciului de consultanță. La data prezentului raport procedura privind achiziția serviciului de consultanță a fost transmisă Departamentului Achiziții Sectoriale și Contractări.

4. În vederea asigurării cerințelor minime de securitate și igienă la locul de muncă, prevăzute de H.G. nr. 1091/2006 s-a monitorizat în permanență, prin intermediul inspectorilor din cadrul serviciului securitate și sănătate în muncă, derularea în bune condiții a contractului subsecvent de servicii privind închirierea și întreținerea toaletelor ecologice amplasate la punctele de lucru care nu dispun de canalizare și apă curentă precum și la șantierele temporare organizate în cadrul societății.
5. Pentru protecția lucrătorilor împotriva riscurilor profesionale ce se manifestă la locurile de muncă/posturile de lucru din cadrul societății, inspectorii SSM au fost implicați în:
identificarea sortimentelor de echipamente individuale de protecție și întocmirea necesarului de echipament pentru dotarea corespunzătoare a lucrătorilor în conformitate cu prevederile Listei Interne de Dotare cu Echipament Individual de Protecție a Lucrătorilor specifică Transgaz, reactualizată și aprobată de Consiliul de Administrație în luna august 2015;
întocmirea specificațiilor tehnice și a caietelor de sarcini pentru achiziția echipamentelor individuale de protecție;
evaluarea ofertelor în cadrul comisiilor de licitație.

Astfel, în semestrul I 2017 s-au elaborat listele finale cuprinzând numele și prenumele lucrătorilor, locul de muncă și mărimile antropometrice ale acestora, care au fost transmise contractorilor în vederea livrării echipamentelor individuale de protecție. Precizăm faptul că la sfârșitul lunii martie au fost livrate salopetele

de vară, încălțămintea de securitate, pelerine de ploaie ignifuge și antistatice, mănuși protecție, jachete iarnă TESA, etc. În luna iunie 2017 au fost date

comenzile pentru îmbrăcămintea de iarnă care a fost livrată în perioada septembrie-octombrie 2017.

De asemenea în luna iunie s-a semnat contractul sectorial de produse pentru furnizarea tricourilor cu mânecă scurtă și mânecă lungă și a echipamentului de lucru pentru conducătorii auto și paznici, la data prezentului raport fiind livrate produsele (sacou, pantaloni și cămăși pentru conducători auto și paznici).

În perioada 01.01-30.06.2017 s-a urmărit prin intermediul acțiunilor de inspecție realizate de inspectorii în domeniul SSM din cadrul serviciului Securitate și Sănătate în Muncă, dotarea și utilizarea corespunzătoare a echipamentului individual de protecție de către lucrători, întreținerea/denocivizarea și depozitarea adecvată a acestuia, precum și înlocuirea la termenele stabilite în Lista Internă de Dotare cu Echipament Individual de Protecție a Lucrătorilor specifică Transgaz, și în alte situații prevăzute de legislație.

6. În vederea asigurării securității și sănătății în muncă pe cele 44 șantiere organizate în cadrul Transgaz pentru realizarea lucrărilor de construcții/montaj instalații transport gaze, s-a asigurat coordonarea în materie de securitate și sănătate a antreprenorilor și subantreprenorilor prin intermediul inspectorilor în domeniul SSM din cadrul serviciului Securitate și Sănătate în Muncă, care sunt specializați pentru realizarea acestor activități în conformitate cu prevederile H.G. nr. 300/2006 privind cerințe minime de securitate și sănătate în muncă pentru șantiere temporare și mobile. Coordonarea în materie de securitate și sănătate a șantierelor temporare și mobile s-a realizat prin inspecții periodice pe șantiere și ședințe de coordonare cu reprezentanții constructorilor astfel încât să se asigure îndeplinirea tuturor măsurilor de prevenire și protecție aplicabile șantierelor prevăzute de Planurile de Securitate și Sănătate.

De asemenea, s-a asigurat asistența în materie de securitate și sănătate pe durata elaborării proiectului conductei Bulgaria-România-Ungaria-Austria, respectiv proiectarea celor 3 stațiilor de comprimare gaze care se vor monta pe această conductă.

Pentru stabilirea obligațiilor și responsabilităților partenerilor (beneficiar/executant) în cazul lucrărilor executate în obiectivele Transgaz, serviciul Securitate și Sănătate în Muncă a asigurat încheierea de convenții de securitate și sănătate în muncă-situații de urgență și protecția mediului.

Astfel se asigură instruirea personalului executantului de către inspectorii în domeniul securității și sănătății în muncă, situații de urgență și protecția mediului, informarea reciprocă cu privire la riscurile generate de lucrările respective și se stabilesc principalele măsuri și reguli care trebuie respectate pe toată durata lucrărilor.

Luna	Convenții SSM–SU–PM încheiate până la 31.12.2017	Decizii numire coordonator SSM încheiate până la 31.12.2017
Ianuarie	4	3
Februarie	4	4
Martie	7	7
Aprilie	0	0
Mai	5	5
Iunie	3	3
Iulie	9	7
August	2	2
Septembrie	14	10
Octombrie	2	2
Noiembrie	2	1
Decembrie	0	0
TOTAL	52	44

Convenții/decizii SSM în anul 2017

7. În vederea respectării prevederilor H.G. nr. 971/2006 privind cerințe minime pentru semnalizarea de securitate și/sau sănătate la locul de muncă, în luna iulie 2017 a fost demarată achiziția panourilor de securitate și sănătate necesare în cadrul Transgaz. Achiziția se află în derulare fiind finalizată etapa de analiză a ofertelor tehnice și studierea clarificărilor solicitate de autoritatea contractantă.
8. În perioada 27.02-02.03.2017 s-a organizat o întâlnire de lucru cu toți inspectorii în domeniul securității și sănătății în muncă, care a avut ca obiectiv reactualizarea tematicilor de control/inspecție pentru anul 2017, realizarea diagramelor de flux corespunzătoare proceselor identificate în cadrul serviciului de securitate și sănătate în muncă și stabilirea machetei în format Excel, care ulterior a fost completată la nivelul fiecărei entități pentru introducerea în sistemul informatic MAIS a datelor antropometrice corespunzătoare fiecărui salariat.
9. S-a asigurat verificarea proiectelor tehnice, a temelor de proiectare, a studiilor de fezabilitate și soluții, supuse avizării în Consiliul Tehnico-Economic al Transgaz, privind conformarea acestora cu prevederile legislative precum și cerințele Transgaz în domeniul securității și sănătății în muncă. Pentru toate proiectele de investiții/dezvoltare promovate de Transgaz s-au desemnat prin decizie, coordonatori în materie de securitate și sănătate pe durata elaborării proiectului, care în colaborare cu inspectorii din cadrul serviciului SSM elaborează Planul de securitate și sănătate, conform cerințelor H.G. nr. 300/2006 privind cerințe minime de securitate și sănătate pentru șantiere temporare și mobile.
10. Inspectorii în domeniul securității și sănătății în muncă din cadrul serviciului SSM participă în comisiile de recepție la terminarea lucrărilor obiectivelor de investiții asigurându-se astfel că aceste obiective au fost realizate de constructori conform proiectului tehnic și că aceste obiective îndeplinesc cerințele de securitate și sănătate prevăzute de legislație și normativele în vigoare.
11. Au fost organizate trimestrial, conform Regulamentului de Organizare și Funcționare, ședințele Comitetelor de Securitate și Sănătate în Muncă constituite la nivelul sediului Central, al Exploatărilor Teritoriale și al Sucursalei Mediaș (al căror secretariat este asigurat de inspectorii serviciului SSM). În cadrul ședințelor inspectorii SSM au prezentat rapoarte cu privire la situația securității și sănătății în muncă din cadrul entităților pe care le reprezintă, acțiunile care au fost întreprinse și eficiența acestora pentru realizarea măsurilor de prevenire și protecție.
12. S-a asigurat sprijinul pentru realizarea studiului cu tema: "Determinarea efortului profesional, evaluarea capacităţii de muncă şi oboselii profesionale la solicitări fizice, neuropsihice şi senzoriale. Expertizarea locurilor de muncă şi a persoanelor care se încadrează în condiţii grele, periculoase, vătămătoare sau nocive" de către Institutul Național de Cercetare Dezvoltare pentru Protecția Muncii "Alexandru Darabont" București.

Studiul a fost finalizat și supus aprobării CTE în data de 05.07.2017.

13. În perioada 19-23.06.2017 s-a desfășurat în cadrul serviciului Securitate și Sănătate în Muncă auditul cu tema "Monitorizarea performanței de SSO" efectuat de o echipă de auditori din cadrul serviciului Managementul Calității, iar în perioada 03–05.07.2017 s-a desfășurat auditul de diagnostic SMI CMSSO de către firma SC Syscert SRL București.
14. În perioada 11-15.09.2017 s-a desfășurat în cadrul Transgaz auditul de supraveghere realizat de SRAC România, finalizat cu prelungirea certificării sistemului de management integrat caliate-mediu, securitate și sănătate ocupațională.
15. În semestrul II 2017 s-a demarat activitatea de întocmire a instrucțiunilor proprii de securitate și sănătate în muncă pentru SNTGN Transgaz SA Mediaș în colaborare cu Institutul Național de Cercetare Dezvoltare pentru Protecția Muncii "Alexandru Darabont" București, precum și activitatea de reevaluare a riscurilor de accidentare și îmbolnăvire profesională pentru locuri de muncă/posturi de lucru din cadrul SNTGN Transgaz SA Mediaș.

B. Măsuri tehnice

În perioada 01.01-31.12.2017 s-a urmărit realizarea măsurilor tehnice prevăzute în Planul de Prevenire şi Protecţie pe anul 2017, luându-se în considerare proiectele S.N.T.G.N. Transgaz Mediaş la politica de modernizare a Sistemului Naţional de Transport, din care amintim:

muncă

Accident de muncă colectiv (de circulație)

Accident de muncă

refacerea instalațiilor electrice și de împământare la punctele de lucru nominalizate în Planul de Prevenire şi Protecţie;
modernizarea grupurilor sociale și branșarea la rețelele de apă potabilă la punctele de lucru menționare în Planul de Prevenire şi Protecţie;
executarea lucrărilor de modernizare, igienizare, la căsuțele operator stabilite în Planul de Prevenire şi Protecţie.

C. Măsuri igienico sanitare

3. Exploatarea teritorială Brașov

4. Exploatarea teritorială Bacău

5. Exploatarea teritorială Constanța

6. Sucursala Mediaș

În vederea realizării măsurilor din domeniul igienico-sanitar (acordarea de materiale igienico-sanitare, completarea/înlocuirea componentelor truselor sanitare de prim ajutor, asigurarea alimentaţiei de protecţie, etc) s-au întocmit documentele necesare achiziției și s-a întocmit necesarul de aprovizionare.

D. Raport privind incidentele (evenimente de muncă) petrecute în cadrul SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș în perioada 01.01–31.12.2017

Nr. crt. Unitate teritorială Locația, data și ora producerii evenimentului Cauzele producerii evenimentului Încadrarea 1. Exploatarea teritorială Constanța 10.01.2017, ora 16,45 Constanța, B-dul Alexandru Lăpușneanu Accident auto Accident de muncă 2. Exploatarea teritorială Cluj 16.01.2017, ora 19,20 Cluj Napoca la intersecția str. Bega cu Harghita Alunecare pe gheață Accident de muncă

27.01.2017, ora 8,00 parcarea hotelului

Exploatarea Teritorială Constanța–

22.09.2017, ora 12,45–Sediu Sucursala

06.02.2017, ora 13,40,

oficiu etaj 2.

Mediaș

Aurelius din Poiana Brașov Alunecare pe gheață Accident de

Desprinderea unei etajere de pe perete

Răsturnarea unei dale de beton pe picior în timpul manipulării

DN 11A Adjud Onești Accident colectiv rutier

EVENIMENTE COMUNICATE ȘI CERCETATE ÎN S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A ÎN ANUL 2017

NOTĂ: În perioada 01.01-31.12.2017 în cadrul SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș nu s-au înregistrat îmbolnăviri profesionale.

E. Inspecții realizate de către Inspectoratele Teritoriale de Muncă

În perioada 01.01.2017-31.12.2017 în cadrul SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș au fost efectuate inspecții de către inspectorii de Securitate și Sănătate în Muncă din cadrul Inspectoratelor Teritoriale de Muncă județene pentru verificarea respectării prevederilor legislative în domeniul securității și sănătății în muncă, după cum urmează:

INSPECȚII EXTERNE 2017

Nr. crt.	Data Controlului	LOCAȚIA (E.T./Dep./Sucursală)	Autoritatea Abilitată pt. Control	Descriere motivului controlui	Măsuri dispuse	Mod de realizare
1.	18.01.2017	ET–BRĂILA–Sector Brăila	I.T.M Brăila	Control SSM PV nr. 15.686 /18.01.2017	1	Remediat
2.	28.02.2017	ET–BRĂILA–Sector Brăila	I.T.M Brăila	Control SSM PV nr. 16.256 /28.02.2017	Nu au fost dispuse măsuri	S-a verificat modul de realizare a măsurilor dispuse la controlul

Nr. crt.	Data Controlului	LOCAȚIA (E.T./Dep./Sucursală)	Autoritatea Abilitată pt. Control	Descriere motivului controlui	Măsuri dispuse	Mod de realizare
						anterior.
3.	19.04.2017	ET–BACĂU Sector Fălticeni	I.T.M. Suceava	Control SSM PV nr 141.266 /19.04.2017	3	Remediat
4.	21.04.2017	ET–BACĂU Sector Comănești	I.T.M. Bacău	Control SSM PV nr. 44.700 /21.04.2017	4	Remediat
5.	19.05.2017	ET CRAIOVA	ITM Dolj	Control SSM PV nr.14389/ 19.05.2017	1	Remediat
6.	30.05.2017	ET–BACĂU Sector Comănești	I.T.M. Bacău	Control SSM PV nr 45.918 /30.05.2017	Nu au fost dispuse măsuri	S-a verificat modul de realizare a măsurilor dispuse la controlul anterior.
7.	23.06.2017	ET–CRAIOVA Sector Craiova	ITM GORJ	Control SSM PV nr 42.453 /23.06.2017	3	Remediat
8.	11.07.2017	ET CONSTANȚA	ITM CONSTAN ȚA	Control SSM Pv 98601 /11.07.2017	1	Remediat
9.	07.09.2017	ET CLUJ	ITM CLUJ	Control SSM PV -79330 /07.09.2017	Nu au fost dispuse măsuri	-
10.	08.09.2017	ET CRAIOVA	ITM VÂLCEA	Control SSM PV 29141 /08.09.2017	4	Remediat
11.	13.09.2017	ET BACĂU	ITM BACĂU	Control SSM PV 47010 /13.09.2017	4	Remediat
12.	21.09.2017	SEDIU TRANSGAZ MEDIAȘ	ITM SIBIU	Control SSM PV 74340 /21.09.2017	Nu au fost dispuse măsuri	-
13.	20.09.2017	ET BACĂU	ITM SUCEAVA	Control SSM PV 142727 /20.09.2017	2	Remediat
14.	20.10.2017	ET CRAIOVA	ITM VÂLCEA	Control SSM PV 30.137 /20.10.2017	2	Remediat
15.	24.10.2017	ET BACĂU	ITM BACĂU	Control SSM PV 47.017 /24.10.2017	Nu au fost dispuse măsuri	S-a verificat modul de realizare a măsurilor dispuse la controlul anterior.
16.	26.10.2017	ET CRAIOVA	ITM GORJ	Control SSM PV 42.499 /26.10.2017	Nu au fost dispuse măsuri	S-a verificat modul de realizare a măsurilor dispuse la controlul anterior.

NOTĂ: Societatea nu a fost sancţionată contravențional pentru nerespectarea prevederilor de securitate şi sănătate în muncă.

Activități desfășurate în cadrul Serviciului Managementul Mediului

Principalele activități din domeniul protecției mediului în anul 2017 s-au efectuat planificat și organizat, urmărind prevenirea poluării, reducerea riscurilor de producere a unor incidente de mediu pe amplasamentele din cadrul societății, precum și conformarea cu prevederile legislative în domeniu. Ca atare, principalele direcții urmărite care au fost:

F. Monitorizarea actelor de reglementare

La nivelul societății există 17 autorizații de mediu, prin care sunt autorizate un număr de 1.195 obiective ale SNTGN Transgaz SA, în anul 2017 nu au fost depuse solicitări de reînnoire a autorizațiilor de mediu.

Din punct de vedere a autorizațiilor de gospodărire a apelor, legislația din domeniu impune obținerea actelor de reglementare la toate obiectivele care au legătură cu apele. Drept urmare, societatea deține 130 de autorizații de gospodărire a apelor pentru traversări cursuri de ape cu conducte de transport gaze naturale, din care s-au depus solicitări de reînnoire pentru 31 dintre acestea.

Conform procedurilor stabilite de autoritățile naționale de protecția mediului, s-a realizat înregistrarea în Sistemul Integrat de Mediu a proiectelor de dezvoltare, reparații și întreținere a sistemului național de transport gaze naturale. În acest scop s-a coordonat și activitatea de derulare a obținerii actelor de reglementare din punct de vedere protecției mediului, urmărindu-se respectarea procedurii specificate în legislația din domeniu, ca atare s-au înregistrat un număr de 48 proiecte.

Serviciul a verificat proiectele care au fost supuse CTE-ului și a emis puncte de vedere în domeniul protecției mediului, urmărind respectarea și conformarea cu prevederile legislative.

G. Evaluarea conformării cu legislația din domeniu

Evaluare internă

Această activitate s-a efectuat prin planificarea diferitelor tipuri de inspecții interne integrate, atât la nivelul Departamentului, cât și la nivelul Exploatărilor Teritoriale, ele fiind realizate de către inspectorii de specialitate din fiecare domeniu în parte.

Ca atare, în urma efectuării acestor inspecții pentru evaluarea conformării cu legislația și în scopul îmbunătățirii activității au fost stabilite măsuri de protecția mediului:

în domeniul gestionării substanțelor periculoase–afișarea Fișelor de securitate revizuite a substanțelor folosite;
în domeniul prevenirii poluării–instruirea personalului cu Planurile de intervenție în caz de poluări accidentale;
în domeniul gestionării deșeurilor–etichetarea corespunzătoare a containerelor, întocmirea documentelor aferente legislației, depozitarea necorespunzătoare a deșeurilor metalice.

Evaluare externă

În anul 2017, S.N.T.G.N. Transgaz S.A a fost supus unui număr de 15 inspecții externe,realizate de structurile de control din cadrul Gărzii Naționale de Mediu, Administrația Națională Apele Române, Agențiile de Protecția Mediului după cum urmează:

Nr. crt.	Denumire autorității de control	Amplasamentul inspectat	Data inspecției
1.	GNM Dolj	Exploatarea Teritorială Craiova	25.01.2017
2.	SGA Covasna-ABA Olt	Exploatarea Teritorială Brașov-Sector Bățani	01.02.2017
3.	ABA Buzău Ialomița	Exploatarea Teritorială București reînnoire autorizații gospodărirea apelor	17.02.2017
4.	ABA Buzău Ialomița	Exploatarea Teritorială București reînnoire autorizații gospodărirea apelor	17.02.2017
5.	GNM Sibiu	SNTGN TRANSGAZ–Depozit Botorca	16.03.2017
6.	GNM Covasna	Exploatarea Teritorială Brașov-Sector Bățani	17.05.2017
7.	GNM Gorj	Exploatarea Teritorială Craiova-PM Sâmbotin	31.05.2017
8.	ABA Jiu	Exploatarea Teritorială Arad–Sector Deva	06.09.2017
9.	ABA Jiu	Exploatarea Teritorială Craiova	18.09.2017
10.	ABA Argeș	Exploatarea Teritorială Brașov	09.11.2017
11.	ABA Jiu	Exploatarea Teritorială Craiova	04.12.2017
12.	ABA Buzău Ialomița	Exploatarea Teritorială București reînnoire autorizații gospodărirea apelor	16.11.2017
13.	GNM Sibiu	Exploatarea Teritorială Mediaș	13.12.2017
14.	GNM Sibiu	SNTGN TRANSGAZ–Depozit Botorca	14.12.2017
15.	APM Bacău	Exploatarea Teritorială Bacău–vizită amplasament pentru proiecte noi	20.12.2017

În urma controalelor și inspecțiilor a fost aplicată o sancțiune, fiind stabilite și măsuri de îmbunătățire, așa cum reiese din rapoartele de inspecții ale autorităților de control, în domeniile:

gestiunea deșeurilor;
analiza factorilor de mediu;
autorizațiilor de gospodărire a apelor;
planurilor de intervenție în caz de poluări accidentale;
gestionarea și depozitarea substanțelor și preparatelor chimice periculoase.

H. Raportări de specialitate la autoritățile din domeniu

Au fost întocmite raportările lunare și trimestriale către autoritățile din domeniu, conform obligațiilor din actele de reglementare deținute de societate:

conform prevederilor art. 9, lit. c din OUG nr. 196/2005 privind Fondul pentru mediu, societatea trebuie să plătească obligațiile către Administrația Fondului pentru Mediu, acestea reprezentând taxele lunare pentru emisii de poluanți în atmosferă; în vederea achitării acestor obligații financiare serviciul urmărește consumurile de resurse specifice, cuantifică și întocmește declarația pentru Fondul de Mediu;

conform prevederilor art. 13 alineatul 2 din Legea nr. 132/2010 privind Colectarea selectivă a deșeurilor în instituțiile publice, acestea sunt urmărite și centralizate la nivelul companiei cu transmiterea lunară a Registrul de evidență a deșeurilor către Agenția Națională de Protecția Mediului București;
a fost realizată monitorizarea gestiunii deșeurilor produse la nivel de societate și au fost efectuate raportări la autorități, conform obligațiilor din autorizațiile de mediu;
au fost elaborate și transmise Rapoartele anuale de mediu, aferente fiecărei Exploatări Teritoriale, conform obligațiilor din autorizațiile de protecția mediului.

I. Proiectul BRUA

Serviciul Managementul Mediului asigură suportul de specialitate necesar proiectării din punct de vedere a protecției mediului pentru cele 3 stații de comprimare care fac parte din proiectul BRUA.

J. Cheltuieli de protecția mediului

În programele societății, respectiv Programul Anual de Servicii Executate de Terți au fost fundamentate și bugetate servicii de mediu necesare, iar prin Programul de Aprovizionare pentru anul 2017, au fost solicitate materiale și produse de protecția mediului.

În 2017 au fost întocmite caietele de sarcini pentru următoarele servicii de mediu, care au fost transmise departamentului de specialitate:

servicii de analize fizico-chimice pentru apele uzate menajere;
servicii de analize fizico-chimice în vederea caracterizării și clasificării deșeurilor lichide/solide generate din activitatea de godevilare/curățare la elementele filtrante/separatoare.

În urma desfășurării procedurilor de achiziții au fost încheiate și contractele pentru cele 2 servicii menționate, cu firma SGS România.

