S.N.T.G.N. Transgaz S.A. — Management Reports 2020

Jun 9, 2020

vff SOCIETATEA NAŢIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE TRANSGAZ SA

RAPORTUL ADMINISTRATORILOR -CONSOLIDAT-

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

	MESAJUL ADMINISTRATORILOR CĂTRE ACȚIONARI, INVESTITORI2
1.	DATE GENERALE DESPRE EMITENT4
	1.1 Date de identificare raport şi emitent4
	1.2 Misiune, Viziune, Valori Organizaționale4
	1.3 Acţionariat 5
	1.4 Organizare 6
2.	SUMAR EXECUTIV 8
	2.1 Indicatori ai rezultatelor economico-financiare 8
	2.2 Indicatori cheie de performanță financiari și nefinanciari (KPI)12
3.	STRATEGIA DE DEZVOLTARE16
	3.1 Proiecte strategice16
	3.2 Accesare Fonduri Europene63
	3.3 Cooperare Internațională 66
	3.4 Acorduri de Interconectare73
	3.5 Retehnologizare și automatizare - SCADA75
	3.6 Activitatea de operare, dezvoltare, reparații, reabilitare și de mentenență a SNT 77
	3.6.1 Principalele componente ale infrastructurii SNT 77
	3.6.2 Activitatea de operare80
	3.6.3 Politica de investiții83
	3.6.4 Politica privind mentenanța SNT 87
	3.7 Controlul achizițiilor90
	4 RAPORTARE FINANCIARĂ CONSOLIDATĂ95
	4.1 Poziția financiară consolidată 95
	4.2 Rezultatul global consolidat99
	4.3 Situaţia fluxurilor de trezorerie consolidate100
	4.4 Analiza factorială a activității102
	4.5 Evaluarea activităţii privind managementul riscului financiar 108
	4.6 Indicatori de performanță economico-financiară în perioada 2017-2021112
5.	RAPORTARE NEFINANCIARĂ CONSOLIDATĂ 113
	5.1 Declarația nefinanciară 113
	5.2 Management responsabil și strategii sustenabile 114
	5.2.1 Management Integrat Calitate-Mediu, Sănătate și Securitate Ocupațională115
	5.2.2 Protecția mediului117
	5.2.3 Resurse Umane 125
	5.2.4 Social și responsabilitate corporativă 132
	5.2.5 Etică și integritate135
	5.2.6 Politica de conformitate 137
	5.2.7 Sistemul de Control Intern/Managerial139
	5.2.8 Managementul Riscului 146
	5.2.9 Comunicare152
	5.2.10 Indicatori cheie de performanță nefinanciari154
6.	GUVERNANȚA CORPORATIVĂ 158
	6.1 DECLARAȚIA DE GUVERNANȚĂ CORPORATIVĂ159
	Responsabilitate socială (CSR) 180
	6.2 Activitatea pe piața de capital 191
	6.3 Politica cu privire la dividend196
	6.4 Fuziuni sau reorganizări semnificative 197
	7. MANAGEMENTUL SOCIETĂŢII 198
	7.1 Obiective strategice privind administrarea SNTGN TRANSGAZ SA în perioada 2017-2021198
	7.2 Managementul executiv 199
8.	DESCĂRCAREA DE GESTIUNE A ADMINISTRATORILOR 201

MESAJUL ADMINISTRATORILOR CĂTRE ACȚIONARI, INVESTITORI

Stimaţi acţionari, Stimați investitori,

Cu o tradiţie în România de 106 ani, 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.

Obiectivele strategice cuprinse în Planul 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 descoperite în Marea Neagră, investiţiile propuse de Transgaz în Planul de dezvoltare al sistemului naţional de transport (SNT) gaze naturale pentru perioada 2019-2028, aprobat prin decizia ANRE nr.2080/11.12.2019, 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 4,03 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.

Investiţiile propuse au 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.

Totodată, având în vedere contextul actual privind starea de urgență instituită pe teritoriul României, pentru 30 de zile, respectiv în perioada 16.03-16.04.2020, prin Decretul prezidențial nr. 195/16.03.2020, publicat în MO al României, Partea I, Nr. 212/16.03.2020, ca eveniment ulterior activității anului 2019, prezentată în acest raport, dorim să informăm pe toți cei interesați asupra faptului că, la nivelul SNTGN Transgaz SA, conducerea executivă a elaborat și Consiliul de Administrație a aprobat prin Hotărârea nr. 11/13.03.2020, implementarea Planului de Măsuri în situația declarării epidemiei generate de virusul de tip COVID -19, afectării sănătății salariaților societății și activității SNTGN Transgaz SA. Documentul este postat pe site-ul companiei la adresa: http://www.transgaz.ro/ro/prezentare-plan-de-masuri-covid-19 și va fi actualizat periodic, funcție de modificările intervenite.

Cu aleasă consideraţie,

ION STERIAN – Administrator executiv – Director general

LĂPUȘAN REMUS GABRIEL – Administrator neexecutiv – Președinte al Consiliul de Administrație

PETRU ION VĂDUVA – Administrator neexecutiv

BOGDAN GEORGE ILIESCU – Administrator neexecutiv

MINEA NICOLAE – Administrator neexecutiv

1. DATE GENERALE DESPRE EMITENT

1.1 Date de identificare raport şi emitent

Raport elaborat conform prevederilor Legii nr.24/2017, privind emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă. Pentru anul încheiat la: 31 decembrie 2019 Data raportului: 16 aprilie 2020. 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 intern și internaţional al gazelor naturale, 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 comunitate

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:

• tradiţie şi profesionalism;
• etica şi deontologia profesională;
• 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. 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.

Începând cu data de 14 noiembrie 2019, exercitarea drepturilor și îndeplinirea obligațiilor ce decurg din calitatea de acționar al Statului Român la Societatea Națională de Transport Gaze Naturale Transgaz SA se realizează de către Statul Român prin Secretariatul General al Guvernului, ca urmare a transferului de acțiuni din contul Statului Român prin Ministerul Economiei, în temeiul OUG nr. 68/06.11.2019 privind stabilirea unor măsuri la nivelul administrației publice centrale și pentru modificarea și completarea unor acte normative.

Denumire acționar	Număr acțiuni	Procent %
Statul Român prin Secretariatul General al Guvernului (SGG)	6.888.840	58,5097
Free float - Alți acționari (pers. fizice și juridice), din care	4.885.004	41,4903
 persoane fizice	1.057.641	8,9830
persoane juridice 	3.827.363	32,5073
Total	11.773.844	100,00

La data de 31.12.2019 structura acționariatului SNTGN Transgaz SA a fost următoarea:

Tabel 1-Structuctura Acționariatului la 31.12.2019

Structura acționariatului TGN la 31 Decembrie 2019

Grafic 1-Structura Acţionariatului Transgaz la 31.12..2019

Capitalul social al Transgaz la data de 31 decembrie 2019 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 31.12.2019 sunt înregistrați un număr de 8.826 acționari TGN, cu 390 de acționari mai puțin față de data de 31.12.2018.

Grafic 2- Evoluția numărului de acționari ai Transgaz de la listare și până la 31.12.2019

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, Bd.Ștefan cel Mare și Sfânt, 180, of. 506, mun. 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;
• Sediu secundar Transgaz: Mediaș, str. I.C. Brătianu nr.3, bl. 3, ap.75, jud. Sibiu.

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 consolidate

Activitatea economico-financiară a SNTGN Transgaz SA în anul 2019 s-a desfăşurat în baza indicatorilor cuprinşi în bugetul de venituri şi cheltuieli aprobat prin HAGOA nr. 3/2019.

Valoarea realizată la 31 decembrie 2019 a indicatorilor standard de performanță față de valoarea acestora la data de 31 decembrie 2018 este prezentată în tabelul de mai jos:

Nr.	Criteriul de performanță	Obiectiv de performanță	U.M.	Coeficient de ponderare	Realizat
crt.					2019	2018
1.	Investiții puse în funcțiune	Realizarea nivelului programat	mii lei	0,15	57.400	113.334
2.	EBITDA	Creșterea EBITDA	mii lei	0,15	537.004	746.134
3.	Productivitate a muncii	Creșterea productivității muncii în unități valorice (cifra de afaceri/nr. mediu de personal)	lei/ pers.	0,15	435.552	404.339
4.	Plăți restante	Efectuarea plăților în termenul contractual (în prețuri curente)	mii lei	0,15	0	0
5.	Creanțe restante	Reducerea volumului de creanțe restante (în prețuri curente)	mii lei	0,1	404.509	315.637
6.	Consumul tehnologic	Încadrarea în cantitățile de gaze naturale reprezentând consumul tehnologic	%	0,15	82,97%	69,81%
7.	Cheltuieli de exploatare la 1.000 lei venituri din exploatare	Reducerea cheltuielilor de exploatare la 1.000 lei venituri din exploatare	lei	0,15	783	654

Tabel 2 – Evoluția indicatorilor standard de performanță în 2019 vs 2018

Nr.	Indicator	Realizări la 31 decembrie (mii lei)	Dinamica (%)
crt.		2017	2018	2019
0	1	2	3	4	5=4/3*100
1.	Cifra de afaceri	1.800.079	1.741.890	1.849.353	106,17
2.	Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.719.993	1.608.398	1.575.925	97,98
3.	Venituri din activitatea de echilibrare	120.686	235.427	324.688	137,91
4.	Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	63.950	405.794	868.357	213,99
5.	Venituri financiare	190.546	48.634	101.618	208,95
6.	Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.055.267	1.052.177	1.234.622	117,34
7.	Cheltuieli cu gazele de echilibrare	120.686	235.427	324.688	137,91
8.	Costul activelor construite conform cu IFRIC12	63.950	405.794	868.357	213,99
9.	Cheltuieli financiare	150.227	26.973	30.779	114,11
10.	Profit brut	705.045	577.882	412.143	71,32
11.	Impozit pe profit	125.305	98.132	86.676	88,33
12.	Venituri din impozitul pe profit amânat	3.876	10.736	15.833	144,90
13.	Profit net	583.616	490.486	341.394	69,60
14.	Rezultatul global total aferent perioadei	601.442	487.868	340.426	69,78
15.	Gaze transportate mii mc*	12.869.908	12.975.921	13.227.501	101,94
16.	Cheltuieli de investiții	95.599	422.783	892.739	190,69
17.	Cheltuieli de reabilitare	13.954	21.645	12.687	58,61
18.	Consum tehnologic	73.831	70.003	66.257	94,65
19.	Consum tehnologic-mii mc	95.243	81.034	65.208	80,47

Principalii indicatori economico-financiari realizaţi în perioada 2017 - 2019 se prezintă astfel:

Tabel 3- Evoluția principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2019

Grafic 3 -Cifra de afaceri 2017-2019 (mii lei) Grafic 4-Profitul net 2017-2019 (mii lei)

)

Grafic 6-Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2019

Transgaz deține statutul de monopol în transportul gazelor naturale din România și vehiculează circa 90% din totalul gazelor naturale consumate.

La data de 31 decembrie 2019, soldul disponibilităților în conturi bancare ale societății era de 352.780 mii lei, din care 71% reprezentau disponibilități denominate în valută, majoritatea în EURO

Grafic 7-Evoluţia cheltuielilor de investiţii şi reabilitare în perioada 2017–2019 (mii lei)

Nr. crt.	Indicatori	Formula de calcul	2017	2018	2019
1.	Indicatori de profitabilitate
	EBITDA în total vânzări	EBITDA	47,18%	42,83%	29,04%
		Cifra de afaceri
	EBITDA în	EBITDA	22,53%		14,22%
	capitaluri proprii	Capitaluri proprii		20,12%
	Rata profitului brut	Profitul brut	39,17%	33,18%	22,29%
		Cifra de afaceri
	Rata rentabilității	Profit net
	capitalului	Capitaluri proprii	15,48%	13,22%	9,04%
2.	Indicatori de lichiditate
	Indicatorul lichidității curente	Active circulante		3,60	2,58
		Datorii pe termen scurt	5,57
	Indicatorul	Active circulante-Stocuri		2,99	1,65
	lichidității imediate	Datorii pe termen scurt	5,27
3.	Indicatori de risc
	Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat
		Capitaluri proprii	1,85%	6,29%	17,51%
	Rata de acoperire	EBIT		220,69	78,88
	a dobânzii	Cheltuieli cu dobândă	X
4.	Indicatori de gestiune
	Viteza de rotaţie a	Sold mediu clienti x 365 zile	142,85	141,49	137,17
	debitelor-clienţi	Cifra de afaceri
	Viteza de rotaţie a	Sold mediu furnizori x 365 zile	19,43	35,55	40,80
	creditelor-furnizori	Cifra de afaceri

Valorile indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în perioada 2017-2019:

Tabel 4 - Evoluția indicatorilor de pro fitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în perioada 2017-2019

Grafic 8-Evoluţia indicatorilor de profitabilitate în perioada 2017-2019

Grafic 9-Evoluţia indicatorilor de lichiditate în perioada 2017 - 2019

2.2 Indicatori cheie de performanță financiari și nefinanciari (KPI)

Indicatori cheie de performanță – financiari pentru calculul componentei variabile a remunerației

Nr	Indicator	Obiectiv	2019	Grad de
crt.			Bugetat	Realizat	realizare
1.	Plăți restante	Menținerea plăților restante la nivel zero.	0	0	100%
2.	Cheltuieli de exploatare (mai puțin amortizarea, echilibrarea, activitatea de construcții și provizioane pentru deprecierea activelor și pentru riscuri și cheltuieli) (mii lei)	Menținerea nivelului cheltuielilor de exploatare la nivelul asumat în Planul de administrare.	1.070.891	1.038.921	103%
3.	Rata lichidității curente "Testul acid"	Rata lichidității curente (testul acid) să înregistreze valori anuale peste 1.	0,91	1,65	181%
4.	Rata de îndatorare netă	Menținerea unui nivel al ratei de îndatorare netă sub limitele stabilite pentru obținerea finanțării bancare, respectiv: 3–2017; 3-2018; 5,5 –2019; 5,5-2020; 4-2021	5,5	1,24	445%
5.	EBITDA (mii lei)	Realizarea țintei de EBITDA asumate în Planul de administrare.	329.594	537.004	163%

Tabel 5 –Indicatorilor cheie de performanță financiari pentru calculul componentei variabile a remunerației în anul 2019 realizat vs bugetat

Indicatori cheie de performanță – nefinanciari pentru calculul componentei variabile a remunerației

Nr.			Nr	2019		Grad de
Crt	Indicator	Obiectiv	crt.	Planificat	Realizat	realizare
Operaționali
6.	Monitorizare	Realizarea proiectelor FID din Planul de dezvoltare pe 10 ani
	Strategie de investiții și implementare	I = (acțiuni realizate +demarate) / acțiuni propuse
		Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria (BRUA faza 1).	6.1	Construcție Faza 1	În derulare -s-au sudat peste 300 km din cei 479 km pentru BRUA Faza I; -STC Jupa finalizată și pusă în funcțiune în data de 30.09.2019; -STC Podişor- finalizată și pusă în funcțiune în data de 31.10.2019, -STC Bibești – în execuție, punerea în funcţiune se estimează pentru data de 30 iunie 2020, - finalizare execuție punere în funcțiune secțiunea Jupa – Recaș (parte din lot 3)	100%
		Interconectarea sistemului naţional de transport gaze	6.2	Achiziția lucrărilor de proiectare și execuție	-Finalizat
		naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea		Obținere Decizie exhaustivă –etapa 2	-Finalizat
		Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1	6.3	Isaccea 1 – demarare construcție	- În derulare execuție SMG Isaccea 1
				Negru Vodă 1 – demarare execuție	- Proiect tehnic în elaborare (actualizat termenul de finalizare)
7.	Creșterea eficienței energetice	Menținerea ponderii consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate sub 1%	7.1	<1	0,49	100%
	Orientați către servicii publice
8.	Indicatori de performanță	Realizarea țintelor prevăzute în Standardul de performanță pentru serviciului de transport și de	8.1	1 ≥ 90% 𝐼𝑃0	92,44%	100%
	ai serviciului de transport		8.2	1 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
	gaze naturale	sistem al gazelor naturale	8.3	2 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
		(ordinul ANRE 161/26.11.2015 intrat în vigoare la 1 octombrie 2016)	8.4	3 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
			8.5	4 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
			8.6	5 ≥ 95% 𝐼𝑃1	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	-
			8.12	4 ≥ 95% 𝐼𝑃3	-
			8.13	1 ≥ 95% 𝐼𝑃4	-
			8.14	1 ≥ 98% 𝐼𝑃5	100%

			8.15	2 ≥ 98% 𝐼𝑃5	100%
			8.16	1 ≥ 98% 𝐼𝑃6	100%
			8.17	2 ≥ 98% 𝐼𝑃6	100%
			8.18	1 ≥ 80% 𝐼𝑃7	96,77%
			8.19	1 ≥ 98% 𝐼𝑃8	100%
			8.20	2 ≥ 98% 𝐼𝑃8	-
			8.21	1 ≥ 90% 𝐼𝑃9	-
	Guvernanță corporativă
9.	Implementare a sistemului de control intern/ managerial	Implementarea prevederilor Ordinului SGG nr. 600/2018 pentru aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice cu completările ulterioare. I = standarde implementate/standarde prevăzute de ordinul 600/2018*100	9.1	94%	Realizat -Adresa transmisă către Secretariatul General al Guvernului nr DSMC/1446/ 13.01.2020, privind Stadiul implementării și dezvoltării SCI/M în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2019; Nr. intrare SGG 20/1035/AT data 16.01.2020. -Situația centralizatoare privind stadiul implementării și dezvoltării SCI/M la data de 31.12.2019, nr. 1387/13.01.2020. -Chestionar de Autoevaluare a stadiului de implementare a standardelor SCI/M la data de 31.12.2019, nr. 1383/13.01.2020. -Situația sintetică a rezultatelor autoevaluării la data de 31.12.2019, nr. 1385/13.01.2020. -Actualizarea Deciziei privind constituirea Comisiei de monitorizare,nr.283/15.03.2019; -Actualizarea Deciziei privind numirea Responsabililor SCI/M, nr.282/15.03.2019; -Actualizarea "Programului de dezvoltare a SCI/M de la nivelul SNTGN Transgaz SA" pe anul 2019 nr. 1330/10.01.2019; - Informare privind stadiul de implementare a SCI/M la 31.12.2019, nr. 8209/12.02.2020; -Informare privind monitorizarea performanțelor la nivelul societății pentru anul 2019, nr. DSMC/8211/12.02.2020.	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	7,9	Realizat Adresa nr. SMC 8521/13.02.2020 pentru anul 2019	100%
11.	Stabilirea politicilor management ului de risc și monitorizarea riscului	Realizarea țintelor prevăzute în Planul de administrare privind implementarea cerințelor Standardului 8 din Ordinului SGG nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice.	11.1	Actualizarea documentelor specifice Managementului riscului	Realizat -Decizia de actualizare a Echipei de Gestionare a Riscurilor nr. 284/15.03.2019; -Limita de toleranță, pentru anul 2019 nr. 3885/ 21.01.2019; -Profilul de risc al SNTGN, decembrie 2018, nr. 3885/21.01. 2019; - Profilul de risc al SNTGN, decembrie 2019, nr. 1512/13.01. 2020. -Analiza riscurilor strategice cuprinse în Registrul de Riscuri, la nivel de societate anul 2018 nr. 2738/16.01.2019 și reclasificarea riscurilor strategice;	100%

					-Declarația – Angajament a Directorului General privind Managementul Riscului, actualizată în mai 2019
			11.2	Actualizare Registrul riscului Actualizare Plan de masuri pentru minimizare riscuri	Realizat -Registrul de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2019, nr. 2740/16.01.2019; -Planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2019, nr. 2877/16.01.2019.
			11.3	Raportare monitorizare riscuri	Realizat -Informare privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul societății, pentru anul 2019, nr. 1518/ 13.01.2020; -Informare privind analiza progresului realizării obiectivelor specifice și a Programului de implementare a măsurilor stabilite în Strategia de Managementul Riscurilor, nr. DG 37873/27.06.2019; -Informarea CA, de către Comitetul de Audit și Rating privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul SNTGN Transgaz SA pentru anul 2018, nr. DG 37870/27.06.2019, ședința CA din 04.07.2019.
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 DSMC/16016/ 15.03.2019 Termen 15 martie 2019 Adresa DSMC/11471/26.02.2020 Termen 1 martie 2020
			12.3	Raportare SCI/M	Realizat Adresa nr DSMC/4786/ 25/01.2019 - raportare pt anul 2018. Adresa transmisă către Secretariatul General al Guvernului nr DSMC/1446/ 13.01.2020, privind Stadiul implementării și dezvoltării SCI/M în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2019; Nr. intrare SGG 20/1035/AT data 16.01.2020. (se raportează anual)
			12.4	Raportare privind realizarea indicatorilor de performanță ai serviciului de transport gaze naturale	Realizat Adresa nr. 69593/ 22.11.2019 raportare ANRE pt. anul gazier 2018-2019 (se raportează anual)
			12.5	Raportare formular S1100 privind monitorizarea aplicării prevederilor OUG 109/2011	Realizat Adresa DSMC 38243/28.06.2019 Raportare aferentă semestrului I 2019 Adresa DSMC 393/07.01.2020 Raportare aferentă semestrului II 2019
13.	Creșterea integrității instituționale prin includerea măsurilor de prevenire a corupției ca	Respectarea măsurilor asumate prin Planul de integritate aprobat I = măsuri realizate în termen /măsuri propuse*100	13.1	Publicarea rezultatelor evaluării SCIM	Realizat Publicat Raport asupra Sistemului de Control Intern/Managerial la data 31.12.2019, nr. 1427/13.01.2020 la adresa: http://zonapublica.transgaz.ro/Sistem%20 de%20Control%20Intern%20Managerial/S istem%20de%20Control%20Intern%20Ma nagerial/6.%20Documente%20de%20eval	100%

element al planurilor manageriale	13.2	Evaluarea anuală a modului de implementare a Planului de integritate și adaptarea acestuia la riscurile și vulnerabilitățile nou apărute	uare%20interna%20si%20raportare/3.%2 0Raport%20anual%20al%20SCIM/Raport are%20SCIM%20la%2031.12.%202019.pdf Realizat La nivelul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. a fost realizată evaluarea anuală, iar prin Adresa nr. DG 3328/18.01.2019, a fost transmis către Ministerul Economiei (minister coordonator) Raportul la data de 17.01.2019 privind evaluarea Planului de Integritate al S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., Situația incidentelor de integritate (Anexa 1) și Raportare implementare măsuri S.N.A. (Anexa 2); La nivelul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. a fost realizată evaluarea anuală, iar prin Adresa nr. DG 5573/31.01.2020, a fost transmis către Secretariatul General al Guvernului Raportul la data de 31.12.2019 privind evaluarea Planului de Integritate al S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., Situația incidentelor de integritate (Anexa 1) și Raportare implementare măsuri S.N.A. (Anexa 2);
	13.3	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); http://zonapublica.transgaz.ro/Strategia% 20de%20lupta%20anticoruptie/

Tabel 6-Indicatori cheie de performanță nefinaciari pentru calculul componentei variabile a remunerației în anul 2019

3. STRATEGIA DE DEZVOLTARE

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 2019-2028, apobat de ANRE prin Decizia nr. 2080/11.12.2019.

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

2019– 2028 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.