Urmare a deciziei societății de a se iniția procedura de acreditare a Laboratorului Monitorizare Factori de Mediu, au fost demarate și realizate acțiuni pentru bugetarea acestui proces, având ca rezultat final introducerea în Programul Anual de Servicii Executate de Terți 2017, achiziția Serviciului de consultanță în vederea acreditării laboratorului.

K. Menținerea certificării și tranziția către noul standard ISO 14001:2015 aferent Sistemului de Management al Mediu

În 2017 s-a desfășurat instruirea internă a inspectorilor de protecția mediului, unde a fost prezentate Raportul auditul de supraveghere efectuat de către SRAC, având ca rezultat 4 domenii de îmbunătățire în activitatea de protecția mediului, respectiv:

monitorizarea implementării măsurilor impuse în urma inspecțiilor;
specificarea aspectelor de mediu în proiecte;
gestionare tipurilor de deșeuri rezultate în urma unor lucrări de reparații;
urmărirea și gestionare aspectelor de mediu din cadrul Sucursalei Mediaș.

Totodată s-a început tranziția către noul standard ISO 14001:2015, prin identificarea tuturor proceselor aferente activității și întocmirea Diagramelor de Flux și a Fișelor de proces.

De asemenea în această perioadă s-a desfășurat și un audit extern de diagnostic, efectuat de firma Syscert București.

L. Activitatea desfășurată de Laboratorul Monitorizare Factori de Mediu

Planificarea și derularea activităților în 2017 de către Laboratorul Monitorizare Factori de Mediu a constat în următoarele:

monitorizarea surselor de poluare efectuate de Laboratorul Monitorizare Factori de mediu pentru 758 amplasamente din cadrul exploatărilor teritoriale;
identificarea și evaluarea aspectelor de mediu pe amplasamentele societății, pentru 435 amplasamente. În conformitate cu cerințele din Autorizațiile de Mediu, eliberate de Agenția Națională de Protecția Mediului București, monitorizarea a implicat efectuarea sistematică, pe amplasamentele societății a măsurătorilor asupra factorilor de mediu după cum urmează:
măsurători de nivel de zgomot;
verificarea instalațiilor tehnologice din punct de vedere al etanșeității în vederea depistării emisiilor de metan și a celor de etilmercaptan;
determinarea emisiilor de poluanți atmosferici (CO, NOx, SO2) din gazele de ardere provenite de la stațiile de comprimare, centralele termice, sobe convector și încălzitoare de gaz;
identificarea diferitelor situații neconforme cu legislația de protecția mediului și/sau în ceea ce privește poluările accidentale;
întocmirea buletinelor de măsurare, a fișelor de evaluare a aspectelor de mediu și a rapoartelor de monitorizare.

Nr. crt.	Tipul activității/ Perioada de raportare-2017	Număr de monitorizări propuse	Număr de monitorizări realizate	Gradul de realizare (%)
1.	Monitorizare	758	607	80,1

Gradul de realizare a monitorizării surselor de poluare

Obiectivele propuse și realizate în vederea evaluării aspectelor de mediu

Nr.	Anul	Număr de monitorizări	Număr de monitorizări	Gradul de realizare
crt.		propuse	realizate	(%)
1.	2017	435	373	85,7

Pe baza dotărilor cu aparatură, din perioada 2014-2016 s-au efectuat activitățile de monitorizarea surselor de poluare și evaluarea aspectelor de mediu concretizate în rapoarte de monitorizare cu buletine de măsurare urmate de planuri de măsuri corective, întocmite de Serviciul Managementul Mediului. Aceste planuri pentru remedierea neconformităților constatate se supun aprobării conducerii SNTGN Transgaz SA- Mediaș și reprezintă și activitate de control și îndrumare pentru Exploatările Teritoriale.

Resursele financiare alocate

Pentru anul 2017 s-a planificat în PAAP 2017 prin programul PASET 2017, Anexa nr. 8 "Servicii de mediu", poziția nr. 1: "Servicii de service și verificare metrologică pentru aparatura din Laborator Monitorizare Factori de Mediu" suma de 126.112 lei.

Ca atare, au fost demarate toate achițiile pentru serviciile de service de aparatură, iar în luna decembrie au fost achiziționate și semnate toate contractele aferente.

Activități desfășurate în cadrul Serviciului Protecție, Pază și Situații de Urgență

1. Activitatea de apărare împotriva incendiilor și situații de urgență

a. Activități

a fost urmărită, conform prevederilor contractuale, derularea Contractelor de servicii încheiate între S.N.T.G.N. "TRANSGAZ"-S.A. și firme terțe, privind întreținerea și repararea stingătoarelor de

incendiu, instalațiilor de hidranți și pompe de incendiu precum și a serviciilor de întocmire evaluare a riscurilor de incendiu;

s-au actualizat și transmis către Inspectoratele Județene pentru Situații de Urgență care au transmis solicitări, datele privind completarea Registrului de capabilități, pe care SNTGN Transgaz SA are obligația să le asigure, respectiv pentru județele Harghita și Bacău;
s-au întocmit și transmis lunar temele de instruire în domeniul situațiilor de urgență conform graficului de instructaj;
s-a realizat instruirea periodică a salariaților conform prevederilor legale și a procedurii PGSU-01;
s-a realizat instruirea la angajare a salariaților conform prevederilor legale;
s-a asigurat verificarea din punct de vedere PSI și SU pentru proiectele care se supun avizării în CTE;
s-au întocmit specificațiile tehnice pentru realizarea achiziției de "Echipament de luptă împotriva incendiilor";
s-a întocmit Caietul de sarcini privind achiziția de "Servicii de verificare, reparare și încărcare a stingătoarelor de incendiu, verificarea și repararea instalațiilor de hidranți și pompe de incendiu la S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Mediaș";
s-a întocmit Caietul de sarcini privind achiziția de "Lucrări de tratare cu substanțe ignifuge și protecție a lemnului pentru șarpante, arhive, lambriuri, terase și a altor suprafețe de lemn care necesită ignifugare", la S.N.T.G.N. "TRANSGAZ" S.A. Mediaș;
au fost realizate și recepționate un număr de 44 de Evaluări ale riscurilor de incendiu la obiective ale SNTGN Transgaz SA;
au fost întocmite propunerile specifice SU și PSI pentru Programul privind servicii executate cu terți pentru anul 2018, și referatele de necesitate aferente acestora, precum și estimările pentru anii 2019 și 2020.

b. Reprezentare în relațiile cu autoritățile publice locale

s-a asigurat participarea reprezentantului SNTGN Transgaz SA la ședințele Comitetului Județean pentru Situații de Urgență Sibiu, precum și la videoconferințele organizate de structurile ierarhic superioare acestuia;
s-a asigurat participarea reprezentanților de specialitate ai SNTGN Transgaz SA la ședințele Comitetelor Județene pentru Situații de Urgență pe raza cărora funcționează Exploatările Teritoriale, precum și la videoconferințele organizate de structurile ierarhic superioare acestora;
au fost controlate un număr de 3 obiective Transgaz de către Inspectoratele Județene pentru Situații de Urgență;

c. Activitate de inspecție și control

conform "Programului de inspecții integrate pentru anul 2017" personalul din cadrul serviciului a participat, pe linie de specialitate SU și PSI, la efectuarea inspecțiile în 9 Exploatări Teritoriale și Sucursala Mediaș.

2. Mentenanța și dezvoltarea Sistemului de securitate fizică a obiectivelor SNT prin mijloace tehnice

s-a asigurat verificarea din punct de vedere al conformității sistemelor de securitate, pentru proiectele care se supun avizării în CTE;
s-au realizat integral revizia tehnică semestrială și reparațiile la cerere asupra sistemelor de securitate instalate la obiectivele SNTGN Transgaz SA;
din partea serviciului a fost asigurată prezența personalului de specialitate la recepția Sistemelor de securitate finalizate la NT Sâmbotin, SRM Oradea 1, NT Moșu și SRM Mânăstirea Buciumeni;
a fost verificat și revizuit Caietul de sarcini pentru întocmirea unui Acord cadru privind achiziția lucrărilor de instalare a sistemelor de securitate pentru stație de reglare și măsurare gaze naturale;
a fost întocmit Caietul de sarcini privind achiziția de Lucrări de instalare, configurare și programare a unui sistem de pontaj și control acces la obiectivele SNTGN Transgaz SA;
a fost întocmit Caietul de sarcini privind achiziția de servicii de întreținere periodică și reparații le cerere a sistemelor de securitate instalate la obiectivele SNTGN Transgaz SA; licitația este în curs de desfășurare;
au fost reparate la cerere un număr de 43 sisteme de securitate instalate la sediul SNTGN Transgaz SA Mediaș, Reprezentanța București și Exploatările Teritoriale Craiova, București, Cluj, Mediaș, Arad, Brăila și Bacău;
au fost întocmite propunerile specifice domeniului sisteme de securitate pentru Programul privind servicii executate cu terți 2018, și referatele de necesitate aferente acestora, precum și estimările pentru anii 2019 și 2020.
au fost întocmite propunerile specifice domeniului sisteme de securitate pentru Programul de modernizare, dezvoltare investiții pentru anul 2018, și referatele de necesitate aferente acestora, precum și estimările pentru anii 2019 și 2020.

3. Activitatea de pază și protecție a obiectivelor

s-au elaborat Rapoarte de evaluare și tratare a riscurilor la securitate fizică pentru 1.190 obiective (85% din totalul celor aproximativ 1.400) din cadrul SNTGN Transgaz SA, care au fost semnate de către conducerea societății, scanate și postate pe zona publică în folderul alocat Departamentului Mediu, Protecție și Securitate;
sunt în curs de elaborare Rapoartele de evaluare și tratare a riscurilor la securitate fizică pentru obiectivele rămase (dispuse în județele Mureș, Olt, Argeș, Sălaj și Satu Mare), termenul de finalizare al acestei acțiuni a fost prorogat până la data de 30 iunie 2018;
au fost încheiate Actele adiționale la Acordurile cadru privind servicii de pază, monitorizare și intervenție și supraveghere conducte, prin care s-au actualizat tarifele aferente acestor servicii în urma modificării nivelului salariului minim pe economie;
au fost încheiate Contractele subsecvente de pază pentru al doilea an de derulare a Acordurilor cadru de pază;
au fost puse la dispoziția organelor judiciare, urmare a prevederilor legale și solicitării acestora, înregistrări video stocate în Sistemele de securitate de la ET București, ET Brăila, SCG Onești și ET Constanța;
au fost puse la dispoziția Serviciului Inspecție Generală din cadrul SNTGN Transgaz SA, urmare a prevederilor legale și solicitării acestora, înregistrări video stocate în unitatea de înregistrare de la Fir Buzău;
s-a asigurat paza la obiective temporare de tip șantier pentru un număr de 8 obiective, la solicitările Sucursalei Mediaș;
a început colectarea datelor și întocmirea Caietului de sarcini pentru Acordul Cadru de achiziție a serviciilor de pază, monitorizare, intervenție și supraveghere pentru obiectivele SNTGN Transgaz SA Mediaș;
au fost înregistrate un număr de 13 furturi și distrugeri din cadrul SNT și SCADA (împrejmuiri, sisteme video, panouri fotovoltaice, etc.) cu un prejudiciu estimat de 32.315 lei și este monitorizată soluționarea plângerilor adresate organelor de poliție și judiciare;
au fost controlate 3 obiective aparținând SNTGN Transgaz SA de către Inspectoratele de Poliție Județene Tulcea, Bacău și Vâlcea, fără a fi aplicate sancțiuni contravenționale; la constatările consemnate în Procesele verbale de control s-a răspuns în termenul legal;
s-au întocmit acreditări de acces în obiectivele SNTGN Transgaz SA pentru personalul care desfășoară diverse activități;
s-au actualizat și transmis spre aprobare la M.E.C.T., acreditările de acces pentru persoanele străine care derulează activități în obiectivele de infrastructură critică (SMG Isaccea, SMG, Negru Vodă și SMG Medieșu Aurit);
au fost imprimate cartele de acces și legitimațiile de serviciu pentru noii angajați ai S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., cât și pentru angajații ale căror cartele nu mai funcționau corespunzător sau care au fost pierdute; au fost înrolate cartelele acestora în programele de control acces existente pentru a putea fi folosite de programul de pontaj al salariaților;
au fost actualizate Planurile de pază pentru obiectivele la care s-a impus această măsură, ca urmare a întocmirii Analizei de risc la securitate fizică.

4. Evidența militară

au fost întocmite, conform prevederilor art. 9 alin. (4) și ale art.10 alin. (2) din H.G. nr. 1204/2007, cereri de mobilizare la locul de muncă pentru angajații SNTGN Transgaz SA care îndeplinesc criteriile legale și au transmise spre aprobare la Serviciul Teritorial pentru Probleme Speciale Sibiu respectiv la centrele Militare Județene;
s-au întocmit și transmis comunicările necesare actualizării monografiei economico-militare a județelor, către STPS ale județelor Timiș, Suceava, Hunedoara, Olt, Satu Mare, Arad, Dâmbovița, Giurgiu, Brașov, Argeș, Neamț, Vaslui, Dolj, Alba, Sălaj, Prahova, Maramureș, Iași, Brăila, Iași și Vaslui;
s-a asigurat participarea la ședința Centrului Militar Județean Sibiu, privind mobilizarea personalului propriu pentru perioada 2017-2020;
s-au actualizat și transmis către structura de specialitate din Ministerul Economiei datele privind situația obiectivelor de infrastructură teritorială importante pentru sistemul național de apărare;
s-a transmis către Administrația Națională a Rezervelor de Stat și Probleme Speciale, respectiv Structurile Teritoriale pentru Probleme Speciale din județele Alba, Harghita, Bistrița Năsăud, Olt, Ialomița, Vaslui și Satu Mare, "Situația obiectivelor de infrastructură teritorială importante pentru sistemul național de apărare";
a fost actualizată situația mijloacelor supuse rechiziției la declararea stării de mobilizare și/sau război, a fost primită Decizia emisă de către Comisia Județeană de rechiziții Sibiu și au fost introduse în containerul sigilat listele cu indicativele pentru mijloacele desemnate.

Activități desfășurate în cadrul Serviciului Protecția Infrastructurilor Critice

Anul 2017 a reprezentat perioada consolidării domeniului de protecție a infrastructurilor critice, perioada în care ofițerii de legătură existenți și formați ulterior au preluat obictivele desemnate și au început activitatea specifică, conform cu cerințele legislative, fapt consemnat prin fișele de stadiu solicitate de către Ministerul Economiei în calitate de Autoritate Publică Responsabilă.

De asemenea în 2017 a avut loc structurarea activităților privind protecția infrastructurilor critice și o primă analiză a SNT de unde au rezultat propunerile pentru includerea în lista obiectivelor cu statut de infrastructuri critice.

Urmare a obligațiilor legale privind activitatea de protecție a infrastructurii critice, prin hotărârea C.A. nr. 22/23.06.2016, a fost înființat Serviciul Protecția Infrastructurii Critice, responsabil cu monitorizarea și coordonarea activității specifice privind protecția și securitatea obiectivelor desemnate infrastructuri critice naționale/europene din gestiunea SNTGN TRANSGAZ S.A.

Serviciul a realizat activități în premieră printre companiile care au desemnate obiective de infrastructură critică națională. S-au depus eforturi pentru elaborarea Planurilor de Securitate ale Operatorului, pentru toate obiectivele desemnate, în conformitate cu prevederile legale, respectiv Decizia nr. 166/19.03.2013 privind aprobarea Normelor metodologice pentru realizarea/echivalarea/revizuirea planurilor de securitate ale proprietarilor/operatorilor/administratorilor de infrastructură critică națională/europeană, care cuprind scenarii privind riscurile majore la care se supun obiectivele și măsuri de reducere a riscului.

Pentru o și mai eficientă gestionare a acestuia, în baza temeiului legal, au fost întocmite analize de risc la securitate fizică și analize de risc la securitate împotriva incendiilor precum și analize de risc seismic acolo unde este cazul. Planurile de Securitate ale Operatorului au fost aprobate de către autoritatea competentă și intră într-o nouă etapă de gestionare.

Pentru a respecta cerințele directivei europene și cele ale legislației naționale în vigoare, s-a început instruirea specifică a personalului, participând la cursuri Postuniversitare acreditate specific domeniului de activitate și recunoscute de autoritățile responsabile, urmând a se face o analiză pertinentă asupra necesarului de personal instruit pentru perioada următoare.

În anul 2017 a fost propus personalul serviciului pentru instruiri specifice, în vederea specializării în domeniul activității de protecție a infrastructurilor critice și totodată a certificării acestora pe domeniile necesare desfășurării activității.

În cadrul procesului de management al Planului de Securitate al Operatorului, la nivel de obiectiv, s-au propus sarcini și responsabilități persoanelor care își desfășoară activitatea pe amplasamentul obiectivului, și s-a finalizat proiectul privind programul de instruire și responsabilizare a personalului activ din obiectivele desemnate. Au fost stabilite responsabilitățile personalului din cadrul infrastructurilor critice naționale și europene, fapt ce va declanșa procesul de instruire conform programului întocmit privind activitatea în domeniu protecției infrastructurilor critice pentru anul 2018.

Serviciul a demarat de asemenea implementarea măsurilor de securitate impuse prin Planurile de Securitate și Analizele de Risc întocmite obiectivelor de infrastructură critică cu scopul maximizării confortului privind securitatea acestora, întocmite în anul 2017, conform cu prevederile legale. Astfel, a fost planificată punerea în siguranță la standarde superioare pentru un număr de 5 obiective, considerate de maximă importanță, pentru care au fost întocmite caiete de sarcini, au fost evaluate oferte și s-au întocmit documentații de achiziție. Din cauza schimbărilor legislative privind achizițiile publice, din cele 5 proiecte propuse, unul este complet finalizat și funcțional, celelalte urmând a fi reluate după clarificarea aspectelor legale privind modul de derulare al achizițiilor, dat fiind și caracterul special al obiectivelor aflate sub incidența prevederile legale privind confidențialitatea informațiilor, statutul de obiective de interes național și chiar european. În anul 2017, a fost reanalizată situația investițiilor privind securitatea obiectivelor de infrastructură critică, asumate prin analizele de risc și planurile de securitate, caietele de sarcini pentru acestea urmând a fi demarate în colaborare cu Serviciul Protecție, Pază și Situații de Urgență, pentru obiectivele care nu au putut fi retehnologizate din punct de vedere al securității s-au întocmit teme de proiectare pentru ca investițiile să își poată relua cursul firesc.

Având în vedere prevederile legale în domeniu, anul acesta se impune revizuirea tuturor Planurilor de Securitate ale Operatorului și a Evaluărilor de Risc la Securitate Fizică. Drept urmare, în anul 2017 s-a organizat o instruire a personalului Serviciului Protecția Infrastructurii Critice cu scopul de a stabili activitățile necesare, unde au fost trasate obiectivele imediate privind îndeplinirea obligațiilor legale. S-a desfășurat procesul de colectare date necesare întocmirii documentelor specifice și s-a demarat revizuirea acestora pentru toate obiectivele de infrastructură critică națională și de interes european. Serviciul Protecția Infrastructurilor Critice a revizuit toate Analizele de Risc la Securitate Fizică pentru obiectivele de infrastructură critică și a demarat revizuirea Planurilor de Securitate ale Operatorului (P.S.O.). Documentațiile necesare revizuirii P.S.O. au fost colectate în teritoriu și centralizate, urmând etapa de elaborare. Transmiterea spre avizare către autoritatea publică responsabilă este planificată prin programul întocmit pentru anul 2018, dat fiind volumul de informație necesar a fi procesat și caracterul clasificat al acesteia.

Menționăm că a fost finalizat procesul de analiză a sistemului privind oportunitatea desemnării de noi obiective de infrastructură critică din gestiunea SNTGN TRANSGAZ SA, iar propunerile au fost înaintate autorității publice responsabile spre a fi nominalizate în noua Hotărâre Guvernamentală care va desemna obiectivele de infrastructură la nivel național.

Structurarea activității mai sus menționată a reușit în anul 2017 să aducă în prim plan nevoile și o serie de obiective privind protecția infrastructurilor critice, anexele programelor de activitate pentru perioada următoare fiind rezultatul analizelor efectuate în decursul anului 2017.

Perspective privind activitatea de protecție a infrastructurilor critice

Dată fiind noutatea relativă a domeniului de activitatea, există o perspectivă largă privind dezvoltarea și perfecționarea protecției obiectivelor de infrastructură critică națională gestionate de companie, cu deschidere pe o perioadă lungă de timp. Există priorități impuse de legislația în vigoare și documentele rezultate în urma analizelor de risc efectuate și există planificare pe termen lung cu investiții care să asigure o calitate tot mai bună a nivelului de confort din punct de vedere al securității fizice, mai ales că anul 2016 a adus prin H.G. nr. 683 din 19 septembrie 2016 privind desemnarea infrastructurilor critice europene, un statut nou și de mare importanță pentru 2 dintre obiectivele SNTGN TRANSGAZ SA, care erau implicit

obiective de infrastructură critică națională și de la intrarea în vigoare a sus-numitei hotărâri sunt obiective de infrastructură critică de interes European.

Prioritar se va urmări instruirea personalului care își desfășoară activitatea în obiectivele desemnate, pe nivel de competență, cu toate documentele și prevederile specifice statutului pe care obiectivul îl are.

Va fi continuată activitatea de revizuire a Planurilor de Securitate ale Operatorului și în paralel se vor organiza testări ale acestora. Revizuirea și testarea planurilor sunt activități complexe, cu implicarea autorităților abilitate, sunt activități care presupun documentare în teren, elaborare detaliată pe scenarii probabile la riscuri identificate, pe unitățile tehnologice dedicate documentelor clasificate, drept urmare se vor realiza etapizat, în intervale de timp necesare finalizării și transmiterii spre aprobare autorității publice responsabile.
Pe lista de obiective a serviciului se află reevaluarea și revizuirea Listei obiectivelor de infrastructură critică națională. Menționăm că analiza sistemului național de transport gaze naturale privind potențialele obiective de infrastructură critică națională a fost finalizată și s-a transmis autorității competente propunerea companiei privind completarea LISTEI.
Continuarea proiectului de implementare a măsurilor de securitate și sporirea nivelului de siguranță pentru cele 5 obiective selectate pentru demararea acțiunii de îmbunătățire a securității pentru toate obiectivele de infrastructură critic națională este o prioritate și va fi reluat de îndată ce se vor clarifica toate aspectele legislative privind achizițiile publice. Desigur următoarea țintă este implementarea acelorași rigori de securitate, rezultate din analizele de risc, pentru toate obiectivele cu statut de infrastructură critică națională sau europeană.
Întocmirea unei proceduri de raportare a intervențiilor, evaluărilor și controalelor interne și externe pe orice domeniu de activitate, către Serviciul Protecția Infrastructurilor Critice și realizarea unei baze de date, pe domenii, cu informațiile primite și măsurile dispuse.