Proiectele cuprinse în Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale 2019–2028 sunt:

• 1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria (BRUA) se realizează în două faze:
  • 1.1 Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria (BRUA)-Faza 1;
  • 1.2 Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA)-Faza 2;
• 2. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre;
• 3. Interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1;
• 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 Republica Moldova;
• 5. Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria–Romania– Ungaria–Austria (BRUA faza 3);
• 6. Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor naturale din Marea Neagră;
• 7. Interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale din România cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia;
• 8. Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1;
• 9. Interconectarea România–Ucraina pe direcția Gherăești–Siret;
• 10. Dezvoltarea/Modernizarea Infrastructurii de transport gaze naturale în zona de Nord-Vest a României;
• 11. Creșterea capacității de transport gaze naturale a interconectării România-Bulgaria pe direcția Giurgiu-Ruse;
• 12. Eastring-România;
• 13. Sistem de monitorizare, control și achiziție de date pentru stațiile de protecție catodică aferente Sistemului Național de Transport Gaze Naturale;
• 14. Dezvoltarea sistemului SCADA pentru Sistemul Național de Transport gaze naturale.

1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport pe coridorul Bulgaria– România–Ungaria–Austria (BRUA)

La nivel european se află în curs de implementare o serie de proiecte majore care să permită diversificarea surselor de alimentare cu gaze naturale a Europei prin transportul gazelor naturale extrase atât din perimetrele din Marea Caspică, cât și a celor disponibile din terminale LNG spre Europa Centrală:

• amplificarea South Caucasus Pipeline;
• construirea conductei Trans-Anatolian Pipeline (TANAP);
• construirea conductei Trans Adriatic Pipeline (TAP);
• construirea interconectorului Grecia Bulgaria (IGB).

Prin implementarea acestor proiecte se creează posibilitatea transportului unor volume de gaze naturale din zona Mării Caspice până la granița de sud a României.

În aceste condiţii se impune adaptarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la noile perspective, prin extinderea capacităţilor de transport gaze naturale între punctele existente de interconectare ale sistemului românesc de transport gaze naturale cu cel al Bulgariei (la Giurgiu) și al Ungariei (la Nădlac). Punctele de intrare-ieşire în/din SNT, Giurgiu, respectiv Nădlac sunt legate printrun sistem de conducte având o durată mare de funcţionare, diametre ce nu depăşesc 24" şi presiuni de proiectare de maximum 40 bar.

Figura 2 - Punctele de interconectare ale sistemului românesc de transport gaze naturale cu sistemele similare ale Bulgariei şi Ungariei

Capacităţile de transport gaze naturale existente nu permit vehicularea unor volume semnificative de gaze naturale.

Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria", vizează dezvoltări ale capacităţilor de transport gaze naturale între interconectările dintre sistemul românesc de transport gaze naturale şi sistemele similare ale Bulgariei şi Ungariei, mai precis, constă în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podișor și SMG Horia.

Acest proiect s-a impus ca necesitate în a doua parte a anului 2013 având la bază următoarele argumente:

• deselectarea proiectului Nabucco ca rută preferată pentru transportul gazelor naturale din regiunea Caspică înspre piețele central europene;
• asigurarea unor capacități de transport gaze naturale adecvate între punctele de interconectare transfrontalieră RO-BG și RO-HU, în scopul creșterii gradului de interconectare la nivel european;

asigurarea unor capacități de transport gaze naturale pentru valorificarea gazelor naturale din Marea Neagră pe piețele central-europene.

Proiectul a fost inclus pe lista actualizată a proiectelor de interes comun publicată în luna noiembrie 2017 ca şi anexă la Regulamentul 347/2013.

Astfel, lista actualizată a Proiectelor de Interes Comun (Lista 3/2017) a Uniunii, cuprinde Proiectul BRUA cu ambele faze la secțiunile 6.24.1-2 și 6.24.4-4 în cadrul "Grupului de proiecte care presupune creșterea etapizată a capacității coridorului de transport bidirecțional Bulgaria–România–Ungaria–Austria (cunoscut în prezent ca și ROHUAT/ BRUA) care va permite 1,75 mld. mc/an în prima fază și 4,4 mld. mc/an în cea de a doua fază, cu posibilitatea preluării inclusiv a noilor resurse de la Marea Neagră".

Fazele de implementare ale Proiectului BRUA, în acord cu prevederile Listei Nr. 3 PIC/2017 sunt:

• Dezvoltarea capacităţii de transport din România, de la Podișor la Recaș incluzând o nouă conductă, o nouă staţie de contorizare și trei noi staţii compresoare în Podișor, Bibești și Jupa–BRUA Faza I–6.24.1-2 în Lista 3 PCI/2017–BRUA prima etapă;
• Extinderea capacităţii de transport din România de la Recaș la Horia către Ungaria până la 4,4 mld. mc/an și extinderea staţiilor compresoare de la Podișor, Bibești și Jupa –BRUA Faza II 6.24.4-4 în Lista 3 PCI/2017- BRUA a doua etapă.

Mai mult, pe lista de priorităţi a grupului de lucru CESEC (Central East South Europe Gas Connectivity) a fost inclus şi Proiectul BRUA, astfel:

• Faza I a Proiectului BRUA a fost inclusă pe lista proiectelor prioritare;
• Faza II a Proiectului BRUA a fost inclusă pe lista proiectelor prioritare condiţionate.

Proiectul BRUA, cu ambele sale faze (Faza I și Faza II) este cuprins și în Planul de dezvoltare a rețelei europene de transport gaze naturale TYNDP 2018 cu cod de identificare TRA–F–358 (Faza I), respectiv TRA-N-1322 (Faza II).

1.1 Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport pe coridorul Bulgaria– România–Ungaria–Austria (BRUA)-Faza 1

Figura 3-Harta proiectului major de dezvoltare al coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Austria – Faza 1

Descrierea proiectului

BRUA-Faza I constă în realizarea următoarelor obiective:

• conductă Podişor Recaş 32" x 63 bar în lungime de 479 km:
  • LOT 1 de la km 0 (în zona localității Podișor, Județ Giurgiu) la km 180 (în zona Localității Văleni, Comuna Zătreni, Județ Vâlcea);
  • LOT 2 se execută de la km 180 (în zona Localității Văleni, Comuna Zătreni, Județ Vâlcea) la km 320 (în zona localității Pui, Județ Hunedoara);
  • LOT 3 se execută de la km 320 (în zona localității Pui, Județ Hunedoara) la km 479 (în zona localității Recaș, Județ Timiș).
• trei staţii de comprimare gaze naturale (SC Podișor, SC Bibești şi SC Jupa) fiecare stație fiind echipată cu două agregate de comprimare (unul în funcțiune și unul de rezervă), cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecţional de gaze.

Implementarea Proiectului BRUA – faza 1 are drept rezultat asigurarea posibilității fizice de curgere bidirecțională permanentă între interconectările cu Bulgaria și cu Ungaria, asigurânduse următoarele capacităţi de transport gaze naturale:

capacitate de transport spre Ungaria de 1,75 mld. Smc/an, respectiv de 1,5 mld. Smc/an spre Bulgaria.

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019- 2028	Stadiu de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de evaluare a impactului de mediu (incluzând și Studiu de Evaluare Adecvată)	Finalizat	Finalizat
Proiect Tehnic (FEED)	Finalizat	Finalizat
Decizia finală de investiție (FID)	Obținută în 2016	Finalizat
Obținere Acord de mediu	Obținut-decembrie 2016	Finalizat
Obținere Autorizație de construire	Obținută-februarie 2017	Finalizat
Obținerea Deciziei Exhaustive	Obținută-martie 2018	Finalizat
Încheierea contractelor pentru lucrări de execuție conductă	Noiembrie 2017	Finalizat
Emitere ordin începere lucrări pentru execuție conductă	Emis în data 04 iunie 2018	Finalizat
Predare amplasament conductă și Consultări publice în UAT-urile aferente	Mai–Iunie 2018	Finalizat
Încheierea contractului pentru lucrări de execuție stații de comprimare	Martie 2018	Finalizat
Predare la constructor a amplasamentelor Stațiilor de comprimare și Consultări publice în UAT-urile aferente	11-13 aprilie 2018	Finalizat

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019- 2028	Stadiu de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Emitere ordin începere lucrări pentru execuția celor trei Stații de comprimare	Emis în data de 16 aprilie 2018	Finalizat
Încheierea contractelor pentru lucrări de automatizare și securizare conductă	Iulie 2018	Finalizat
Construcție conductă–Faza I	2018–2020	2018-2020 (În execuție)
- Secțiune Jupa – Recaș (parte din Lot 3)	2019	Finalizată
Lot 1, Lot 2 și secțiunea Pui-Jupa -	2020	2020
Construcție stații de comprimare–Faza I	2018– 2020	2018– 2020 (În execuție)
- STC Jupa	2019	Finalizat
STC Podișor -	2019	Finalizat
STC Bibești -	2020	2020 (În execuție)
Începere operare Faza I	Decembrie 2020	Octombrie 2020

Termen estimat de finalizare: anul 2020

Valoarea totală a investiţiei: 478,6 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaţionale

• Proiect PCI (prima listă PCI a Uniunii Europene): BRUA 7.1.5.
• Proiect PCI (a 2-a listă PCI a Uniunii Europene): BRUA Faza I: 6.24.2.
• Proiect PCI (a 3-a listă PCI a Uniunii Europene): BRUA Faza I: 6.24.1 poziția 2.

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

Stadiul proiectului

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 (CEF) 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 Fazei 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 I, a fost propus să primească un grant în valoare de 179,3 milioane EUR. În data de 9 septembrie 2016 a fost 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.

Ordinul de începere a lucrărilor pentru firul liniar LOT 1, LOT 2 și LOT 3 a fost emis în data de 04 iunie 2018, lucrările de construcție și montaj fiind în desfășurare.

Lucrările de automatizare și securizare conductă se execută pe întregul traseu, de la KM 0 (în zona localității Podișor, Județ Giurgiu) la KM 479 (în zona localității Recaș, Județ Timiș). Contractul a fost semnat în data de 24 iulie 2018 iar ordinul de începere a lucrărilor a fost emis în data de 30 august 2018.

Ordinul de începere a lucrărilor pentru lucrările de execuție stații de comprimare STC Podișor, STC Jupa și STC Bibești a fost emis în data de 16 aprilie 2018, lucrările de construcție și montaj s-au finalizat la STC Podișor, STC Jupa, iar la STC Bibești sunt în grafic.

Strategia de achiziție a echipamentelor cu ciclu lung de fabricație și a execuției de lucrări

Analizând cu atenție opțiunile disponibile, conducerea SNTGN Transgaz S.A. a stabilit următoarea strategie de achiziție:

• Echipamentele de bază cu ciclu lung de producție (grupuri de comprimare, material tubular, curbe, îmbinări electroizolante și robinete) vor fi achiziționate de către SNTGN Transgaz S.A. și puse la dispoziția constructorilor;
• Având în vedere lungimea proiectului, firul liniar a fost împărțit în 3 Loturi;
• Execuția celor 3 stații de comprimare se va realiza de către același contractor;
• Lucrările de automatizare și securizare conductă vor fi realizate printr-un contract distinct.

Stadiul procedurilor de achiziție

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 și 2018 au continuat activitățile în vederea pregătirii pentru începerea lucrărilor de execuție aferente implementării Proiectului BRUA–Faza I.

Stadiul achiziţiilor publice:

• contractul pentru achiziţia îmbinărilor electroizolante a fost semnat în data de 04.08.2017 și este finalizat, toate materialele fiind recepționate;
• contractul pentru achiziţia grupurilor de comprimare a fost semnat în data de 24.08.2017 și este în curs de derulare;

• contractele pentru achiziţia lucrărilor de execuţie fir liniar, aferente loturilor 1, 2 și 3 au fost semnate în data de 28.11.2017 și sunt în derulare;
• contractul pentru achiziţia robinetelor a fost semnat în data de 28.02.2018 și este finalizat, toate materialele fiind recepționate;
• contractul pentru achiziţia lucrărilor de execuţie a stațiilor de comprimare a fost semnat în data de 23.03.2018 și este în curs de derulare;
• contractul pentru achiziţia materialului tubular și a curbelor a fost semnat în în data de 23.04.2018 și este în curs de derulare;
• Acordurile-cadru pentru Servicii de monitorizare a biodiversității pentru proiecte de construcție conducte de transport gaze naturale si instalații tehnice aferente s-au semnat în data de 11.07.2018. S-a finalizat procedura de atribuire a contractelor subsecvente pentru proiectul BRUA, contractele fiind semnate în data de 23-24.08.2018;
• contractul pentru execuție lucrări de automatizare și securizare conductă a fost semnat în data de 24.07.2018 și este în curs de derulare.

Stadiul lucrărilor de execuție

Lucrări de execuție aferente stațiilor de comprimare

Ordinul de începere a lucrărilor a fost transmis în data de 16 aprilie 2018.

Execuția lucrărilor la stațiile de comprimare este realizată de Asocierea INSPET SA (LIDER)– PETROCONST SA–MOLDOCOR SA–HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL–IRIGC IMPEX SRL–SUTECH SRL–TIAB SA–ROCONSULT TECH SRL, în baza contractului de lucrări numărul 333/23.03.2018.

Valoarea atribuită a contractului este de 355.402.142,30 lei (fără TVA), defalcată după cum urmează:

• 118.305.339,77 lei pentru lucrările de execuție la STC Podișor;
• 120.216.784,49 lei pentru lucrările de execuție la STC Bibești;
• 115.548.607,35 lei pentru lucrările de execuție la STC Jupa;
• 1.331.410,64 lei pentru serviciile de mentenanță ale celor 3 stații de comprimare.

Progresul lucrărilor de execuție pentru cele trei stații de comprimare

STAȚIA DE COMPRIMARE PODIȘOR (STC PODIȘOR)

STC Podișor a fost inaugurată în data de 31 octombrie 2019.

STAȚIA DE COMPRIMARE BIBEȘTI (STC BIBEȘTI)

Lucrările de execuție aferente STC Bibești au fost influențate de necesitatea realizării în avans a lucrărilor de diagnostic arheologic intruziv. În acest sens, lucrările la STC Bibești au fost demarate începând cu data de 06 iulie 2018, acestea desfășurându-se în etape, pe măsură ce pe anumite suprafețe aferente stației de comprimare au fost finalizate lucrările de diagnostic arheologic intruziv.

În cursul anului 2019 au continuat lucrările de construcții civile, mecanice și au fost demarate lucrări în domeniul electric și automatizare.

STAȚIA DE COMPRIMARE JUPA (STC JUPA)

STC JUPA a fost inaugurată în data de 30 septembrie 2019.

Până la data de 31 decembrie 2019 s-a produs toată țeavă Ø813, solicitată prin caietul de sarcini.

Serviciile de logistică sunt asigurate de către compania ARKAS Lojistik A.S., în baza unui contract de servicii semnat cu TOSCELIK. Cantitatea totală descărcată până la sfârșitul lunii decembrie 2019 este de aprox. 471.050 ml și reprezintă toată cantitatea solicitată prin caietul de sarcini. Din Portul Constanța, materialul tubular este fie transportat direct cu camionul în depozitele de țeavă, fie este transportat cu barje la Orșova și apoi cu camionul în depozite.

Progresul lucrărilor de execuție fir conductă

LUCRĂRI DE EXECUȚIE FIR LINIAR LOT 1 (KM 0–KM 180)

Lucrările de execuție fir liniar LOT 1 se execută de la KM 0 (în zona localității Podișor, Județ Giurgiu) la KM 180 (în zona Localității Văleni, Comuna Zătreni, Județ Vâlcea).

Execuția firului liniar aferent LOT 1 este realizată de Asocierea INSPET SA (lider)– PETROCONST SA – ARGENTA SA – IRIGC IMPEX SRL – COMESAD RO SA, în baza contractului de lucrări numărul 601/28.11.2017.

Valoarea atribuită a contractului este de 144.491.287,48 lei (fără TVA). Lucrările pe LOT 1 au fost demarate în a doua jumătate a lunii septembrie 2018. Lucrările de execuție pe LOT 1 la finalul trimestrului IV 2019 se prezintă astfel:

ACTIVITATI PRINCIPALE	UM	TOTAL LOT 1
Înșirat țeava pe traseu	m	164.104
Decopertare strat vegetal	ml	163.126
Șanț săpat	ml	135.757
Suduri executate	buc	13.141
Conductă lansată în șanț	ml	134.776
Astupat șanț	ml	129.901

S-au finalizat lucrările de montaj conductă, inclusiv probele de presiune la următoarele tronsoane:

• Tronson 1- Tronson 17 (de la Podișor pâna la Corbu/SR6 în lungime totală de aprox. 82 km)
• Tronson 21 (km 100 -105), executant INSPET Ploiești
• Tronson 22 (km 105 -110), executant INSPET Ploiești
• Tronson 23 (km 110 -115), executant INSPET Ploiești
• Tronson 24 (km 115 120), executant INSPET Ploiești (pe o lungime de aprox. 4,6 km)

LUCRĂRI DE EXECUȚIE FIR LINIAR LOT 2 (KM 180–KM 320)

Lucrările de execuție fir liniar LOT 2 se execută de la KM 180 (în zona Localității Văleni, Comuna Zătreni, Județ Vâlcea) la KM 320 (în zona localității Pui, Județ Hunedoara).

Execuția firului liniar aferent LOT 2 este realizată de Asocierea HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL(LIDER)–INSPET SA–IPM PARTNERS ROMÂNIA SA–PETROCONST SA– MOLDOCOR SA–ARGENTA SA–ANTREPRIZĂ MONTAJ INSTALAȚII SA–ROMINSTA SA– COMESAD RO SA, în baza contractului de lucrări numărul 602/28.11.2017.

Valoarea atribuită a contractului este de 187.745.693,93 lei (fără TVA). Lucrările pe LOT 2 au fost demarate în a doua jumătate a lunii septembrie 2018. Lucrările de execuție pe LOT 2 la finalul trimestrului IV 2019 se prezintă astfel:

ACTIVITATI PRINCIPALE	UM	TOTAL LOT 2
Înșirat țeava pe traseu	m	67.620
Decopertare strat vegetal	ml	62.119
Șanț săpat	ml	31.056
Suduri executate	buc	4.601
Conductă lansată în șanț	ml	26.019
Astupat șanț	ml	19.800

LUCRĂRI DE EXECUȚIE FIR LINIAR LOT 3 (KM 320–KM 479)

Lucrările de execuție fir liniar LOT 3 se execută de la KM 320 (în zona localității Pui, Județ Hunedoara) la KM 479 (în zona localității Recaș, Județ Timiș).

Execuția firului liniar aferent LOT 3 este realizată de Asocierea HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL(LIDER)–IPM PARTNERS ROMÂNIA SA-MOLDOCOR SA-ANTREPRIZĂ MONTAJ INSTALAȚII SA-ROMINSTA SA, în baza contractului de lucrări numărul 603/28.11.2017.

Valoarea atribuită a contractului este de 176.586.719,79 lei (fără TVA). Lucrările pe LOT 3 au fost demarate în a doua jumătate a lunii august 2018. Lucrările de execuție pe LOT 3 la finalul trimestrului IV 2019 se prezintă astfel:

ACTIVITATI PRINCIPALE	UM	TOTAL LOT 3
Înșirat țeava pe traseu	m	137.209
Decopertare strat vegetal	ml	122.571
Șanț săpat	ml	98.577
Suduri executate	buc	11.153
Conductă lansată în șanț	ml	98.040
Astupat șanț	ml	90.192

S-au finalizat lucrările de execuție, inclusiv probele de presiune, pe secțiunea Jupa – Recaș în lungime de aprox. 70 km ( T100 – T86).

LUCRĂRI DE AUTOMATIZARE ȘI SECURIZARE CONDUCTĂ LOT 4

Lucrări de automatizare și securizare conductă se execută pe intregul traseu, de la KM 0 (în zona localității Podișor, Județ Giurgiu) la KM 479 (în zona localității Recaș, Județ Timiș).

Semnarea contractului privind execuția lucrărilor de automatizare și securizare conductă a avut loc în data de 24 iulie 2018. Execuția lucrărilor este realizată de Asocierea SOCIETATEA S&T ROMÂNIA SRL–ADREM ENGINEERING SRL, în baza contractului de lucrări numărul 585/24.07.2018.

Valoarea contractului este de 42.381.616,86 lei (fără TVA). Ordinul de începere a lucrărilor a fost emis în data de 30 august 2018.

Până în prezent au fost emise toate cele 1767 livrabile aferente detaliilor de execuție (DDE) și au fost achiziționate toate echipamentele principale necesare implementării proiectului.

Au fost finalizate lucrările specifice în STC Podisor și STC Jupa (infrastructură fibră optică, instalat și montat echipamente specifice).

Se execută lucrări specifice în 11 stații de robinete.

Demersuri aferente obținerii fondurilor necesare pentru implementarea proiectului BRUA-Faza I de la Banca Europeană de Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) și Banca Europeană de Investiții (BEI)

Având în vedere statutul de proiect de interes comun, Transgaz a obţinut o finanțare nerambursabilă prin programul Connecting Europe Facility pentru proiectarea celor trei staţii de comprimare în valoare de 1,54 milioane Euro.

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 Fazei I a Proiectului BRUA.

În data de 19 ianuarie 2016 a avut loc, la Bruxelles, Reuniunea Comitetului de Coordonare CEF-Energie, (responsabil cu gestionarea procedurilor de acordare a asistenței financiare europene Proiectelor de Interes Comun în domeniul energiei), şi s-a validat prin vot, lista proiectelor de interes comun propuse pentru a primi finanțare europeană nerambursabilă din cadrul mecanismului Connecting Europe Facility 2015.

În luna septembrie 2016, SNTGN Transgaz SA a semnat cu INEA (Innovation and Networks Executive Agency) Contractul de Finanțare în valoare de aproximativ 179,3 milioane Euro. 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. Nu s-au efectuat trageri.

În data de 27 octombrie 2017 s-a încheiat cu Banca Europeană de Investiții contractul de împrumut pentru suma de 50 milioane euro cu o maturitate 15 ani, perioada de grație de 3 ani cu dobânda fixă negociată pentru fiecare tragere. S-au efectuat 3 trageri cumulând întreaga sumă contractuală.

În data de 14 decembrie 2017, s-a incheiat cu Banca Europeană de Investiții contractul de împrumut pentru suma de 50 milioane euro cu o maturitate 15 ani, perioada de grație de 3 ani

cu dobânda fixă sau variabilă ce se va negocia la data tragerii. S-au efectuat 2 trageri cumulând întreaga suma contractuală.

În data de 24 aprilie 2019 s-a încheiat cu Banca Comercială Română contractul de împrumut pentru suma de 186 milioane lei, adică 40 milioane în echivalent EUR, cu tragere și rambursare în Lei, maturitate 15 ani perioadă de grație rambursare principal de 3 ani. S-au efectuat 2 trageri cumulând întreaga sumă contractuală.

Aspecte Legate de Arheologie

În luna august 2017, în urma procedurii de licitație, au fost încheiate 4 Acorduri cadru pentru servicii specifice de arheologie necesare implementării proiectului BRUA Faza 1 și s-au semnat următoarele Contracte subsecvente:

• supraveghere arheologică instalații supraterane;
• diagnostic arheologic intruziv;
• cercetare arheologică preventivă a siturilor identificate în cadrul etapei de elaborare a proiectului tehnic.

S-a actualizat Decizia etapei de încadrare nr. 167/09.12.2019, emisă de Agenția Națională pentru Protecția Mediului.

ACTE NORMATIVE NECESARE IMPLEMENTĂRII PROIECTULUI

De-a lungul traseului proiectului BRUA Faza I, în cele 10 județe, conducta de transport gaze traversează următoarele tipuri de terenuri: arabil, pășuni curate, pășuni cu pomi, pășuni cu tufărișuri și mărăcinișuri, pășuni împădurite, pajiști cultivate, vie, vii hibride, vii nobile, livezi clasice, pepiniere pomicole, livadă intensivă, livadă arbuști fructiferi, fânețe curate, fâneață cu tufărișuri și mărăcinișuri, fâneață cu pomi, fâneață împădurită, grădină, grădini de legume, alte terenuri.

Pentru a dobândi dreptul de folosință asupra terenurilor agricole și forestiere în vederea realizării lucrărilor este necesară emiterea a două hotărâri de guvern, după cum urmează:

• Obținerea unei Hotărâri de Guvern pentru scoaterea temporară din circuitul agricol a terenurilor agricole situate în extravilan

A fost adoptată de către Guvernul României Hotărârea de Guvern cu nr. 110/15.03.2018 pentru aprobarea listei terenurilor agricole situate în extravilan, pentru proiectul de interes comun în domeniul gazelor naturale "Dezvoltarea pe teritoriul României a sistemului național de transport al gazului pe coridorul de transport Bulgaria – România – Ungaria – Austria – gazoduct Podișor – Horia GMS și trei noi stații de comprimare (Jupa, Bibești, și Podișor) (etapa 1)".

• Obținerea unei Hotărâri de Guvern pentru ocuparea temporară a terenurilor forestiere

A fost adoptată de către Guvernul României Hotărârea de Guvern cu nr. 727/13.09.2018 privind aprobarea ocupării temporare din fondul forestier național, de către SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș, a terenului în suprafață de 42,1315 ha, pentru proiectul de importanță națională în domeniul gazelor naturale "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria".

Autorizația de construire și decizia exhaustivă

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 Național 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.

În urma tuturor demersurilor întreprinse, în data de 21.03.2018 a fost emisă Decizia Exhaustivă.

1.2 Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport pe coridorul Bulgaria– România–Ungaria–Austria (BRUA)-Faza II

Figura 4-Harta proiectului major de dezvoltare al coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Austria – Faza II

Descrierea proiectului

BRUA-Faza II constă în realizarea următoarelor obiective:

• 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.

Proiectului BRUA – faza II are drept rezultat asigurarea posibilității fizice de curgere bidirecțională permanentă între interconectările cu Bulgaria și cu Ungaria, asigurându-se următoarele capacităţi de transport gaze naturale:

capacitate de transport spre Ungaria de 4,4 mld. Smc/an, respectiv de 1,5 mld. Smc/an spre Bulgaria.

Etape de dezvoltare	Stadiu/ Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019- 2027	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	finalizat	finalizat
Studiu de fezabilitate	finalizat	finalizat
Obținere Acord de mediu	finalizat	finalizat
Proiect tehnic și documentaţie tehnică pentru obţinere autorizaţii de construire	finalizat	finalizat
Luarea deciziei finale de investiţie Faza 2	2019*	2020*
Construcție Faza 2	anul 2022*	anul 2022*
Punere în funcţiune Faza 2	anul 2022*	anul 2022*
Începere operare Faza 2	anul 2022*	anul 2022*

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

* Finalizarea Fazei II depinde de procedura de rezervare de capacitate la IP Csanadpalota și de calendarul de derulare a acestei proceduri.

Termen estimat de finalizare: anul 2022

Valoarea estimată: 68,8 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaţionale

• Proiect PCI (prima listă a proiectelor de interes comun a Uniunii Europene): 7.1.5.
• Proiect PCI (a 2-a listă a proiectelor de interes comun a Uniunii Europene): Faza II: 6.24.7.
• Proiect PCI (a 3-a listă a Proiectelor de interes comun a Uniunii Europene): Faza II: 6.24.4 poziția 4.
• TYNDP ENTSOG 2018: TRA-N-358

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

Stadiul proiectului

Începând cu anul 2016 SNTGN Transgaz SA, FGSZ–Ungaria și Gas Connect–Austria împreună cu autoritățile de reglementare din România, Ungaria și Austria au elaborat documentația necesară derulării unei proceduri de Sezon Deschis Angajant pentru rezervarea de capacitate pentru Punctele de Interconectare România-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 România–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 SA împreună cu FGSZ au derulat la finalul anului 2017 procedura de Sezon Deschis Angajant pentru Punctul de Interconectare România–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 și-au exercitat dreptul de a renunța la capacitatea rezervată până la 14 decembrie 2018, astfel procedura va continua cu perioada a III-a de depunere a ofertelor de rezervare de capacitate, în conformitate cu prevederile Manualului Procedurii de Sezon Deschis Angajant RO-HU.

Deși SNTGN Transgaz SA a dorit finalizarea Fazei II la finalul anului 2020 (cum a fost anterior 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.

Documentația Tehnică pentru obținerea Autorizației de Construire este finalizată, iar Proiectul Tehnic actualizat este în curs de reavizare CTE.

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

În contextul în care Europa devine tot mai dependentă de importuri de gaze naturale, dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze naturale de la ţărmul Mării Negre până la graniţa România-Ungaria reprezintă una din priorităţile majore ale TRANSGAZ, pentru asigurarea accesului la resursele de gaze naturale din Marea Neagră.

Descrierea proiectului:

Proiectul constă în construirea unei conducte telescopice de transport gaze naturale Tuzla – Podișor, în lungime de 308,3 km, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul BRUA, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria și Ungaria prin interconectările existente Giurgiu – Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac–Szeged (cu Ungaria).

Figura 5-Coridorul sudic Marea Neagră–Podișor

De asemenea, această conductă se va interconecta cu actuala conductă internațională de transport gaze naturale T1.

Conducta este telescopică și este formată din două tronsoane, după cum urmează:

• Tronsonul I, Țărmul Mării Negre–Amzacea, în lungime de 32,4 km, va avea un diametru de Ø 48" (Dn1200) și capacitate tehnică de 12 mld. mc/an;
• Tronsonul II, Amzacea–Podișor, în lungime de 275,9 km, va avea un diametru de Ø40" (Dn1000) și capacitate tehnică de 6 mld. mc/an.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Stadiu/ Data estimată de finalizare conform PDSNT 2018- 2027	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat	Finalizat
Proiect Tehnic	Finalizat	Finalizat
Studiu de impact asupra mediului	Finalizat	Finalizat
Obținere Acord de Mediu	Finalizat	Finalizat
Documentație tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	Finalizată	Finalizată
Obținerea autorizației de construire	Finalizat	Finalizat
Obținere decizie exhaustivă	Obținută 2019	Finalizat
Luarea deciziei finale de investiție	2019	2020
Construcție	2019-2021*	2020-2022*
Punere în funcțiune/începere operare	2021*	2022*

* Condiționat de luarea deciziei finale de investiții.

Termen estimat de finalizare: 2022

Valoarea estimată: 360,4 milioane Euro

actualizată la data raportului la 371,6 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
• TYNDP ENTSOG 2018: TRA-N-362

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

Stadiul proiectului:

• studiul de fezabilitate a fost avizat în cadrul ședinței Consiliul Tehnico-Economic (CTE) din 26.01.2016;
• investigațiile arheologice efectuate în anul 2017 au dus la modificarea traseului conductei; urmare a acestor modificări, studiul de fezabilitate a fost actualizat și reavizat de CTE Transgaz în data de 11.05.2017;
• proiectul tehnic a fost avizat în cadrul CTE Transgaz; se elaborează documentația pentru achiziția lucrărilor de execuție; în cursul anului 2019 s-a actualizat și avizat valoarea estimată a Proiectului Tehnic;
• s-a finalizat activitatea de identificare a proprietarilor de teren afectați de lucrările de execuție a Proiectului:
  • Județul Constanța: 9 Unități Administrativ Teritoriale (UAT) în proporție de 100%;
  • Județul Călărași: 19 Unități Administrativ Teritoriale (UAT) în proporție de 100%;
  • Județul Giurgiu: 14 Unități Administrativ Teritoriale (UAT) în proporție de 100%.
• s-a obținut Acordul de Mediu nr. 1 din 10.05.2018;

• s-a obținut Autorizația de Construire nr. 5 din 17.05.2018, în conformitate cu prevederile Legii 185/2016;
• s-a obtinut Decizia Exhaustivă nr. 4/25.04.2019 în conformitate cu prevederile Legii 185/2016;
• s-a demarat procedura de achiziție pentru lucrările de execuție. În 31.10.2019 au fost depuse ofertele, care sunt în etapa de analiză (DUAE și tehnic);
• notificarea în vederea inițierii procedurii anterioare depunerii candidaturii s-a depus la Autoritatea Competentă pentru Proiectele de Interes Comun (ACPIC) în data de 24.02.2017 și s-a primit aprobarea acesteia în data de 23.03.2017;
• conceptul privind participarea publicului pentru Proiectul de interes comun "Conductă Țărmul Mării Negre-Podișor (RO) pentru preluarea gazului din Marea Neagră" a fost depus la ACPIC în data de 24.05.2017 şi s-a aprobat de Ministerul Energiei prin Adresa nr.110800/27.06.2017;
• în perioada 17-27.07.2017 s-au desfășurat consultările publice în baza Regulamentului (UE) 347/2013 în următoarele locații: Tuzla, Amzacea, Cobadin, Alexandru Odobescu, Borcea, Frăsinet, Izvoarele, Băneasa și Stoenești;
• s-a depus Dosarul de candidatură în vederea obținerii deciziei exhaustive, în data de 08.06.2018; dosarul de candidatura a fost acceptat de ACPIC în data de 12.07.2018;
• s-a obținut Decizia Exhaustivă nr. 4 din 25.04.2019;
• în anul 2018 s-a desfășurat procesul de rezervare de capacitate incrementală pentru PM Tuzla, proces care s-a finalizat cu alocarea de capacitate și semnarea contractelor de transport gaze naturale; ca urmare a denunţării unilaterale a contractelor de transport gaze naturale de către concesionari procesul s-a declarat ca fiind finalizat fără succes;
• s-a declanșat un nou proces ca urmare a primirii unei noi cereri de capacitate incrementală pentru punctul de intrare/ieşire în/din SNT, preconizat a fi creat în zona localității Tuzla; în cadrul etapei de alocare secundară nu s-au primit cereri suplimentare, pragul minim nu a fost atins, astfel că procesul de rezervare de capacitate incrementală s-a încheiat fără alocare de capacitate;
• prin HG nr.9/2019 s-a aprobat lista terenurilor agricole situate în extravilan care fac obiectul proiectului, conform Legii 185/2016.

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. 1938/2017;
• prin implementarea sa se crează posibilitatea preluării în sistemul românesc de transport a gazelor naturale descoperite în Marea Neagră, pentru valorificarea acestora pe piața românească și pe piețele regionale.

cu conducta de transport Internațional Tranzit 1

Descrierea proiectului:

Proiectul va consta în următoarele:

Etapa 1 – categoria de infrastructură energetică "Conducte pentru transportul de gaze și biogaz care fac parte dintr-o rețea care cuprinde în principal conducte de înaltă presiune, cu excepția conductelor de înaltă presiune utilizate pentru distribuția în amonte sau locală de gaze", cu următoarele obiective de investiții:

• interconectare Isaccea, amplasament U.A.T. Isaccea;
• reabilitarea conductei DN 800 Onești-Cosmești.

Etapa 2 – categoria de infrastructură energetică "Orice echipamente sau instalații esențiale pentru funcționarea securizată, eficientă și în condiții de siguranță a sistemului sau pentru a asigura capacitatea bidirecțională, inclusiv stații de comprimare", cu următoarele obiective de investiții:

• modernizarea Stației de Comprimare Gaze Siliștea existente, inclusiv a Nodului Tehnologic (NT) Siliștea, amplasat în Unitatea Administrativ Teritorială (U.A.T.) Siliștea, județul Brăila;
• lucrări în Nodul Tehnologic Șendreni existent, amplasat în U.A.T. Vădeni, județul Brăila;
• modernizarea Stației de Comprimare Gaze Onești existente, inclusiv a Nodului Tehnologic Onești, amplasament U.A.T. Onești, județul Bacău.

Proiectul nu dezvoltă capacități suplimentare pe punctul de intrare/ieșire în SNT la Negru Vodă.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Stadiu/ Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019-2028	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Faza I	2018	2018
Studiu de prefezabilitate	finalizat	finalizat
Studiu de fezabilitate	finalizat	finalizat
Studiu de impact asupra mediului	finalizat	finalizat
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire	finalizat	finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire	finalizat	finalizat
Decizia exhaustivă	anul 2018	obținută
Construcție	anul 2018	finalizat
Punere în funcţiune/începere operare	anul 2018	finalizat
Faza II	2020	2020
Studiu de prefezabilitate	finalizat	finalizat
Studiu de fezabilitate	finalizat	finalizat
Caiet de sarcini proiectare și execuție	finalizat	finalizat
Achiziția lucrărilor de proiectare și execuție	2019	finalizat
Decizia exhaustivă	2019	finalizat
Finalizarea proiectului tehnic și a detaliilor de execuție/ obținerea autorizațiilor de construire	2020	2020 (în elaborare)
Construcție	2020	2020
Punere în funcţiune/începere operare	2020	2020

Termen estimat de finalizare: Etapa 1 - anul 2018 respectiv Etapa 2 - anul 2020

Valoarea estimată a investiţiei	conform PDSNT 2019- 2028	actualizat la data raportului
Etapa 1	8,8 mil. Euro	8,8 mil. Euro
Etapa 2	68,9 mil. Euro	68,9 mil. Euro
TOTAL	77,7 mil Euro	77,7 mil Euro

Încadrare proiect în planuri internaţionale

Proiect PCI (a doua listă): 6.15;

• Proiect PCI (a treia listă): 6.24.10 1;
• TYNDP ENTSOG 2018: TRA-N-139
• Coridor prioritar: Interconexiunile de gaz pe coridorul nord-sud din Europa Centrală și din Europa de Sud-Est («NSI East Gas»).

Stadiul proiectului

• au fost finalizate studiul de Prefezabilitate (avizat în 12.06.2017), studiul de Fezabilitate (03.11.2017) precum și proiectul Tehnic-pentru Interconectare Isaccea Etapa 1;
• documentația de avizare a lucrărilor de intervenție (DALI) și Proiectul Tehnic pentru reparația conductei DN 800 Onești–Cosmești–Etapa 1 au fost finalizate;
• pentru Etapa 1 a proiectului s-a emis Horărârea de Guvern nr. 638/23.08.2018 pentru aprobarea terenurilor agricole situate în extravilan și a fost finalizat procesul de obținere avize conform C.U;
• pentru Etapa 1 s-a emis Autorizatia de construire nr.6/07.06.2018;
• pentru Etapa 1 a proiectului s-au obținut 2 acte de reglementare pe linie de mediu, respectiv:
  • interconectarea Isaccea–Decizia etapei de încadrare nr. 144/06.03.2018 emisă de APM Tulcea;
  • reparația conductei DN 800 Onești–Cosmești (3 județe)–Decizia etapei de încadrare nr. 27/16.05.2018 emisă de ANPM.
• caietul de sarcini pentru proiectare și execuție-Etapa 2, în vederea achiziției proiectării și execuție s-a finalizat în luna august 2018; Acesta a fost revizuit cu o actualizare a valorii în anul 2019;
• au fost identificați proprietarii terenurilor din zona Nodului Tehnologic Șendreni, ai Stației de Comprimare Gaze Siliștea, ai Interconectării de la Isaccea, ai Stației de Comprimare Gaze Onești;
• au fost identificați proprietarii terenurilor afectate de reparația conductei DN 800 Onești-Cosmești;
• pentru Etapa 2-Proiectul tehnic pentru Lucrări în Nodul Tehnologic Șendreni existent, s-a avizat în CTE Trangaz;
• pentru Etapa 2 au fost obținute avizele și acordurile solicitate prin CU, precum și următoarele acte de reglementare pe linie de mediu, respectiv:
  • lucrări în Nod Tehnologic Șendreni (existent)–s-a obținut Decizia etapei de încadrare nr. 2907/09.03.2018 emisă de APM Brăila;
  • modernizarea Stației de Comprimare Gaze Siliștea existentă, inclusiv a Nodului Tehnologic Siliștea (existente)–s-a obținut Decizia etapei de încadrare nr. 5031/01.04.2019, emisă de APM Brăila;
  • modernizare Stație de Comprimare Gaze Onești, inclusiv Nod Tehnologic Onești (existente)–s-a obținut Decizia etapei de încadrare nr. 20/28.01.2019, emisă de APM Bacău.
• pentru Etapa 2 s-a obtinut Autorizația de construire nr.7/04.07.2019;
• pentru Etapa 2 a proiectului s-a emis Horărârea de Guvern nr. 230/18.04.2019 pentru aprobarea scoaterii temporare a terenurilor agricole situate în extravilan;
• pentru Etapa 2 la obiectivele STC Silistea si STC Onesti s-a semnat în august 2019 contractul pentru proiectare si executie pentru Modernizare STC Onești și STC Siliștea, demarându-se activitățile de proiectare și execuție;
• notificarea în vederea inițierii procedurii anterioare depunerii candidaturii a fost depusă la Autoritatea Competentă pentru Proiecte de Interes Comun (ACPIC) în data de 20.12.2017; aceasta a fost aprobată de către ACPIC în data de 17.01.2018;
• conceptul privind participarea publicului a fost depus la A.C.P.I.C. în data de 21.03.2018 şi s-a aprobat de Ministerul Energiei prin adresa nr. 110638/04.04.2018; în perioada 07-11.05.2018 s-au desfășurat consultările publice în baza Regulamentului

European 347/2013 în următoarele locații: Onești, Buciumi (jud. Bacău), Mărășești (jud. Vrancea), Cosmești (jud. Galați), Isaccea (jud. Tulcea), Siliștea, Vădeni (jud. Brăila);

• raportul sintetic final privind rezultatele activităţilor de participare a publicului a fost elaborat şi publicat pe site-ul companiei şi a fost transmis către ACPIC ca parte a dosarului de candidatură;
• în data de 20.07.2018 Dosarul de candidatură pentru Etapa 1 a proiectului a fost transmis la ACPIC şi a fost acceptat în 03.08.2018;
• în data de 05.09.2018 s-a depus la ACPIC Raportul final nr. 44749/04.09.2018 referitor la procesul de autorizare şi la procesul de consultare şi participare a publicului pentru proiectul de interes comun "Consolidarea sistemului de transport din România, între Onești–Isaccea și inversarea fluxului la Isaccea"–Etapa 1 (Număr de referinţă în Lista Uniunii: 6.24.10.–1), inclusiv documentele anexe, în vederea obtinerii deciziei exhaustive; a fost emisă Decizia Exhaustivă nr. 2/11.09.2018, document care atestă încheierea procedurii de autorizare în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) 347/2013 pentru Etapa 1 a proiectului.

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.

Figura 7-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 104,1 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 61,05 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.

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019-2028	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de soluție	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat	Finalizat
Proiectului tehnic pentru conducte	Finalizat	Finalizat
Proiectului tehnic pentru Stațiile de Comprimare	Finalizat	Finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire conducte	Finalizat	Finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire stații de comprimare	Finalizat	Finalizat
Construcție	2019-2021	2020-2021
Punere în funcţiune/începere operare	2021	2021

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

Termen estimat de finalizare: anul 2021

Valoarea estimată: 174,25 milioane EURO, defalcată astfel:

Valoarea estimată a investiţiei	Conform PDSNT 2019-2028	Actualizat la data raportului
Valoare estimată pentru achiziția de materiale	64,95 mil.Euro	64,95 mil.Euro
Conductă de transport gaze naturale Onești–Gherăești	17,32 mil. Euro	17,32 mil. Euro
Conductă de transport gaze naturale Gherăești–Lețcani	15,19 mil. Euro	15,19 mil. Euro
Staţie de comprimare Onești
Staţie de comprimare Gherăești	48,46 mil.Euro	48,46 mil.Euro
Automatizare și securizare conductă
Alte activități (obținerea terenului, proiectare, consultanță tehnică, audit și asistență tehnică	28,32 mil.Euro	28,32 mil.Euro
TOTAL	174,25 mil Euro	174,25 mil Euro

Încadrare proiect în planuri internaţionale

TYNDP ENTSOG 2018: TRA-N-357

Prin realizarea acestui proiect, va putea fi asigurată presiunea necesară şi capacitatea de transport gaze naturale de 1,5 mld. mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport gaze naturale ale României şi Republicii Moldova.

Proiectul îndeplinește criteriile de eligibilitate ale Programului Operațional Infrastructură Mare (POIM) Axa prioritară (AP) 8–Obiectivul Strategic (OS) 8.2, program derulat de Autoritatea de Management din cadrul Ministerului Fondurilor Europene și beneficiază de o alocare financiară nerambursabilă prin AP8–"Sisteme inteligente si sustenabile de transport al energiei electrice și gazelor naturale", în valoare de 214.496.026,71 lei (46,3 mil. EURO).

În acest sens la data de 22.11.2018 a fost semnat contractul de finanțare nr. 226 cu Ministerul Fondurilor Europene.

Stadiul proiectului

• studiului de Fezabilitate Rev 0 a fost finalizat în luna ianuarie 2016; în urma clarificărilor privind detaliile aferente eligibilităţii costurilor precizate în Ghidul Solicitantului și a recomandărilor JASPERS Studiului de Fezabilitate a fost refăcut și s-a finalizat în Ianuarie 2018;
• proiectul tehnic pentru conducta de transport gaze naturale, Proiectul Tehnic pentru cele două stații de comprimare și Proiectul Tehnic pentru Instalații electrice, protecție catodică, automatizări și securizare conductă au fost finalizate în Ianuarie 2018;
• acord de mediu a fost obținut în data de 06.07.2017;
• decizia de încadrare pentru revizuirea acordului de mediu s-a obținut în data de 09.01.2018 (Notă: nu e necesară obținerea unor alte acte de la autoritatea de mediu);
• în luna iulie 2018 s-a depus documentația pentru emiterea Hotărârii de Guvern (conform Legii nr. 185/2016) pentru scoatere temporară din circuitul agricol;
• autorizația de construire s-a obținut în data de 15.09.2017, conform Legii nr. 185/2016;
• s-a emis Hotărârea de Guvern nr.316/23.05.2019 (conform Legii nr. 185/2016) pentru scoaterea temporară din circuitul agricol a terenurilor din extravilan;
• în urma evaluării cererii de finanțare, a fost aprobată finanțarea proiectului, și s-a semnat contractul de finanțare din Programul Operațional Infrastructură Mare (POIM).

ACHIZIȚII

Transgaz a derulat 5 proceduri de achiziții publice pentru acest proiect dupa cum urmează:

• Lucrarea de execuție a celor două Stații de Comprimare Onești și Gherăești, automatizare și securizare conductă la proiectul "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova"

Procedură finalizată, contractul este semnat;

• Execuția conductei de transport gaze naturale Onești – Gherăești – Lețcani (LOT 1 și LOT 2) la proiectul "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova"

Procedură finalizată, contractul este semnat;

• MATERIAL TUBULAR și CURBE necesare pentru execuția proiectului "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova" Procedură finalizată, contractul este semnat;
• ROBINETE și IMBINĂRI ELECTROIZOLANTE MONOBLOC necesare pentru execuția proiectului "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova''

Procedură finalizată, contractul este semnat;

• GRUPURI DE COMPRIMARE – COMPRESOARE CENTRIFUGALE ACȚIONATE CU TURBINE PE GAZE necesare pentru execuția proiectului "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova"

Procedură finalizată, contractul este semnat.