Activități desfășurate în cadrul Serviciului Gestiune Documente

A. Planificarea activității Serviciului Gestiune Documente

Planificarea activităților propuse a fi desfășurate pe parcursul anului 2017, în cadrul Serviciului Gestiune Documente, s-a făcut ținându-se cont de obiectivele specifice ale Serviciului și de concluziile desprinse în urma analizei activității desfășurate la finalul anului 2016.

În cursul anului 2017, Serviciul Gestiune Documente și-a propus cu prioritate realizarea următoarelor:

urmare a finalizării amenajării camerelor TEMPEST și a dotării acestora cu mobilier și aparatura necesară (calculatoare și imprimante destinate gestionării documentelor clasificate) demararea demersurilor către DEPARTAMENTUL TEHNOLOGIA INFORMAȚIEI, COMUNICAȚII și SCADA, pentru configurarea stațiilor de lucru și dotarea camerei TEMPEST amenajată în incinta sediului din str. Unirii, nr. 11, cu un plotter și acreditarea de securitate O.R.N.I.S.S. a sistemelor informatice și de comunicații (SIC) care stochează, procesează sau transmit informații clasificate SECRET DE STAT din aceste camere;
amenajarea spațiului din str. Carpați, destinat să găzduiască arhiva și biblioteca tehnică a S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.;
mutarea bibliotecii tehnice a S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. din spațiul impropriu de la subsolul sediului din P-ța C.I. Motaş, nr. 1, în care se găsește, în locația mai sus amintită;
finalizarea lucrărilor în cadrul contractului de servicii de arhivare a documentelor existente în depozitele de arhivă ale S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. (desprăfuirea, decontaminarea și toaletarea documentelor, ordonarea documentelor neconstituite în dosare conform nomenclatorului arhivistic, îndosarierea documentelor cu numerotarea și inscripționarea dosarelor, scanarea documentelor cu termen de păstrare permanent, întocmirea inventarelor, aranjarea sistematică în depozitele de arhivă și întocmirea unui ghid topografic) și demararea acestor servicii;
demararea mutării documentelor prelucrate în urma prestării serviciilor de arhivare, în cadrul contractului mai sus amintit, din spațiul impropriu din str. Carpați, în care acestea sunt depozitate, în noul sediu aflat în construcție în cadrul aceleiași locații;

încheierea unui nou contract pentru servicii de arhivare în vederea prelucrării documentelor care nu au fost prelucrate în cadrul contractului aflat în derulare.

B. Activități realizate pe parcursul semestrului I al anului 2017

Având în vedere obiectivele specifice ale Serviciului Gestiune Documente:

aplicarea tuturor prevederilor legislative referitoare la înregistrarea și gestionarea documentelor clasificate;
aplicarea tuturor prevederilor legislative referitoare la înregistrarea și gestionarea documentelor neclasificate;
asigurarea corespondenței interne și externe a societății.

Activitățile desfășurate în cadrul Serviciului Gestiune Documente au fost orientate în trei direcții principale:

1. Activitatea privind gestionarea și arhivarea documentelor neclasificate a inclus următoarele:
extinderea bazei de date a arhivei societății, prin preluarea de documente în depozitele de arhivă; acest lucru s-a realizat prin colaborarea cu DEPARTAMENTELE/DIRECȚIILE creatoare ale documentelor din punct de vedere al pregătirii acestora conform "Instrucțiunilor privind modul de arhivare a documentelor" afișate în zona publică a rețelei informatice TRANSGAZ și al depozitării acestora corespunzătoare în depozitele de arhivă ale societății (Serviciul Gestiune Documente punând la dispoziție cutiile de arhivă destinate păstrării documentelor); preluarea documentelor s-a realizat în baza proceselor verbale de predare-primire și a inventarelor întocmite.

Dificultăți întâmpinate în realizarea acestui demers: din cauza faptului că spațiul destinat adăpostirii arhivei, în str. Carpați, Nr. 6 se află încă în construcție, având termenul de finalizare depășit spațiul destinat păstrării documentelor în depozitele de arhivă este total insuficient; ca urmare o parte a documentelor a fost depozitată în containerele aflate la depozitul de materiale de la Valea Lungă, ajungându-se ca și în aceste spații capacitatea maximă de depozitare să fie atinsă;

identificarea, xero–copierea și certificarea "CONFORM CU ORIGINALUL" a documentelor din arhivă și punerea la dispoziția organelor de control, conform solicitărilor primite din partea acestora;
identificarea, xero-copierea și punerea la dispoziție (în baza unor adrese de înaintare), la solicitările venite din partea Departamentelor/Direcțiilor, de documente din depozitele de arhivă;
a fost întocmită documentația necesară achiziției de cutii de arhivare destinate păstrării documentelor în depozitele de arhivă. Aceasta a fost înaintată BIROULUI APROVIZIONARE; cutiile de arhivare au fost achiziționate, iar Serviciul Gestiune Documente a dat curs solicitărilor venite din partea DEPARTAMENTELOR/DIRECȚIILOR privind punerea la dispoziție a acestora în vederea arhivării documentelor;
conform graficului de desfășurare a serviciilor de arhivare a documentelor, în cadrul contractului nr. 279/09.06.2016, au fost finalizate lucrările de prelucrare arhivistică a documentelor din depozitele de arhivă ale societății;
dosarele selectate pentru a fi prelucrate arhivistic și transformate în format electronic au fost predate în baza unor procese verbale iar lucrările în cadrul contractului s-au realizat în urma întocmirii acreditărilor de acces pentru angajații prestatorului, în intervalul orar prevăzut și în urma semnării angajamentelor de confidențialitate;
în urma a lucrărilor desfășurare în cadrul contractului nr. 279/09.06.2016 privind "Serviciile de arhivare documente" au fost recepționate, în baza Proceselor Verbale întocmite de către membrii comisiei de recepție, constituite în baza deciziei nr. 977/04.11.2016, un număr 49.498 de dosare prelucrate arhivistic (fizic) precum și 2276908 pagini scanate, încărcate în baza de date a aplicației AIDA, care gestionează arhiva electronică;
s-au făcut demersuri către DEPARTAMENTUL TEHNOLOGIA INFORMAȚIEI ȘI COMUNICAȚII pentru realizarea accesului la baza de date electronică, prin intermediul aplicației AIDA 3, a persoanelor cu atribuții privind arhiva, în baza licențelor prevăzute de contract;

Dificultăți întâmpinate în derularea acestui contract: din cauza faptului că spațiul destinat adăpostirii arhivei, în str. Carpați, Nr. 6 se află încă în construcție, având termenul de finalizare

depășit serviciile s-au prestat în actuala clădire existentă, care adăpostește biblioteca tehnică și care este total improprie pentru derularea unei activități

în condiții corespunzătoare și păstrării documentelor conform cerințelor și în subsolul sediului din Pța C.I. Motaş, nr.1;

Obs. Dosarele prelucrate în cadrul contractului nr. 279/09.06.2016 în str. Carpați, Nr. 6, sau depozitat tot pe locație, în condițiile descrise mai sus existând riscul deteriorării acestora din cauza umezelii, și a contactului cu celelalte documente aflate în diferite stadii de deteriorare dacă finalizarea noii clădirii, destinată bibliotecii și arhivei nu se finaliză în timp scurt.
Nu a fost finalizat inventarul arhivei tehnice și ghidul topografic al depozitului de arhivă, acesta urmând a se realiza la momentul finalizării noului sediul (Acest lucru a fost comunicat firmei prestatoare prin intermediul adresei nr. 26361/12.06.2017) Pentru eliberarea spațiilor de arhivă din subsolul sediului din P-ța C.I. Motaş, nr. 1 au fost prelucrate arhivistic fizic (selecționate, numerotate, certificate și inventariate) un număr mare de dosare care ulterior vor face obiectul distrugerii. Selecționarea documentelor cu termen de păstrare depășit s-a efectuat conform "Nomenclatorului arhivistic al S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A" iar distrugerea acestora se va realiza după numirea Comisiei de selecționare și distrugere a acestora, cu acordul DEPARTAMENTELOR/DIRECȚIILOR creatoare ale documentelor și avizul Arhivelor Naționale–jud. SIBIU.
au fost începute lucrările de selecționare a documentelor cu termen de păstrare depășit, în cadrul E.T. BRĂILA, E.T. BRAȘOV și E.T. BUCUREȘTI; în acest sens a fost acordată consiliere de specialitate persoanelor cu atribuții privind arhiva din cadrul acestor Exploatări Teritoriale privind derularea procesului și întocmirea documentelor necesare în vederea distrugerii acestora;
lucrările de selecționare din cadrul E.T. BRĂILA și E.T. BRAȘOV au fost încheiate și înaintate Direcțiilor Județene ale Arhivelor Naționale (Documentele întocmite, au fost verificate la nivelul Serviciului Gestiune Documente și prezentate în cadrul unei întâlniri, reprezentantului ARHIVELOR NATIOANLE–SIBIU); prin adresa nr. SJANBV-2216-U/07.12.2107 a fost obținută aprobarea lucrării de selecționare, din partea Arhivelor Naționale–jud. Brașov, în urma verificării prealabile a documentelor la sediul E.T. BRAȘOV, de către reprezentanții instituției mai sus amintite; prin intermediul adresei nr. ETBR 625/19.01.2018, a fost înaintată pentru verificare lucrarea de selecționare a Exploatării Teritoriale Brăila;
a fost întocmită documentația necesară demarării procedurii de achiziție a "Serviciilor de arhivare documente" și încheiere a unui nou contract de arhivare în vederea prelucrării arhivistice, a documentelor care nu au fost cuprinse în cadrul contractului anterior și înaintată DEPARTAMENTULUI ACHIZIȚII SECTORIALE ȘI CONTRACTĂRI, prin intermediul adresei nr. 24301/29.05.2017;
în baza Deciziei nr. 770/16.08.2017 privind numirea Comisia de evaluare a ofertelor depuse pentru achiziționarea serviciilor de arhivare documente, au fost evaluate propunerea tehnică și propunerea financiară; au întocmit Procesele verbale de analiză tehnică și financiară a ofertelor depuse;
la finalizarea procedurii de achiziție, în luna noiembrie au demarat lucrările în cadrul Contractului de servicii de arhivare nr. 496/10.10.2017 (prelucrare arhivistică fizică și electronică), urmând a fi prelucrate documente din depozitele de arhivă de la sediile Mediaș, din cadrul Exploatărilor Teritoriale și depozitului Deleni); în acest sens, prin Decizia nr. 1008/26.10.2017, au fost stabilite comisiile de recepție a lucrărilor desfășurate în cadrul contractului, acestea recepționând: în luna decembrie 2017-5000 de dosare prelucrate fizic respectiv în luna decembrie 2017 un număr de 4.250 dosare prelucrate fizic și 285000 de file scanate; pentru personalul firmei prestatoare au fost întocmite acreditările de acces necesare, în urma solicitării adresate serviciului P.P.S.U.;
a fost întocmită și înaintată BIROULUI APROVIZIONARE documentația necesară pentru achiziția a încă 3.000 cutii de arhivare destinate depozitării documentelor care vor fi prelucrate arhivistic în cadrul noului contract, cutiile fiind achiziționate.
2. Activitatea privind înregistrarea și expedierea documentelor neclasificate* s-a desfășurat conform reglementărilor interne privind circulația documentelor, pentru a evita apariția unor pierderi /distrugeri de documente și cuprinde următoarele:
a fost asigurată, la nivelul registraturii, înregistrarea, ținerea evidenței și inventarierea în timp real a tuturor contractelor încheiate în cadrul companiei;
activitatea în cadrul celor două registraturi (Str. Unirii, nr.6 și P-ța C.I. Motaş, Nr. 1) s-a desfășurat conform regulamentului privind "predarea–primirea documentelor", în vederea înregistrării și expedierii acestora;
pentru asigurarea expedierii corespondenței internaționale a societății a fost încheiat contractul de servicii nr. 69/23.02.2017 cu operatorul economic DHL INTERNATIONAL ROMÂNIA, contract care acorda reduceri de tarife semnificative la aceste expedieri (45%-expedieri Express world wide și respectiv 42%-Expedieri import expres);
în vederea asigurării nevoilor societății de expediere a corespondenței naționale a fost întocmit caietul de sarcini privind achiziția Serviciilor de curierat și expediere corespondență pentru sediile S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A:
servicii de curierat și expediere corespondență simplă (plicuri), timbrată sau francată;
servicii de curierat și expediere corespondență cu confirmare de primire;
servicii de curierat și expediere corespondență în regim de urgență; acesta a fost înaintat DEPARTAMENTULUI ACHIZIȚII SECTORIALE ȘI CONTRACTĂRI împreună cu toate documentele suport.
a fost încheiată comanda nr. A 002/16.01.2017 cu operatorul economic S.C. BONY MED S.R.L. în scopul asigurării confecționării ștampilelor și tipizatelor necesare desfășurării activității în bune condiții.
se află în curs de elaborare Procedura privind înregistrarea și circulația documentelor în cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.–Cod PP 173 (stadiul de realizare 60%); pentru finalizarea procedurii, în cadrul controalelor privind modul de aplicare a măsurilor legale de protecție a informațiilor clasificate precum și modul de gestionare și arhivare a documentelor neclasificate în cadrul Exploatărilor Teritoriale, s-au purtat discuții cu conducerea acestora privind modalitățile de înregistrare și modul de distribuire al documentelor respectiv urmărirea trasabilității acestora pentru întocmirea unei diagrame de flux care să includă modul de gestionare ala documentelor în cadrul Exploatărilor Teritoriale;
*(activitate desfășurată în perioada ianuarie 2017-noiembrie 2017, având în vedere Referatul D.O.R.U. nr. 4978/08.11.2017 privind trecerii activității de registratură de la Serviciul Gestiune Documente din cadrul DEPARTAMENTULUI MEDIU, PROTECȚIE ȘI SECURITATE la Biroul Activități Administrative din cadrul Serviciului Administrativ și Activități Administrative-DEPARTAMENT STRATEGIE ȘI MANAGEMENT CORPORATIV). Cu ocazia predării activității, la dispoziția Biroulului Activități Administrative au fost puse toate documentele necesare.
în luna decembrie a fost întocmită documentația necesară pentru încheierea unei noi comenzi pentru confecționarea ștampilelor și imprimatelor tipizate necesare desfășurării activității în bune condiții.

3. Activitatea privind întocmirea, gestionarea și arhivarea documentelor clasificate

camerele TEMPEST, destinate editării documentelor "SECRET DE STAT", din incinta sediilor situate în Mediaș, P-ța C.I. Motaş, nr. 1 respectiv str. Unirii, nr. 11, care au fost dotate cu mobilierul necesar și sistemele de lucru (PC–monitor–tastatură–mouse) în cursul anului 2016, au fost echipate în primul trimestru al anului 2017 și cu imprimantele necesare printării documentelor.
de asemenea, s-a solicitat DEPARTAMENTULUI TEHNOLOGIA INFORMAȚIEI ȘI COMUNICAȚIILOR, prin intermediul adresei nr. 22128/16.05.2017, achiziționarea unui echipament de tip plotter-dimensiuni A0 pentru dotarea camerei TEMPEST din str. Unirii, nr. 11., în vederea asigurării lucrărilor cu caracter SECRET DE STAT pe care le-ar putea elabora D.P.C.
s-au făcut demersuri DEPARTAMENTULUI TEHNOLOGIA INFORMAȚIEI ȘI COMUNICAȚIILOR, în urma cărora a demarat procesul de configurare a stațiilor de lucru, proces aflat în derulare;
urmare a schimbării furnizorului de telefonie mobilă al S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A, cartelele SIM care deserveau comunicatoarele camerelor TEMPEST au devenit inactive; prin intermediul adresei nr. 937/09.01.2017 s-a solicitat sprijinului RASIROM R.A. pentru înlocuirea cartelelor și au fost restabilite comunicările sistemelor de securitate ale acestor camere;
au fost consemnate în fișele de Instructaj individual în domeniul protecției informațiilor clasificate instruirile efectuate, însușirea temelor de instruire în domeniu, de către angajații TRANSGAZ, fiind semnate de luare la cunoștință de către titularii acestora;
au fost efectuate instructaje referitoare la protecția informațiilor clasificate și neclasificate ale angajaților firmelor cu care S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A colaborează, care în derularea contractelor necesită accesul la informații de acest tip și au fost eliberate autorizații provizorii de acces la acest tip de informații, pe perioada derulării contractelor;
s-au efectuat solicitări către O.R.N.I.S.S. privind efectuarea verificărilor personalului, în vederea autorizării privind accesul la informații clasificate nivel SECRET DE STAT, conform H.G. nr. 585/2002, art. 141, anexele 14 și 15;
înaintea expirării autorizațiilor deținute de către angajații societății, s-au efectuat demersurile necesare revalidărilor O.R.N.I.S.S., conform H.G. nr. 585/2002, art. 167;
conform H.G. nr. 585/2002, art. 31, lit. j și lit. l s-a asigurat păstrarea, organizarea și actualizarea evidențelor certificatelor de securitate și a autorizațiilor de acces la informații clasificate.
s-a realizat instruirea persoanelor nou angajate privind protecția informațiilor clasificate în cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., respectându-se prevederile H.G. nr. 585/2002, art. 171 și 174;
transportul documentelor de la/către Poșta Militară, asigurându-se în prealabil demersurile de includere în sistemul de poștă specializată și emiterea delegațiilor aferente personalului care desfășoară aceste activități;
s-au transportat plicurile cu parole acces S.N.T. la Exploatările Teritoriale, la solicitările periodice ale Serviciului Risc și Securitate TI;
a fost asigurat transportul unor documente și a sistemelor de calcul pe care au fost elaborate acestea (un sistem desktop și un sistem laptop) de la U.M.P. MAREA NEAGRĂ la Reprezentanța TRANSGAZ București;
în cadrul Compartimentului Documente Clasificate s-a asigurat întocmirea, evidența, multiplicarea și transmiterea documentelor clasificate conform legislației și normelor interne în vigoare;
a fost elaborată DECIZIA nr. 3/06.01.2017 privind numirea Comisiilor de inventariere a documentelor clasificate înregistrate în anul 2016 din cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Mediaș; urmare a acestei decizii, la începutul anului 2017, în perioada februarie–martie, s-a realizat inventarierea documentelor clasificate în cursul anului anterior; procesele verbale, încheiate la finalul inventarierii documentelor au fost centralizate în cadrul Serviciului Gestiune Documente și în baza acestora a fost întocmit și înaintat Directorului General Raportul privind inventarierea anuală a documentelor clasificate la nivelul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. nr. 15419/04.04.2017;
a fost elaborată DECIZIA nr. 255/15.03.2017 privind numirea persoanelor cu atribuții pentru gestionarea si transportul documentelor clasificate din cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Mediaș.
în luna februarie 2017, a fost acordată consiliere de specialitate de către reprezentanții Serviciului Gestiune Documente, membrii ai Structurii de Securitate, persoanelor cu atribuții privind protecția informațiilor clasificate în cadrul Exploatării Teritoriale Constanța înaintea desfășurării controlului anunțat de A.D.S în domeniu, respectiv UM 0764 Constanța;
a fost elaborată DECIZIA nr. 245/13.03.2017 privind numirea Comisiei de cercetare administrativă urmare a documentului de constatare nr. 1742951/23.02.2017 întocmit de către reprezentanții U.M. 0764 Constanța cu ocazia controlului efectuat la E.T. Constanța; în baza acestei decizii, în perioada martie–aprilie, a fost desfășurată cercetarea administrativă a unui presupus incident de securitate, semnalat de către A.D.S în domeniul protecției informațiilor clasificate în Documentul de constatare

nr. 1742951/23.02.2017, întocmit în urma controlului desfășurat în cadrul Exploatării Teritoriale Constanța, în perioada 22-23 februarie 2017;

în cadrul cercetării administrative au fost verificate punctual aspectele semnalate în documentul de constatare mai sus menționat, au fost verificate registrele de evidență a informațiilor clasificate nivel SECRET DE SERVICIU și au fost luate declarații persoanelor atribuții privind protecția informațiilor clasificate în cadrul Exploatării Teritoriale Constanța;
la finalul cercetării administrative a fost întocmit raportul nr. 17128/12.04.2017, acesta fiind înaintat Directorului General precum și U.M. 0764 Constanța (în termenul solicitat în documentul de constatare).
reprezentanții Serviciului Gestiune Documente, membrii ai Structurii de Securitate, au asigurat consiliere de specialitate înaintea desfășurării controlului anunțat de A.D.S în domeniu, respectiv U.M. 0793 Bacău, la sediul Exploatării Teritoriale Bacău; controlul finalizat cu încheierea Documentului de constatare nr. 1481277/26.10.2017 întocmit de către reprezentanții instituției mai sus amintite, document înaintat conducerii societății;
a fost actualizată Lista/Ghidul informațiilor "Secrete de Serviciu" din cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. nr. 12102/15.03.2017 și afișată în zona publică a rețelei informatice TRANSGAZ; actualizarea sa făcut în urma centralizării propunerilor transmise Serviciului Gestiune Documente de către toate Departamentele/Direcțiile/Serviciile independente din cadrul societății, ca răspuns la adresa nr. 42528/16.09.2016 prin intermediul căreia s-au solicitat propunerile de actualizare a acestei liste;
a fost întocmită documentația necesară pentru achiziția unui număr de 18 echipamente destinate distrugerii documentelor clasificate și neclasificate, în vederea dotării sediilor TRANSGAZ din Mediaș, D.O.P.G.N. București și a Exploatărilor Teritoriale; documentația a fost înaintată DEPARTAMENTULUI ACHIZIȚII SECTORIALE ȘI CONTRACTĂRI, prin intermediul adresei nr.15805/05.04.2017; în baza Deciziei nr. 736/2.08.2017, doi reprezentanți ai Serviciului Gestiune Documente au făcut parte din comisia de evaluare a ofertelor depuse pentru achiziționarea acestor echipamente, având ca responsabilitate evaluarea propunerilor tehnice și financiare; aceștia au întocmit Procesele verbale de analiză tehnică și financiară a ofertelor depuse; la finalizarea procedurii de achiziție, a fost încheiat contractul nr. 577/14.11.2017 cu firma câștigătoare, aceasta a livrat echipamentele, care au fost recepționate (în baza P.V. de recepție nr. UELU 158/05.12.2017, de către comisia constituită prin Decizia nr. 390/30.05.2017) și ulterior distribuite în locațiile mai sus amintite, pentru asigurarea confidențialității, prin procesul de distrugere a documentelor ieșite din uz și respectarea prevederilor legale privind distrugerea documentelor clasificate înlocuite sau perimate;
în perioada 23-25 octombrie 2017 s-a desfășurat controlul asupra modului de aplicare a măsurilor de protecție a informațiilor clasificate în cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., desfășurat de reprezentanții U.M. 0645 SIBIU; la finalul activității de control aceștia au întocmit Documentul de constatare nr. 2279927/25.10.2017, care a fost prezentat conducerii societății; în urma controlului, în data de 16.11.2017, a avut loc o ședință a Structurii de Securitate, în scopul stabilirii măsurilor necesare pentru realizarea termenelor prevăzute în documentul de constatare, măsuri menționate în minuta încheiată la finalul ședințeiș măsurile stabilite au fost întreprinse, acestea fiind aduse la cunoștința U.M. 0645 SIBIU cu adresa nr. 61883/21.12.2017;
în cadrul demersului de refacere a "Programului de Prevenire Împotriva Scurgerii de Informații Clasificate" al S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.:
în luna aprilie 2017 au fost actualizate: Lista funcțiilor care necesită acces la informații clasificate SECRET DE STAT, nr. S30/05.04.2017, Lista persoanelor care au (sau urmează să aibă) acces la informații clasificate pe niveluri de secretizare, nr. nr. S29/05.04.2017; acestea au fost aprobate de către Directorul General al societății, câte un exemplar fiind înaintat la Oficiul Registrului Național al Informațiilor Secrete de Stat și A.D.S. în domeniul protecției informațiilor clasificate București;
s-a solicitat DEPARTAMENTULUI TEHNOLOGIA INFORMAȚIEI ȘI COMUNICAȚIILOR actualizarea informațiilor care urmează a fi cuprinse în capitolul 6 al P.P.S.I.C.–"Prezentarea sistemului și a subsistemelor informatice și de telecomunicații destinate prelucrării, stocării și transmiterii de date și informații clasificate", prin intermediul adresei nr. 22130/16.05.2017;

prin intermediul adresei nr. 22125/16.05.2017 s-a solicitat DIRECȚIEI AUTOMATIZĂRI ȘI SCADA punerea la dispoziție a

unei prezentări complete a sistemului SCADA pentru Sistemul Național de Transport în vederea includerii acestuia ca subcapitol în programul mai sus amintit;

în luna octombrie 2017 s-au fost actualizate din nou: Lista funcțiilor care necesită acces la informații clasificate SECRET DE STAT, nr. S85/05.10.2017, Lista persoanelor care au (sau urmează să aibă) acces la informații clasificate pe niveluri de secretizare, nr. nr. S84/05.10.2017 și Lista persoanelor și funcțiilor care au (sau urmează să aibă) acces la informații clasificate SECRET DE SERVICIU, nr. S86/06.10.2017, acestea urmând aprobate de către conducerea societății.
prin intermediul adresei nr. 24620/30.05.2017 s-a solicitat consiliere de specialitate de la A.D.S. în domeniul protecției informațiilor clasificate Sibiu, privind demersurile de refacere a P.P.S.I.C. și de acreditare de securitate a sistemelor informatice și de comunicații (SIC); urmare acestei solicitări, în data de 29.06.2017 a avut loc o întâlnire cu reprezentanții A.D.S. în domeniul protecției informațiilor clasificate Sibiu iar ca și consecință a discuțiilor purtate:
a fost emisă Decizia nr. 645/07.07.2017 privind numirea Comisiei pentru elaborarea documentațiilor în vederea obținerii acreditării de securitate a sistemelor informatice și de comunicații (SIC) care stochează, procesează sau transmit informații clasificate din cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.