Prin HG nr. 562/2017 cu denumirea "Dezvoltarea capacității sistemului național de transport în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcția România–Republica 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 III)

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:

În funcţie de volumele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre, (care nu vor putea fi preluate de Culoarul BRUA), pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacităţii de transport pe culoarul Oneşti–Coroi–Haţeg–Nădlac.

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- 82,5 MW;
• creșterea capacității de transport gaze naturale spre Ungaria cu 4,4 mld. mc/an.

Figura 8-Dezvoltare BRUA faza 3

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:

Cele două proiecte sunt:

1. Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România – Ungaria:

• 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 :
  • Reabilitarea unor tronsoane de conductă;
  • Înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru si presiune de operare mai mare;
  • Două sau trei staţii noi de comprimare gaze naturale.

Încadrare proiecte în planuri internaţionale

• Proiect PCI (a doua listă): 6.25.3;
• Proiect PCI (a treia listă): 6.24.10–poziția 2;
• TYNDP ENTSOG 2018: TRA-N-959.

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

Proiectele de mai sus au fost comasate pe lista actualizată (Lista 3/2017) a proiectelor de interes comun publicată ca şi anexă la Regulamentul 347/2013 fiind incluse la poziția 6.24. sub denumirea "Grupul de proiecte care presupune creșterea etapizată a capacității coridorului de transport bidirecțional Bulgaria–România–Ungaria–Austria (cunoscut în prezent ca și ROHUAT/BRUA) care va permite 1,75 mld. mc/an în prima etapă și 4,4 mld.

mc/an în cea de a doua etapă, cu posibilitatea preluării inclusiv a noilor resurse de la Marea Neagră în cea de-a doua și a treia etapă".

Termen estimat de finalizare: anul 2025

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, perioada aproximativă privind disponibilitatea gazelor la ţărmul Marii Negre, etc.).

Subliniem încă odată 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.

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 și proiectul tehnic pentru o conductă de transport gaze naturale în lungime de aproximativ 25 km și diametru DN 500, de la ţărmul Mării Negre până la conducta existentă de transport internaţional gaze naturale T1. Capacitatea de transport este 1,23 mld. mc/an-conform procesului Open-Season publicat pe site-ul Transgaz.

		Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019-2028	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	finalizat	finalizat
Studiu de fezabilitate	finalizat	finalizat
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire	finalizat	finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire	finalizat	finalizat
Obţinerea deciziei exhaustive	obţinută	finalizat
Luarea deciziei finale de investiţie	2019	2020
Construcție	2019-2020	2020
Punere în funcţiune/începere operare	2021	2021

Termen estimat de finalizare: anul 2021, depinzând de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte.

Valoarea estimată a investiţiei: 9,14 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaţionale

• Proiect PCI (a treia listă): 6.24.10 3;
• TYNDP ENTSOG 2018: TRA-N-964

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

Stadiul proiectului:

• studiul de prefezabilitate a fost finalizat iar în data de 16.09.2016 a fost emis avizul Consiliului Tehnico–Economic (CTE) al Transgaz;
• studiul de fezabilitate s-a finalizat și aprobat în cadrul CTE Transgaz la data de 31.05.2017;
• s-a obținut Certificatele de Urbanism (CU) în Martie 2017 de la CJ Constanța și UAT Grădina, Jud. Constanța;
• acordul de mediu s-a obținut în data de 24.11.2017;
• autorizația de construire de la Ministerul Energiei s-a obținut în baza Legii 185/2016, în data de 20.12.2017; s-au obţinut toate avizele/permisele/autorizaţiile solicitate prin certificatele de urbanism şi s-a obţinut Raportul final din data de 29.06.2018, emis de grupul de lucru constituit în baza Ordinului ME nr. 1081/15.12.2017, prin care se

constată îndeplinirea în termen a tuturor condiţiilor şi cerinţelor legale în vederea valabilităţii autorizaţiei de construire nr. 4/20.12.2017 conform dispoziţiilor Legii nr. 185/2016;

• proiectul tehnic s-a avizat în CTE Transgaz din data de 19.01.2018;
• procesul de capacitate incrementală pentru PM Vadu s-a finalizat cu alocarea de capacitate şi semnarea contractului de transport gaze naturale;
• în luna noiembrie 2018 a fost emisă Hotărârea de Guvern nr. 890 din 9 noiembrie 2018 pentru aprobarea listei terenurilor agricole situate în extravilan;
• notificarea în vederea inițierii procedurii anterioare depunerii candidaturii s-a depus la Autoritatea Competentă pentru Proiectele de Interes Comun (ACPIC) în data de 06.07.2018 și s-a primit aprobarea acesteia în data de 18.07.2018;
• conceptul privind participarea publicului pentru Proiect a fost depus la ACPIC în data de 03.08.2018 şi s-a aprobat de Ministerul Energiei prin Adresa nr. 111518/09.08.2018;
• consultările publice în baza Regulamentului (UE) 347/2013 s-au desfășurat în 11.09.2018 în următoarele locații: Grădina şi Săcele;
• raportul sintetic final privind rezultatele activităţilor de participare a publicului a fost elaborat şi publicat pe site-ul companiei (pe pagina proiectului);
• dosarul de candidatură s-a depus la ACPIC în data de 10.10.2018 şi a fost acceptat în 22.10.2018;
• s-a obţinut Decizia Exhaustivă nr. 3/12.12.2018;
• s-a derulat procedura de achiziție publică pentru lucrările de execuție;
• în prezent sunt în curs de realizare lucrările de execuție ale obiectivului.

7. Interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale din România cu sistemul similar de transport gaze naturale din Republica 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).

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 de transport gaze naturale din Serbia pe direcția Recaș–Mokrin în lungime de aproximativ 97 km și a unei stații stații de măsurare gaze naturale.

Figura 10-Interconectarea SNT cu Serbia pe direcția Recaș–Mokrin

Descrierea proiectului:

Proiectul "Interconectarea Sistemului Național de Transport Gaze Naturale din România cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" 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.

Pe teritoriul României, conducta de transport gaze naturale se va cupla la conducta BRUA Faza 1 (localitatea Petrovaselo, județul Timiș) și va avea lungimea de 85,56 km (granița dintre România și Serbia-localitatea Comloșu Mare, județul Timiș).

În urma calculelor hidraulice a rezultat diametrul de 24" (DN 600) la presiunea de proiectare de 63 bar.

Proiectul va consta în următoarele:

• Construirea unei conducte noi de interconectare pe direcția Recaș Mokrin în lungime de aprox 97 km din care 85 km pe teritoriul României și 12 km pe teritoriul Serbiei cu următoarele caracteristici :
  • Presiunea în conducta BRUA zona Recaș : 50 54 bar (PN BRUA 63 bar);
  • Diametrul conductei de interconectare : Dn 600;
  • Capacitate transport: max.1 mld Smc/an (115.000 Smc/h), pres.în Mokrin: 48,4-52,5 bar
  • Capacitate transport: max.1,6 mld Smc/an(183.000 Smc/h), pres în Mokrin:45,4-49,9 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 conform PDSNT 2019-2028	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	finalizat februarie 2018	Finalizat
Studiu de fezabilitate	finalizat noiembrie 2018	Finalizat
Proiect tehnic și Caiete de sarcini	finalizat ianuarie 2019	Finalizat
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire și obținere Autorizație de Construire	2019	2020
Demarare procedură pentru achiziția lucrărilor de execuție	2019	2020
Construcție	2019 ÷2020	2020- 2021
Punere în funcţiune/începere operare	2020	2021

Termen estimat de finalizare: anul 2021

Valoarea totală estimată a investiţiei: 53,76 milioane EURO, din care:

Valoarea estimată a investiţiei	Conform PDSNT 2019-2028	Actualizat la data raportului
Lucrări de execuție	41,93 mil Euro	41,93 mil Euro
Alte activități (obținerea terenului, proiectare, consultanță tehnică, audit și asistență tehnică)	11,83 mil Euro	11,83 mil Euro
TOTAL	53,76 milioane Euro	53,76 milioane Euro

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.

Încadrare proiect în planuri internaţionale:

TYNDP ENTSOG 2018: TRA-N-1268

Stadiul proiectului:

• s-a semnat un Memorandum de înțelegere între Transgaz și Srbijagas în data de 30.06.2017;
• Transgaz și Srbijagas au elaborat Studiile de Prefezabilitate pentru obiectivele aferente fiecărei țări, soluțiile și datele necesare pentru finalizarea acestora au fost convenite în cadrul întâlnirilor comune;
• procedura de obținere a Acordului de Mediu:
  • s-a obținut Decizia etapei de evaluare inițială nr. 459/08.10.2018;

• Agenția pentru Protecția Mediului Timiș a derulat procedura de evaluare a impactului asupra mediului în conformitate cu prevederile Legii nr. 292/2018 și a emis Decizia etapei de încadrare nr. 142/25.06.2019 prin care proiectul nu se supune evaluării impactului asupra mediului, nu se supune evaluării adecvate și nu se supune evaluării impactului asupra corpurilor de apă.
• Agenția Națională pentru Arii Naturale Protejate (ANANP) a emis Aviz nr. 451/21.05.2019 prin care avizează favorabil lucrările prevăzute prin proiect.
• în cadrul procedurii de evaluarea a impactului asupra mediului s-a derulat procedura privind impactul în context transfrontalier, coordonată de Ministerul Mediului prin Ministerul de Externe. A fost realizată Notificarea Republicii Serbia privind intenția de realizare a proiectului în conformitate cu art. 3 al Convenției Espoo. Ministerul Protecției Mediului din Republica Serbia a comunicat prin adresa nr. 352-02-00307/2019-03 din 13.03.2019 că nu estimează un impact negativ asupra mediului pe teritoriul Republicii Serbia datorat activităților prevăzute prin proiect și nu consideră necesară participarea la procedura de evaluare a impactului derulată pentru proiect, în conformitate cu art. 3 punctul 3 al Convenției Espoo.
• Agenția pentru Protecția Mediului Timiș a emis Declarația Autorității Responsabile de Monitorizarea Siturilor Natura 2000 cu nr. 10927/23.10.2019 prin care declară că proiectul nu este posibil să aibă efecte semnificative asupra unui sit Natura 2000 .
• Administrația Bazinală de Apă Banat e emis pentru proiect Declarația Autorității Competente Responsabile cu Gestionarea Apelor cu nr. 14305/17.10.2019 prin care declară că proiectul nu conduce la riscul de deteriorare a stării chimice și stării ecologice/ potențialului ecologic al corpurilor de apă de suprafață și subterane în legătură cu care se realizează investiția.
• în urma întâlnirilor dintre specialiștii Transgaz și Srbijagas, au fost convenite/stabilite următoarele:
  • conducta va fi proiectată astfel încât să asigure curgerea bidirecțională a unui debit de gaze de 1,6 mld Smc/an (183 000 Smc/h), cu posibilitate de creștere de până la 2,5 mld Smc/an (285 000 Smc/h), asigurându-se o presiune la Mokrin de 39-45 bar;
  • construirea pe teritoriul României (UAT Comloșu Mare, județul Timiș), la cca. 400 m de graniță, a unei Stații de Măsurare Gaze Fiscală, cu două gări de lansare/primire godevil, una spre Petrovaselo și una spre Mokrin;
  • configurația Stației de Măsurare Gaze Fiscală;
  • punctul de traversare a graniței dintre România și Serbia (materializarea prin țărușare și stabilirea coordonatelor acestuia);
  • montarea unei îmbinări electroizolante la graniță, în punctul de interconectare a celor două sisteme de transport gaze naturale, cu rolul de a separa din punct de vedere catodic cele două sisteme;
• au fost finalizate Studiul de Fezabilitate (avizat CTE în 08.11.2018) şi Proiectul Tehnic (avizat CTE în 18.07.2019);
• s-a depus documentația necesară pentru declararea proiectului, prin Hotărâre de Guvern, ca proiect de importanță națională;
• din punct de vedere al interferenței proiectului cu situri Natura 2000, se disting următoarele aspecte:
  • traseul conductei intersectează ROSPA 0142 Teremia Mare-Tomnatic pe o lungime de aproximativ 2300 m și trece prin vecinătatea ROSCI0402 Valea din Sânandrei la o distanță de aproximativ 100 m;
  • stația de măsurare gaze fiscală este amplasată în afara ariilor naturale protejate dar în vecinătatea ROSPA 0142 Teremia Mare-Tomnatic, la o distanță de cca. 1620 m.

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.

Figura 11-Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1

Descrierea proiectului:

Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1" constă în construirea a două stații noi de măsurare gaze naturale care să le înlocuiască pe cele existente.

În cazul SMG Isaccea 1 stația se va construi în incinta stației existente iar în cazul SMG Negru Vodă 1, pe un amplasament situat în apropierea amplasamentului stației existente.

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 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 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.

Proiectul presupune modernizarea celor două stații de măsurare pentru capacitățile existente și oferă posibilitatea funcționării în regim bidirecțional și la Isaccea.

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.

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019-2028		Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
	SMG Isaccea 1	SMG Negru Vodă 1	SMG Isaccea 1	SMG Negru Vodă 1
Studiu de fezabilitate	Finalizat	2019 (dacă se obține terenul necesar)	Finalizat	Finalizat
Proiectare	Finalizat	2019 (dacă se obține terenul necesar)	Finalizat	În elaborare
Documentaţie tehnică pentru obţinerea autorizaţiilor de construire și obținere Autorizație de Construire	Obținută	2019 (dacă se obține terenul necesar)	Finalizat	2020*
Construcție	2019	2019-2021	2019 -2020 (în execuție)	2020-2021
Punere în funcţiune/începere operare	2020	2021	2020	2021

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

*termenul depinde de reglementarea juridică a terenului

Termen estimat de finalizare: anul 2020 pentru SMG Isaccea 1, anul 2021 pentru SMG Negru Vodă 1

Valoarea totală estimată a investiţiei: 26,65 milioane EURO, din care:

Valoarea estimată a investiţiei	Conform PDSNT 2019-2028	Actualizat la data raportului
SMG Isaccea 1	13,88 mil.Euro	13,88 mil.Euro
SMG Negru Vodă 1	12,77 mil.Euro	12,77 mil.Euro
TOTAL	26,65 milioane EURO	26,65 milioane EURO

Încadrare proiect în planuri internaţionale

TYNDP ENTSOG 2018: TRA-N-1277

Stadiul proiectului

În cadrul Departamentului Proiectare Cercetare s-au finalizat studiul de fezabilitate și proiectul tehnic aferent obiectivului nou proiectat SMG Isaccea 1. S-a derulat procedura de achiziție publică pentru lucrările de execuție și s-a semnat contractul pentru execuția lucrărilor.

Pentru obiectivul SMG Negru Vodă 1 s-a finalizat și avizat în CTE studiul de fezabilitate și este în curs de elaborare proiectul tehnic.

9. Interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcția Gherăiești-Siret

În completarea proiectului privind 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, Transgaz a identificat oportunitatea realizării unei interconectări a SNT cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcția Gherăești– Siret.

Figura 12- Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale România cu sistemul național de transport gaze naturale Ucraina pe direcția Gherăești–Siret

Descrierea proiectului:

Proiectul constă în:

• construirea unei conducte de transport gaze naturale în lungime de 130 km și a instalațiilor aferente, pe direcția Gherăești – Siret ;
• construirea unei stații de măsurare gaze transfrontalieră;
• amplificarea stațiilor de comprimare Onești și Gherăești, dacă este cazul.

Calendarul estimat de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019-2028	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	2019-2020	2019-2020
Proiectare	2020-2021*	2020-2021*
Achiziții publice (materiale și lucrări)	2021*	2021*
Construcție	2022-2024*	2022-2024*
Punere în funcţiune/începere operare	2025*	2025*

*Depinde de stabilirea parametrilor pentru punctul de interconectare și de graficul de implementare a proiectului pe teritoriul Ucrainei.

Termen estimat de finalizare: anul 2025

Valoarea totală estimată a investiţiei: 125 milioane EURO

Stadiul proiectului

Proiectul se află într-o fază incipientă, capacitățile care urmează să fie dezvoltate în cadrul acestui proiect vor fi stabilite ulterior.

10. Dezvoltarea/Modernizarea Infrastructurii de transport gaze naturale în zona de Nord-Vest a României

Proiectul presupune realizarea/modernizarea unor obiective aferente Sistemului Național de Transport, din zona de Nord-Vest a României, cu scopul de a crea noi capacități de transport gaze naturale sau de a crește capacitățile existente.

Figura 13- Dezvoltarea/Modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale în zona de Nord-Vest a României

Descrierea proiectului

Conform Studiului de Prefezabilitate proiectul constă în:

• construirea unei conducte de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Horia–Medieșu Aurit;
• construirea unei conducte de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Sărmășel–Medieșu Aurit;
• construirea unei conducte de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Huedin–Aleșd;
• construirea unei Stații de Comprimare Gaze Naturale la Medieșu Aurit.

Proiectul urmează să fie dezvoltat ținând cont de proiectele de importanță majoră aflate deja în derulare, care urmează să fie executate pe teritoriul României, prioritizarea acestui proiect fiind legată de evoluția celorlalte proiecte.

Având în vedere anvergura acestui proiect, se propune implementarea acestuia etapizat, după cum urmează:

• Etapa 1:
  • construirea conductei de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Horia–Borș.
• Etapa 2:
  • construirea conductei de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Borș–Abrămuț;
  • construirea unei Stații de Comprimare Gaze Naturale la Medieșu Aurit;
  • construirea conductei de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Huedin–Aleșd.
• Etapa 3:
  • construirea conductei de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Abrămuț–Medieșu Aurit;
  • construirea conductei de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Sărmășel–Medieșu Aurit.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019- 2028	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Etapa 1	2022	2022
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	2019-2020	2020
Proiectare	2020-2021	2020-2021
Achiziții publice	2021	2021
Construcție	2021-2022	2021-2022
Punere în funcţiune/începere operare	2022	2022
Etapa 2	2025	2025
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	2019-2020	2020
Proiectare	2021-2022	2021-2022
Achiziții publice	2022	2022
Construcție	2023-2025	2023-2025
Punere în funcţiune/începere operare	2025	2025
Etapa 3	2026	2026
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	2019-2020	2020
Proiectare	2022-2023	2022-2023
Achiziții publice	2023	2023
Construcție	2024-2026	2024-2026
Punere în funcţiune/începere operare	2026	2026

Termen estimat de finalizare: anul 2022 pentru Etapa 1, anul 2025 pentru Etapa 2 și anul 2026 pentru Etapa 3

Valoarea estimată a investiţiei: 405 milioane Euro

Stadiul proiectului:

Proiectul se află într-o fază incipientă, fiind finalizat Studiul de Prefezabilitate.

11. Creșterea capacității de transport gaze naturale a interconectării România-Bulgaria pe direcția Giurgiu-Ruse

În luna iulie 2017, la București, SNTGN Transgaz SA, Bulgartransgaz, DESFA SA, FGSZ Ltd. și ICGB AD au semnat Memorandumul privind cooperarea pentru realizarea Coridorului Vertical. Pentru atingerea scopului, părțile agreează să analizeze necesitățile tehnice sub forma unor conducte noi, interconectări sau consolidări ale sistemelor naționale de transport.

Estimările privind transportul de gaze naturale în zona de sud a Europei prezintă o evoluție rapidă, iar noile proiecte majore care vor fi realizate în zona de sud a Europei au în vedere fluxuri ale gazelor pe direcția sud-nord.

Figura 14- Creșterea capacității de transport gaze naturale a interconectării România-Bulgaria pe direcția Giurgiu-Ruse

Descrierea proiectului

În funcție de capacități, proiectul constă în:

• construirea unei conducte noi de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente;
• construirea unei noi subtraversări la Dunăre;
• amplificare SMG Giurgiu.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019-2028	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	2019-2020	2020
Studiu de fezabilitate	2020-2021	2020-2021
Proiectare	2022-2024	2022-2024
Achiziții publice (materiale și lucrari)	2024	2024
Construcție	2025-2027	2025-2027
Punere în funcţiune/începere operare	2027	2027

Termen estimat de finalizare: anul 2027

Valoarea estimată a investiţiei: 51,8 milioane Euro

Stadiul proiectului:

Proiectul se află într-o fază incipientă, capacitățile care urmează să fie dezvoltate în cadrul acestui proiect vor fi stabilite ulterior, pe baza acestora urmând să fie stabilită și soluția tehnică finală.

12 Eastring-România

Proiectul EASTRING, promovat de EUSTREAM, este o conductă cu flux bidirecțional pentru Europa Centrală și de Sud-Est care are ca scop conectarea sistemelor de transport gaze naturale din Slovacia, Ungaria, România și Bulgaria pentru a obține acces la rezervele de gaze naturale din regiunea Caspică și Orientul Mijlociu.

Descrierea proiectului

EASTRING este un gazoduct de interconectare cu flux bidirecțional cu o capacitate anuală între 225,500 GWh și 451,000 GWh (aprox. 20 mld. mc până la 40 mld. mc), care conectează Slovacia cu granița externă a UE prin Bulgaria, Ungaria și România.

EASTRING va asigura cea mai rentabilă rută de transport, directă, între platformele de gaze din vestul Uniunii Europene și Regiunea Balcanică/Turcia de vest–o zonă cu potențial foarte ridicat în a oferi gaze din diferite surse.

Prin posibilitatea de a diversifica rutele de transport precum și sursele de aprovizionare, se va asigura siguranța în aprovizionare în întreaga regiune, în principal în țările Europei de Sud-Est.

Conform studiului de fezabilitate, implementarea proiectului se va realiza în două faze, după cum urmează:

• Faza 1 Capacitate maximă de 20 mld mc/an;
• Faza 2 Capacitate maximă de 40 mld mc/an.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019- 2028	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Faza 1	2025	2025
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat	Finalizat
Proiectare	2019-2023	2019-2023
Achiziții	2022-2023	2022-2023
Construcție	2023-2025	2023-2025
Punere în funcţiune/începere operare	2025	2025
Faza 2	2030	2030
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat	Finalizat
Proiectare	2025-2028	2025-2028
Achiziții publice	2028-2029	2028-2029
Construcție	2028-2030	2028-2030
Punere în funcţiune/începere operare	2030	2030

Termen estimat de finalizare: anul 2025 pentru Faza 1, anul 2030 pentru Faza 2

Valoarea estimată a investiţiei:

• Faza 1 1.297 mil. Euro pentru România (2.600 mil. Euro–total);
• Faza 2 357 mil. Euro pentru România (739 mil. Euro–total).

Încadrare proiect în planuri internaţionale

• Proiect PCI (a treia listă): 6.25.1;
• TYNDP ENTSOG 2018 (Eastring–Romania): TRA-N-655.

Stadiul proiectului:

În anul 2018 a fost finalizat Studiul de Fezabilitate.

Obiectivul Studiului de Fezabilitate a fost proiectarea unei conducte bidirecționale care să conecteze sistemul de transport din Slovacia cu granița de Sud-Est a Europei (Marea Neagră sau Turcia) prin Ungaria, România și Bulgaria.