Comisia va realiza demersurile necesare:

parcurgerii etapelor procesului de acreditare de securitate O.R.N.I.S.S., a sistemelor informatice și de comunicații care stochează, procesează sau transmit informații clasificate SECRET DE STAT;
îndeplinirii formalităților privind acreditarea internă de securitate, a sistemelor informatice și de comunicații care stochează, procesează sau transmit informații clasificate SECRET DE SERVICIU; în acest sens: serviciul Gestiune Documente a contactat O.R.N.I.S.S. pentru obținerea de informații privind demararea procedurii de acreditare de securitate a SIC (înaintarea cererii de acreditarea de securitate și a documentelor însoțitoare ale acesteia); informațiile obținute de la O.R.N.I.S.S. au fost înaintate și DEPARTAMENTULUI TEHNOLOGIA INFORMAȚIEI ȘI COMUNICAȚIILOR, prin adresa nr. 35756/28.07.2017, adresă prin intermediul căreia se solicita și punerea la dispoziție a unei documentații care sa cuprindă descrierea sistemelor informatice din camerele TEMPEST, aceasta fiind necesar a fi atașată cererii de acreditare de securitate a sistemelor informatice;
în colaborare cu DEPARTAMENTUL TEHNOLOGIA INFORMAȚIEI ȘI COMUNICAȚIILOR a fost întocmită "Documentația privind acreditarea sistemului informatic SECDOC și a stațiilor independente SECRET DE SERVICIU din cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A."– versiunea 1;
documentația de acreditare a fost pusă la dispoziția persoanelor cu atribuții privind protecția informațiilor clasificate din cadrul Exploatărilor Teritoriale, prin intermediul adreselor de înaintare nr. 40259/29.08.2017, nr. 40260/29.08.2017, nr. 40262/29.08.2017, nr. 40263/29.08.2017, nr. 40265/29.08.2017, nr. 40267/29.08.2017, nr. 40268/29.08.2017, nr. 40269/29.08.2017 și nr. 40271/29.08.2017.
au fost efectuate demersuri pentru declasificarea celor 122 documentele clasificate, nivel SECRET DE STAT, deținute de către S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., emise între anii 1949–1985; în acest sens a fost înaintată către MINISTERUL ECONOMIEI adresa nr. 19563/02.05.2017, prin intermediul căreia a fost solicitat acordul de declasificare și distrugere a acestor documente; urmare a răspunsului MINISTERULUI ECONOMIEI (adresa nr.140275/09.05.2017):
pentru o parte a acestor documente (93) s-a primit acordul de declasificare, nr. 140275/09.05.2017, lista cuprinzând inventarul lor fiind înaintată și ARHIVELOR NAȚIONALE - SIBIU; documentele au fost declasificate prin P.V. de declasificare nr. 47131/06.10.2017, aprobat de conducerea societății și vizat de Șeful Structurii de Securitate, acestea fiind marcate cu NESECRET;

pentru restul documentelor au fost comunicați continuatorii activității emitentului, către aceștia înaintându-se solicitările de declasificare și

distrugere: nr. 30445/30.06.2017 (MINISTERUL AFACERILOR INTERNE), nr. 30444/30.06.2017 (OMV PETROM), nr. 30447/30.06.2017 (PROSPECTIUNI S.A. BUCUREȘTI), nr. 30443/30.06.2017 (I.P.I.P. PLOIEȘTI), nr. 30441/30.06.2017 (I.P.C.U.P. PLOIEȘTI), nr. 30440/30.06.2017 (INSTITUTUL GEOLOGIC AL ROMÂNIEI);

urmare acestor adrese, în cadrul TRANSGAZ a avut loc o întâlnire cu reprezentantul MINISTERULUI AFACERILOR INTERNE pentru verificarea documentelor în cauză. La finele acesteia s-a încheiat Procesul Verbal nr. 2148078/03.08.2017, urmând ca MINISTERUL AFACERILOR INTERNE să comunice un punct de vedere privind declasificarea și distrugerea și s-a obținut acord din partea OMV PETROM (adresa nr. 622/25.10.2017), pentru reîncadrarea unui număr de 9 documente în categoria SECRET DE SERVICIU.
a fost declanșat procesul de acreditare de securitate a sistemelor informatice și de comunicații (SIC) care stochează, procesează sau transmit informații clasificate SECRET DE STAT– SILTRAS, din cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. acesta urmând să se desfășoare conform Ordinul nr. 11/03.02.2015 și Ordinul nr. 17/21.03.2014–O.R.N.I.S.(Strategia de acreditare de securitate și cerințele de securitate pentru sistemele informatice).
a fost înlocuită stația dedicată elaborării documentelor clasificate în cadrul E.T. CLUJ (P.V. predare– primire cu nr. ETCJ 10236/23.08.2017), deoarece aceasta nu îndeplinea în totalitate cerințele de securitate, la dispoziția E.T. CLUJ fiind pusă o stație generație mai nouă, cu porturile de acces blocate, configurată conform cerințelor de securitate de către DEPARTAMENTUL TEHNOLOGIA INFORMAȚIEI ȘI COMUNICAȚIILOR; aceasta a fost sigilată și înregistrată corespunzător în Registru de evidență a informațiilor clasificate SECRET DE SERVICIU respectiv în Registrul de evidență a mediilor de stocare; Hard disk-ul stației înlocuite este propus pentru a fi distrus astfel încât informațiile stocate să nu mai poată fi reconstituite;
au fost elaborate: Tematica anuală de instruire în domeniul protecției informațiilor clasificate pentru anul 2018-nr. 60682/15.12.2018, Tema de pregătire pentru anul 2018 privind protecția informațiilor clasificate în cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.-nr. 60486/15.12.2018, Tema de pregătire privind protecția informațiilor clasificate, pentru anul 2018, în cadrul Exploatărilor Teritoriale-nr. 60487/15.12.2018 și Tema de pregătire privind protecția informațiilor clasificate SECRET DE STAT, în cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A pentru anul 2018-nr. 60488/15.12.2018. Acestea au fost trimise persoanelor cu atribuții și se găsesc afișate în zona publică a rețelei interne

RANSGAZ (zonapublica.transgaz.ro - /INFORMATII UTILE/Norme protectia informatiilor clasificate si neclasificate);

s-a întocmit: Programul de activitate al Serviciului Gestiune Documente pentru anul 2018-nr. 60490/15.12.2018;
au fost elaborate: Programul de control pentru anul 2018-nr. 60488/15.12.2018 și Tematica de control pentru realizarea programului de control aprobat pentru anul 2018, in cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A, privind protecția informațiilor clasificate-nr. 60491/15.12.2018;
au fost desfășurate controalele privind modul de aplicare a măsurilor legale de protecție a informațiilor clasificate precum și modul de gestionare și arhivare a documentelor neclasificate în cadrul celor 9 Exploatări Teritoriale; acestea s-au desfășurat conform Programului de control aprobat pentru anul 2017 nr. 56819/12.12.2016, completându-se Fișa de control a obiectivului și în baza Tematicii de control pentru realizarea programului aprobat/2017, nr. 57210/13.12.2016.

Stadiul realizării Planului de control aprobat pentru anul 2017

Nr. crt.	Data la care a fost/urmează a fi desfășurat controlul	Amplasament (E.T./Dep./ Sucursală)	Măsuri impuse	Programate	Realizate
1.	21-23 martie 2017	E.T. ARAD	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 13591/23.03.2017	1	1
2.	10-11 mai 2017	E.T. CLUJ	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 21742/12.05.2017	1	1
3.	14-15 iunie 2017	E.T. BRAȘOV	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 27904/15.05.2017	1	1
4.	19-22 iunie 2017	E.T. CONSTANȚA	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 28385/21.06.2017	1	1
5.	01-03 august 2017	E.T. CRAIOVA	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 36619/03.08.2017	1	1
6.	07-09 august 2017	E.T. BACĂU	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 37544/09.08.2017	1	1
7.	26-29 septembrie 2017	E.T. BRĂILA	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 45862/29.09.2017	1	1
8.	27-29 noiembrie 2017	E.T. BUCUREȘTI	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 57730/29.11.2017	1	1
9.	18 decembrie 2017	E.T. MEDIAȘ	Conform P.V. de control și constatare a deficiențelor Nr. 61099/19.12.2017	1	1

Observații:

Controalele au fost desfășurate de reprezentanți ai Structurii de Securitate din cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., salariați ai DEPARTAMENTULUI MEDIU, PROTECȚIE și SECURITATE, Serviciul Gestiune Documente.

În desfășurarea controalelor au fost urmărite următoarele aspecte:

s-au verificat existența și modul de efectuare a înregistrării documentelor clasificate în registrele de evidență, modul de realizare a instruirii personalului autorizat din cadrul Exploatărilor Teritoriale și consemnarea instruirii în fișele individuale de pregătire în domeniul protecției informațiilor clasificate;
au fost verificate cunoștințele în domeniul protecției informațiilor clasificate, ale unui număr de: 8 angajați din cadrul E.T.CONSTANȚA, E.T.BUCUREȘTI și E.T. ARAD, 7 angajați din cadrul E.T. CLUJ, E.T. BRAȘOV, E.T. BRĂILA și E.T. CRAIOVA, respectiv 6 angajați din cadrul E.T. BACĂU și E.T. MEDIAȘ, prin administrarea a 2 variante de teste grilă;
a fost acordată consiliere în domeniul protecției informațiilor clasificate și a modului de elaborare a P.P.S.I.C. (Programul privind Prevenirea Scurgerii de Informații Clasificate) la nivelul Exploatării Teritoriale Bacău și al Exploatării Teritoriale București precum și a actualizării programelor existente, în celelalte Exploatărilor Teritoriale;
a fost verificate modul de înregistrare a documentelor neclasificate în cadrul secretariatelor și s-a urmărit fluxul documentelor (atât pentru documentele de intrate în societate cât și pentru cele cu destinatari externi);

Obs. Acest aspect a făcut obiectul controlului până la momentul trecerii activității de registratură de la serviciul gestiune documente la Serviciul Administrativ și Activități Corporative;

s-a acordat consiliere de specialitate privind, întocmirea și înaintarea lucrărilor de selecționare a documentelor, finalizate până la momentele desfășurării controalelor în cadrul E.T.-urilor Direcțiilor Județene a Arhivelor Naționale;
la sfârșitul controalelor s-au întocmit Procese verbale de control și constatare a deficiențelor, menționate în tabelul de mai sus, acestea fiind înaintate conducerii societății;

Activitatea privind asigurarea protecției prelucrării datelor cu caracter personal

în luna octombrie 2017, prin intermediul adresei nr. 51766/31.10.2017, au demarat demersurile pentru alinierea cu legislația în domeniul protecției datelor cu caracter personal și implementarea Regulamentului general privind protecția datelor în cadrul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.;
urmare acestui demers, în cursul lunii noiembrie 2017, în cadrul Serviciului Gestiune Documente s-a înființat postul de Ofițer conformitate, COD COR 241237;
au fost stabilite și consemnate în Fișa Postului cerințele, atribuțiile și sarcinile specifice;
a fost transmis către Direcția Organizare Resurse Umane Angajamentul de confidențialitate privind protecția datelor cu caracter personal;
este în curs de elaborare Politica de securitate privind măsurile de protecție a persoanelor cu privire la prelucrarea datelor cu caracter personal.

Activități integrate desfășurate la nivelul departamentului

În anul 2017, la nivelul departamentului s-a realizat activitatea de evaluare a conformării cu legislația din punct de vedere a securității și sănătății ocupaționale, protecției mediului și a pazei, protecției și situațiilor de urgență.

Această acțiune s-a efectuat prin planificarea diferitelor tipuri de inspecții interne integrate, atât la nivelul Departamentului, cât și la nivelul Exploatărilor Teritoriale, ele fiind realizate de către inspectorii de specialitate din fiecare domeniu în parte, urmărindu-se următoarele aspecte:

monitorizarea activităților și a locurilor de muncă asigurându-se remedierea operativă a unor neconformități constatate;
gestionarea corespunzătoare a problemelor de mediu și soluționarea acestor;
urmărirea activităților aferente protecție, pazei și a situațiilor de urgență.

Inspecțiile s-au realizat pe baza tematicilor de control, a check-listurilor elaborate de către fiecare serviciu de specialitate și aprobate de conducerea departamentului.

Drept urmare, la nivelul anului 2017 a fost aprobat de conducerea societății PROGRAMUL DE INSPECȚII INTEGRATE ALE SISTEMULUI DE MANAGEMENT INTEGRAT MEDIU-SSO-PSI PENTRU ANUL 2017.

Rezultatul final al acestor inspecții s-a concretizat printr-un Raport de inspecție, aprobat de conducerea societății și transmis Exploatărilor Teritoriale care au fost supuse acestui proces, în scopul realizării măsurilor impuse.

În urma analizării stadiului de realizare a acestui program rezultă că au fost efectuate un număr de 97 de inspecții, dintr-un total de 130 de inspecții, reprezentând un grad de realizare de 74,61 %.

Ca atare, inspectorii de specialitate din teritoriu, au consiliat conducătorii locurilor de muncă în vederea realizării măsurilor stabilite în rapoartele de inspecție și au urmărit modul de raportare către departament a îndeplinirii acestora.

ANEXA 3 – GUVERNANȚĂ CORPORATIVĂ

ACTE JURIDICE ÎNCHEIATE ÎN CONDIŢIILE ART. 52 ALIN. (1) ŞI ALIN. (6) DIN O.U.G nr. 109/30.11.2011

În anul 2017 societatea a încheiat următoarele acte juridice cu societăţile în care Statul Român își exercită controlul direct sau indirect şi a căror valoare cumulată reprezintă cel puțin echivalentul în lei a 50.000 de euro:

Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 30T/ 2017 (perioada 1 ianuarie 2017–1 aprilie 2017)
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor de transport
Valoarea contractului	3.889.872,00-Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (LEI)
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanţii: Art. 10 (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte părţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) În scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanţiei de plată în favoarea OTS dacă face dovada unui rating de creditare emis de o agenţie de rating agreată de ambele părţi, echivalent cu cel acordat Transgaz SA. (3) Garanţia de plată în sumă de 193.138,91 lei reprezentând 5% din contravaloarea capacităţii de transport, fermă şi întreruptibilă, rezervată pe întreaga durată de valabilitate a contractului, calculată în baza tarifelor reglementate, se va emite sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 4 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi valabilă 60 de zile calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a contractului. (4) Garanţia financiară se va activa de către părţi în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport. 5) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzută în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale, sau le îndeplineşte cu întârziere. (6) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit. a). (8) În situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstituii garanţia conform alin. (3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare. (9) Utilizatorul reţelei este scutit de la solicitarea instrumentului financiar de garanţie şi în cazul în care achită în avans contravaloarea lunară a capacităţii rezervate. Penalități: Art.13 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5/art.51 alin. (5) lit. b) atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzută în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării

termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin.(1) se
decalează în mod corespunzător.
Art. 14
(1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de
calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul
prevăzut în reglementările legale în vigoare, OTS este îndrituit să solicite şi să
primească o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată
în unităţi de energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de
calitate sub cele prevăzute în reglementările legale în vigoare; contravaloarea
gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea
cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în
procesul-verbal încheiat la intrarea în SNT, corespunzător perioadei de
neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de
achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC
în perioada respectivă.
(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul
înregistrat, OTS are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune
interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în
care UR nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte
obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Art. 15
În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la
facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la
transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea
transferată, pentru perioada
cuprinsă între data transferului obligatoriu de
capacitate şi aceea a încetării contractului.
Art. 16
(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească:
a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în
conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire
din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată;
b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii
rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu
menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta;
c) o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în

unităţi de energie, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate
sub cele prevăzute în reglementările legale în vigoare, calculată prin înmulţirea
cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în
procesul verbal încheiat la ieşirea din SNT, corespunzător perioadei de
neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de
achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC
în perioada respectivă.
(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul
înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune
interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în
care OTS nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de
transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul
contract.

Termene și modalități de plată

Art. 5
(1) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem,
contravaloarea serviciilor ferme și întreruptibile de transport prestate, calculată în
baza tarifelor de transport reglementate.
(2) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar,
după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei.
(3) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în Anexa nr. 1 la contract.
(4) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care
a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi
lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, respectiv:
a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă,
stabilită în baza alocărilor finale;
b) o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale, înregistrate în luna precedentă,

	a căror contravaloare a fost calculată în conformitate cu metodologia prevăzută la art. 102^2 şi 102^4 din Codul rețelei; c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz; d) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul rețelei,rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT. (5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (6) Obligaţia de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor respective totale în contul operatorului de transport și de sistem.
Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 51L/2016 (perioada 1 ianuarie 2017– februarie 2017)
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor trimestriale de transport
Valoarea contractului	610.898,40-Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (LEI)
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite și penalități stipulate	Garanții: Art. 10 (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) În scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanţiei de plată în favoarea OTS dacă face dovada unui rating de creditare emis de o agenţie de rating agreată de ambele părţi, echivalent cu cel acordat Transgaz SA. (3) Garanţia de plată în sumă de 5% din contravaloarea capacităţii de transport fermă rezervată pe întreaga durată de valabilitate a contractului, calculată în baza tarifelor reglementate, se va emite sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 3 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi valabilă 60 de zile calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a contractului. (4) Garanția financiară se va activa de către parți în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport. (5) OTS are dreptul de a emite pretenții asupra garanției prevăzută în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu își îndeplinește integral sau parțial obligațiile contractuale, sau le îndeplinește cu întârziere. (6) Anterior emiterii unei pretenții asupra garanției, OTS are obligația de a notifica UR, precizând obligațiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanției va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit. a). (8) În situația executării garanției parțial sau total, UR are obligația de a reconstituii garanția conform alin. (3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare. Penalități: Art.13 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 5 alin. (5) atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor către bugetul de stat, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16- a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată in 15 zile calendaristice de la data scadenţei.

	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii
	obligaţiei de plată. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin.(1) se decalează în mod corespunzător. Art. 14
	(1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, utilizatorul de reţea nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condiţiile tehnice, operatorul sistemului de transport este îndrituit să solicite şi să primească o sumă egală cu 0,5 % din contravaloarea gazelor naturale, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condiţiile tehnice; contravaloarea acestor gaze naturale, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, corespunzător perioadei de facturare, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în lei/unităţi de energie, evaluată de ANRE în perioada respectivă. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin.(1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, operatorul sistemului de transport are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care utilizatorul reţelei nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
	Art. 15 În cazul în care utilizatorul de reţea, la cererea operatorului sistemului de transport, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, utilizatorul de reţea este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. Art. 16
	(1) Utilizatorul de reţea este îndrituit să solicite şi să primească: a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată; b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub capacitatea rezervată, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care operatorul sistemului de transport nu menţine la dispoziţia utilizatorului reţelei întreaga capacitate de transport rezervată de acesta;
	c) o sumă egală cu 0,5 % din contravaloarea gazelor naturale, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condiţiile tehnice, calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, corespunzător perioadei de facturare, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în lei/unităţi de energie, evaluată de ANRE în perioada respectivă.
	(2) În cazul în care suma prevăzută la alin(1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, utilizatorul de reţea are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care operatorul sistemului de transport nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plată	Art.5 (1) Utilizatorul rețelei va plăti operatorului de transport și de sistem, contravaloarea serviciilor ferme și întreruptibile de transport prestate, calculată în baza tarifelor de transport reglementate. (2) Utilizatorul rețelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul rețelei. (3) Tarifele menționate la alin. (1) și (2) sunt prevăzute în Anexa nr.1 la contract. (4) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi

	lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, respectiv: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, stabilită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale, înregistrate în luna precedentă, a căror contravaloare a fost calculată în conformitate cu metodologia prevăzută la art. 102^2 şi 102^4 din Codul rețelei; c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depășire a capacității rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacității rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz; d) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art.51 din Codul rețelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT. (5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul rețelei se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în
	care data scadenței este zi nelucrătoare, termenul se socotește împlinit în următoarea zi lucrătoare. (6) Obligația de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor respective totale în contul operatorului de transport și de sistem.
Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A. Mediaş– SUCURSALA Ploiești
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 15757/2017 (perioada 01.04.2017–31.03.2018)
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale
Valoarea contractului	7.212.860,14 lei-Valoarea estimată a actului juridic fără TVA (LEI)
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite și penalitati stipulate	Garanţii: Art. 15 (1) La data încheierii prezentului contract părţile decid dacă pot să îşi prezinte reciproc unul sau mai multe instrumente de garantare a propriilor obligaţii, convenite de către acestea, astfel: a) garanţii financiare; b) garanţii reale, cu excepţia gazelor naturale înmagazinate. (2) Garanţia prevăzută la alin. (1) este destinată realizării obligaţiilor contractuale ale parţilor, în cazul neîndeplinirii din culpă a acestora. Valoarea acestei garanţii va fi egală cu 5 % din contravaloarea serviciilor prestate prin prezentul contract. (3) În cazul executării garanţiei constituite în condiţiile alin. (1), partea în cauză este obligată să reconstituie garanţia depusă, în termen de 7 zile calendaristice de la executare. Art. 16 Dacă părţile constituie garanţii reale, contractele de garanţie vor fi perfectate o dată cu semnarea prezentului contract. Penalități: Art. 24 (1) În situaţia în care prestatorul nu îşi indeplineşte obligația de prestare a serviciilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, conform programului convenit prin prezentul contract, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract, beneficiarul este îndrituit să solicite şi să primească daune interese, corespunzător prejudiciului cauzat. 2) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a contravalorii serviciilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, prevazută la art. 10 alin. (2), atrage: a) perceperea de majorări de întârziere, calculate asupra valorii neachitate, în cotă egală cu nivelul dobânzilor datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la emiterea facturii și până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată într-un termen de graţie de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) întreruperea prestării serviciilor de injecţie/extracţie a gazelor naturale în/din depozitele de înmagazinare subterană, cu un preaviz de 3 zile calendaristice,

	începand cu a 31-a zi calendaristică de la data emiterii facturii; c) executarea garanţiei constituite conform art. 15, cu o notificare prealabilă, transmisă după expirarea celor 15 zile de grație și cu cel puțin 3 zile înainte de data executării propriu-zise; d) exercitarea dreptului de retenţie asupra cantităţii de gaze naturale înmagazinată. (3) Exercitarea dreptului de executare a garanţiei, în condițiile prevăzute la art. 24 alin. 2 lit. c din prezentul contract, precum, precum şi dreptul de de retenţie se poate realiza şi în cazul neîndeplinirii obligaţiilor contractuale ale beneficiarului, altele decât cea prevăzută la alin. (2). (4) În cazul în care angajarea măsurilor prevăzute la alin. (2) și (3) nu este de natură a asigura acoperirea integrală a prejudiciului înregistrat de prestator, beneficiarul va plăti acestuia daune-interese, în conformitate cu prevederile legale în vigoare.
Termene și modalități de plată	Art.9 Beneficiarul va plăti prestatorului contravaloarea serviciilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, calculată în baza tarifului reglementat pentru serviciile de înmagazinare subterană, prevăzut în anexa nr.7, în conformitate cu legislaţia în vigoare. Art.10 (1) Conform formulei şi tarifului prevăzut în anexa nr. 7 la prezentul contract, prestatorul va factura lunar beneficiarului, contravaloarea serviciilor de înmagazinare efectuate. Plata contravalorii serviciilor de înmagazinare se va realiza în ordinea scadenţei facturilor emise, prin Ordin de plată sau orice alt instrument legal de plată convenit între părţi şi se consideră efectuată la momentul disponibilizării sumelor în contul prestatorului nr. RO74 RNCB 0205 0448 6013 0001, deschis la BCR-Sucursala Ploieşti. (2) Plata contravalorii serviciilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale se face lunar în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturii de către PRESTATOR. PRESTATORUL va transmite factura emisă în conformitate cu prevederile prezentului contract către BENEFICIAR prin fax/e-mail la data emiterii şi ulterior prin poştă. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în urmatoarea zi lucrătoare. (3) Părţile convin ca la sfârşitul ciclului de injecţie, respectiv de extracţie să se facă regularizarea/revizuirea obligaţiilor/drepturilor de plată/încasare aferente rezervării de capacitate în funcţie de cantitatea totală de gaze naturale efectiv înmagazinată de către beneficiar.
Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A.–E.ON Energie România S.A.
Data încheierii și natura contractului	Data încheierii:15.09.2017 Încheiat în urma derulării licitației cu Nr. 390/12.09.2016 pe platforma disponibil.ro deținută și administrată de Bursa Româna de Mărfuri
Obiectul Contractului	Gaze naturale cu titlu de Consum Tehnologic
Valoarea contractului	81.338.400,00 lei fără TVA, accize sau costuri de rezervare de capacitate
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite și penalități stipulate	Garanție de bună execuție constituită de către vânzător în favoarea cumpărătorului sub forma de SGB în cuantum de 10% din valoarea contractului – respectiv 8.133.400,00 lei; Penalități: Cumpărătorului–în cazul în care nu-și îndeplinește obligațiile de plată aferente, penalități în cuantum de 0,05% din factura restantă începând din ziua 16 de la scadența facturii; Cumpărătorului–în cazul în care nu își respectă obligația de preluare, penalități în cuantum de 5% din valoarea gazelor nepreluate. Vânzătorului–în cazul în care nu iși respectă obligația de livrare, penalități în cuantum de 5% din valoarea gazelor nelivrate.
Termene și modalități de plată	Plata contravalorii gazelor naturale achiziționate prin prezentul Contract se va efectua în termen de 30 de zile de la data emiterii de către Vânzător a facturii aferente cantității de gaze naturale efectiv livrate/preluate.

Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și S.N.GN. ROMGAZ S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 27/2017 (perioada 1 octombrie 2017–1 octombrie 2018)
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor de transport
Valoarea contractului	86.801.300,33 lei–Valoarea estimată a actului juridic fără TVA (lei) 103.293.547,39 lei–Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce	-
Garantii constituite, penalitati stipulate	Garanții: Art. 10 (1) În vederea îndeplinirii obligațiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte părți o garanție în conformitate cu prevederile Codului rețelei. (2) În scopul îndeplinirii obligației prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanției de plată în favoarea OTS dacă face dovada unui rating de creditare emis de o agenție de rating agreată de ambele părți, echivalent cu cel acordat Transgaz SA. (3) Garanția de plată în sumă de 2.431.011,20 lei reprezentând 5% din contravaloarea capacității de transport rezervată pe întreaga durată de valabilitate a contractului, calculată în baza tarifelor reglementate, se va emite sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 4 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi valabilă 60 de zile calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a contractului. (4) Garanţia financiară se va activa de către părţi în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport. (5) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzută în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale, sau le îndeplineşte cu întârziere. (6) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit.a). (8) În situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstituii garanţia conform alin.(3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare. Penalități: Art.13 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5 atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzută în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. Art. 14 (1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condițiile tehnice, OTS este îndrituit să solicite şi să primească o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice; contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale,

exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la
intrarea în SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă
unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în
RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă.
(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul
înregistrat, OTS are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune
interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în
care UR nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte
obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Art. 15
În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la
facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la
transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea
transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de
capacitate şi aceea a încetării contractului.
Art. 16
(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească:
a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în
conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire
din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată;
b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii
rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu
menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta;
c) o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în
unităţi de energie, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate
sub cele prevăzute în Condițiile tehnice, calculată prin înmulţirea cantităţii de
gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul verbal
încheiat la ieşirea din SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu
suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale,
exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă.
(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul
înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune
interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în
care OTS nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de
transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul
contract.

Termene și modalități de plată

Art.5
(1) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem
contravaloarea serviciilor de transport prestate, calculată în baza tarifelor de
transport.
(2) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar,
după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei.
(3) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în Anexa nr.1 la prezentul
contract.
(4) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care
a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi
lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, respectiv:
a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă,
întocmită în baza alocărilor finale;
b) o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale, înregistrate în luna precedentă,
a căror contravaloare a fost calculată în conformitate cu metodologia prevăzută
la art. 102^2 şi 102^4 din Codul rețelei;
c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate,
calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului
pentru
neasigurarea
capacităţii
rezervate,
calculată
în
conformitate
cu
prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz.
d) o factură
aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în
conformitate cu prevederile art. 51 din Codul rețelei, rezultată în urma
nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește
capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT.
(5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei se

Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și SOCIETATEA COMPLEXUL Părți contractante ENERGETIC HUNEDOARA S.A.

Data încheierii și natura contractului Contract nr. 9/2017 (perioada 1 octombrie 2017–1 octombrie 2018)
Obiectul Contractului Prestarea serviciilor de transport
Valoarea contractului 2.672.650,99 lei-Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (LEI)
Creanțe reciproce -
Garanții constituite, penaliățti Garanții: stipulate Art. 10 (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) În scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanţiei de plată în favoarea OTS dacă face dovada unui rating de creditare emis de o agenţie de rating agreată de ambele părţi, echivalent cu cel acordat Transgaz SA. (3) Garanţia de plată în sumă de 466.862,73 lei reprezentând nivelul contravalorii serviciilor de transport gaze naturale calculat pentru două luni gaziere (rezervarea de capacitate și componenta volumetrică la nivelul capacității rezervate) în baza tarifelor reglementate, se va emite sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 4 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi valabilă calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a contractului. (4) Garanţia financiară se va activa de către părţi în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport. (5) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzută în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale, sau le îndeplineşte cu întârziere. (6) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit.a). (8) În situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstituii garanţia conform alin.(3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare. Penalități: Art.13 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, cu excepția celor prevăzute la art.9 lit.b) și c) din prezentul Contract, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5 atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzută în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. (3) Neîndeplinirea obligației de plată a facturilor prevăzute la art. 9 lit. b) și c) din	60 de zile

prezentul Contract, în termenele stabilite, atrage sistarea prestării serviciilor de
transport gaze naturale în termen de maxim 24 de ore, fără preaviz.
Art. 14
(1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de
calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul
prevăzut în Condițiile tehnice, OTS este îndrituit să solicite şi să primească o
sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de
energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele
prevăzute în Condițiile tehnice; contravaloarea gazelor naturale, exprimată în
unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale,
exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la
intrarea în SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă
unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în
RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă.
(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul
înregistrat, OTS are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune
interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în
care UR nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte
obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Art.15
În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la
facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la
transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea
transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de
capacitate şi aceea a încetării contractului.
Art. 16. (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească:
a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în
conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire
din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată;
b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii
rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu
menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta;
c) o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în
unităţi de energie, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate
sub cele prevăzute în Condițiile tehnice, calculată prin înmulţirea cantităţii de
gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul verbal
încheiat la ieşirea din SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu
suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale,
exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă.
(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul
înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune
interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în
care OTS nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de
transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul
contract.

Termene și modalități de plată

Părți contractante	c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz; d) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul rețelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT. (5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (6) Obligaţia de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor respective totale în contul operatorului de transport și de sistem. Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și S.C. Electrocentrale București
	S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 14/2017 (perioada 1 octombrie 2017–1 octombrie 2018)
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor de transport
Valoarea contractului	63.484.105,61 lei -Valoarea estimată a actului juridic include TVA (LEI)
Creanțe reciproce Garanții constituite, penaliățti	- Garanții:
stipulate	Art. 10 (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) În scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanţiei de plată în favoarea OTS dacă face dovada unui rating de creditare emis de o agenţie de rating agreată de ambele părţi, echivalent cu cel acordat Transgaz SA. (3) Garanţia de plată în sumă de 7.845.292,34 lei reprezentând 25% din contravaloarea capacităţii de transport rezervată pe întreaga durată de valabilitate a contractului, calculată în baza tarifelor reglementate, se va emite sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 4 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi valabilă 60 de zile calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a contractului. (4) Garanţia financiară se va activa de către părţi în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport. (5) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzută în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale, sau le îndeplineşte cu întârziere. (6) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit.a). (8) În situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstituii garanţia conform alin.(3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare. Penalități: Art.13 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5 atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării

	termenului de plată, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. Art. 14
	(1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condițiile tehnice, OTS este îndrituit să solicite şi să primească o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice; contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la intrarea în SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, OTS are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care UR nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract. Art. 15
	În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. Art. 16
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească: a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată; b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta; c) o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice, calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul verbal încheiat la ieşirea din SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plată	Art.5 (1) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem contravaloarea serviciilor de transport prestate, calculată în baza tarifelor de transport. (2) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (3) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în Anexa nr. 1 la prezentul contract.
	(4) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, respectiv: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale;

	b) o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale, înregistrate în luna precedentă, a căror contravaloare a fost calculată în conformitate cu metodologia prevăzută la art. 102^2 şi 102^4 din Codul rețelei; c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz. d) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul rețelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT. (5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei se face în termen de 90 de zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (6) Obligaţia de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor respective totale în contul operatorului de transport și de sistem.
Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și S.C. Electrocentrale București S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 11T/2017 (perioada 1 octombrie 2017–1 ianuarie 2018)
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor trimestriale de transport
Valoarea contractului	14.212.336,87 lei -Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (LEI)
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite, penaliățti stipulate	Garanții: Art. 10 (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte părţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) În scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanţiei de plată în favoarea OTS dacă face dovada unui rating de creditare emis de o agenţie de rating agreată de ambele părţi, echivalent cu cel acordat Transgaz SA. (3) Garanţia de plată în sumă de 2.161.075,55 lei reprezentând 25% din contravaloarea capacităţii de transport rezervată pe întreaga durată de valabilitate a contractului, calculată în baza tarifelor reglementate, se va emite sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 4 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi valabilă 60 de zile calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a contractului. (4) Garanţia financiară se va activa de către părţi în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport. (5) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzută în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale, sau le îndeplineşte cu întârziere. (6) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit. a). (8) În situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstituii garanţia conform alin. (3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare. Penalități: Art.13 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5 atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a

	zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de plată, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. Art. 14
	(1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condițiile tehnice, OTS este îndrituit să solicite şi să primească o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice; contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la intrarea în SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, OTS are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care UR nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
	Art. 15 În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. Art. 16
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească: a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată. b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. c) o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice, calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul verbal încheiat la ieşirea din SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă; (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plată	Art.5 (1) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem contravaloarea serviciilor de transport prestate, calculată în baza tarifelor de transport. (2) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (3) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în Anexa nr. 1 la prezentul contract. (4) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care

	a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, respectiv: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale, înregistrate în luna precedentă, a căror contravaloare a fost calculată în conformitate cu metodologia prevăzută la art. 102^2 şi 102^4 din Codul rețelei; c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz; d) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul rețelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT. (5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei se face în termen de 90 de zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (6) Obligaţia de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor respective totale în contul operatorului de transport și de sistem.
Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 18L/2017 pentru luna noiembrie 2017
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor lunare de transport
Valoarea contractului	1.051.008,00 lei–Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite, penaliățti stipulate	Garanții: Art. 10 (1) În vederea îndeplinirii obligațiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte părți o garanție în conformitate cu prevederile Codului rețelei. (2) În scopul îndeplinirii obligației prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanției de plată în favoarea OTS dacă face dovada unui rating de creditare emis de o agenție de rating agreată de ambele părţi, echivalent cu cel acordat Transgaz SA. (3) Garanția de plată în sumă de 44.160,00 lei reprezentând 5% din contravaloarea capacității de transport rezervată pe întreaga durată de valabilitate a contractului, calculată în baza tarifelor reglementate, se va emite sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 4 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi valabilă 60 de zile calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a contractului. (4) Garanţia financiară se va activa de către părţi în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport. (5) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzută în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale, sau le îndeplineşte cu întârziere. (6) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit. a). (8) În situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstituii garanţia conform alin. (3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare. Penalități: Art.13 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5 atrage:

a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzută în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei;

b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată.

(2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător.

Art. 14

(1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condițiile tehnice, OTS este îndrituit să solicite şi să primească o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice; contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la intrarea în SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă.

(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, OTS are dreptul să solicite şi să primească suplimentar dauneinterese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care UR nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.

Art.15

În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului.

Art. 16

(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească:

a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată;

b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta;

c) o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice, calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul verbal încheiat la ieşirea din SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă.

(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar dauneinterese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.

Termene și modalități de plată	Art. 5
	(1) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem contravaloarea serviciilor de transport prestate, calculată în baza tarifelor de
	transport.
	(2) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar,
	după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (3) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în Anexa nr. 1 la
	prezentul contract.
	(4) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi
	lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, respectiv:
	a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă,
	întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale, înregistrate în luna precedentă,
	a căror contravaloare a fost calculată în conformitate cu metodologia prevăzută
	la art. 102^2 şi 102^4 din Codul rețelei; c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate,
	calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului
	pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu
	prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz; d) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în
	conformitate cu prevederile art. 51 din Codul rețelei, rezultată în urma
	nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT.
	(5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei se
	face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în
	care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare.
	(6) Obligaţia de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor
	respective totale în contul operatorului de transport și de sistem.

Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și S.C. Electrocentrale București S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 15L/2017 pentru luna noiembrie 2017
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor lunare de transport
Valoarea contractului	4.705.795,79 lei-Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (LEI)
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite, penaliățti	Garanții:
stipulate	Art. 10. (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile
	Codului reţelei.
	(2) În scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS
	va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanţiei de plată în favoarea OTS dacă face
	dovada unui rating de creditare emis de o agenţie de rating agreată de ambele
	părţi, echivalent cu cel acordat Transgaz SA.
	(3) Garanţia de plată în sumă de 741.711,36 lei reprezentând 25% din contravaloarea capacităţii de transport rezervată pe întreaga durată de
	valabilitate a contractului, calculată în baza tarifelor reglementate, se va emite
	sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 4 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi
	valabilă 60 de zile calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a
	contractului.
	(4) Garanţia financiară se va activa de către părţi în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport.
	(5) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzută în prezentul
	articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale, sau le îndeplineşte cu întârziere.

notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit.a). (8) În situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstituii garanţia conform alin.(3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare.

Penalități:

Art.13. (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5 atrage:

a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenţei;

b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de plată, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată.

(2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător.

Art. 14. (1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condițiile tehnice, OTS este îndrituit să solicite şi să primească o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice; contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la intrarea în SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă.

Art. 15. În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului.

Art. 16. (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească:

Termene și modalități de plată	Art.5 (1) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem contravaloarea serviciilor de transport prestate, calculată în baza tarifelor de
	transport.
	(2) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar,
	după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (3) Tarifele menţionate la alin.(1) şi (2) sunt prevăzute în Anexa nr.1 la prezentul
	contract.
	(4) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care
	a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, respectiv:
	a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă,
	întocmită în baza alocărilor finale;
	b) o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale, înregistrate în luna
	precedentă, a căror contravaloare a fost calculată în conformitate cu metodologia prevăzută la art. 102^2 şi 102^4 din Codul rețelei;
	c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate,
	calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului
	pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz.
	d) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în
	conformitate cu prevederile art. 51 din Codul rețelei, rezultată în urma
	nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT.
	(5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei se
	face în termen de 90 de zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul
	în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare.
	(6) Obligaţia de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor
	respective totale în contul operatorului de transport și de sistem.
Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și S.N.G.N. Romgaz S.A.

Data încheierii și natura contractului	Data încheierii 29.11.2017
	Încheiat în urma derulării licitației cu Nr. 541/21.11.2017 pe platforma
Obiectul Contractului	disponibil.ro deținută și administrată de Bursa Română de Marfuri Gaze naturale din Depozitele de Înmagazinare Subterane
Valoarea contractului	11.171.711,67 lei fără TVA, accize sau costuri de rezervare de capacitate
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite, penaliățti	Garanții:
stipulate	Garanție de bună execuție constituită de către vânzător în favoarea
	cumpărătorului sub forma de SGB in cuantum de 10% din valoarea contractului– 1.117.171,16 lei;
	Penalități:
	Cumpărătorului–în cazul în care nu-și îndeplinește obligațiile de plată aferente:
	dobânzi penalizatoare, care se calculează pentru fiecare zi de întârziere începând cu ziua imediat următoare termenului de scadenţă şi până la data
	achitării integrale a debitului principal, inclusiv ziua plăţii; nivelul dobânzilor
	penalizatoare este egal cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata
	la termen a obligaţiilor către bugetul de stat, pentru fiecare zi de întârziere; Vânzătorului–în cazul în care nu iși respectă obligația de livrare, Cumpărătorul
	poate solicita daune Vânzătorului în cazul limitărilor sau întreruperilor în livrarea
	gazelor naturale, în alte situaţii decât cele permise în prezentul Contract sau de
	legea aplicabilă, cauzate din culpa dovedită a acestuia.
Termene și modalități de plată	Plata contravalorii gazelor naturale achiziționate prin prezentul Contract se va efectua în termen de 5 (cinci) zile de la data emiterii de către Vânzător a facturii
	aferente cantității de gaze naturale efectiv livrate/preluate.
Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. și CEC BANK S.A.
Data încheierii și natura contractului Obiectul Contractului	Contract nr. 585/15.11.2017 Servicii de consemnare a sumelor reprezentând indemnizații și despăgubiri la

Valoarea contractului	362.191,20 lei-pentru o perioadă de 4 ani
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite, penaliățti stipulate	Garanții: Scrisoare de garanție bancară pentru buna execuție a contractului în valoare de 36.219,12 lei constituită de CEC Bank. Penalități: "În cazul în care Prestatorul nu execută, execută cu întârziere sau defectuos obligațiile asumate prin Contract, atunci acesta datorează Achizitorului, cu titlu de penalități de întârziere, un procent de 0,05 din valoarea Contractului, pentru fiecare zi de întârziere, de la scadența obligațiilor și până la îndeplinirea integrală și corespunzătoare a acestora. Factura aferentă penalităților se plătește de către Prestator în termen de 5 zile de la primirea acesteia. În cazul în care Achizitorul nu execută obligația de plată, atunci Prestatorul are dreptul de a pretinde, cu titlu de penalități, un procent de 0,05 din valoarea neachitată a comisioanelor datorate, pentru fiecare zi de întârziere, până la îndeplinirea efectivă a obligației"
Termene și modalități de plată	Lunar prin virament bancar
Părți contractante	Încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 39L/2017 pentru luna decembrie 2017
Obiectul Contractului	Prestarea serviciilor lunare de transport
Valoarea contractului	1.357.552,00 lei–Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce	-
Garanții constituite, penaliățti stipulate	Garanții: Art. 10 (1) În vederea îndeplinirii obligațiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte părți o garanție în conformitate cu prevederile Codului rețelei. (2) În scopul îndeplinirii obligației prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. UR este scutit de constituirea garanției de plată în favoarea OTS dacă face dovada unui rating de creditare emis de o agenție de rating agreată de ambele părţi, echivalent cu cel acordat Transgaz SA. (3) Garanția de plată în sumă de 57.040,00 lei reprezentând 5% din contravaloarea capacității de transport rezervată pe întreaga durată de valabilitate a contractului, calculată în baza tarifelor reglementate, se va emite sub formă de scrisoare de garanţie bancară (model Anexa 4 la prezentul) sau se va constitui în numerar sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi va fi valabilă 60 de zile calendaristice de la expirarea duratei de valabilitate a contractului. (4) Garanţia financiară se va activa de către părţi în termen de 48 de ore de la acceptarea şi semnarea contractului de transport. (5) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzută în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale, sau le îndeplineşte cu întârziere. (6) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (7) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 13, alin. (1), lit.a). (8) În situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstituii garanţia conform alin. (3) din prezentul articol în termen de 5 zile de la executare. Penalități: Art.13 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5 atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia,

	inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzută în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. Art. 14
	(1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condițiile tehnice, OTS este îndrituit să solicite şi să primească o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice; contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la intrarea în SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, OTS are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care UR nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract. Art.15
	În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. Art. 16
Termene și modalități de plată	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească: a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată; b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta; c) o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condițiile tehnice, calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul verbal încheiat la ieşirea din SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de AC în perioada respectivă. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract. Art.5
	(1) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem contravaloarea serviciilor de transport prestate, calculată în baza tarifelor de transport. (2) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (3) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în Anexa nr. 1 la

prezentul contract. (4) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, respectiv:
a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale;
b) o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale, înregistrate în luna precedentă, a căror contravaloare a fost calculată în conformitate cu metodologia prevăzută la art. 102^2 şi 102^4 din Codul rețelei;
c) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz;
d) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul rețelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare/ieșire în/din SNT.
(5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în
care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare.
(6) Obligaţia de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor respective totale în contul operatorului de transport și de sistem.