13. Sistem de monitorizare, control și achiziție de date pentru stațiile de protecție catodică aferente Sistemului Național de Transport Gaze Naturale

Implementarea sistemului de achiziție, comandă și monitorizare pentru sistemul de protecție catodică va asigura durabilitate și siguranță sporită în exploatare a conductelor de transport, în baza datelor achiziționate, va asigura simplitate în operare pentru un sistem complex de protecție al conductelor cu cheltuieli de mentenanță scăzute.

Concomitent va oferi informații legate de electrosecuritatea conductei, cât și pentru protecția catodică intrinsecă (fără sursă exterioara de curent catodic), oferind informații în unele puncte sau tronsoane pentru redresare limitativă a curenților de dispersie în curent alternativ induși în conductă.

Descrierea proiectului

În SNTGN TRANSGAZ SA, stațiile de protecție catodică reprezintă principalul sistem de protecție activă al conductelor de transport gaze naturale.

Există în evidență în acest moment aproximativ 1.038 stații de protecție catodică (SPC).

Reducerea coroziunii conductelor, menținerea acestora în funcțiune pe o durată cât mai lungă de timp și reducerea costurilor cu mentenanța este un obiectiv prioritar.

Sistemul centralizat de protecție catodică va oferi posibilitatea setării, monitorizării și operării clare și precise de la distanță al punctelor de interes ale sistemului, va elimina costurile de citire a datelor, va evita situațiile în care din cauza condițiilor meteo nu este posibilă citirea datelor și erorile umane, va permite control distribuit al locațiilor, va reduce costurile cu operarea și mentenanța, reduce considerabil timpul de configurare.

Implementarea unui astfel de sistem va reduce micro-managementul, timpii de test și punere în funcțiune.

Arhitectura distribuită va oferi riscuri minime de indisponibilitate și va oferi fiabilitate maximă sistemului de protecție catodică.

Sistemul va fi intuitiv, ușor de utilizat și acceptabil în orice structură de sistem SCADA, iar cerințele de perfecționare a operatorilor sunt scurte și simple.

Implementarea unui astfel de sistem va reduce costurile cu personalul și va specializa personalul de operare și mentenanță.

Decizia privind mentenanța sistemului precum și reglarea corespunzătoare a stațiilor de protecție catodică în sistem integrat va fi decizia unui dispecer bine instruit care se va baza pe date în primite în timp real și pe o baza de date istorică.

Controlul de la distanță al parametrilor stațiilor de protecție catodică și monitorizarea coroziunii în punctele critice ale sistemului de transport gaze naturale este obligatorie pentru reducerea coroziunii și gestionarea corespunzătoare a consumurilor energetice din fiecare locație.

Implementarea sistemului SCADA pentru protecție catodică va asigura durabilitate și siguranță sporită în exploatare a conductelor de transport, în baza datelor achiziționate, va asigura simplitate în operare pentru un sistem complex de protecție al conductelor.

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019- 2028	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de fezabilitate	2019	2020
Proiect Tehnic	2019-2020	2020-2021
Studiu de impact asupra mediului	Nu e cazul	-
Obținere Acord de Mediu	Nu e cazul	-
Documentație tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	Nu e cazul	-
Obținerea autorizației de construire	Nu e cazul	-
Luarea deciziei finale de investiție	2020	2020
Construcție	2020-2023	2021-2023
Punere în funcțiune/începere operare	2021-2023	2023

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Termen estimat de finalizare: anul 2023

Valoarea estimată a investiţiei: 8 milioane EURO

Stadiul proiectului:

Proiectul privind "Sistem de monitorizare, control și achiziție de date pentru stațiile de protecție catodică aferente Sistemului Național de Transport Gaze Naturale" are parcurse etapele de analiză și planificare urmând ca în perioada următoare să fie finalizate și avizate documentele tehnice privind - Nota Conceptuală și Tema de Proiectare - documente cuprinse în calendarul proiectului și care vor sta la baza demarării și parcurgerii etapelor ulterioare de studiul de fezabilitate, proiect tehnic și execuție.

14. Dezvoltarea sistemului SCADA pentru Sistemul Național de Transport gaze naturale

SNTGN Transgaz are implementat și pus în functiune în anul 2015, un sistem SCADA care este structurat astfel;

• 2 dispecerate la nivel central, Mediaș și București;
• 9 dispecerate locale;
• 948 de SRM-uri;
• 106 de robineti de secționare (de linie);
• 33 de noduri tehnologice;
• 3 stații de comprimare;
• 4 stații de transport internațional;
• 2 stații de import;
• 7 depozite subterane.

Sistemul Național de Transport gaze naturale are o evoluție continuă justificată de dinamica fluxurilor de gaze vehiculate și de poziția strategică pe care o are România în ceea ce privește asigurarea independenței și securității energetice naționale și europene:

• Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre;
• Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea;
• 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;
• Amplificarea coridorului bidirecțional de transport gaze naturale Bulgaria–România– Ungaria–Austria (BRUA-Faza III);
• Valorificarea resurselor tehnice și energetice ale României prin dezvoltarea de proiecte de interconectare a SNT cu alte sisteme de transport europene (Ucraina, Moldova, Serbia, Ungaria, Bulgaria);
• Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la ţărmul Mării Negre;
• Interconectarea România–Serbia–interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia;
• Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1;
• Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe directia Gherăești–Siret;
• Extinderea, dezvoltarea și retehnologizarea infrastructurii de transport gaze naturale (dezvoltarea de retehnologizarea/dezvoltarea stațiilor de comprimare gaze naturale, modernizarea infrastructurii sistemului de inmagazinare etc.);
• Îndeplinirea cerințelor legislative impuse de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) privind integrarea în Sistemul SCADA TRANSGAZ a tututror punctelor de ieșire din SNT, care nu au fost incluse în Sistemul SCADA implementat prin Contractul de Furnizare nr.17095/2009.

Securitatea alimentării cu gaze naturale stă la baza oricărei politici energetice–orice întrerupere a livrărilor de gaze naturale are consecinţe importante asupra economiilor statelor membre ale UE.

Pentru a întări această securitate, ţările Uniunii Europene trebuie să-şi diversifice vectorii lor energetici şi sursele energetice, dar în aceelași timp să acţioneze pentru modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale.

Modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale trebuie sa fie susținută în următorii ani de dezvoltarea unui sistem SCADA, performant și flexibil, prin modernizarea arhitecturii hardware și software, prin migrarea spre o arhitectură descentralizată, cu control distribuit pe unități administrative organizatorice în conformitate cu structura SNTGN TRANSGAZ SA.

Descrierea proiectului:

Proiectul privind "Dezvoltarea Sistemului SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) pentru Sistemul Național de Transport Gaze Naturale" va consta în:

• analiza posibilitățiilor de optimizare a arhitecturii sistemului SCADA;
• înlocuirea, la nivelul dispeceratelor SCADA naționale/teritoriale a echipamentelor hardware uzate din punct de vedere moral și fizic în scopul asigurării, prin variantele noi de firmware/sisteme de operare/aplicații software utilizate, a creșterii volumului și puterii de procesare a datelor precum și a gradului de securitate informatică;
• asigurarea unei rezerve de capacitate hardware/software la nivelul dispeceratelor SCADA naționale și teritoriale necesară integrării viitoare în sistemul SCADA a obiectivelor SNT care urmează a fi puse în funcțiune în perioada 2022-2027;
• integrarea suplimentară a circa 170 SRM (Stații de Reglare Măsurare) funcționale la nivelul Sistemului Național de Transport Gaze Naturale (SNT);
• asigurarea continuității transmiterii, monitorizării în timp real la dispeceratele SCADA naționale și teritoriale, a parametrilor tehnologici relevanți și necesari din cadrul obiectivelor SNT, în concordanță cu nivelul și ritmul de dezvoltare a instalațiilor tehnologice pe termen scurt și mediu, în scopul monitorizării și operării SNT în condiții de siguranță, eficiență și protecție a mediului înconjurător;
• integrarea automatizărilor locale noi care vor fi puse în funcțiune până în anul 2022 rezultate prin retehnologizarea/dezvoltarea stațiilor de comprimare gaze naturale, a nodurilor tehnologice, a robinetelor de secționare amplasate pe conductele magistrale, etc;
• instalarea de sisteme tip SCADA Intrusion Detection System LAN SCADA;
• instalarea de sisteme tip IP&DS dedicate cu supraveghere la nivel de protocoale industriale pentru aplicațiile sensibile (stațiile comandate de la distanță prin sistemul SCADA: noduri tehnologice, stații de interconectare, stații de comprimare, viitoare Sisteme de automatizare conducte);
• instalarea unui sistem de simulare si PMS (Pipeline Monitoring Software) sau NSM (Managementul Programului de Rețea);
• identificarea și asigurarea de soluții tehnice privind securizarea rețelei de date industriale în care sunt instalate sistemele de achizitie date și control (SCADA);
• analizarea oportunitățiilor tehnice privind proiectarea și realizarea unui dispecerat de urgență, în cazul în care studiul referitor la oportunitatea și necesitatea existentei unui dispecerat de urgență reclamă acest lucru, instruirea personalului operator/tehnic/de mentenanță SCADA pentru utilizarea noilor tehnici și politici de securitate implementate.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2019-2028	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de fezabilitate	2019-2020	2020-2021
Proiect Tehnic	2020-2022	2021-2022
Studiu de impact asupra mediului	Nu e cazul	-
Obținere Acord de Mediu	Nu e cazul	-
Documentație tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	Nu e cazul	-
Obținerea autorizației de construire	Nu e cazul	-
Luarea deciziei finale de investiție	2020	2020 -2021
Construcție	2020-2023	2020-2023
Punere în funcțiune/începere operare	2023	2023

Termen estimat de finalizare: anul 2023

Valoarea estimată a investiţiei: 5,5 milioane EURO

Stadiul proiectului:

Proiectul privind "Dezvoltarea Sistemului SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) pentru Sistemul Național de Transport Gaze Naturale" are deja parcurse primele etape de analiză și planificare urmând ca în perioada următoare să fie finalizate și avizate documentele tehnice privind - Nota Conceptuală și Tema de Proiectare - documente cuprinse în calendarul proiectului și care vor sta la baza demarării și parcurgerii etapelor ulterioare de studiul de fezabilitate, proiect tehnic și execuție.

Grad de realizare a "Planului de dezvoltarea SNT pe 10 ani"–decembrie 2019

Nr. crt.	Denumire proiect	Valoare totală estimată mil.Euro	Programul	Realizări 2013-2018 mil.		Realizări TOTAL 2019 (lei) 2013-2019		mil
				lei	Euro	lei	lei	Euro
	Dezvoltarea pe teritoriul României a		Studii de fezabilitate	4.296.872	0,95		4.296.872	0,95
1.1	Sistemului Naţional de Transport Gaze		Proiectare (fără garanții păduri)	35.576.523	7,91	9.129.961	44.706.484	9,82
	Naturale pe Coridorul BRUA-Faza I		Dezvoltare	307.018.041	68,2	706.001.674	1.013.019.715	215,95
	TOTAL BRUA-Faza I	478,6		346.891.436	77,09	715.131.635	1.062.023.071	226,72
	Dezvoltarea pe teritoriul României a		Studii de fezabilitate	-	-		-	-
1.2	Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul BRUA-Faza II		Proiectare (fără garanții păduri)	882.088	0,20	178.614	1.060.702	0,24
			Dezvoltare	-	-	0	-	-
	TOTAL BRUA-Faza II	68,8		882.088	0,2	178.614	1.060.702	0,24
	Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru		Studii de fezabilitate Proiectare terți (fără	935.391	0,21		935.391	0,21
2.	preluarea gazelor naturale de la ţărmul		garanții păduri)	5.293.184	1,18	175.545	5.468.729	1,22
	Mării Negre		Dezvoltare	-	-	122.245	122.245	0,03
	TOTAL	360,36		6.228.575	1,39	297.790	6.526.365	1,45
	Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu conducta de		Studii de fezabilitate Proiectare terți (fără	765.438	0,17	0	765.438	0,17
3.	transport internaţional gaze naturale		garanții păduri)	1.075.265	0,24	1.045.256	2.120.521	0,46
	T1 și reverse flow Isaccea		Dezvoltare	1.694.142	0,38	40.602.013	42.296.155	8,87
	TOTAL	77,7		3.534.846	0,79	41,647.269	45.182.114	9,5
	Dezvoltări ale SNT în zona de Nord–		Studii de fezabilitate	3.463.535	0,8	-	3.463.535	0,8
	Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei		Proiectare (fără
4.	precum și a asigurării capacităţilor de		garanții păduri)	7.542.599	1,65	1.030.912	8.573.511	1,87
	transport spre Republica Moldova		Dezvoltare	-	-	-	-	-
	TOTAL	174,25		11.006.134	2,45	1.030.912	12.462.558	2,67
	Amplificarea coridorului de transport		Studii de fezabilitate	-	-	-	-	-
5.	bidirecţional Bulgaria–România–		Proiectare terți (fără garanții păduri)	-	-	-	-	-
	Ungaria –Austria (BRUA-Faza III)		Dezvoltare	-	-	-	-	-
	TOTAL	530		0	0	0	0	0
	Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la ţă		Studii de fezabilitate + Proiectare	563.418	0,13	66.298	629.716	0,14
6.	rmul Mării Negre.		Dezvoltare	-	-	14.288.689	14.288.689	2,99
	TOTAL	9,14		563.418	0,13	14.354.987	14.918.405	3,13
			Studii de fezabilitate	505.027	0,11	2.286.020	2.791.047	0,59
7.	Interconectarea România-Serbia		+ Proiectare Dezvoltare	-	0	1.601.166	1.601.166	0,33
	TOTAL	53,76		505.027	0,11	3.887.186	4.392.213	0,92
			Studii de fezabilitate	1.582.163	0,35	428.349	2.010.512	0,44
8.	Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1		+ Proiectare
			Dezvoltare	-	-	1.833.849	1.833.849	0,38
	TOTAL	26,65		1.582.163	0,35	2.262.198	3.844.361	0,82
	Interconectare România - Ucraina pe		Studii de fezabilitate + Proiectare	-	-	-	-	-
9.	direcția Gherăești - Siret		Dezvoltare	-	-	-	-	-
	TOTAL	125		0	0	0	0	0
TOTAL GENERAL		1.904,3		371.193.686	82,5	778.790.590	1.150.409.788	245,46

Tabel 7- Gradul de realizare a proiectelor majore din Planul de dezvoltare pe 10 ani

3.2. Accesare Fonduri Europene

Societatea desfășoară permanent activitatea de identificare și monitorizare a oportunităților, surselor, fondurilor și instrumentelor structurale pentru finanțare de la nivelul UE, a programelor de finanțare gestionate de România prin intermediul Autorităților de Management (AM), precum și cele din ajutorul de stat şi gestionează procedurile de accesare a finanțărilor nerambursabile pentru proiectele Transgaz, necesare pentru modernizarea / retehnologizarea/dezvoltarea Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale (SNTGN), asigurând:

• Identificarea surselor de finanțare relevante pentru proiectele societății;
• Analiza condițiilor de eligibilitate și elaborarea propunerilor de proiecte în vederea aprobării;
• Întocmirea dosarelor Cererilor de finanțare și transmiterea acestora către autoritățile finanțatoare;
• Întocmirea și transmiterea Cererilor intermediară și finală de plată a soldului;
• Monitorizarea implementării/post-implementării proiectelor din perspectiva contractelor de finanțare;
• Interfața cu partenerii de proiect și consultanții de specialitate, autoritățile naționale și internaționale competente, pe perioada implementării/post-implementării proiectelor cu finanțare nerambursabilă;
• Operarea platformei MySMIS 2014+;
• Operarea platformei AEGIS ACER Electricity and Gas Information System;
• Operarea platformei TENtec a INEA;
• Participarea la evenimente specifice domeniului Fondurilor Europene;
• Colaborarea cu Autoritățile de Management și Direcția Regională Infrastructură Bacău, Ministerul Fondurilor Europene, Ministerul Economiei, Ministerul Energiei, Autoritatea Competentă pentru Proiectele de Interes Comun, Directoratele Generale de specialitate din cadrul Comisiei Europene, precum și cu partenerii de proiecte, interni și externi.
• Gestionarea declarațiilor vamale dovadă alternativă, pentru tranzitul de gaze naturale spre Grecia;
• Completarea și transmiterea declarației Intrastat.

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 liniilor de finanțare pentru depunerea de aplicații și a site-ului Ministerului Fondurilor Europene în vederea prelucrării 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 identifica posibilitățile de finanțare a proiectelor TRANSGAZ;
• efectuarea demersurilor necesare în vederea deschiderii liniei de finanțare a Axei prioritare 8 Sisteme inteligente şi sustenabile de transport al energiei electrice şi gazelor naturale Obiectiv specific 8.2.; creşterea gradului de interconectare a Sistemului Naţional de Transport a gazelor naturale cu alte state vecine; întocmirea/înaintarea de informări către conducerile departamentelor/direcțiilor TRANSGAZ cu privire la oportunitățile de finanțare din Programele de finanțare gestionate de Comisia Europeană și instituțiile naționale;

întocmirea raportării anuale privind valoarea indicatorului de rezultat, respectiv "Capacitatea Sistemului Național de Transport al gazelor Naturale în punctele de interconectare", în baza Protocolului de colaborare încheiat între TRANSGAZ și MFE.

Este avută în vedere promovarea finanțării din POIM pentru proiectul "Interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale din România cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia"–proiect prevăzut în Planul de dezvoltare a SNTGN TRANSGAZ SA 2019-2028. În acest sens s-au demarat procedurile necesare obținerii finanțării astfel:

• verificarea existenței documentelor primare necesare;
• întocmirea cererii de finanțare și a anexelor acesteia;
• verificarea Studiului de fezabilitate și elaborarea de propuneri de revizuire pentru a asigura compatibilitatea cu legislația în vigoare și cu cerințele specifice finanțărilor din POIM.

În cadrul Axei prioritare 3 - Locuri de muncă pentru toți, Obiectiv specific 3.8 - Creșterea numărului de angajați care beneficiază de instrumente, metode, practici etc., standard de management al resurselor umane și de condiții de lucru îmbunătățite în vederea adaptării activității la dinamica sectoarelor dinamice cu potențial competitiv identificate conform SNC/domeniilor de specializare inteligentă conform SNCDI, a fost identificată oportunitatea de finanțare a proiectului "TransGasFormation". În acest sens s-au demarat procedurile necesare obținerii finanțării prin:

• verificarea existenței documentelor primare necesare;
• întocmirea cererii de finanțare si a anexelor acesteia;
• demararea procedurii de încărcare a datelor pe platforma MySMIS;
• întocmirea bugetului proiectului și identificarea cheltuielilor eligibile și neeligibile.

Pentru proiectele care au obținut finanțare nerambursabilă din fonduri europene, aflate în implementare, s-au desfășurat următoarele activități generale:

• întocmirea de rapoarte de progres, rapoarte de durabilitate și adrese, privind gestionarea proiectelor TRANSGAZ beneficiare de finanțări nerambursabile din fonduri europene, documente care au fost transmise periodic Instituțiilor finanțatoare, în conformitate cu prevederile din Deciziile/Contractele de finanțare;
• asigurarea relației de comunicare între Unitatea de Implementare Proiect și Autoritatea de Management.

Proiectele TRANSGAZ co-finanțate din fonduri nerambursabile, aflate în implementare sunt:

1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport în direcția Bulgaria-România-Ungaria-Austria, lucrările de execuție Stadiu I ("acțiunea"), număr acțiune 7.1.5-0029-RO-W-M-15

Proiectul este co-finanțat prin Mecanismul de Conectare a Europei, iar activitățile derulate au fost următoarele:

• asigurarea transmiterii către INEA a rapoartelor actualizate primite de la UMP BRUA;
• colaborare cu personalul din Unitatea de Management de Proiect BRUA cu privire la depunerea Cererii de plată intermediară a soldului și achiziționarea serviciilor de audit în vederea finalizării Raportului de audit.

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

Proiectul este co-finanțat prin Programul Operațional Infrastructură Mare 2014-2020, iar activitățile derulate au fost următoarele:

• urmărirea îndeplinirii obligațiilor TRANSGAZ prevăzute în contractul de finanțare nr. 226/22.11.2018, încheiat cu Autoritatea de Management pentru Programul Operațional Infrastructură Mare 2014-2020;
• elaborarea documentelor aferente raportărilor lunare și săptămânale, conform prevederilor contractului de finanțare nr. 226/22.11.2018;
• pregătirea și depunerea documentației de atribuire aferentă contractelor încheiate, la AMPOIM. Încărcarea întregii documentații de atribuire și pe platforma MySMIS;
• elaborarea documentelor aferente modificărilor intervenite pe parcursul implementării proiectului, în vederea informării/notificării Autorității de Management pentru Programul Operațional Infrastructură Mare 2014-2020:
  • întocmirea a patru Notificări și a unui Act Adițional;
  • refacerea bugetului proiectului și a calendarului de implementare;
  • actualizarea informațiilor pe platforma MySMIS legate de contractele de achiziții publice, acte adiționale, referate de necesitate, proceduri anulate, proceduri reluate, cerere de rambursare de costuri;
  • participarea la întocmirea Cererii de rambursare nr. 1 depusă în data de 30 octombrie 2019
• gestionarea contului TRANSGAZ de pe platforma MySMIS aferent proiectului;
• informarea departamentelor implicate în derularea proiectului cu privire la prevederile legislative care au impact asupra implementării proiectului;
• gestionarea relației de comunicare cu Autoritatea de Management pentru Programul Operațional Infrastructură Mare 2014-2020.

Pentru proiectele care au obținut finanțare nerambursabilă din fonduri europene, aflate în perioada post-implementare, s-au desfășurat următoarele activități:

Modernizare Stația de Turbocompresoare-Șinca și instalațiile aferente

În conformitate cu dispozițiile contractului de finanțare s-a întocmit și transmis către Ministerul Energiei, Organismul Intermediar pentru Energie (OIE) Raportul privind Durabilitatea Investiției, împreună cu documentele anexă, aferent perioadei ianuarie-decembrie 2018.

Proiectul "Interconectare România-Bulgaria"

Proiectul de interconectare România-Bulgaria este singurul proiect prin care se poate asigura transportul gazelor naturale din traseul sudic al gazelor Azerbaidjan-Turcia-Grecia, spre Austria, prin tranzitarea Bulgariei și segmentul de pe teritoriul României, "Conducta de gaz din Bulgaria în Austria, via România și Ungaria" (BRUA-cod 7.15, conform Listei 1 Proiecte de Interes Comun).

Ca urmare a depunerii documentației aferentă Cererii de plată a soldului final și a plății efectuată de către Comisia Europeană în contul SNTGN TRANSGAZ, în perioada 19 iunie-21 iunie 2018, s-a desfășurat la sediul societății Misiunea de Audit financiar, în legătură cu declarația privind costurile finale pentru Acțiunea EEPR-2009-INTg-RO-BG-SI2.569565/SI2.569582–Interconectarea sistemelor de transmisie a gazelor din România și Bulgaria.

În baza Raportului de audit intermediar s-au transmis propuneri de actualizare/modificare a constatărilor, care au fost cuprinse în Raportul final.

Membrii echipei de audit au comunicat finalizarea misiunii de audit iar Raportul de audit final a fost pus la dispoziția TRANSGAZ în data de 19 martie 2019.