ANEXA 4 ACTIVITATEA COMERCIALĂ

Principalele obiective pe linia activității din cadrul Direcţiei Comerciale, realizate în perioada 01.01- 31.12.2017 sunt urmatoarele:

determinarea și monitorizarea zilnică/lunară a consumului tehnologic la nivel de SNT și exploatări teritoriale și menținerea acestuia în procentul aprobat, cu delimitarea ET între nodurile tehnologice conectate la sistemul SCADA;
derularea licitaţiilor anuale, trimestriale, lunare și zilnice pentru alocarea produselor de capacitate anuale, trimestriale, lunare și zilnice, în punctul de interconectare Csanádpalota, în conformitate cu Calendarul de licitaţie publicat de ENTSOG și cu Ordinul ANRE nr. 88/22.11.2016;
derularea licitaţiilor anuale, trimestriale, lunare și zilnice pentru alocarea produselor de capacitate anuale, trimestriale, lunare și zilnice, în punctele situate pe conducta Isaccea 1–Negru Vodă 1, în conformitate cu Calendarul de licitaţie publicat de ENTSOG și cu Ordinul ANRE nr. 34/19.07.2016;
derularea licitaţiilor anuale, trimestriale, lunare și zilnice pentru alocarea produselor de capacitate anuale, trimestriale, lunare și zilnice, în punctul de interconectare Ruse-Giurgiu, în conformitate cu Calendarul de licitaţie publicat de ENTSOG și cu Ordinul ANRE nr. 88/22.11.2016;
în perioada de raportare s-au încheiat și semnat cu utilizatorii de rețea, 238 contracte pentru servicii de transport gaze naturale, atât pe termen lung (anuale) cât și pe termen scurt (trimestriale, lunare, zilnice), pentru punctele de intrare/ieșire în/din Sistemul Național de Transport, inclusiv pentru punctele de interconectare Csanadpalota, Ruse–Giurgiu, Negru Voda 1, Negru Voda–localitate, Mangalia;

Total contracte pe SNT-perioada ianuarie-decembrie 2017

Tip contract	Anual	Trimestrial	Lunar	Zilnic	Total
Nr. contracte	35	46	131	6	218

Total contracte în punctele de interconectare încheiate pe RBP-perioada ianuarie-decembrie 2017

Tip contract	Anual	Trimestrial	Lunar	Zilnic	Total
Nr. contracte	4	1	15	0	20

ca parte a Grupului de Lucru pentru revizuirea Codului Rețelei, constituit în baza deciziei 187/27.02.2017, în scopul configurării modelului de piață entry-exit cu utilizarea PVT, Direcția Comercială a participat la adaptarea secțiunii referitoare la accesul în sistemul entry-exit, conform cerințelor reglementărilor UE și a celor mai bune practici de pe piețele dezvoltate ale țărilor membre;
în cadrul acțiunii de reînnoire a "Convenţiilor privind stabilirea parametrilor tehnologici aferenţi punctelor fizice de intrare în/ieşire din Sistemul naţional de transport al gazelor naturale" prevăzute de Ordinul preşedintelui ANRE nr. 79/30.10.2013, au fost semnate și returnate 99% din Convențiile transmise către către producători, operatorii de distribuţie, operatorii de înmagazinare și consumatorii direcți;
emiterea, gestionarea și publicarea pe site-ul Transgaz în secțiunea "Informații clienți-Coduri EIC" http://www.transgaz.ro/ro/clienti/transgaz-sa-pe-piata-de-gaze/coduri-eic, a codurilor EIC naționale și internaționale, pentru toți participanții de pe piața de gaze din România, în scopul raportării REMIT (Regulamentul (UE) nr. 1227/2011 privind integritatea și transparența pieței angro) către platforma ARISde monitorizare a pieței de energie din Europa;
realizarea Raportului de evaluare a cererii de capacitate incrementală între România și Ungaria, în cooperare cu FGSZ, ca urmare a obligațiilor prevăzute de art. 26 Reg. (UE) nr. 459/2017 (noul cod de rețea european de alocare de capacitate) și publicarea acestuia pe site-ul Transgaz: http://www.transgaz.ro/rapoarte-evaluare-cerere-piata;
realizarea Raportului de evaluare a cererii de capacitate incrementală între România și Ungaria, în cooperare cu FGSZ, ca urmare a obligațiilor prevăzute de art. Reg. (UE) nr. 459/2017 (noul cod de rețea europeană de alocare de capacitate);
demararea proceselor de rezervare de capacitate incrementală pentru punctele preconizate de intrare în SNT din Marea Neagră: Vadu (pregătirea etapei angajate) și Tuzla (demararea etapei neangajate) și publicarea acestora pe site-ul Transgaz la adresa: http://www.transgaz.ro/ro/clienti/servicii-de transport/rezervare-de-capacitate-incrementala-snt, conform procedurii avizate prin avizul ANRE nr. 13/22.06.2017;
acțiuni privind îndeplinirea cerințelor de transparență prevăzute de Regulamentul (CE) nr. 715 /2009:
publicarea "Tranzacțiilor notificate în PVT" (Nominalizare) în conformitate cu prevederile Ordinului ANRE nr.160/2015, în conformitate cu prevederile Codului Retelei, art. 102(1) alin. (6) la adresa: http://www.transgaz.ro/ro/clienti/informatii-operationale/tranzactii-notificate-pvt;
publicarea dezechilibrelor UR calculate în conformitate cu prevederile Ordinului ANRE nr. 160/2015 postat pe site TRANSGAZ la adresa: http://www.transgaz.ro/ro/clienti/informatii operationale/dezechilibre-zilnice-ur;
publicarea "Acţiunilor de echilibrare OTS" pentru perioada 01.01.2017–31.12.2017, stabilite în conformitate cu prevederile Codului reţelei actualizat, la adresa: http://www.transgaz.ro/ro/clienti/informatii-operationale/actiuni-echilibrare-ots;
publicarea "Preţului Mediu Ponderat" determinat în conformitate cu Ordinul ANRE nr.160/2015 pentru perioada 01.01.2017–31.12.2017 în vederea decontării financiare a dezechilibrelor zilnice finale înregistrate de către fiecare UR după efectuarea FTG, afişat pe site TRANSGAZ la adresa: http://www.transgaz.ro/index.php/ro/clienti/informatii-operationale/platforma-gmois.
ațiuni privind îndeplinirea cerințelor de raportare prevăzute de Regulamentul (UE) nr. 1348/2014 și Legea nr. 24/2017 privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni de piață:
raportarea la ACER a contractelor de transport gaze naturale din Uniune între două sau mai multe locații sau zone de ofertare conform schemelor de raportare Edigas EASEE-gas, și a prevederilor și explicațiilor din TRUM-Transaction Reporting User Manual;
raportarea către Bursa de Valori București a contractelor încheiate cu societăți în care Statul Român iși exercită controlul direct sau indirect și a căror valoare cumulată reprezintă cel puțin echivalentul în lei a 50.000 de euro.
calculul dezechilibrelor zilnice finale și monitorizarea principalilor UR sub acest aspect, în conformitate cu prevederile din Codul Rețelei, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 16/2013 completat de prevederile Ordinului ANRE nr. 160/26.11.2015.
calculul și facturarea contravalorii dezechilibrelor zilnice finale cu titlu "Deficit" înregistrate de către UR în conformitate cu prevederile Codului rețelei aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 16/2013 completat de prevederile Ordinului ANRE nr. 160/26.11.2015, sens în care în cursul anului 2017 au fost emise 411 facturi în valoare totală de 179.515.075,29 RON cu TVA și au fost primite 280 facturi reprezentând "Excedent" în valoare totală de 131.809.037,07 RON cu TVA;
calculul și facturarea lunară a contravalorii serviciilor de transport gaze naturale contractate și a depășirilor de capacitate rezervată, înregistrate de către utilizatorii de rețea, operațiuni efectuate în conformitate cu prevederile Codului rețelei aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 16/2013 cu completările și modificările ulterioare,după cum urmează:
- servicii de transport gaze naturale–în perioada ianuarie-decembrie 2017 au fost emise 1.107 facturi în valoare totală de 1.248.655.227,14 lei fără TVA, adică 1.485.556.508,87 lei cu TVA;
- depășire de capacitate zilnică suplimentară calculată în temeiul dispozițiilor art. 51 din Codului rețelei– în perioada ianuarie-decembrie 2017 au fost emise 124 facturi în valoare totală de 45.013.352,57 lei fără TVA, adică 53.565.314,29 lei cu TVA;
- depășire de capacitate rezervată calculată în temeiul dispozițiilor art. 99 din Codului rețelei–în perioada ianuarie-decembrie 2017 au fost emise 391 facturi în valoare totală de 143.423.832,94 lei fără TVA, adică 170.639.483,71 lei cu TVA.

ANEXA 5 ACTIVITATEA DE OPERARE -PIAȚĂ GAZE NATURALE

D.O.P.G.N., prin activităţile desfăşurate, a urmărit realizarea cu prioritate a obiectivelor privind monitorizarea/operarea pieţei de gaze, precum și etapele de nominalizare/renominalizare/NIZ ale utilizatorilor de rețea în conformitate cu prevederile Codului Rețelei.

Ansamblul de proceduri necesare derulării activităţii D.O.P.G.N. și a asigurării fluxurilor informaţionale între participanţii la piaţa de gaze–producători/furnizori/societăţi de distribuţie/alţi operatori au fost stabilite prin Ordinul A.N.R.E. nr. 160/19.12.2014 privind modalitatea de stabilire a structurii amestecului de gaze naturale pentru clienţii casnici şi clienţii noncasnici producători de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinată consumului populaţiei, Ordinul 74/2016 privind aprobarea Metodologiei de alocare a cantităţilor de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie necesare acoperirii consumului clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice, destinată consumului populaţiei, Ordinul A.N.R.E. 160/2015 și Ordinul ANRE 75/2016 privind modificarea și completarea Codului rețelei pentru Sistemul național de transport al gazelor naturale, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 16/2013.

Adaptarea permanentă a metodelor de lucru, procedurilor, mecanismelor de monitorizare şi operare la configuraţia pieţei, precum şi îmbunătăţirea permanentă a metodelor proprii de analiză au condus la:

1. Completarea/actualizarea permanentă a bazei de date specifice, în principal:
nivelul cererii, nivel programat al livrărilor, nominalizări lunare/perioada de livrare/zilnice/orare;
nivelul consumului de gaze naturale;
nivelul cantitativ orar/zilnic/lunar al surselor de gaze naturale din producţia internă şi din import/puncte de intrare în SNT;
niveluri cantitative efective orare/zilnice/lunare ale surselor de gaze naturale destinate exportului;
parametrii funcţionali/SNT;
temperaturi înregistrate–date sugestive prelevate din 37 localităţi;
legislaţie şi reglementări.
1. Utilizarea/prelucrarea datelor operative şi efective privind:
2. programarea zilnică/lunară/perioadă de livrare a structurii şi anvergurii livrărilor, monitorizarea operativă a surselor/consumurilor intern/import, închiderea balanţelor de livrări/achiziţii;
3. elaborarea periodică de analize şi sinteze privind piaţa gazelor naturale–istoric, tendinţe, prognozarea dinamicilor de consum pe diferite segmente ale pieţei.
1. Aprobarea nominalizărilor, renominalizărilor, nominalizărilor intrazilnice ale UR conform prevederilor Codului Rețelei:
2. monitorizarea activitățior prevăzute de Codul Rețelei în vederea aprobării nominalizărilor, renominalizărilor, nominalizărilor intrazilnice ale utilizatorilor de rețea privind:
3. acordarea de asistenţă utilizatorilor de reţea cu privire la modul de utilizare a platformei informaționale GMOIS în secţiunea Nominalizări;
4. corelarea nominalizărilor cu confirmările transmise de partenerii acestora;
5. comunicarea utilizatorilor de reţea a valorilor corelate ale nominalizărilor;
6. întocmirea zilnică, pentru etapele de renominalizare și nominalizare intrazilnică a unor rapoarte privind nominalizările aprobate și transmiterea acestora conducerii Departamentului Operare.
7. verificarea gradului de conformare a participanților pe piața de gaze naturale privind obligațiile acestora prevăzute în Codul Rețelei;
8. raportarea săptamânală către ANRE a principalelor disfuncționalități privind comportamentul participanților la piața de gaze referitor la procesul de nominalizare în platforma informațională GMOIS;
9. colaborarea cu Departamentul TI în vederea optimizării rapoartelor generate de platforma informațională GMOIS, la secțiunea nominalizări.
1. Aprobarea nominalizărilor, renominalizărilor, nominalizărilor intrazilnice ale UR conform prevederilor Acordurilor de Interconectare pentru PI Csandpalota, Giurgiu Ruse, Isaccea 1, Negru Voda1:
2. colaborarea cu operatorul de transport adiacent în vederea identificării partenerilor care utilizează serviciile de transport în punctele de interconectare;
3. prelucrarea informațiilor primite de la utilizatorii de rețea care activează pe teritoriul României privind nominalizările/renominalizările/NIZ în punctele de interconectare și comunicarea acestora operatorului de transport adiacent;
4. comunicarea către utilizatorii de rețea care activează pe teritoriul României a cantităților confirmate în vederea stabilirii nivelului de livrare/preluare în punctele de interconectare.

Principalele coordonate ale activităţii desfăşurate în cadrul Direcţiei de Operare Piaţă Gaze Naturale au fost:

elaborarea lunară a raportului de fundamentare privind sursele/necesarul de consum pentru luna de livrare următoare;

actualizarea pe site-ul Transgaz a situației referitoare la cantitățile rămase necontractate ale fiecărui producător de gaze naturale, furnizor sau mandatat al furnizorului care asigură consumul CPET (trim. I 2017);
monitorizarea proceselor din cadrul etapelor de nominalizare/renominalizare/nominalizare intrazilnică ale UR;
monitorizarea, analiza zilnică a datelor privind nominalizările/consumurile zilnice/cumulate ale marilor furnizori de gaze naturale (surse de gaze din producţia curentă, depozite de înmagazinare subterană, import) în perspectiva corelării surse-consumuri;
elaborarea unor prognoze de consum pentru principalii utilizatori de reţea S.C. Engie România S.A. şi S.C. E.ON Energie România S.A.;
raportări zilnice către factori de decizie din cadrul ANRE, ministerul de resort privind consumurile României, situaţia stocurilor pe depozitele de înmagazinare subterană în ciclu de injecţie/extracţie, nivelul livrărilor din import/export, valori operative ale principalilor parametrii din SNT;
elaborarea balanţei lunare naţionale surse/consumuri prin analizarea şi corelarea surse– consumuri gaze naturale la nivelul întregii țări;
actualizarea lunară a bazei de date statistice privind livrările/achiziţiile de gaze naturale din producţia internă şi din import, situaţia stocurilor pe depozitele de înmagazinare subterană;
elaborarea lunară a raportului surse/furnizori import, protocoale de livrare pentru furnizorii externi şi raportul către vamă;
elaborarea şi transmiterea către ANRE a situaţiilor lunare privind consumurile furnizorilor, sursele de gaze naturale (intern, import) la nivel de țară, situația stocurilor din depozitele de înmagazinare subterană, situația dezechilibrelor înregistrate de utilizatorii de rețea;
administrarea reţelei locale de calculatoare, asigurarea comunicaţiilor date-voce;
analiza modului de implementare a prevederilor Codului Rețelei în etapele de nominalizare/renominalizare/NIZ;
participarea la consultările din cadrul grupului de lucru în vederea elaborării proiectului supus dezbaterii publice privind Acordurile de Interconectare pentru punctele Medieșu Aurit, Isaccea 2, 3 și Negru Voda 2, 3;
participarea în cadrul grupului de lucru constituit la nivelul SNTGN Transgaz, alături de reprezentanții ANRE și cu sprijinul reprezentanților DG ENERGY, ACER, ENTSOG în vederea elaborării proiectelor de revizuire a Codului Rețelei pentru SNT necesar configurării unui model de piață gaze naturale bazat pe sistemul entry-exit cu utilizarea punctului virtual de tranzacționare (PVT);
participarea la întâlniri de lucru cu reprezentanții ANRE, ai pieței de gaze naturale cu scopul de a analiza observațiile și propunerile de modificare făcute de aceștia la proiectele de revizuire a Codului rețelei aflate în dezbatere publică;
participarea săptămânală în intervalul ianuarie-martie 2017 la şedinţele Comandamentului de iarnă, organizat de Direcţia Generală de Energie din cadrul Ministerului Economiei, unde s-au analizat şi prezentat stadiul şi situaţia la zi a Sistemului Energetic şi a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale.

ANEXA 6 SITUAȚIA REALIZĂRILOR PMDI

Situația realizărilor pe obiectivele în derulare, din cadrul Programului de modernizare şi dezvoltare la finele anului 2017, se prezintă astfel:

Modernizări şi automatizări noduri tehnologice

Stadiul lucrărilor pentru cele 18 noduri tehnologice cuprinse în anexa 1, se prezintă astfel:

4 noduri tehnologice au fost finalizate (Sâmbotin, Mănești, Moșu și Ceanu Mare);
2 noduri tehnologice–s-au montat gazcromatografe (Horia, Corbu), lucrările programate au fost finalizate;
2 noduri tehnologice sunt sistate din lipsa AC sau situație teren (Racova, și Filipești);
2 noduri tehnologice sunt în procedură de achiziție (Drăgășani și Moisica-automatizări);
7 noduri tehnologice sunt în curs de proiectare alimentare cu energie electrică și automatizări (Băcia, Recaș, Schitu Golești, Corbu, Bogata 3, Lăzărești și Filipești Târg);
1 nod tehnologic în proiectare pentru montare GLPG (Schitu Golești).

Sistem de detecție gaz și fum în hala turbocompresoare la STC Șinca

Obținerea unui aviz de la Comisia Europeană (CE) pentru instalarea unui nou sistemului de detecție gaz și fum deoarece modernizarea STC Șinca a fost realizată cu fonduri europene. În acest sens, Departamentul Accesare Fonduri Europene și Relații Internaționale, a făcut demersurile necesare și a obținut acordul CE pentru realizarea modernizării propuse. De asemenea la nivelul Departamentului Exploatare și Mentenanță a fost întocmit un studiu privind o evaluare de risc, de unde reiese necesitatea instalării sistemului de detecție.

Sistem comandă achiziții date (Anexa 2)

Finalizarea lucrărilor de implementare a sistemului de transmitere date de la SMG Giurgiu și reluarea pentru a treia oară a procedurii de achiziție a lucrărilor de împrejmuire a robinetului R53 Sarmisegetusa, și efectuarea demersurilor necesare în vederea actualizării Autorizației de Construire la împrejmuirea NT Feliceni. De asemenea este în derulare procedura de achiziție pentru licența SCADA High-Leit terminal server. Pentru restul lucrărilor cuprinse în anexa 2 nu au fost transmise referate de necesitate și specificații tehnice, sau teme de proiectare.

Conducta de transport gaze Ø32" Crevedia–Podișor

Obținerea unei Autorizații de Construire noi la CJ Dâmbovița, în vederea demarării lucrărilor de execuție pentru întregirea conductei. În acest sens, a fost emisă comanda de lucrări către Departamentul Exploatare și Mentenanță pentru execuția lucrărilor cu forțe proprii prin Sucursala Mediaș.

Interconectarea conductei Ø10ʺ Gănești–Ungheni cu conducta Ø 24ʺ Vest III (Band–Băcia) la Gănești, jud. Mureș

Rezilierea Contractului inițial încheiat cu SC BAT Mediaș ca urmare a neîndeplinirii acestuia. Este necesară refacerea documentației tehnice conform noilor condiții din teren și reluarea procedurii de achiziție. Realizările negative ale anului 2017 reprezintă contravaloarea materialelor returnate în magazie.

Conducta de transport gaze Ø16" Vaslui–Iași (tronson Vaslui–Mogoșești)

În anii precedenți s-a realizat și pus în funcțiune conducta până la km. 58+247. De la km. 58+247 până la km 60+000 sunt neexecutați cca. 2.500 m din firul conductei, deoarece traseul conductei traversează o zonă împădurită. S-a obținut avizul ROMSILVA pentru cei 2.500 m din fond forestier, iar după reactualizarea documentației și finalizarea procedurii de achiziție se vor realiza întregirea firului conductei până la km 60+000. De la km 60+000 la km 69+000 lucrările de execuție se continuă cu forțe proprii de către Sucursala Mediaș, urmând a se cupla întregul tronson cu conducta Mogoșești–Lețcani.

Conducta de transport gaze Ø28" Gănești–Idrifaia–Coroi

Finalizarea Lucrărilor de execuție a firului conductei în lungime de 21 km și efectuarea probelor de presiune. A mai rămas de executat lucrări de reîntregire și punere în siguranță a firului conductei și lucrările care se vor executa cu forțe proprii aferente Dispoziției de Șantier 3.

Conducta de transport gaze Ø16" Vaslui-Lețcani (Mogoșești–Lețcani)

Finalizarea și recepționarea lucrărilor de execuție a firului conductei.

Subtraversare râu Mureș cu conducta Ø20" Fântânele-Arad, zona Fântânele

Finalizarea și recepționarea lucrărilor de execuție.

Deviere conducta Ø12'' Moinești-Dărmănești, zona Dărmăneasca

Finalizarea și recepționarea lucrărilor de execuție contractate. Datorită problemelor cu proprietarii de terenuri, s-a decis mutarea punctului de cuplare a conductei cu 200 m, în aval față de zona cu probleme. Lucrările de cuplare au fost executate, iar pentru cei 200 m de conductă neînlocuită, au fost deschise acțiuni în instanță pentru 3 proprietari din cauza cărora nu a putut fi respectată documentația tehnică și Autorizația de Construire. După finalizarea acțiunilor în instanță, se vor relua lucrările de înlocuire a porțiunii de conductă rămase, cu forțe proprii.

Lucrări privind punerea în siguranță a conductelor Ø28" Platou Izvor Sinaia–Filipești, zona Talea– Breaza (etapa II)

Rezilierea contractului încheiat cu constructorul IMI Baia Mare și reluarea procedurii de achiziție.

Conducta de racord Ø10″ SRM Luduș

Finalizarea și recepționarea lucrărilor de execuție.

Conducta de transport gaze Ø12" Negru Vodă–Techirghiol, etapa II (tronson Pecineaga– Techirghiol)

Derularea lucrărilor de construcții montaj contractate.

Conducta de transport gaze Ø20" Plătărești–Bălăceanca

Efectuarea demersurilor necesare în vederea reînnoirii avizelor și obținerii Autorizației de Construire.

Conducta de racord Ø 28" SRM SIDEX Galați

Derularea lucrărilor de execuție.

Conducta de transport gaze Ø24" Mașloc–Recaș, etapa I (partea II–zona fond forestier)

Lucrările de execuție pe tronsonul de pădure în lungime de 6 km nu au fost contractate, deoarece nu a fost obținut avizul ROMSILVA pentru traversarea zonei de fond forestier, aviz necesar la eliberarea Autorizației de Construire.

Conducta de transport gaze Ø28" Moșu–Buciumeni

Finalizarea documentației tehnice și avizarea acesteia în CTE. Este obținută Autorizația de Construire pe jud Dâmbovița (în baza notificărilor transmise către proprietari), dar pentru obținerea Autorizației de Construire pe județul Ilfov, Primăria Buftea (Primar Ghe. Pistol) solicită acordul proprietarilor în formă legalizată, nefiind de acord cu textul de lege care prevede eliberarea Autorizației de Construire în baza notificărilor către proprietari, fără altă formalitate prealabilă.

Conducta de transport gaze Ø10" Câmpulung Moldovenesc–Vatra Dornei (tr. C. Moldovenesc– Pojorâta)

Finalizarea și recepționarea lucrărilor programate.

Conducta de transport gaze Ø10" Câmpulung Moldovenesc–Vatra Dornei (tr. Pojorâta–Vatra Dornei)

Obținerea avizului de la Garda Forestieră, deoarece suprafețele afectate sunt mai mari de 10 ha și sinițierea demersurilor necesare obținerii unei Hotărâri de Guvern pentru scoaterea din fond forestier a suprafețelor necesare construirii conductei. Tronsonul Pojorâta-Vatra Dornei, reprezintă etapa II a construcției conductei Ø10″ Câmpulung Moldovenesc–Vatra Dornei în lungime de 35 km. Acest tronson, în lungime de 25,8 km traversează un teren aparținând Direcției Silvice Iași, care până la această dată nu a eliberat avizul ROMSILVA, necesar eliberării Autorizației de construire.

Conducta de transport gaze Ø20" Craiova–Segarcea–Băilești–Calafat, etapa I, tronson Craiova– Segarcea

Derularea procedurii de achiziție a lucrărilor de construcții-montaj.

Conducta de transport gaze Ø 20" Sărmășel–Baia Mare–Satu Mare, zona Sucutard

Rezilierea contractatelor inițiale cu SC CONDMAG Brașov, datorită intrării în insolvență a constructorului. În prezent proiectul tehnic este în curs de refacere, urmând a se relua procedura de achiziție.

Montare gară de primire godevil (provizoriu) DN 800 mm pe conducta Ø 32" Bățani-Onești, zona Bogdănești

Derularea lucrărilor de execuție.

Sistematizare conducte în zona Nodului Tehnologic Moșu

Emiterea Ordinului de Începere cu data de 17.07.2017, iar cu data de 15.09.2017 emiterea Ordinului de Sistare datorită unor proprietari nu și-au dat acordul pentru accesul în teren al constructorului.

Modernizarea alimentării cu gaze naturale a municipiului Ploiești

Derularea lucrărilor de execuție.

Înlocuire subtraversare CF cu conducta de transport gaze naturale Turburea–Ișalnița Fir III, zona Florești

Finalizarea lucrărilor de execuție.

Lucrări privind punerea în siguranță a conductei Ø20″ Schitu Golești–Govora, zona Budești jud. Vâlcea

Finalizarea și recepționarea lucrărilor de execuție.

Punerea în siguranță a conductei Ø32˝ Șendreni-Siliștea-București, zona Scorțaru Vechi– Comăneasca

Derularea procedurii de achiziție a lucrărilor de execuție.

Devierea conductei de transport gaze Ø16" Mogoșești-Lețcani între CF 610 și DN 28, în zona de intersecție a conductei cu CF 613 (Lețcani-Dorohoi)

Finalizarea și recepționarea lucrărilor de execuție.

Devierea conductei de transport gaze Ø14" Tisăuți-Bucecea, zona Salcea

Elaborarea în curs a documentației tehnice. Sunt probleme în obținerea Autorizației de Construire, deoarece primăria Salcea consideră convențiile încheiate incomplete (nu sunt trecute sumele datorate proprietarilor și perioada de execuție).

Devierea conductei de transport gaze Ø28" Bățani-Onești, la traversarea pârâu Valea Roșie în zona Bixad

Elaborarea în curs a documentației tehnice. Sunt probleme în obținerea avizului Gărzii Forestiere Bixad pentru terenul scos din circuit forestier, aviz necesar eliberării Autorizației de Construire.

Montare gară de primire godevil DN 500 pe conducta Șendreni–Albești

Derularea lucrărilor de execuție contractate.

Subtraversare râu Olt cu conducta Ø12″ Drăgășani–Caracal (racord alimentare cu gaze a mun. Caracal)

Încheierea Convenției tehnice cu OMV Petrom SA pentru utilizarea de către Transgaz a unui bun din proprietatea OMV, respectiv Racordul de alimentare a SRM Caracal. Urmează inițierea unei noi proceduri de achiziție după rezilierea contractului inițial încheiat cu CONDMAG Brașov.

Refacerea subtraversării pârâului Vulcănița cu conductele Ø28˝ Paltin-Vârf Diham și Ø20˝ STC Șinca-Stâlp 89, punctele 1,2,3 si 4 Vulcănița

Contractarea lucrărilor de execuție. În prezent acestea sunt sistate până după trecerea sezonului friguros, când acestea pot fi reluate.

Montarea gării de primire/lansare godevil la Posada pentru conductele Ø20˝ Stâlp 89-Posada și Ø20˝ Posada-Moșu

Contractarea lucrărilor de execuție în luna noiembrie, urmând a se preda amplasamentul când condițiile atmosferice o vor permite.

Punerea în siguranță a traversării aeriene a pârâului Horoiala cu conducta Ø16˝ racord alimentare cu gaze a SRM Vaslui, tr. Bârlad–SRM Vaslui, km 18+260 al conductei

Finalizarea lucrările de execuție.

Reabilitare conductă Ø20" Hurezani-Hațeg, jud. Gorj și Hunedoara: Lucrări de construcții (împrejmuiri la robinete, la cuplări racorduri și la descărcătoare de presiune)

Derularea procedurii de achiziție a lucrărilor de execuție.

Reabilitare conductă Ø20" Hurezani-Hațeg, jud. Hunedoara: subtraversare DN 66

Lucrările de execuție contractate în luna septembrie nu au fost demarate, deoarece nu au fost clarificate condițiile financiare impuse de CNAIR pentru realizarea subtraversării.

Punerea în siguranța a traversării aeriene a râului Târnava Mică cu conducta de transport gaze naturale DN 700 Bahnea-Idrifaia, zona Bahnea

Derularea procedurii de achiziție a lucrărilor de execuție.

Lucrări privind punerea în siguranță a traversării aeriene a pârâu Vețca cu conducta DN600 Coroi-Bordoșiu, zona Bordoșiu

Derularea procedurii de achiziție.

Conducta de transport gaze naturale DN 150-racord Boziaș

Finalizarea lucrărilor de execuție a noului racord în lungime de cca. 400 m, fiind realizate cu forțe proprii prin Sucursala Mediaș.

Dezvoltarea capacitații de transport a SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcția România-Republica Moldova

Elaborarea în curs a documentațiilor tehnice pentru execuția firului conductei și a lucrărilor de protecție catodică, securizare și automatizare a acesteia, precum și a stațiilor de comprimare. Au fost demarate procedurile de achiziție pentru materialul tubular, curbe, robineți și grupuri de comprimare.

Dezvoltarea pe teritoriul României a SNT pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (Proiect BRUA)

Încheierea contractelor pentru achiziția grupurilor de comprimare și pentru lucrările de execuție a conductei. Pentru lucrările de automatizare și securizare a conductei, precum și serviciile de identificare și cartare a zonelor sensibile din punct de vedere al biodiversității, sunt în derulare procedurile de achiziție, iar lucrările de execuție a stațiilor de comprimare Onești și Gherăiești sunt în fază de proiectare.

Servicii arheologice

Încheierea unui acord cadru pe 4 ani.

Lucrări de construcții și instalații de suprafață pentru stații de reglare măsurare

SRM Ișalnița–lucrările contractate sunt în derulare. S-a executat unui bypass provizoriu pentru alimentarea CET Ișalnița și cartier Craiovița, lucrare care a fost executat cu forțe proprii prin Sucursala Mediaș, iar lucrările de demontare a echipamentelor existente s-au făcut în baza contractului încheiat;
SRM Sângeorgiu de Mureș–în procedură de achiziție, se așteaptă de la EON avizele pentru conducta de distribuție;
SRM Lot 3–este în derulare contractul de achiziție a SRM-urilor;
Relocarea, redimensionarea și adaptarea la teren a instalației tehnologice de la SRM Câlnic la SRM Drăgănești Olt, Jud. Olt–lucrările au fost finalizate și recepționate;
relocarea, redimensionarea și adaptarea la teren a instalației tehnologice de la SRM SUPERCOM Afumați la SRM Dragomirești–în procedură de achiziție;
înlocuirea instalațiilor tehnologice la SRM Timișoara I–contractat, predat amplasament și emis Ordin de Începere, lucrările fiind în derulare;
modernizare SRM IZVIN–în proiectare;
modernizare SRM Chișineu Cris–în proiectare;
modernizare și adaptare la teren SRM Suceava–lucrările au fost finalizate și recepționate;
modernizare SRM Bârcea–lucrările au fost finalizate și recepționate;
SRM Câmpina (PETROUTILAJ P. Câmpina)–în proiectare;
adaptare la teren (11 SRM-uri)–pentru SRM Dej II, lucrările contractate sunt în derulare, iar pentru SRM-ul Fălticeni este în derulare procedura de achiziție; restul lucrărilor de adaptare la teren sunt în proiectare;
adaptare la teren și racord alimentare cu gaze naturale a SRM Cornățel–Lucrările au fost finalizate și recepționate;
modernizare și relocare SRM Bistrița–în proiectare;
SRM Clinceni–eficientizarea sistemului de măsură prin completarea instalației tehnologice cu elemente/echipamente corespunzătoare–în proiectare;
SRM Fântânele (Mureș)–lucrarea este finalizată și recepționată;
SRM Oradea I–lucrările de execuție au fost finalizate și recepționate.

Stații de protecție catodică

Finalizarea și recepționarea stației de protecție catodică de pe conducta Turburea–Turceni și a SPC-ul Merfulești.

Lucrări aferente tehnologiei informației și telecomunicații

Realizările trimestrului III reprezintă:

Cap.A–Proiecte de infrastructură–au fost finalizate obiectivele Poșta electronică și Soluție Backup, sunt în derulare proiectele de Modernizare active de rețea la ET-uri, Soluția/platforma APT și Infrastructură unificată. Restul obiectivelor fiind nesolicitate;
Cap.B–Produse–s-au finalizat achiziția tehnică de calcul, laptopuri, tablete, softuri și echipamente contractate în 2016, sistemul de filmare aeriană, Smart TV-ul, telefoane mobile și camera de termoviziune. Sunt contractate stațiile radio, laptopurile și licențele informatice, iar în procedură de achiziție calculatoarele solicitate în 2017 și stațiile grafice. Restul produselor propuse nu au fost solicitate;
Cap.C–Proiecte pentru mediul de business–este în procedură de achiziție modernizare și extindere ERP MAIS și Soluție Webex videoconferință, restul obiectivelor propuse nu au fost solicitate;
Cap.D–Lucrări de modernizare-sunt finalizate și recepționate lucrările la rețeaua electrică aferentă echipamentelor TI/TC și circuit redundant la ET Mediaș, restul obiectivelor propuse fiind nesolicitate.

Lucrări de construcții și instalații de suprafață pentru instalații de odorizare

Derularea contractelor.

Lucrări la conductele de transport gaze naturale aflate în exploatare situate în zone de risc incident

lucrări privind punerea în siguranță a conductei Ø20″ Hurezani–București (fir I), zona Momotești–lucrările de punere în siguranță au fost finalizate și recepționate;
lucrări privind punerea în siguranță traversare aeriană pârâu Ațintiș cu conducta DN 500 Ozd-Câmpia Turzii, în zona Ațintiș–lucrările de punere în siguranță a traversării sunt finalizate și recepționate;
lucrări privind punerea în siguranță Racord de alimentare cu gaze naturale Ø10" SRM Breaza–lucrările nu au fost demarate din cauza proprietarilor de teren care nu permit accesul în teren, cu toate că este obținută Autorizația de Construire;
lucrări privind punerea în siguranță a conductei de transport gaze naturale Ø8″ Cornățel–Avrig, zona Avrig–nu au fost demarată achiziția lucrărilor, în prezent se poartă discuții cu proprietarul remizei construite fără avizul Transgaz, în vederea demolării;
lucrări privind punerea în siguranță a racordului de alimentare cu gaze naturale a SRM Răcăciuni, zona popas turistic Dumbrava–au fost demarate procedurile de achiziție a lucrărilor programate;
lucrări privind punerea în siguranță a racordului de alimentare cu gaze naturale a SRM Brăila, zona Ferma Agricolă–au fost demarate procedurile de achiziție a lucrărilor programate;
lucrări privind punerea în siguranță a racordului de alimentare cu gaze naturale a SRM Vaslui, zona Râpa Albastră–în proiectare;
punerea în siguranța a conductei Ø10˝ Frasin-Spătărești, zona Spătărești–în proiectare;
punerea în siguranță a conductei Ø8˝ Ocna Mureș-Aiud, zona Decea–au fost demarate procedurile de achiziție a lucrărilor programate;
punerea în siguranță a conductei Ø12˝ Agârbiciu-Sibiu, zona Slimnic–în proiectare;
punere în siguranță traversare aeriană peste râu Valea Șerpilor cu conductele Ø24˝, Ø28˝ Șinca-Paltin și Ø20˝ STC Șinca-Stâlp 89, zona Șinca Nouă–în proiectare;
lucrări privind punerea în siguranța a conductei de transport gaze naturale ø20" Hațeg-Dealul Babii-Paroșeni, zona Dealul Babii, jud. Hunedoara–în derulare procedura de achiziție.

Racorduri, rețele și instalații termice la sedii administrative și SRM-uri

Achiziționarea celor 20 de centrale termice și 19 convectoare, urmând a se instala în sedii administrative și clădirile SRM-urilor planificate. Sunt în procedură de licitație achiziția a 29 de centrale termice, 9 convectoare și 2 boilere precum și lucrările la instalația de utilizare gaze naturale din cadrul NT Jugureanu. Celelalte obiective din cadrul anexei sunt în proiectare.

Sedii administrative și baze de producție la E.T.

Derularea procedurii de achiziție a lucrărilor de modernizare a clădirii Sectorului Cluj și în procedură de achiziție lucrările de modernizare a sediului Transgaz din Mediaș str. Carpați 6. Celelalte obiective din cadrul anexei sunt în proiectare.

Sisteme de securitate și supraveghere

Derularea procedurii de achiziție pentru încheierea unui acord cadru privind execuția acestor sisteme, conform hotărârii Consiliului de Administrație.

Lucrări de acces la SNT

Finalizarea și recepționarea lucrărilor de execuție a racordurilor și SRM-urilor localitatea Banca, jud. Vaslui, SC Cramele Recaș, SC SCANDIC DISTILLERIES, comuna Pielești, județ Dolj și mărirea capacității SRM Boureni județ Iași. Sunt în derulare lucrările de execuție a racordului și SRM-ului pentru localitățile Zagna-Vădeni județ Brăila și Ghercești județ Dolj.

Tabel 1-Situația realizărilor pe obiectivele în derulare

Cauze soluționate favorabil:

Hatmanu Eugenia, în calitate de reclamantă, a solicitat, Judecătoriei Hârlău, evacuarea Transgaz pentru lipsa documentelor legale și lipsa acceptului proprietarului de teren de a se construi SRM Scobinți județul Iași. Acțiunea a format obiectul dosarului nr. 2417/239/2016–Judecătoria Hârlău (DJ 3/2017). Cererea a fost soluționată prin sentința civilă nr. 196/22.02.2017, prin care a respins acțiunea reclamantei.
Pintilie Ramona Carmen, Stancu Andreea și Stancu Eduard, în calitate de reclamanți, au solicitat Judecătoriei Brașov, să oblige Transgaz la devierea conductei 500 mm Ghimbav–Brașov II care afecta terenul proprietate personală.

Acțiunea a constituit obiectul dosarului nr. 27733/197/2016 (DJ 7/2017) și a fost soluționat de Judecătoria Brașov prin Sentința civilă nr. 4880/12.05.2017, prin care a fost respinsă cererea reclamanților.

Deac Romulus Eugen, în calitate de contestator a solicitat Tribunalului Sibiu să dispună anularea decizie de desfacere a contractului individual de muncă nr. 1124/13.12.2016 și reîncadrarea în muncă. Acțiunea a format obiectul dosarului nr. 253/85/2017 (DJ 14/2017) și a fost soluționat de Tribunalul Sibiu prin Sentința civilă nr. 536/20.05.2017, prin care a fost respinsă contestația reclamantului.
RNP Romsilva prin Direcția Silvică Iași, în calitate de reclamantă a solicitat Judecătoriei Iași să oblige Transgaz la plata sumei de 24.559.39 lei, reprezentând contravaloarea chiriei pentru ocuparea terenului forestier.

Acțiunea a format obiectul dosarului nr. 41259/245/2016 (DJ 15/2017) și a fost soluționat de Judecătoria Iași prin Sentința civilă nr. 4374/03.05.2017, prin care a fost respinsă acțiunea reclamantei.

Transgaz a solicitat Tribunalului Sibiu, în calitate de reclamant, obligarea SC Sevenerg și SC Pro Boats la plata sumei de 220.425, 20 lei, reprezentând penalități de întârziere calculate conform contractului 540/2014.

Acțiunea a format obiectul dosarului nr. 1581/85/2017 (DJ 23/2017) și a fost soluționat de Tribunalul Sibiu prin Sentința civilă nr. 2159/10.06.2017, prin care a fost admisă acțiunea Transgaz și a obligat SC Sevenerg la plata sumei de 28.655,25 lei. Având în vedere că SC Pro Boats a intrat în procedura insolventei, instanța a disjuns acțiunea formulată fața de SC Pro Boats și s-a format un dosar nou.

Transgaz a solicitat Judecătoriei Sibiu, în calitate de reclamant, obligarea Fundației Democrație prin cultură la plata sumei de 30.000 lei, pentru nerespectarea contractului de sponsorizare nr. 18/2015. Acțiunea a constituit obiectul dosarului nr. 3414/306/2017 (DJ 24/2017) și a fost soluționat de Judecătoria Sibiu prin Sentința civilă nr. 4722/2017. Pe parcursul derulării litigiului reclamanta a făcut dovada utilizării sumelor primite cu titlul de sponsorizare, fapt pentru care Judecătoria Sibiu, prin Sentința civilă nr. 4722/21.09.2017, a respins cererea formulată de Transgaz ca rămasă fără obiect.
SC Linde Gaz România SRL, a formulat în fata Înaltei Curții de Casație și Justiție București strămutarea judecării dosarului nr. 917/57/2016, aflat pe rolul Curții de Apel Alba Iulia, în stadiul de revizuire, dosar în care Transgaz are calitatea de intimat–reclamant, Linde Gaz, având calitatea de revizuent–pârât, obiectul dosarului fiind: litigiu privind achizițiile publice REVIZUIRE - DEC 1687/2016 - DOS 803/57/2016.

Cererea a format obiectul dos. nr. 265/1/2017 (DJ 27/2017) înregistrat pe rolul Înaltei Curți de Casație și Justiție București.

Înalta Curte de Casație și Justiție București, prin Încheierea nr. 1115/21.03.2017, respinge cererea formulată de petenta Societatea Linde Gaz România SRL privind strămutarea judecării cauzei ce formează obiectul dosarului nr. 917/57/2016 al Curții de Apel Alba Iulia–Secția de contencios administrativ și fiscal.

Menționăm faptul că în dosarul a cărei strămutare se solicita, Curtea de Apel Alba Iulia, prin Decizia nr. 377/21.02.2017 a respins ca inadmisibilă cererea de revizuire formulată de revizuent S.C. Linde Gaz România S.R.L. împotriva deciziei nr. 1687/2016 pronunțată de Curtea de Apel Alba Iulia–Secția de Contencios Administrativ și Fiscal în dosar nr. 803/57/2015.

SC Arcelor Mittal Tubular Products SRL a formulat plângere împotriva Deciziei CNSC nr. 702/C11/632,635,797/03.04.201729/2017. Cererea a format obiectul dosarului nr. 278/57/2017, înregistrat pe rolul Curții de Apel Alba Iulia, în care Transgaz a avut calitatea de intimat.

Curtea de Apel Alba Iulia, prin Decizia nr. 1283/05.05.2017, a respins cererea de suspendare a procedurii de atribuire dar și plângerea formulata de SC

Arcelor Mittal Tubular Galați SRL împotriva Deciziei CNSC nr. 702/C11/632,635,797/03.04.201729/2017. Transgaz a solicitat Tribunalului București, în calitate de reclamant, obligarea SC Electrocentrale
București la plata sumei de 23.307,04 lei. Acțiunea a format obiectul dosarului nr. 35304/3/2016 (DJ 38/2017) și a fost soluționat de Tribunalul București prin Sentința civilă nr. 7188/2017, prin care a fost respinsă cererea Transgaz ca rămasă fără obiect, debitoarea a achitat creanța.
SC Moldocor SA a formulat plângere împotriva Deciziei CNSC nr. 722/C8/656/2017. Cererea a constituit obiectul dosarului nr. 284/57/2017, înregistrat pe rolul Curții de Apel Alba Iulia, în care Transgaz a avut calitatea de intimat.