Proiectul " Interconectare România-Ungaria"

La solicitarea Comisiei Europene, s-a elaborat și transmis punctul de vedere al societății cu privire la acordarea accesului unui terț la documentele aferente proiectului (documente aferente Cererii de plată finală).

Proiectul: 7.1.5-0026-RO-S-M-14 – "FEED for the three Compressor Stations in the corridor PCI 7.1.5. – Romanian Section"

Ca urmare a Notificării transmisă de Agenția Executivă pentru Inovații și Rețele prin care se comunica faptul că în conformitate cu prevederile Regulamentului No. 1316/2013 al Parlamentului European și al Consiliului, s-a decis să se efectueze auditul financiar pentru proiectul: 7.1.5-0026-RO-S-M-14 – "FEED for the three Compressor Stations in the corridor PCI

• 7.1.5. Romanian Section", specialiștii Transgaz în domeniu au participat la:
  • colectarea documentelor și informațiilor cuprinse în Notificarea de audit;
  • completarea chestionarelor de pre audit și transmiterea acestora către echipa de audit;
  • verificarea împreună cu responsabilul financiar de la UMP BRUAS a costurilor decontate de către CE;
  • acordare de suport pe parcursul misiunii de audit.

Activități desfășurate pe platforma AEGIS (Agency for the Cooperation of Energy Regulators–ACER) pentru proiectele TRANSGAZ cuprinse în Ten-Year Network Development Plan (TYNDP)

• extragerea de pe platforma de comunicare ACER, a documentelor/chestionarelor referitoare la proiectele TRANSGAZ;
• transmiterea chestionarelor responsabililor de proiecte, în vederea completării;
• verificarea informațiilor completate și introducerea datelor actualizate aferente proiectelor TRANSGAZ pe platforma ACER.

3.3 Cooperare Internațională

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 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

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.

Colaborarea între părți are la bază Acordurile de Interconectare pentru Punctele de Interconectare Ruse/Giurgiu și Negru Vodă I încheiate în anul 2016 și actele adiționale aferente. Aceste acorduri prevăd 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 acest sens, Părțile au colaborat pentru: Convenirea și semnarea amendamentelor necesare la Acordul de Interconectare pentru punctul de interconectare Ruse-Giurgiu și Acordul de Interconectare pentru punctul de interconectare Negru Vodă 1.

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.

Pentru punctul virtual de interconectare Negru Vodă 2,3/Kardam, TRANSGAZ și Bulgartransgaz au reluat discuțiile cu privire la încheierea unui Acord de Interconectare. Ca urmare a finalizării procesului de consultare publică în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) 2015/703 al Comisiei din 30 aprilie 2015 de stabilire a unui cod de rețea pentru normele privind interoperabilitatea și schimbul de date (INT-NC), clauzele acestui Acord au fost convenite între părți, Acordul urmând să fie încheiat după îndeplinirea următoarelor condiții:

• încheierea Acordului de Interconectare privind PVI Isaccea 2,3
• amendarea contractului istoric cu Gazprom Export privind Conducta T3

FGSZ Ltd. (Ungaria):

Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului de transport Bulgaria-România-Ungaria-Austria":

a fost menținut contactul cu FGSZ pentru dezvoltarea coordonată a proiectului BRUA.

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, încheiat în 2015 între TRANSGAZ și FGSZ în conformitate cu prevederile Regulamentului nr. 703 (UE) 2015/703 al Comisiei, din 30 aprilie 2015, de stabilire a unui cod de rețea pentru normele privind interoperabilitatea și schimbul de date;

• părțile au menținut contactul în ceea ce privește actualizarea Acordului de Interconectare privind PI Csanádpalota în conformitate cu prevederile regulamentelor europene aplicabile;
• în vederea armonizării cerințelor privind calitatea gazelor naturale pe coridorul ROHU, în lunile mai, iunie și iulie ale anului 2019 au avut loc la sediul Autorității de Reglementare în domeniul Energiei din România (ANRE), la sediul Autorității de Reglementare în domeniul Energiei din Ungaria (MEKH) și respectiv la sediul Reprezentanței Transgaz la București întâlniri ale grupului de lucru constituit din reprezentanții ANRE, MEKH, TRANSGAZ și FGSZ. În cadrul acestor întâlniri a fost demarată analiza cadrului de reglementare din cele două state cu privire la calitatea gazelor, discuțiile urmând a fi continuate în vederea identificării unei soluții pentru armonizarea calității gazelor naturale.

Implementarea cerințelor impuse de Regulamentul UE nr. 459/2017 (CAM NC–Codul de rețea european privind Mecanismele de Alocare a Capacității) 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:

• în temeiul Acordului de Afiliere OTS 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 vederea maximizării ofertelor de capacitate agregată, TRANSGAZ colaborează anual cu FGSZ prin convenirea anuală a capacităților tehnice și disponibile pentru Punctul de Interconectare comun Csanádpalota. În acest sens părțile au semnat în cursul lunii mai ,,Metoda comună de determinare a capacității tehnice pentru PI Csanádpalota".

UKRTRANSGAZ / OTS UCRAINA LLC (Ucraina):

În ceea ce privește operarea în comun a punctelor de interconectare transfrontalieră Isaccea 1 /Orlovka, Isaccea 2,3/Orlovka și Medieșu Aurit/Tekovo a fost menținut contactul cu reprezentanții Ukrtransgaz / OTS UCRAINA LLC.

Operarea în comun a Punctului de Interconectare transfrontalieră Isaccea 1/Orlovka

Colaborarea între părți pentru operarea în comun a Punctului de Interconectare transfrontalieră Isaccea 1/Orlovka are la bază Acordul de Interconectare încheiat în anul 2016 și amendamentul referitor la implementarea curgerii fizice bidirecționale în acest punct de interconectare, semnat în luna decembrie 2019.

Acest acord este guvernat 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 Isaccea 1/Orlovka , Transgaz și Ukrtransgaz au în derulare negocieri pentru finalizarea Actelor Adiționale la actualul Acord de Interconectare.

Operarea Punctului Virtual de Interconectare Isaccea 2,3/Orlovka

Părțile se află în curs de negociere a Acordului de Interconectare. În acest sens părțile au derulat la sfârșitul anului 2017 consultarea publică comună cu privire la regulile comerciale aplicabile în PVI Isaccea 2,3.

Operarea Punctului de Interconectare transfrontalieră Medieșu-Aurit-Tekovo

În ceea ce privește operarea Punctului de Interconectare transfrontalieră Medieșu-Aurit-Tekovo, părțile sunt în proces de negociere a unui Acord de Interconectare.

Regulile de Afaceri din Acordul de Interconectare privind Punctul de Interconectare transfrontalieră Medieșu-Aurit/Tekovo au fost supuse unui proces de consultare publică care s-a derulat în perioada 1 iulie–1 septembrie 2017, părțile publicând ulterior o declarație comună privind rezultatele consultării publice.

VESTMOLDTRANSGAZ (Republica Moldova):

În baza Hotărârii AGEA, la data de 18.12.2017, a fost înființată la Chișinău, compania Eurotransgaz S.R.L., având ca asociat unic SNTGN TRANSGAZ SA din România.

În îndeplinirea obiectului său de activitate, Eurotransgaz S.R.L. a participat la concursul investițional privind Vestmoldtransgaz.

În data de 26 februarie 2018, Comisia pentru desfășurarea concursurilor de privatizare din Republica Moldova a anunțat rezultatul concursului prin care Eurotransgaz SRL a devenit câștigătorul acestei competiții. În data de 28 martie 2018, Eurotransgaz a semnat contractul de preluare a Vestmoldtransgaz Chișinău.

SRBIJAGAS (Serbia):

În anul 2017, SNTGN TRANSGAZ SA și JP Srbijagas au semnat Memorandumul 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 pe direcția ARAD-MOKRIN" 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 au finalizat Studiile de Prefezabilitate și de Fezabilitate și Proiectul Tehnic.

Colaborarea cu alte companii din sectorul gazelor naturale:

Shipperi și companii producătoare / de înmagazinare gaze naturale la nivel național și internațional: (Gazprom Export, Bulgargaz, titulari ai unor perimetre on-shore și off-shore din România (ExxonMobil, Lukoil, OMV Petrom, Black Sea Oil and Gas, Romgaz, DEPOGAZ, CONPET)

GAZPROM EXPORT (Federația Rusă):

La data raportului, contractul pentru Tranzit II a expirat iar contractul pentru Tranzit III este în vigoare până la 31.12.2023.

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.

TRANSGAZ colaborează cu titulari ai perimetrelor on-shore și off-shore din România pentru un schimb regulat de informații de natură tehnică, economică, financiară şi juridică având ca şi scop coordonarea dezvoltărilor necesare în Sistemul Național de Transport Gaze Naturale.

Colaborarea cu Operatorii Sistemelor de Transport europeni și adiacenți în cadrul Proiectului Coridorul Trans-Balcanic

În cadrul inițiativei CESEC, sub patronajul Comisiei Europene, TRANSGAZ împreună cu alți Operatori de Sisteme de Transport Gaze Naturale au semnat 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.

În baza acestui Memorandum a fost constituit un grup de lucru comun în vederea identificării unor soluții eficiente în ceea ce privește capacitatea conductelor Trans-Balcanice. TRANSGAZ participă activ la activitatea Grupului de Lucru contribuind la elaborarea documentelor aferente.

În scopul extinderii activității sale, TRANSGAZ are în vedere dezvoltarea unor noi parteneriate cu companii internaționale relevante pentru sectorul energetic și, în acest sens, poartă discuții pentru încheierea unor acorduri de cooperare.

Colaborarea cu Operatorii Sistemelor de Transport europeni și adiacenți în cadrul Proiectului Coridorul Vertical al Gazelor (Transgaz, DESFA Grecia, ICGB, Bulgartransgaz Bulgaria, FGSZ Ungaria)

La data de 19 iulie 2017, la București, sub coordonarea Directoratului General pentru Energie din cadrul Comisiei Europene (DG ENERGY), companiile Transgaz, DESFA, ICGB (compania responsabilă pentru dezvoltarea, construirea și operarea Interconectării Grecia - Bulgaria), Bulgartransgaz și FGSZ și-au asumat realizarea unui coridor sud - nord care să permită fluxuri bidirecționale de gaze naturale prin interconectarea sistemelor transport gaze naturale din Grecia, Bulgaria, România și Ungaria.

În vederea materializării acestui deziderat părțile implicate în proiectul Coridorului Vertical al Gazelor au decis să își reînnoiască angajamentul prin semnarea unui nou Memorandum de Înțelegere sub egida DG ENERGY.

Astfel, în data de 12 decembrie 2019, la sediul DG ENERGY din Bruxelles, sub coordonarea domnului Klaus-Dieter Borchardt – Director General Adjunct al DG ENERGY a avut loc ceremonia de semnare a unui nou Memorandum de Înțelegere de către directorii generali ai companiilor implicate (domnul Ion Sterian – Transgaz, domnul Nicola Battilana – DESFA, doamna Teodora Georgieva – ICGB, domnul Vladimir Malinov – Bulgartransgaz, domnul Szabolcs Ferencs – FGSZ).

La eveniment au participat reprezentanți ai operatorilor sistemelor de transport din statele implicate în Coridorul Vertical, ai companiei Moldovagaz din Republica Moldova și DG ENERGY.

Colaborarea cu Operatorii de Transport Gaze naturale la nivel regional

Transgaz a inițiat contacte cu operatori de transport gaze naturale din Uniunea Europeană în vederea dezvoltării unor relații parteneriale care vizează schimburi de experiență și analiza potențialului cooperării bilaterale pentru promovarea unor eventuale proiecte comune (Gaz-System Polonia, ICGB – compania care implementează proiectul Interconectarea Grecia-Bulgaria, etc.)

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/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:

• 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), Societatea 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.

Au fost plătite la zi toate taxele și cotizațiile de membru conform contractelor de asociere. A fost prelungit statutul de membru în cadrul organizațiilor și organismelor naționale și internaționale și s-a asigurat reprezentarea societății la reuniunile organizate de structurile în cadrul cărora TRANSGAZ deține calitatea de membru.

Potrivit Hotărârii Consiliului de Administrație nr. 23/31.06.2019, a fost aprobată afilierea la Federația Patronală Petrol și Gaze (FPPG).

Menționăm faptul că, în anul 2019, reprezentanții companiei au 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.

În cadrul acestor evenimente naționale și internaționale, reprezentanții Transgaz SA au promovat și susținut interesele companiei identificând totodată potențialul de dezvoltare a unor noi relații de cooperare.

Reprezentanța Transgaz la Bruxelles

În conformitate cu atribuțiile și responsabilitățile stabilite, activitatea Reprezentanței sa concentrat pe următoarele direcții de acțiune:

• promovarea intereselor Transgaz pe principalele direcții strategice de acțiune și pe domenii cu impact asupra activității companiei;
• identificarea și semnalarea către Transgaz a unor evenimente/activități organizate la Bruxelles într-o perspectivă de timp pe termen scurt și mediu, relevante pentru companie pe linie de informare/documentare, promovarea intereselor/imaginii companiei și networking;
• studiu individual (materiale/analize publicate de COM/PE/CE privind domeniul energiei/gazelor naturale/infrastructurii de transport gazier la nivel european/proiecții de viitor în plan geopolitic și geostrategic relevante pentru companie);
• asigurarea asistenței delegațiilor Transgaz aflate la Bruxelles pentru a participa la diferite activități/evenimente;
• organizarea activităților desfășurate la sediul reprezentanței;
• participare activă la toate workshop-urile organizate de GIE în vederea reprezentării intereselor companiei în ceea ce privește infrastructura europeană de gaze;
• dezvoltarea relațiilor cu alți Operatori de Sisteme de Transport prezenți la Bruxelles;
• planificarea și organizarea unor întâlniri și grupuri de lucruri cu staff-ul Reprezentanței României responsabil cu dosarele energetice împreună cu ENTSO-g și GIE;
• rezolvarea de sarcini pe linie administrativă;
• dezvoltarea portofoliului de relații directe cu actorii relevanți din sfera instituțională și privată, prezenți la Bruxelles și cultivarea unor nor relații, cu valoare adăugată semnificativă:
  • noua conducere a Comisiei pentru Industrie, Cercetare și Industrie (ITRE) din Parlamentul European

• echipa de experți a Parlamentului European ce deservește Comisia ITRE
• rețeaua de think-tank-uri cu activitate relevantă în domeniul politicilor energetice
• coordonatorii reprezentanțelor altor TSO-uri prezente la Bruxelles (Gaz System, Plinacro, Eustream)
• întreprinderea și soluționarea de acțiuni pe linie administrativă.

Reprezentanța Transgaz la Chișinău

Reprezentanța Transgaz la Chișinău a fost constituită în principal, în vederea dezvoltării parteneriatelor și a proiectelor de infrastructură în domeniul gazelor naturale în colaborare cu Republica Moldova.

În prezent, având în vedere faptul că începând cu luna octombrie 2018, SNTGN TRANSGAZ SA deține o subsidiară la Chișinău (Eurotransgaz SRL) și controlează integral Vestmoldtransgaz SRL, atribuțiile și responsabilitățile Reprezentanței Chișinău au fost preluate de către Eurotransgaz SRL și Vestmoldtransgaz SRL.

Relațiile de colaborare cu ministerele de resort.

În cursul anului 2019 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. De asemenea au fost transmise ministerelor de resort răspunsuri la solicitările de informații privind colaborările externe.

Prin structurile organizatorice de specialitate se gestionează şi relația cu Autoritatea Competentă pentru Proiecte de Interes Comun (ACPIC) pentru implementarea proiectelor de interes comun (PCI) aflate în lista PCI 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.

3.4. Acorduri de Interconectare

Acordurile de Interconectare încheiate în perioada 2013 -2019:

• Acordul de Operare pentru Punctul de Interconectare Ungheni, încheiat cu Vestmoldtransgaz, Republica Moldova, în data de 14.08.2014;
• Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Csanádpalota, încheiat cu FGSZ Zrt., Ungaria în data de 02.12.2015;
• 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;
• Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Ruse - Giurgiu, încheiat cu Bulgartransgaz, Bulgaria, în data de 22.12.2016.

În perioada 2017-2019 au fost încheiate următoarele acte adiționale:

• Actul adițional nr. 2/25.01.2017 la Acordul de Interconectare pentru PI Negru Vodă 1/ Kardam (privind aplicarea zilei gaziere 08:00-08:00 în PI Negru Vodă 1/Kardam până la 01.10.2017);
• Actul adițional nr. 2/23.02.2017 la Acordul de Interconectare pentru PI Isaccea 1 (privind suspendarea aplicării regulilor de afaceri în PI Isaccea 1 până la 01.05.2017);
• Actul adițional nr. 3/28.04.2017 la Acordul de Interconectare pentru PI Isaccea 1 (privind suspendarea aplicării regulilor de afaceri în PI Isaccea 1 până la 01.07.2017);
• Actul adițional nr. 4/23.09.2017 la Acordul de Interconectare pentru PI Isaccea 1 (privind suspendarea aplicării regulilor de afaceri în PI Isaccea 1 până la 01.10.2017);
• Actul adițional nr. 5/28.09.2017 la Acordul de Interconectare pentru PI Isaccea 1 (privind suspendarea aplicării regulilor de afaceri în PI Isaccea 1 până la 01.01.2018);
• Actul adițional nr. 6/27.12.2017 la Acordul de Interconectare pentru PI Isaccea 1 (privind suspendarea aplicării regulilor de afaceri în PI Isaccea 1 până la 01.07.2018).
• Actul adițional nr. 7/22.06.2018 la Acordul de Interconectare pentru PI Isaccea 1 (privind suspendarea aplicării regulilor de afaceri în PI Isaccea 1 până la 01.01.2019).
• Acord pentru modificarea Acordului de Interconectare și transferul drepturilor și obligațiilor din Acordul de Interconectare pentru PI Isaccea 1/Orlovka 1, încheiat între SNTGN Transgaz SA, JSC Ukrtransgaz și LLC OTS Gaze din Ucraina la data de 16.12.2019
• Actul adițional nr. 1/30.04.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Ruse-Giurgiu (privind noile reguli de afaceri aplicabile în PI Ruse-Giurgiu începând cu 01.05.2019);
• Actul adițional nr. 2/04.10.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Ruse-Giurgiu (modificarea condițiilor tehnice privind transportul gazelor naturale prin PI Ruse-Giurgiu în contextul modernizării unei conducte al Sistemului de transport al TRANSGAZ localizată în amonte de SMG Giurgiu și a punerii în funcțiune a SC Podișor, până la data de 01.11.2019);
• Actul adițional nr. 3/30.04.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Negru Vodă 1/Kardam (privind noile reguli de afaceri aplicabile în PI Negru Vodă 1/Kardam începând cu 01.05.2019);
• Actul adițional nr. 4/06.11.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Negru Vodă 1/Kardam (crearea condițiilor tehnice privind transportul gazelor naturale în scopul livrării fizice al gazelor naturale din Bulgaria spre România prin PI Negru Vodă 1/Kardam în contextul asigurării curgerii fizice bidirecționale pe conducta de transport Isaccea 1 - Negru Vodă 1 până la data de 01.01.2020 și suplimentarea parametrilor de calitate zilnice ale gazelor naturale determinate în SMG Negru Vodă 1 cu puterea calorifică inferioară);
• Actul adițional nr. 5/20.12.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Negru Vodă 1/Kardam (noile condiții tehnice privind transportul gazelor naturale);
• Actul adițional nr. 1/30.05.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Csanádpalota (privind modificarea condițiilor tehnice privind transportul gazelor naturale prin PI Csanádpalota începând cu 01.10.2019);
• Actul adițional nr. 2/25.06.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Csanádpalota (privind înlocuirea temporară a măsurării de la SMG Csanádpalota cu măsurarea de la SMG Algyő);
• Actul adițional nr. 3/25.10.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Csanádpalota (modificarea condițiilor tehnice privind transportul gazelor naturale prin PI Csanádpalota ca urmare a unei restricții tehnice privind exploatarea unui segment de conductă aferent Sistemului de transport al TRANSGAZ localizate în amonte de SMG Csanádpalota, până la finalizarea proiectului BRUA, faza 2).

Actul adițional nr. 1/18.07.2019 la Acordul de Operare pentru PI Ungheni (privind prelungirea duratei de valabilitate a Acordului de Operare până la încheierea Acordului de Interconectare pentru PI Ungheni);

3.5 Retehnologizare și automatizare - SCADA

În vederea menținerii/îmbunătățirii calității și eficienţei activităţii operaționale în cadrul SNTGN Transgaz S.A. a fost implementat Sistemul de comandă şi achiziţie date - SCADA. Perioada de garanție a proiectului SCADA s-a terminat la data de 30.11.2018.

Implementarea Sistemului SCADA TRANSGAZ facilitează și permite într-un flux continuu:

• asigurarea transmiterii în timp real a parametrilor tehnologici (presiune, debit, temperatură, calitate gaze, putere calorifică) la nivelul tuturor dispeceratelor naționale și teritoriale;
• exportul valorilor tehnologice într-o nouă bază de date în vederea satisfacerii cerințelor de comunicare internă/externă conform procedurilor/prevederilor/acordurilor încheiate la nivelul Societății;
• îmbunătățirea capacității 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.

Pentru extinderea sistemului SCADA se urmărește:

• Verificarea nivelului de implementare a instalațiilor de automatizare, monitorizare locală și SCADA;
• Contractare și implementare SCADA la obiective SNT neincluse în Sistemul SCADA Transgaz;
• Contractare servicii telecomunicații SCADA;
• Determinarea gradului de automatizare locală a obiectivelor SNT;
• Proiectarea sistemelor de control de la distanță a obiectivelor SNT;
• Analiza modului actual de operare în vederea elaborării procedurilor;
• Elaborarea planului de mentenanță și identificarea obiectivelor relevante;
• Implementare SCADA la puncte de interconectare:

Astfel, în anul 2019, s-au desfășurat activități tehnice de integrare de noi echipamente în sistemul SCADA:

• Finalizare elaborare, avizare în CTE-TRANSGAZ: temă de proiectare nr. 10/27.03.2019- Integrare 10 locații SRM în Sistem SCADA;
• Finalizare:
  • elaborare proiecte tehnice de execuție Integrare 10 locații SRM în Sistem SCADA, colaborare cu Departamentul Proiectare Cercetare TRANSGAZ în vederea avizării acestora în CTE TRANSGAZ;
  • proceduri de achiziții de produse necesare execuției lucrărilor cu forțe proprii TRANSGAZ-Integrare 10 locații SRM în Sistem SCADA.
• În curs de execuție proiect tehnic "Integrare 10 locații SRM în Sistem SCADA"; realizat 5 integrări din 10;

• Finalizare: elaborare, avizare în CTE-TRANSGAZ: temă de proiectare nr. 11/27.03.2019– Integrare 138 locații SRM în Sistem SCADA;
• Finalizare: Studiu de Fezabilitate- Integrare 138 locații SRM în Sistem SCADA, colaborare cu Departamentul Proiectare Cercetare TRANSGAZ în vederea avizării acestora în CTE TRANSGAZ.