Curtea de Apel Alba Iulia, prin Decizia nr. 1429/17.05.2017, a respins plângerea formulata de SC Moldocor SA împotriva Deciziei CNSC nr. 722/C8/656/2017.

SC Ippon med SRL, SC Metropolitan Securty și SC Top Guard Security au solicitat Tribunalului Sibiu să dispună obligarea SNTGN Transgaz la ajustarea prețului contractelor nr 390 și nr. 391/2016 Servicii de pază, monitorizare și intervenție, supraveghere pentru obiectivele aparținând Transgaz.

Cererea a făcut obiectul dosarului nr. 2566/85/2017 înregistrat pe rolul Tribunalului Sibiu.

Prin Sentința nr. 2165/CA/12.07.2017, Tribunalul Sibiu a respins cererea reclamantelor.

Reclamantele au formulat recurs și au solicitat Curții de Apel Alba Iulia să dispună trimiterea cauzei spre rejudecare la Tribunalul Sibiu, motivat de faptul că sentința acestei instanțe a fost pronunțată cu interpretarea greșită a legii.

Curtea de Apel Alba Iulia, prin Decizia nr. 2645/22.09.2017 a respins recursul declarat de recurenții reclamanți.

Transgaz a solicitat Judecătoriei Buzău să dispună obligarea SC Distrigaz Sud Rețele, la desființarea construcției situate pe șoseaua Pogoanele nr. 4–6 din Buzău. Acțiunea a format obiectul dosarului nr. 7614/200/2017 (DJ 50) și a fost soluționat prin Sentința civilă nr. 5830/2017 14.11.2017, prin care s-a luat act de renunțarea la judecată.
SNTGN Transgaz SA a formulat plângere împotriva Încheierii nr. 386/C8/2569/27.07.2017 pronunțată de CNSC, în contradictoriu cu SC Best Achiziții SRL. Cererea a format obiectul dosarului nr. 566/57/2017, înregistrat pe rolul Curții de Apel Alba Iulia, în care Transgaz a avut calitatea de intimat.

Curtea de Apel Alba Iulia, prin Decizia nr. 2294/23.08.2017, a admis în parte plângerea formulată de Transgaz.

Transgaz a solicitat Judecătoriei Tecuci obligarea pârâtului Matei Vasilică la desființarea construcției realizate ilegal în comuna Matca jud. Galați în zona de protecție și siguranță a conductei TGN Dn 500 racord SRM Matca.

Acțiunea a format obiectul dosarului 4512/324/2017 (DJ 74), si a fost soluționat prin Sentința civilă nr. 2562/07.12.2017, prin care s-a admis acțiunea formulată de Transgaz.

Cauze soluționate nefavorabil:

Parchetul de pe lângă Judecătoria Slatina a solicitat soluționarea cererii de confirmare a ordonanței nr. 3145/P/2014 din 17.10.2016 cu privire la soluția de renunțare la urmărirea penală dispusă în cauză.

În speță (dos nr. 10.524/311/2016–Judecătoria Slatina–DJ 5/2017)a fost vorba de un furt cu autori necunoscuți care au sustras doi robinete și un mosor de la conducta de TGN în punctul CFR Corbu, furt comis în perioada 11.06–16.06.2014.

Întrucât nu au fost identificate persoanele care au comis furtul, perioada de timp lungă scursă de la data comiterii furtului (mai mult de doi ani), imposibilitatea identificării bunurilor sustrase în condițiile în care acestea nu prezintă elemente certe de individualizare, în baza art. 318 alin. 15 din Codul de procedură penală, instanța a admis cererea formulată de către Parchetul de pe lângă judecătoria Slatina și a confirmat ordonanța nr. 3145/P/2014/17.10.2016 cu privire la soluția de renunțare la urmărirea penală dispusă în cauză.

Inspectoratul de stat în construcții Sibiu, a solicitat Judecătoriei Mediaș obligarea Transgaz la plata sumei de 1.109,60 lei, reprezentând cota de 0,7% aferentă valorii finale a lucrărilor avizate conform

autorizației de construire. Acțiunea a format obiectul dosarului nr. 14/25/2017 (DJ 6/2017). Acțiunea a fost soluționată prin Sentința civilă nr.

1539/27.06.2017, prin care s-a admis cererea ISC Sibiu și obligat Transgaz la plata sumei de 513,98 lei.

SNTGN Transgaz SA a formulat plângere împotriva Deciziei CNSC 1840/C3/2128, în contradictoriu cu SC S&T SRL. Cererea a format obiectul dosarului nr. 580/57/2017, înregistrat pe rolul Curții de Apel Alba Iulia, în care Transgaz a avut calitatea de reclamant. Curtea de Apel Alba Iulia, prin Decizia nr. 2296/23.08.2017, respinge ca nefondată plângerea
formulată de Transgaz SA.
SC Moldocor a formulat plângere împotriva Deciziei CNSC nr. 2661/C6/2764/2794/2842/2848/3105/ 12.10.2017.

Împotriva aceleiași Decizii a formulat plângere și Transgaz alături de Arcelormittal Tubular Product Galați S.R.L, Borusan Mannesmann Boru Sanayi Ve Ticaret A.S și Erciyas Celik Boru Sanayi A.Ș.

Plângerile au format obiectul dosarului nr. 705/57/2017, înregistrat pe rolul Curții de Apel Alba Iulia. Prin Decizia 5312/2017-15.12.2017, Curtea de Apel Alba Iulia a Dispus: "Decide Admite excepția lipsei calității procesuale pasive invocata de Consiliul National de Soluționare a Contestațiilor. Respinge excepția inadmisibilității plângerilor formulate de MOLDOCOR S.A și de BORUSAN MANNESMANN BORU SANAYI VE TICARET A.S. (LIDER ASOCIERE BORUSAN MANNESMANN BORU SANAYI VE TICARET A.S.-NOKSEL CELIK BORU SANAYI A.S.), excepție invocată de TMK Artrom. Respinge excepția tardivității plângerii formulata de SARA SRL. Admite excepția inadmisibilității plângerii formulata de SARA SRL. Respinge cererea de suspendare a procedurii de atribuire până la soluționarea plângerii formulată de ARCELORMITTAL TUBULAR PRODUCT GALAȚI S.R.L și dispune restituirea cauțiunii în suma de 220.000,00 lei achitată cu OP 570 din 26.10.2017. Respinge plângerile formulate de petenții: SOCIETATEA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE TRANSGAZ S.A. MEDIAȘ, MOLDOCOR SA, ARCELORMITTAL TUBULAR PRODUCT GALAȚI S.R.L, BORUSAN MANNESMANN BORU SANAYI VE TICARET A.S.(LIDER ASOCIERE BORUSAN MANNESMANN BORU SANAYI VE TICARET A.S.-NOKSEL CELIK BORU SANAYI A.S.)., ERCIYAS CELIK BORU SANAYI A.Ș. (ERCIYAS STEEL PIPE CO.) împotriva Deciziei nr. 2661/C6/2764/2794/2842/2848/3105/12.10.2017 adoptată de CNSC. Respinge ca inadmisibilă plângerea formulată de petenta SARA SRL împotriva aceleiași decizii. Respinge plângerile formulate de petenții SOCIETATEA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE TRANSGAZ S.A. MEDIAȘ, MOLDOCOR SA, ARCELORMITTAL TUBULAR PRODUCT GALAȚI S.R.L, BORUSAN MANNESMANN BORU SANAYI VE TICARET A.S. (-LIDER ASOCIERE BORUSAN MANNESMANN BORU SANAYI VE TICARET A.S.-NOKSEL CELIK BORU SANAYI A.S.)., ERCIYAS CELIK BORU SANAYI A.Ș. (ERCIYAS STEEL PIPE CO.), SC SARA SRL în contradictoriu cu CNSC, pentru lipsa calității procesuale pasive".

SC Armatury Group a formulat în contradictoriu cu Transgaz plângere împotriva Deciziei nr. 2959/C4/3689/09.11.2017 a Consiliului National de Soluționare a Contestațiilor. Plângerea a constituit obiectul dosarului nr. 792/57/2017 la Curtea de Apel Alba Iulia.

Prin Decizia 5111/2017-11.12.2017, instanța anulează plângerea formulată de petenta SC Armatury Group A.S.

Cauze soluționate pe cale amiabilă, după sesizarea instanței:

SC Asigurare Reasigurare ASTRA AS, a solicitat Judecătoriei Brăila să oblige SNTGN Transgaz SA la plata sumei de 48.915,43 lei cu titlul de indemnizație de asigurare plătită de reclamantă către Sc Superquatro Grup SRL.

Cererea a format obiectul dosarului nr. 6211/196/2016 la Judecătoria Brăila.

După promovarea și înregistrarea acțiunii la Transgaz, pentru a nu ridica cuantumul cheltuielilor în dosar, s-a convenit achitarea de bună voie a pretențiilor solicitate.

Prin sentința nr. 4045/22.06.2017, instanța de judecată a luat act de faptul că Transgaz și-a achitat obligația dar și de faptul că reclamanta a renunțat la judecată.

În perioada de referință s-a contribuit la perfecționarea cadrului legislativ existent și la elaborarea unor acte normative de importanță majoră pentru

societate, s-a acordat suport juridic în proiectele relevante ale Transgaz S.A., precum și în colaborarea/susținerea intereselor Transgaz cu autorități/instituții publice.

Activitate de specialitate din cadrul comisiilor/grupurilor de lucru numite prin decizia directorului general:

participare grup de lucru privind modificarea și completarea Codului rețelei;
participare grup de lucru ENTSOG;
participare grup de lucru Green Partners–Procedură notificare proprietari BRUA;
participare grup de lucru implementare Regulament 2017/460 TAR-NC;
participare echipă responsabilă cu implementare adecvată şi la timp a proiectelor promovate de către S.N.T.G.N. Transgaz S.A. prin U.M.P. Marea Neagră;
participare comisie de analiză a clauzelor contractuale pentru atribuirea contractului sectorial de lucrări având ca obiect "Modernizare și extindere ERP MAIS";
participare comisie de analiză a clauzelor contractuale pentru atribuirea contractului sectorial de lucrări având ca obiect "Lucrări de execuție Stații de Comprimare Podișor, Bibești, Jupa";
participare comisie de analiză a clauzelor contractuale pentru atribuirea contractului sectorial de lucrări având ca obiect "Sisteme de securitate și supraveghere"–(Nu este finalizat contractul deoarece documentația de atribuire trebuie modificată);
participare Comisie de analizare și soluționare a cererii de declanșare a procedurii de mediere a neînțelegerilor apărute la încheierea contractelor de transport gaze naturale pentru anul 2017-2018 , formulată de către OMV Petrom Gas S.R.L., privind clauzele contractuale aflate în divergență;
participare în Comisie de analizare și soluționare a cererii de declanșare a procedurii de mediere a neînțelegerilor apărute la încheierea contractelor de transport gaze naturale pentru anul 2017-2018, formulată de către Electrocentrale București S.A., privind clauzele contractuale aflate în divergență.
participare în Comisiile de evaluare a ofertelor în vederea atribuirii contractelor de produse, servicii, lucrări aferente proiectului BRUA;
suport juridic acordat pentru soluționarea Investigațiilor Comisiei Europene, prin Direcția Generală Concurență, în cazul AT.40335–The Wall (investigație declanșată oficial) și AT.40483–Walibi (îngrijorări ale Comisiei Europene, investigație nedeclanșată formal).
negocierea acordurilor de interconectare și a actelor adiționale la acestea, încheiate cu operatorii de transport și de sistem din Bulgaria, Ungaria, Ucraina.
pregătirea dosarului de participare la concursul investițional de privatizare a Întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz din Republica Moldova;
pregătirea dosarului de participare la privatizarea a 66% din acțiunile DESFA, operatorul elen de transport;
documentațiile de sezon deschis neangajant/angajant pentru licitațiile de capacitate (puncte de interconectare existente și capacitate incrementală).

În cursul anului 2017 Departamentul Juridic prin serviciul de resort a formulat următoarele amendamente la actele normative existente/propuneri legislative:

1. Modificări ale Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr.123/2012, privind introducerea unui sistem entry–exit, cu PVT

Stadiu: Prin Decizia nr. 187/2017 privind constituirea unui grup de lucru în vederea elaborării proiectelor de revizuire a codului rețelei pentru SNT necesare configurării unui model de piață de gaze naturale bazat pe sistemul entry-exit cu utilizarea punctului virtual de tranzacționare (PVT), a fost constituit, în cadrul SNTGN Trasngaz SA, un grup de lucru (GL) ce are ca atribuție, printre altele, elaborarea proiectelor de modificare/completare a unor capitole/articole cuprinse în Titlul II Gazele Naturale din Legea nr. 123/2012, în scopul definirii caracteristicilor fundamentale ale unui model funcțional de piață aplicabil în România, bazat pe sistemul entry-exit cu acces în PVT.

La solicitarea Comisiei de industrii și servicii din cadrul Camerei Deputaților, GL a elaborat observații, propuneri de modificări și completări ale Plx.

110/2017 privind aprobarea Ordonanţei de urgenţă a Guvernului nr. 64/2016 pentru modificarea şi completarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr.123/2012, în vederea introducerii caracteristicilor fundamentale ale unui model funcțional de piață aplicabil în România, bazat pe sistemul entry-exit cu PVT, de interes fiind introducerea:

definiției PVT (propus la art. 100, pct. 93 în proiectul de amendamente;
obligațiile operatorului punctului virtual de tranzacționare (art. 130¹ );
modalitățile de tranzacționare a produselor de capacitate pe piața secundară(art. 149² );
reguli de acces în sistemul intrare-ieșire cu utilizarea Punctului virtual de tranzacționare, reguli de transfer de titlu si reguli de echilibrare (art. 174¹ ).

Propunerile SNTGN Transgaz SA au fost păstrate în cadrul ședinței plenului Camerei Deputaților din 27.06.2017, proiectul de lege a fost retransmis Comisiei de industrii și servicii pentru un nou raport. Noul raport a fost prelungit pentru luna noiembrie pentru a lua un punct de vedere de la CSAT. La sfârșitul anului 2017, Comisia de industrii și servicii nu depusese încă un Raport.

2. Modificarea Codului Rețelei (Ordin ANRE 16/2013)

Stadiu: În desfășurare.

La finalulul semestrului I, GL constituit prin Decizia 187/2017 a finalizarea și transmis către ANRE a proiectul de revizuire a Codului rețelei–Modul A (Implementarea fazei preliminare de rezervare independentă a capacitaților în sistem entry-exit cu PVT), în care sunt operate modificări/completări/eliminări aduse în special prevederilor din structura Cap. III. "Accesul la serviciile de transport aferente SNT", din Codul rețelei aflat în vigoare, având drept repere de bază următoarele:

Cap. III-Termeni generali și condiții de acces în sistemul intrare-ieșire (entry-exit);
Contract-cadru de transport gaze naturale–servicii capacitate intrare;
Contract-cadru de transport gaze naturale–servicii capacitate ieșire.

Urmare a concluziilor atelierului de lucru cu tema "Implementarea codurilor de reţea europene în România", organizat în perioada 8-9 iunie 2017 la Bucureşti, cu participarea reprezentanţilor Comisiei Europene, ai ACER şi ai ENTSOG, ANRE, a fost transmis, ca pas intermediar, o propunere de modificare a Codului rețelei pentru a asigura facilitatea de recepționare a notificărilor de tranzacționare fără limite cantitative pentru utilizatorii de rețea care dispun de contracte de transport cu acces în PVT.

La data de 30.06.2017, propunerile SNTGN Transgaz SA au fost puse în consultare publică pe pagina ANRE.

În data de 21.09.2017 a avut loc prima dezbatere publică a propunerilor SNTGN Transgaz SA, la sediul ANRE, urmate de o noua întâlnire, în data de 27.09.2017, la sediul Club Floreasca, cu participanții de pe piața gazelor naturale, în vederea discutării amendamentelor propuse.

În luna octombrie, a fost emisă o nouă decizie-Decizia nr. 1005/24.10.2017 privind constituirea Grupului de lucru (GL) în vederea elaborării proiectelor de revizuire a Codului reţelei pentru SNT necesare configurării unui model de piață de gaze naturale bazat pe sistemul entry-exit cu utilizarea punctului virtual de tranzacționare (PVT).

În acest sens, a fost constituit un grup de lucru din care fac parte experți ai DG ENERGY, ACER, ENTSOG, ANRE și TRANSGAZ.

Obiectivul prioritar al grupului de lucru este acela de a compara actualul cadru de reglementare aplicabil pieței gazelor naturale din România cu reglementările europene specifice și, în cazul în care se constată aspecte neconforme, să se formuleze recomandări în vederea reglementării și implementării unui sistem "entry-exit" pe deplin funcțional și conform cu reglementările europene din domeniu.

În luna octombrie 2017, reprezentanții Transgaz împreună cu reprezentanții ANRE au elaborat un document în cadrul căruia a fost descris modelul actual de piață și s-a configurat modelul entry-exit propus a fi implementat pe piața gazelor naturale din România.

În cadrul documentului a fost descris stadiul actual de implementare al fiecărui capitol din Regulamentul nr. 312/2014 al Comisiei de stabilire a unui cod de rețea privind echilibrarea rețelelor de transport de

gaz ("Regulamentul nr. 312/2014"), precum și obiectivele care sunt avute în vedere pentru conformarea deplină cu reglementările europene în ceea ce privește implementarea sistemului entry-exit.

În perioada 16-17 noiembrie 2017, la Bucureşti, a avut loc prima întâlnire de lucru a Grupului de lucru comun, în cadrul căruia au fost discutate aspecte legate de structura pieței de gaze naturale din România, structura și funcționarea SNT, echilibrarea fizică și comercială a SNT, rezervarea capacităților la intrarea/ieșirea în/din SNT, nominalizarea și alocarea cantităților de gaze naturale, principiile funcționării sistemului entry-exit în România.

Conform concluziilor acestei întâlniri, în cadrul grupului de lucru comun, s-a stabilit ca Transgaz și ANRE:

să analizeze variante de soluții la problemele deschise și nefinalizate în urma discuțiilor avute în cadrul întâlnirii, respectiv reguli aplicabile pe:
punctele de intrare în sistem din perimetrele de producție;
punctele de intrare/ieșire în/din sistem dinspre/înspre depozitele de înmagazinare;
punctele de interconectare a sistemului de transport cu sistemele de distribuție;
în legătură cu furnizarea de informații;
să prezinte un studiu de caz pentru funcționarea PVT.

În ultima jumătate a lunii noiembrie 2017-prima jumătate a lunii decembrie 2017, reprezentanții Transgaz împreună cu reprezentanții ANRE, în urma a două întâlniri de lucru, au elaborat un document comun în cadrul căruia au fost identificate posibilele variante de implementare a sistemului intrareieșire, pe direcţiile stabilite.

Referitor la PVT, documentul prezintă un exemplu de funcționare a acestuia, incluzând descrierea procesului de acces la acesta, tipurile de tranzacții care trebuie notificate, părţile îndreptăţite să notifice în VTP, regulile și modul de alocare a tranzacțiilor pe fiecare portofoliu.

În perioada 11-12 decembrie 2017, a avut loc la Bruxelles, cea de-a doua întânire a grupului de lucru, cu prilejul căreia a fost dezbătut documentul elaborat de către Transgaz şi ANRE, precum şi detaliile necesare a fi introduse în document cu privire la implementarea regulilor stabilite de către codurile europene de reţea.

Grupul de lucru intern al Transgaz împreună cu experţii ANRE au detaliat principiile generale ale sistemului entry–exit în urma unui proces de analiză şi identificare a celor mai potrivite soluţii pentru specificitatea pieţei de gaze din România, în conformitate cu reglementările şi bunele practici europene.

Ulterior prezentării principiilor cuprinse în document şi analizei observaţiilor din piaţă, conceptul sistemului entry–exit va fi definitivat. Termenul agreat în cadrul grupului de lucru pentru definitivarea formei finale a documentului este de 31 martie 2018.

Următoarea etapă a proiectului va consta în dezvoltarea platformei informaţionale a Transgaz, în vederea alinierii acesteia cu noile atribuţii stabilite, precum şi în transpunerea documentului de concept al sistemului entry–exit sub forma reglementărilor ANRE, astfel încât în aprilie 2019, acestea să fie în vigoare şi complet implementate.

3. Proiect HG și Nota de fundamentare pentru aprobarea listei de scoatere din circuitul agricol cf. Legii 185/2016 privind unele măsuri necesare pentru implementarea proiectelor de importanță națională în domeniul gazelor naturale.
4. S-a acordat sprijin în modificarea Raportului preliminar ENTSOG-catalog al clauzelor și condițiilor principale din contractul (contractele) de transport al (ale) operatorilor de transport și de sistem pentru produsele de capacitate agregată, realizat conform art. 20 alin. (1) din Reg. 459/2017 NC CAM.
5. 5.Propuneri de modificare la proiectul de Lege privind unele masuri necesare pentru implementarea operațiunilor petroliere de către titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetrele petroliere offshore.

Stadiu: au fost transmise Ministerului Economiei propunerile de modificare/punctul de vedere al SNTGN Transgaz SA.

6. Amendamente Regulament de organizare și funcționare a pieţei pentru ziua următoare de gaze naturale administrată de Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM -S.A. Stadiu: Amendamentele S.N.T.G.N. Transgaz S.A. au fost transmise către ANRE.

7. Modificarea Ordinului ANRE pentru aprobarea Regulamentului privind racordarea la sistemul de transport al gazelor natural.

În data de 26.07.2017 ANRE București a publicat pe pagina de internet a autorității–NOTA DE PREZENTARE a deschiderii procesului de consultare publică pe marginea proiectului actului normativ: Regulament privind racordarea la sistemele de transport al gazelor naturale etapa III.

Stadiu: propunerile de modificare ale S.N.T.G.N. Transgaz S.A. au fost transmise către ANRE.

8. Metodologiei de stabilire a venitului reglementat, a venitului total și a tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale, aprobată prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 32/2014. Stadiu: Au fost transmise propunerile S.N.T.G.N. Transgaz S.A., către ANRE.

9. Proiect de Ordin ANRE privind aprobarea Regulamentului pentru organizarea și desfășurarea activității de investigare în domeniul energiei privind funcționarea pieței angro de energie Stadiu: Au fost transmise propunerile S.N.T.G.N. Transgaz S.A., către ANRE.

10. Amendamente la draftul de contract standard BRM de vânzare-cumpărare a gazelor naturale. Stadiu: Amendamentele S.N.T.G.N. Transgaz S.A. au fost transmise către ANRE.
11. Proiect de Ordin ANRE privind modificarea și completarea Metodologiei de stabilire a venitului reglementat, a venitului total și a tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale, aprobată prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 32/2014