Situație privind realizarea preluării parametrilor tehnologici în punctele de interconectare la 31.12.2019

	Situație
Punct de interconectare	Integrare locală a parametrilor tehnologici la nivelul SMG	Integrare SCADA a parametrilor tehnologici
SMG Horia	Finalizat.	Finalizat.
SMG Csanádpalota	Finalizat.	Finalizat.
SMG Giurgiu	Finalizat.	Finalizat.
SMG Ruse	Finalizat (parametrii tehnologici sunt prezenți și în SMG Giurgiu).	Finalizat
SMG Negru Vodă	Finalizat.	Finalizat.
SMG Kardam	Finalizat (parametrii tehnologici sunt prezenți și în SMG Negru Vodă).	În analiză
SMG Medieșu Aurit	Finalizat.	Finalizat.
SMG Isaccea	Finalizat.	Finalizat.
Centru automatizare Iași Ungheni: NT LEȚCANI	Finalizat.	Finalizat.
Centru automatizare Iași Ungheni: NT UNGHENI	Finalizat (parametrii tehnologici sunt prezenți în Centrul de Automatizare din Sector Iasi și în NT Lețcani).	În analiză.

În anul 2019 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

3.6 Activitatea de operare, dezvoltare, reparații, reabilitare și asigurare a serviciilor de mentenență a SNT

3.6.1 Principalele componente ale infrastructurii SNT

Principalele componente ale Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la 31.12.2019:

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	13.430 369
Stații de reglare măsurare (SRM) în exploatare	buc	1.127 (1.233 direcții măsurare)
Stații de comandă vane (SCV, NT)	buc	58
Stații de măsurare a gazelor din import (SMG) - (Giurgiu, Horia, Isaccea import, Negru Vodă IV, Medieșu Aurit, Isaccea Tranzit I, Negru Vodă I)	buc	7
Stații de măsurare amplasate pe conductele de transport internațional gaze (SMG) - (Isaccea Tranzit II, Isaccea Tranzit III, Negru Vodă II, Negru Vodă III)	buc	4
Stații de comprimare gaze (SCG) -( Șinca, Onești, Siliștea, Jupa , Podișor)	buc	5
Stații de protecție catodică (SPC)	buc	1.038
Stații de odorizare gaze (SOG)	buc	902

Tabel 8 -Principalele componente ale SNT la 31.12.2019

Figura 16-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

Durata de funcţionare	Conducte de transport (km)	Racorduri de alimentare (km)	Număr Direcţii Staţii de Reglare Măsurare
> 40 ani	6.907	351	148
Între 30 şi 40 ani	1.727	164	60
Între 20 şi 30 ani	692	302	250
Între 10 şi 20 ani	1.505	851	568
Între 5 şi 10 ani	564	108	161
< 5 ani	239	20	46
TOTAL	11.634	1.796	1.127 SRM-uri
	13.430	(1.233 direcţii de măsurare)

O analiză asupra principalelor obiective aparținând SNT din perspectiva duratei de funcționare este prezentată în continuare:

Tabel 9 - Principalele componente ale SNT la 31.12.2019, din perspectiva duratei de funcţionare

Se observă că în ceea ce privește conductele și racordurile de transport gaze naturale, din cei 13.430 km aflați în exploatare, cca. 76% au o durată de funcționare efectivă mai mare de 20 de ani, apropiată de durata lor normală de funcționare.

Diagnosticările efectuate până în anul 2019 cu PIG-ul inteligent pentru cca. 2.789 km (4.495 km ținând seama de inspecții multiple) pun în evidență niveluri destul de ridicate ale defectelor materialului tubular, cauzate în principal de durata mare de funcționare a conductelor.

În cursul anului 2019 s-a realizat inspecţia cu PIG inteligent pentru identificarea eventualelor defecte și pentru determinarea stării tehnice a conductei Ø28" Nădlac - Arad cu lungimea de 63 km.

Deasemenea, a fost realizată inspecția cu PIG de determinare a geometriei următoarelor conducte: Ø28" Nădlac - Arad și Ø40" Isaccea – Șendreni, activitate care reprezintă o etapă preliminară inspecției cu PIG inteligent de identificare a defectelor materialului tubular.

Au fost efectuate curățiri interioare pe 21 de conducte cu o lungime totală de 1.907 km. Un procent de 79,4% din conductele de transport gaze naturale au izolația pasivă realizată printr-un sistem pe bază de bitum, ceea ce duce şi la creşterea consumului de energie electrică înregistrat la cele 1.038 staţii de protecţie catodică a conductelor.

Aproximativ 95,5% din conductele și racordurile aflate în exploatare sunt protejate catodic. Până la 31.12.2019 au fost realizati 195.88 km de măsurători intensive.

Predarea gazelor către distribuitori și consumatori finali se face prin 1.233 de SRM-uri (direcții de măsurare), 44 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 5 stații de comprimare gaze, amplasate pe principalele direcții de transport.

Două din cele 5 stații de comprimare, respectiv SCG Onești și SCG Siliștea, au intrat într-un program de modernizare, care presupune înlocuirea grupurilor de comprimare existente și instalațiilor tehnologice aferente.

În acest sens, până la finalizarea procesului de modernizare, cele două statii de comprimare vor fi nefuncționale.

În vederea asigurării continuității activităților de mentenanță la stația de comprimare Șinca în anul 2019 s-au executat lucrări de mentenanță în baza contractelor de servicii în vigoare, după cum urmează:

verificare automatizare și linii de vibrații la stația de comprimare Șinca, grupurile de comprimare SOLAR B și Ingersoll Rand 1 și 2;

revizii tehnice și service la instalația de aer instrumental la STC Șinca (grupuri SOLAR). Au fost recepționate stațiile de comprimare SCG JUPA și SCG Podișor.

În vederea asigurării condițiilor de siguranță deplină la intervențiile asupra conductelor de transport gaze, reducerii considerabile a consumurilor tehnologice și totodată, asigurării îndeplinirii obiectivului privind diminuarea la minimum a emisiilor de gaze naturale în atmosferă prin utilizarea "Staţiei mobile de comprimare–recuperare gaze naturale", s-au efectuat până la 31.12.2019 un număr de 6 lucrări de recuperare prin transvazare a gazelor naturale cu ajutorul stației mobile de comprimare/transvazare gaze (SMCTG). Volumul de gaze recuperat a fost de 799.352 mc.

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 902 instalații de odorizare din care 604 sisteme sunt de tip nou, prin eșantionare și prin injecție asigurând o odorizare optimă a gazelor transportate.

Din cele 604 sisteme moderne, un număr de 37 sunt de tip centralizat–deservind mai multe puncte de livrare. 298 sisteme de tip "prin evaporare/picurare" sunt sisteme care nu pot asigura o odorizare continuă și controlată putând duce la situații de sub sau supra odorizare și implicit la consumuri crescute de odorant.

Dintre acestea 12 instalații sunt de tip centralizat.

În anul 2019 s-au înlocuit 9 instalații de odorizare vechi cu instalații de odorizare automate. Trebuie subliniat că starea tehnică a SNT se menține la un nivel corespunzător ca urmare a faptului că exploatarea se desfășoară pe baza unui sistem de mentenanță preponderent preventiv planificat și corectiv și pe baza unor programe de modernizare.

Aceste programe au ca fundament Normele Tehnice privind mentenanța SNT, ele desfășurându-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 7 puncte 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
	Isaccea 1/Orlovka 1, Pmax=49,5 bar pe direcția import și Pmax=45 bar pe direcția export
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 pe direcția export și Pmax=30 bar pe direcția import
	Negru Vodă 1/Kardam, Pmax=55 bar pe ambele direcții de transport

Figura 17-Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT

3.6.2. Activitatea de operare

În perioada 1 octombrie 2018–30 septembrie 2019 tarifele reglementate pentru prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale prin SNT au fost stabilite pe baza Ordinului ANRE nr. 98/29 mai 2018, 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 2019–31 decembrie 2019 tarifele reglementate pentru prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale prin SNT au fost stabilite pe baza Ordinului ANRE nr.64/30 mai 2019, 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.

Principalii beneficiari ai serviciului de transport gaze naturale în perioada 1 ianuarie – 31 decembrie 2019:

Nr. Crt.	Principalii utilizatori de rețea	VAL. FACTURATĂ FĂRĂ TVA (LEI)	%
1	ENGIE Romania SA	234.191.956,85	18,19
2	OMV PETROM SA	179.392.542,00	13,94
3	SNGN ROMGAZ SA	177.549.408,19	13,79
4	E.ON GAZ FURNIZARE SA	104.447.011,16	8,11
5	BULGARGAZ EAD	88.897.690,04	6,91
6	VALAHIA GAZ SRL	88.337.457,40	6,86
7	E.ON ENERGIE ROMANIA SA	79.253.496,83	6,16
8	OMV PETROM GAS SRL	72.760.119,57	5,65
9	ELECTROCENTRALE BUCURESTI SA	51.487.483,87	4,00
10	SCAEP GIURGIU PORT SA	24.269.148,11	1,89
11	ALȚI UR	186.710.843,80	14,50
	TOTAL	1.287.297.157,82	100,00%

• ENGIE Romania SA
• OMV PETROM SA
• SNGN ROMGAZ SA
• E.ON GAZ FURNIZARE SA
• BULGARGAZ EAD
• VALAHIA GAZ SRL
• E.ON ENERGIE ROMANIA SA
• OMV PETROM GAS SRL
• ELECTROCENTRALE BUCURESTI SA
• S.C.A.E.P GIURGIU PORT SA
• ALTI UR

Grafic 10- Ponderea principalilor utilizatori ai SNT în perioada 01 ianuarie -31 decembrie 2019

În anul 2019 s-au încheiat și semnat cu utilizatorii de rețea, 1.862 contracte pentru servicii de transport gaze naturale anuale, trimestriale, lunare și zilnice pentru punctele de intrare/ieșire în/din Sistemul Național de Transport, inclusiv pentru punctele de interconectare Csanadpalota, Ruse–Giurgiu, Negru Vodă 1, Negru Vodă–localitate, Mangalia-localitate.

Total contracte pe SNT în perioada ianuarie-decembrie 2019:
-------------------------------------------------------------	--	--	--	--	--

Tip contract	Anual	Trimestrial	Lunar	Zilnic	Total
Nr. contracte	94	210	781	91	1076

Total contracte în punctele de interconectare încheiate pe RBP în perioada ianuarie-decembrie 2019:

Tip contract	Anual	Trimestrial	Lunar	Zilnic	Total
Nr. contracte	13	35	83	655	786

Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate şi transportate prin Sistemul Naţional de Transport gaze naturale (SNT) precum şi a consumului tehnologic, în perioada 2017-2019, este următoarea:

Indicator	UM	2017	2018	2019	+/-	%
0	1	2	3	4	5=4-3	6=4/3-1
Gaze naturale vehiculate	mii mc	12.974.819	13.074.676	13.299.834	225.158	1,72%
Gaze naturale transportate	mii. mc	12.872.891	12.998.423	13.227.501	229.078	1,76%
Consum tehnologic	mii. mc	95.242	81.034	65.208	-15.826	-19,53%
Pondere consum tehnologic/ gaze vehiculate	%	0,73%	0,62%	0,49%		-20,9%

Tabel 10- Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate, transportate şi a consumului tehnologic în perioada 2017-2019

Grafic 13-Evoluţia ponderii consumului tehnologic în total gaze vehiculate în perioada 2017-2019

	2017	2018	2019
CS.THN PROGRAMAT-mii mc	105.346	105.437	81.769
CS.THN REALIZAT-mii mc	95.242	81.034	65.208

Tabel 11- Cantităţile de gaze naturale cu titlu de consum tehnologic realizate vs. programate în

perioada 2017-2019

Grafic 14-Nivelul consumului tehnologic total realizat vs. total programat 2019

Astfel, după cum se poate observa, în anul 2019, evoluţia consumului tehnologic pe SNT a continuat trendul descendent, acesta fiind cu 31,5% mai mic decât cel înregistrat în anul 2017 şi cu 19,5% mai redus faţă de nivelul înregistrat în anul 2018.

3.6.3. Politica de investiții

Programul de modernizare şi dezvoltare investiţii

Activitatea investițională este direcționată în principal spre modernizarea și dezvoltarea SNT în vederea îmbunătățirii eficienței a creșterii capacității acestuia și a dezvoltării de noi zone de consum.

Valoarea fondurilor de investiții, aprobată în bugetul de venituri și cheltuieli, este de 2.441.000 mii lei. Valoarea realizărilor la finele anului 2019 este de 1.063.025 mii lei, care include: 606.935 mii lei cheltuieli cu execuția lucrărilor cuprinse în programul de modernizare și dezvoltare investiții, 23.064 mii lei proiectare și studii de fezabilitate, 170.286 mii lei investiții financiare, 267.253 mii lei achiziția de țeavă, 4.396 mii lei dobânda capitalizată și (8.910) mii lei imobilizări necorporale în execuție, iar pentru diferență, până la valoarea bugetată, societatea are în derulare contracte încheiate precum și lucrări aflate în proceduri de achiziție.

Valoarea fondurilor de modernizare și dezvoltare pentru anul 2019, aprobată în bugetul de venituri și cheltuieli, este de 1.461.065 mii lei. Valoarea realizărilor la finele anului 2019 este de 606.935 mii lei, care include și suma de 5.808 mii lei ce reprezintă lucrările de racordare la SNT a noilor consumatori, realizate în baza regulamentului de acces la SNT aprobat prin HG nr.1043/2004, înlocuit de Ordinul ANRE 82/2017, din care 4.432 mii lei din fonduri alocate prin programul de modernizare și dezvoltare și 1.376 mii lei fonduri din tariful de racordare la SNT

Din valoarea totală bugetată a PMDI 2019, în luna ianuarie 2019, lucrările în execuție reprezentau 51%, lucrările în achiziție 41 %, iar lucrările aflate în proiectare 6%.

Grafic 15-Stadiu PMDI -ianuarie 2019

Comparativ, la finalul anului 2019, raportat la valoarea bugetată, lucrările finalizate reprezentau 2,47%, lucrările în execuție 76,72%, lucrările în proiectare 13,28%, lucrările în procedură de achiziție 7,30%, lucrările pentru care nu au fost transmise documentațiile necesare pentru demararea achiziției, utilajele și echipamentele la care se renunță reprezentau un procent de 0,14%, iar lucrările sau echipamentele la care s-a renunțat reprezentând un procent de 0,09%.

Se poate observa creșterea procentului lucrărilor finalizate și a celor aflate în derulare, în concordanță cu scăderea lucrărilor aflate în fază de proiectare sau pentru care a fost demarată procedura de achiziție. La lucrările aflate în faza de proiectare, în valoarea totală sunt cuprinse și lucrările programate la Capitolul D – Dezvoltarea SNT conform Legii 123/2012 (Actualizată), Art.130, al e¹ și e ² , pentru care s-au alocat fonduri în valoare de 150.000.000 lei.

La lucrările din anexa 2 și echipamentele cuprinse în anexa 10 din program, pentru care s-au primit referate de renunțare la achiziție, fondurile alocate au fost redistribuite pentru achiziționarea altor utilaje și produse, sau după caz, suplimentarea fondurilor alocate inițial ca urmare a modificării cursului valutar.

Grafic 16-Stadiu PMDI-decembrie 2019

Principalele lucrări finalizate în 2019 sunt:

• Stațiile de comprimare STC Jupa și STC Podișor (BRUA faza I)
• conducta de racord DN700 SRM SIDEX GALATI;
• sistemul de detecție gaz și fum în hala turbocompresoarelor de la STC Șinca;
• interconectarea STC Jupa la SNT lucrări de construcții;
• conducta de transport gaze naturale DN600 Mașloc Recaș, etapa I, zona prin fond forestier;
• montare gară de primire godevil (provizoriu) DN 800 pe conducta Bățani Onești, zona Bogdănești;
• protecția conductei de transport gaze naturale DN250 Târgu Ocna Slănic Moldova, zona Cerdac, jud. Bacău;
• nodul tehnologic Moisica lucrări de automatizare;
• lucrări privind punerea în siguranță racord de alimentare cu gaze naturale SRM Brăila, zona Ferma Agricolă;
• punere în siguranța subtraversarea pârâu Bogdana cu conducta DN 800 Onești- Han Domnești, în zona Bogdana;
• modernizare SRM Nădrag;
• conectarea sistemelor electronice de măsurare comercială cu diafragmă la gazcromatografele de proces;
• SRM Dej II;
• stațiile de protecție catodică Vădeni, Bogatu Român lu Crăciunelul de Jos;
• lucrările de refacere a punctului de lucru Hurezani;
• modernizare sediu Sector Cluj;
• clădire și împrejmuire SRM Timișoara I;
• finalizare achiziționare diverse utilaje, echipamente și dotări în valoare de 13.308.667 lei.

Principalele lucrări aflate în execuție:

• dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA)
  • lucrări de execuție Stația de Comprimare Bibești;
  • lucrări de execuție conductă (Faza 1);
  • lucrări de automatizare și securizare conductă;
• dezvoltări ale SNT în zona de nord est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei, precum și a asigurării capacitaților de transport spre Republica Moldova
  • achiziție grupuri de comprimare;
  • execuție stații de comprimare Onești și Gherăești, automatizare și securizare conductă;
• consolidarea sistemului de transport în Romania, între Onești Isaccea și inversarea fluxului la Isaccea - faza 2 (interconectarea sistemului național de transport cu sistemul internațional si reverse flow la Isaccea) - faza 2 modernizarea SCG Onești și modernizarea SCG Siliștea;
• interconectarea SNT cu conducta de transport internațional gaze naturale T1 si reverse flow Isaccea;
• înlocuirea stației de măsurare gaze SMG Isaccea 1;
• înlocuirea instalațiilor tehnologice la SRM Timișoara I;
• conducta de transport gaze DN 500 Craiova Segarcea Băilești Calafat, et.I, tr. Craiova – Segarcea;

• conducta de transport gaze DN 600 Mașloc Recaș etapa I, (partea II zona prin fond forestier)
• subtraversare rău Olt cu conducta DN 300 Drăgășani Caracal (racord alimentare cu gaze a mun. Caracal);
• conducta de transport gaze DN 300 Mintia Brad stei, et.I Mintia Brad;
• conducta de transport gaze DN400 Vaslui Iași (tr. Vaslui Mogoșești) reîntregire în zona pădurii Bârnova;
• sistematizare conducte în zona nodului tehnologic Moșu;
• nodurile tehnologice Recaș și Racova;
• modernizare clădire sediu Transgaz, str. Carpați 6.

Principalele lucrări aflate în procedură de achiziție sunt:

• dezvoltări ale SNT în zona de nord est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei, precum și a asigurării capacitaților de transport spre Republica Moldova
  • conducta de transport gaze DN700 Onești Gherăiești Lețcani
• dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului sudic de transport pentru preluarea gazelor naturale de la Țărmul Mării Negre (Țărmul Mării Negre - Podișor)
• interconectarea SNT cu sistemul de transport internațional și reverse flow la Isaccea etapa 2 - lucrări în NT Șendreni - existent
• punerea în siguranță a conductei DN350 Luna Aiud, DN250 Luna–Ocna Mureș (fir I) și DN250 Luna-Ocna Mureș (fir II), zona Războieni;
• conducta de transport gaze naturale Sărmășel Satu Mare, zona Sucutard;
• conducta de transport gaze naturale DN 250 Câmpulung Moldovenesc Vatra Dornei (tr. Pojorâta - Vatra Dornei);
• punerea în siguranță a conductei de transport gaze naturale DN 500 Hațeg Paroșeni, zona Dealu Babii;
• punerea în siguranță a conductei DN 300 Agârbiciu Sibiu, zona Șeica Mare;
• modernizare SRM Chișineu Criș;
• nod tehnologic Drăgășani;
• lucrări de instalare și programare a sistemelor de securitate și supraveghere și refacerea împrejmuirii la obiectivele SNT.

În baza adreselor primite de la departamentele și direcțiile din cadrul societății, pe perioada derulării programului investițional 2019, pentru o serie de lucrări și echipamente solicitate inițial, din diferite cauze s-a cerut anularea execuției unor lucrări programate inițial, precum și renunțarea la achiziționarea unor utilaje și echipamente.

O parte din fondurile disponibile rezultate în urma renunțărilor, au fost redistribuite pentru asigurarea fondurilor necesare realizării unor noi obiective investiționale solicitate pe parcursul anului 2019.

Se întâmpină încă greutăți în realizarea unor obiective de investiții cum ar fi lipsa avizelor necesare obținerii Autorizației de Construire de la proprietarii de teren și Autorități locale pentru următoarele obiective investiționale:

• conducta de transport gaze naturale DN 700 Moșu Buciumeni;
• conducta de transport gaze naturale DN 500 Plătărești Bălăceanca;

În vederea soluționării problemelor apărute pe parcursul derulării execuției lucrărilor și a realizării obiectivelor programate s-au luat următoarele măsuri:

• în unele zone mai dificile, din punct de vedere al obținerii acordurilor de la proprietarii de terenuri sau administrații locale, s-a luat decizia de reproiectare a traseului conductei sau a soluțiilor tehnice de realizare a construcției;

3.6.4 Politica privind mentenanța SNT

Programul de reparaţii, reabilitare şi asigurare a serviciilor de mentenanţă

Programul de Reparații, Reabilitare și Asigurare a Serviciilor de Mentenanță pe anul 2019 (reactualizarea 17) are o valoare alocată de 80.283.391 lei din care 43.939.811 lei pentru Lucrările de reparații și reabilitare a SNT și 36.343.580 lei pentru Servicii de asigurare a mentenanței SNT.

A. Lucrările de reparații și reabilitare a SNT

Din valoarea totală bugetată a Lucrărilor de reparații și reabilitare a SNT, în luna ianuarie 2019, lucrările în execuție reprezentau 46% (lucrări contractate in anii anteriori), lucrările în proiectare 32%, lucrările în stadiu procedural de achiziție 12%, iar lucrările neîncadrate în categoriile anterioare (Poziții asiguratorii sau Lucrări netransmise pentru proiectare) 10%, după cum se poate observa din histograma următoare:

PRRASM 2019-Reparații și Reabilitări SNT-Ianuarie 2019

Grafic 17 - PRRASM 2019 - Reparații și reabilitare SNT -Stadiu Ianuarie 2019

În anul 2019 (la nivelul lunii Decembrie 2019), lucrările de reparații și reabilitare (Anexele 1, 2, 6, 7 și 8 din PRRASM 2019) aflate în curs de execuție au o pondere 55,89% raportat la valoarea bugetată.

Proceduri de achiziție aflate în stadii avansate:

• Conducta Ø8" record alimentare ELSID Titu
• Înlocuire tronson conductă Ø 32"pe conducta transport Ø 28"Platou Izvor Sinaia-Filipești, zona Drăgăneasa;
• Reparații traversări aeriene (acorduri cadru 2 ani);
• Conducta Ø24"Paltin Schitu-Golești (jud. Brasov)
• Pregătirea conductei Ișalnița-Cruce Ghercești pentru transformare în conductă godevilabilă;

Au fost finalizate procedurile de achiziție prin încheierea de contracte de execuție (pentru lucrări din PRRASM 2019):

• Punere în siguranță a conductei 12" Vlădeni-Mănești;
• Reparație conducta 32" Cosmești-Onești (lucrări terți);

PRRASM 2019-Reparații și Reabilitări SNT-Decembrie 2019

ÎN PROCEDURĂ DE ACHIZIȚIE ÎN PROIECTARE (Inclusiv avizare) ÎN EXECUȚIE ALTELE (Poz. Asiguratorie)

Nota 1: O parte din lucrări ("Cosmesti-Onesti", "Bacia - Caransebes -HD, CS", " Podisor - Giurgiu", "Șendreni – Albești BZ" au fost executate parțial sau total cu forțe proprii -Sucursala Mediaș. Realizările au fost calculate pe baza situațiilor de cheltuieli transmise de Sucursala Mediaș (Sit. Cheltuieli Nov. 2018-Mart.2019 =valoare 3.109.677,22 lei, Sit. Cheltuieli Apr.2019-Iun.2019 =valoare 7.929.195,38 lei, Sit. Cheltuieli Iul.2019-Nov.2019 =valoare 11.221.907,68 lei).

Nota 2: Lucrările de construcții (Anexa8) pentru care nu au fost finalizate caiete de sarcini/antemăsurători au fost incluse în categoria "IN PROIECTARE".

Principalele contracte încheiate în anul 2019:

• Traversare aeriana râu Visa cu conducta Ø 10"-12" racord PM Șoala, zona Agârbiciu;
• Lucrări de izolare conducte în stații fixe;
• Punere în siguranță a conductei 12" Vlădeni-Mănești;
• Reparație conducta 32" Cosmești-Onești (lucrări terți) ;

Proiecte tehnice finalizate în anul 2019:

• Lucrări de reparații LEA 0,4 kV alimentare cu energie electrica SPC Oituz 1-2;
• Conducta Ø 20" Onești-Racova-Gherăști -fir II (jud. Bacău) ;

Se întâmpină greutăți în realizarea lucrărilor de reparații și reabilitări conducte magistrale din cauza unor probleme externe societății:

• probleme cu acordurile proprietarilor de teren pentru următoarele obiective:
  • Conducta de transport gaze Ø48" Isaccea-Negru Vodă-TRANZIT 3;
  • Reparația cond. Ø 32" Cosmești-Onești;
  • Conducta Ø24" Paltin Schitu-Golești (Argeș et. I-a).
• lipsa sau expirarea avizelor necesare obținerii Autorizației de Construire pentru următoarele obiective (cauzate de termenul procedural de desfășurare a achizițiilor publice, respectiv nu poate fi demarată procedura de achiziție fără AC, iar până la finalizarea procedurii expiră avizele/AC), pentru obiectivele:
  • Conducta Ø24" Paltin Schitu-Golești (Argeș et. I-a);
  • Conducta de transport gaze Ø48" Isaccea-Negru Vodă-TRANZIT 3.
• necesitatea aplicării prevederilor OUG 114/2018 a dus la îngreunarea desfășurării și decontării lucrărilor pentru unele obiective aflate în execuție:
  • Conducta 20" Adjudul Vechi, zonele Braniștea, Schela și Independența;

• necesitatea reproiectării unor lucrări (în urma modificărilor succesive):
  • Conducta Ø 20" Onești-Racova-Gherăști -fir II (jud. Bacău).
• neprezentarea de oferte la licitație:
  • Conducta Ø24" Paltin Schitu-Golești (jud.Brasov);

În vederea soluționării problemelor apărute s-au luat următoarele măsuri:

• lucrările prioritare au fost abordate cu forțe proprii (Sucursala Mediaș și ET);
• au fost refăcute și depuse la autoritățile competente, documentațiile pentru obținerea de avize/autorizații;
• 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;
• au fost întocmite acte adiționale la contracte (și au fost elaborate referate) pentru lucrările de mentenanță-pentru aplicarea OUG 114/2018;
• lucrările nefinalizate de executanți au fost abordate cu forțe proprii (Sucursala Mediaș și ET);
• s-a propus abordarea achizițiilor defalcat pe județe pentru obținerea autorizațiilor, pentru a nu condiționa promovarea lucrărilor acolo unde sunt create toate condițiile, de dificultățile întâmpinate în zonele cu probleme de avizare/autorizare din partea administrațiilor locale.

B.Servicii de Asigurare a Mentenanței SNT

Din bugetul alocat Serviciilor de Asigurare a Mentenanței SNT de 36.373.580 lei, procentual reprezentând 45,3% din valoare totală a Programului de Mentenanță s-a realizat la finalul lunii decembrie valoarea de 13.926.024 lei.

Prin urmare, valoarea bugetată a Serviciilor de asigurare a mentenanței SNT pentru 2019 , în intervalul ianuarie-decembrie 2019 are următoarea repartiție raportată la cele 98 de linii de buget asigurate:

• un număr de 75 poziții cu un buget însumat de 32.461 mii lei au fost contractate si au înregistrat la sfârșitul anului de realizări 13.926 mii lei.
• 4 poziții cu un buget total de 1.815 mii lei se aflau la sfârșitul anului 2019 în procedura de achiziție
• 19 poziții de servicii au rămas nesolicitate (din care doua achiziții sunt directe alocate Sucursalei Mediaș și Exploatărilor Teritoriale). Aceste servicii cu o alocare bugetară de 2.046 mii lei au fost cele cu sume asigurate pentru prestații necesitate de predictibilitate redusă.

32.460.836 1.814.513 2.045.898 495.000 PRRASM 2019-Servicii de Asigurare a Mentenanței SNT Decembrie 2019 CONTRACTE ÎN DERULARE sau FINALIZATE CONTRACTE ÎN ACHIZIȚIE NESOLICITATE ACHIZIȚIE DIRECTĂ

Exprimarea grafică a acestei distribuții se poate observa în graficul următor:

Grafic 19 - PRRASM 2019 – Servicii de asigurare a mentenanței SNT Stadiu Decembrie 2019

În concluzie la finalul anului 2019, numărul serviciilor angajate în derulare a crescut la 83%, un procent de doar 6% reprezentând sume asigurate pentru apariția unor situații impredictibile.

Principalele contracte încheiate în anul 2019:

• serviciile de revizii și reparații la SRM-uri și instalații de odorizare;
• servicii de inspecție cu PIG inteligent a conductei Isaccea-Negru Vodă-Tranzit 1;
• servicii de verificare automatizare și linii de vibrații la Stații de comprimare;
• servicii de instrumentație, revizii, reparații, etalonare, verificări reglementate pentru sistemele de măsurare și verificări cantitative și calitative a gazelor naturale;
• servicii de revizii și întreținere pentru parcul auto;
• servicii de autorizare și atestare în domeniul sudurii.

Dintre serviciile cu valori semnificative sunt în stadiu achiziție servicii reglementate impuse de legislația în domeniul siguranței transportului fluvial, respectiv inspectarea traversărilor fluviului Dunărea cu conductele de transport gaze naturale

3.7 Controlul achizițiilor

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. La fundamentarea PAAS 2019 s-a luat în calcul necesarul de lucrări, produse şi servicii, asfel cum au fost cuprinse în :

• Programul de Modernizare, Dezvoltare Investiţii;
• Programul de Reparații Reabilitare şi Asigurarea Serviciilor de Mentenanță;
• Programul de Aprovizionare;
• Programul privind alte servicii executate de terți
• Programul de Proiectare,
• Programul de Cercetare, programe aprobate prin HCA nr. 1/18.01.2019.

Programul cuprinde totalitatea contractelor/acordurilor-cadru pe care SNTGN Transgaz SA intenţionează să le atribuie/încheie în decursul anului 2019. De asemenea procedurile

demarate în 2018, care până la finalul anului nu au fost atribuite/nefinalizate au fost preluate în program pentru 2019 cu mențiunea ca acestea sunt în derulare din anii precedenți.

Valoarea totală a Programul Anual al Achiziţiilor Sectoriale pe anul 2019 (PAAS 2019), aprobat prin HCA nr.3/31.01.2019 a fost de 2.723.171.227,46 lei, iar valoarea pentru Programul Anual al Achizițiilor Sectoriale pe anul 2019- Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei, precum și asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova (PAAS 2019-Moldova), a fost de 890.330.194 lei.

În urma a 29 reactualizări PAAS 2019, devenite necesare ca urmare a revizuirii programelor de execuție ce au stat la baza fundamentării BVC, valoarea totală a PAAS a devenit 2.974.188.417,33 lei, iar valoarea PAAS 2018-Moldova a devenit 933.148.303,00 lei.

PROCEDURI DE ACHIZIŢIE:

În baza celor prevăzute în PAAS 2019 (secțiunea proceduri, actualizată) din 467 poziții active, în urma solicitărilor departamentelor/direcțiilor/serviciilor interesate au fost demarate 308 proceduri din care 185 proceduri s-au finalizat (39,61%), iar 123 proceduri sunt demarate (26,34%), în desfășurare în diferite stadii.

Pe lângă acestea un număr de 32 proceduri (6,85%), sunt în stadiu curent solicitate, cu documentații intrate la DASC, iar până la totalul pozițiilor active din program un număr de 127 poziții sunt nesolicitate de departamente/direcții/ servicii interesate (27,19%).

Centralizator proceduri (fizic)
Total proceduri la 31.12.2019, din care:	% realizare din PAAS 467 (secţiunea proceduri)
demarate -	123	26,3 %
realizate -	185	39,6 %
nedemarate -	32	6,9 %
nesolicitate -	127	27,2 %

Schematic situaţia realizării procedurilor de achiziţie este următoarea:

Grafic 20-Situaţia procedurilor de achiziţii la 31.12.2019

Centralizator proceduri (valoric) - lei
Total valoric la 31.12.2019, din care:	2.941.934.826,81	% realizare din PAAS (secţiunea proceduri)
demarate -	1.663.831.286,35	56,6 %
realizate -	738.803.574,38	25,1 %
nedemarate (în lucru la DASC) -	94.850.414,37	3,2 %
nesolicitate -	396.897.748,8	13,5 %

NOTĂ: Din punct de vedere valoric, suma procentelor este mai mica de 100%, diferența rezultând dintre valoarea estimată a procedurilor și valoarea adjudecată (mai mică decât valoarea estimată)

Pentru cele 185 de poziții realizate din PAAS 2019, secțiunea proceduri, situația realizărilor față de valorile estimate (numai a acestora) se prezintă conform tabelului următor:

Nr. poziții proceduri	Valoare estimată	Valoare realizată	%
realizate din PAAS	lei fără TVA	lei fără TVA
185	786.355.377,29	738.803.574,38	94

Situaţia totală a contractelor încheiate (care include şi contractele subsecvente atribuite în baza acordurilor cadru, așa cum sunt prevăzute în anexa 1 la PAAS 2018) 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)
0	1	2	3	4	5=1-4
Contracte de lucrări	453.880.490,25	23	0	0	453.880.490,25
Contracte de servicii	119.614.064,02	201	105	30.212.098,54	89.401.965,48
Contracte de produse 217.595.903,65		112	17	22.074.785,00	195.521.118,65
TOTAL CONTRACTE	791.090.457,92	336	122	52.286.883,54	738.803.574,38

Tabel 12 - Situaţia contractelor încheiate prin proceduri de achiziţie (proceduri simplificate/licitații deschise/NFIPPCO) în perioada 01.01- 31.12.2019

ACHIZIȚII DIRECTE:

În baza celor prevăzute în PAAS 2019 actualizat, din 462 poziții active, în urma solicitărilor departamentelor/direcțiilor/serviciilor interesate au fost demarate 387 achiziții directe din care 375 achiziții directe s-au finalizat (81,17%), iar 13 achiziții directe sunt demarate (2,81%), în desfășurare în diferite stadii. Pe lângă acestea, un număr de 8 achiziții directe (1,73%) sunt în stadiu curent solicitate, cu documentații intrate la Departamentul Achiziții, iar până la totalul pozițiilor active din program un numar de 66 poziții sunt nesolicitate de departamente/ direcții/servicii interesate (reprezentând un procent de 14,29%).

Centralizator achiziţii directe (fizic)
Total poz. la 31.12.2018, din care:	462	% de realizare achiziţii directe
demarate -	13	2,81%
realizate -	375	81,17%
nedemarate -	8	1,73%
nesolicitate -	66	14,29%

Centralizator achiziţii directe (valoric)
Total valoric la 31.12.2019, din care:	18.147.050,06	% de realizare achiziţii directe
demarate -	775.802,24	4,28%
realizate -	9.827.548,55	54,16%
nedemarate -	295.290,71	1,63%
nesolicitate -	5.206.528,2	28,69%

NOTĂ : Din punct de vedere valoric, suma procentelor este mai mica de 100%, diferența rezultând dintre valoarea estimată a procedurilor și valoarea adjudecată (mai mică decât valoarea estimată)

Pentru cele 375 de poziții realizate din PAAS 2019 prin achiziții directe, situația realizărilor față de valorile estimate numai a acestora se prezintă conform tabelului următor:

Nr. poziții realizate din PAAS	Valoare estimate	Valoare realizată	%
2019- AD	lei fără TVA	lei fără TVA
375	11.869.428,91	9.827.548,55	83 %

Situaţia centralizată a contractelor încheiate prin achiziţii directe în perioada 01.01- 31.12.2019

Tip contract	Total Valoare contracte / comenzi delegari competențe	Nr. contracte încheiate de Birou Achiziții	Valoare contracte încheiate de Birou Achiziții	Nr. comenzi încheiate de Birou Achiziții	Valoare comenzi încheiate de Birou Achiziții	Valoare achiziții care nu sunt cuprinse în PAAS -AD	Nr. de comenzi delegări compet ențe servicii și produse	Valoare comenzi delegări competențe servicii și produse	Valoare realizări din PAAS -AD
	(lei fără TVA)	-	(lei fără TVA)	-	(lei fără TVA)	(lei fără TVA)	-	(lei fără TVA)	(lei fără TVA)
0	1=3+5+8	2	3	4	5	6	7	8	9=1-6
Lucrări	1.896.804,33	15	1.882.608,32	1	14.196,01	0,00	0	0,00	1.896.804,33
Servicii	3.818.103,24	63	2.784.968,45	92	582.743,6	13.072,95	14	450.391,19	3.805.030,29
Produse	4.125.713,92	11	618.971,48	117	909.989,64	0,00	113	2.596.752,8	4.125.713,92
TOTAL	9.840.621,5	89	5.286.548,26	210	1.506.929,25	13.072,95	127	3.047.143,99	9.827.548,55

Tabel 13 - Situația contractelor încheiate prin achiziţii directe în perioada 01.01-31.12.2019

PROCEDURI DE ACHIZIȚIE-PAAS 2019 ( Moldova)

În baza celor prevăzute în PAAS 2019 (Moldova), din 5 poziții active, în urma solicitărilor departamentelor/ direcțiilor/serviciilor interesate au fost demarate 5 proceduri, din care 4 proceduri sunt finalizate (80%), iar 1 procedură (20%) este în licitație.

Schematic situația realizării procedurilor de achiziție PAAS Moldova este după cum urmează:

Centralizator proceduri PAAS-pentru BRUA-FAZA 1 (fizic)
Total poz. la 31.12.2019, din care:	5	% de realizare proceduri
- demarate	1	20 %
finalizate -	4	80 %
intrate la DASC și nedemarate -	0	0 %
nesolicitate -	0	0%

Demarate Realizate Nedemarate Nesolicitate

Grafic 22-Situaţia procedurilor PAAS pentru Moldova la 31.12.2019

Centralizator proceduri PAAS 2019 -pentru Moldova (valoric)
Total valoric la 31.12.2019, din care:	933.148.303	% de realizare proceduri
demarate (estimat) -	328.343.959	35,19 %
realizate (contracte încheiate) -	583.602.764,52	62,54 %
nedemarate -	0,00	0,0%
nesolicitate -	0,00	0,0%

NOTĂ. Din punct de vedere valoric, suma procentelor este mai mică de 100%, diferența rezultând dintre valoarea estimată a procedurilor și valoarea adjudecată (diferită față de valoarea estimată).

4. RAPORTARE FINANCIARĂ CONSOLIDATĂ

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.

Situaţia poziţiei financiare consolidate la 31.12.2019 comparativ cu cea de la 31.12.2018 se prezintă astfel:

Denumire indicator	31-12-19	31-12-18	Dinamica
	mii lei	mii lei	(%)
0	1	2	3=1/2
Imobilizări corporale	622.962	543.637	114,59%
Drepturi de utilizare a activelor luate in leasing	9.359	0	-
Imobilizări necorporale	3.058.597	2.301.806	132,88%
Imobilizari financiare	0	0	-
Fond Comercial	9.776	9.413	103,86%
Creanţe comerciale şi alte creanţe	723.922	629.755	114,95%
Active imobilizate	4.424.616	3.484.611	126,98%
Stocuri	494.614	255.307	193,73%
Creanţe comerciale şi alte creanţe	524.500	541.785	96,81%
Casa şi conturi la bănci	352.985	711.318	49,62%
Active circulante –TOTAL	1.372.099	1.508.410	90,96%
TOTAL ACTIV	5.796.715	4.993.021	116,10%
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă de un an	531.439	419.176	126,78%
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă mai mare de un an	1.490.000	864.583	172,34%
Total datorii	2.021.439	1.283.759	157,46%
Capitaluri proprii	3.775.277	3.709.262	101,78%
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	1.699.176	1.635.006	103,92%
Diferente de conversie din consolidare	3.669	1.824	201,15%
Total capitaluri proprii si datorii	5.796.715	4.993.021	116,10%

Tabel 14- Situația poziției financiare consolidate a societății la 31 decembrie 2018 vs 31 decembrie 2019

Imobilizări corporale

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

Imobilizările corporale au înregistrat o crestere in bilantul consolidat de 79.325 mii lei comparativ cu valoarea de la 31.12.2018, aceasta fiind determinată în principal de faptul că intrările de imobilizări corporale au depășit cheltuiala cu amortizarea privind imobilizările corporale. La sfârșitul perioadei s-au înregistrat avansuri acordate pentru imobilizări corporale in suma de 366 mii lei. Imobilizările corporale Eurotransgaz SRL consolidat sunt mai mari cu 116.182 mii lei.

Drepturi de utilizare a activelor luate în leasing

Începând cu 1 ianuarie 2019 societatea aplică IFRS 16 pentru contractele de închiriere care îndeplinesc criteriile de recunoaștere și a recunoscut ca activ necorporal un drept de utilizare aferent contractelor de închiriere, astfel ca valoare înregistrată la 31 decembrie 2019 pentru dreptul de utilizare este de 9.359 lei.

Imobilizări necorporale

Programe informatice

Licențele achiziționate aferente drepturilor de utilizare a programelor informatice sunt capitalizate pe baza costurilor înregistrate cu achiziționarea și punerea în funcțiune a programelor informatice respective.

Aceste costuri sunt amortizate pe durata de viață utilă estimată a acestora (trei ani). Costurile aferente dezvoltării sau întreținerii programelor informatice sunt recunoscute ca şi cheltuieli în perioada în care sunt înregistrate.

Acordul de concesiune a serviciilor

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 îmbunătățirile aduse sistemului de conducte, care sunt transferate autorității de reglementare la sfârșitul acordului de concesiune.

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

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

În consecință, 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 îmbunătățirile 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 crescut cu 756.791 mii lei comparativ cu valoarea de la 31.12.2018, această creștere datorându-se în principal lucrărilor de investiții aferente proiectelor majore cuprinse în Planul de dezvoltare pe 10 ani. La sfârșitul perioadei sau înregistrat avansuri acordate pentru imobilizări necorporale in suma de 45.260 mii lei.

Imobilizări financiare

Imobilizările financiare nu se prezinta in situatiile consolidate. În scopul consolidării, activele financiare reprezentând investiţia in Eurotransgaz SRL în valoare de 221.879 mii lei au fost compensate cu capitalul social al Eurotransgaz SRL în valoare de 215.887 mii lei, fiind aferente tranzacţiilor in interiorul grupului, în conformitate cu IFRS 10-Situaţii financiare consolidate. Din compensarea activelor financiare cu capitalul social al Eurotransgaz au rezultat diferenţe de conversie în valoare de 5.992 mii lei care au fost ajustate prin diferenţa de conversie si rezerve, afectănd doar valoarea capitalului propriu.

Creanțe comerciale şi alte creanțe aferente imobilizărilor

Creșterea creanței față de ANRM la 31 decembrie 2019 cu suma de 94.166 mii lei, creanță calculată datorită intrării în vigoare a Legii 127/2014 din 5 octombrie 2014, care menționează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiția efectuată de către operatorul sistemului național de transport se transferă către proprietarul sistemului național de transport sau către un alt concedent în schimbul plății unei compensații egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE.

Creșterea de 94.166 mii lei față de valoarea la 31 decembrie 2018 este determinată în principal de actualizarea creanței cu modificările înregistrate în baza de active reglementate şi ajustarea valorii reglementate a activelor cu rata inflației începând cu anul 2019, conform Ordinul ANRE nr. 41/2019.

Stocuri

La 31 decembrie 2019 stocurile au înregistrat o creștere de 239.307 mii lei comparativ cu valoarea de la 31 decembrie 2018, în special pe seama creșterii stocului de materiale necesare pentru execuția proiectului: "Dezvoltarea pe Teritoriul României a Sistemului National de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria" (BRUA Faza 1) si pentru realizarea proiectului VTMG in suma de 6.495 mii lei .

Creanțe comerciale și alte creanțe

La 31 decembrie 2019, soldul creanțelor comerciale şi alte creanțe a scăzut cu 17.285 mii lei față de 31 decembrie 2018, această creștere fiind determinată în principal de următorii factori:

• scăderea soldului creanțelor clienți cu 20.149 mii lei determinată în special de scăderea soldului creanțelor rezultate din activitatea de transport și tranzit internațional;
• creșterea provizioanelor pentru deprecierea creanțelor comerciale şi a altor creanţe cu 80.260 mii lei;
• creșterea soldului avansurilor către furnizori cu 102.674 mii lei.

scăderea soldului altor creanțe cu 19.549 mii lei.

Casa şi conturi la bănci

La 31 decembrie 2019 numerarul societății a scăzut cu 358.333 mii lei comparativ cu sfârșitul anului 2018.

Disponibilitățile din conturile bancare în lei au scăzut cu 53.623 mii lei și cele din conturile de depozite bancare în valută au scăzut cu 304.733 mii lei.

Alte elemente de numerar și echivalente de numerar înregistrează o creștere de 24 mii lei comparativ cu anul 2018.

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 2018:

• cresterea soldului datoriilor comerciale şi a altor datorii cu 56.891 mii lei;
• cresterea provizionului pentru riscuri şi cheltuieli cu 53.592 mii lei, pe seama reluarii la venituri a provizionului pentru participarea salariaților la profit si pentru contractul de mandat, care a depășit valoarea provizionul constituit pentru participarea salariaților la profit si de litigii înregistrate în 12 luni 2019;
• diminuarea datoriei privind provizionul pentru beneficiile angajaţilor în suma de 1.086 mii lei;
• înregistrarea împrumuturilor pe termen scurt în suma de 2.868 mii lei.

Datorii pe termen lung

Evoluţia datoriilor pe termen lung are la bază următoarele cauze:

• creșterea împrumuturilor cu 427.86mii lei;
• cresterea provizionului pentru beneficiile angajaţilor cu 12.786 mii lei;
• creșterea veniturilor înregistrate în avans și a subvențiilor cu 128.010 mii lei;
• creșterea datoriei privind impozitul amânat cu 3.474 mii lei este cauzată în principal de reducerea diferențelor între baza contabilă şi baza fiscală a imobilizărilor corporale şi necorporale ale Transgaz si Eurotransgaz consolidat, precum si a impozitului amânat aferent provizionului pentru creante si litigii.
• inregistrarea datoriilor comerciale şi a altor datorii in suma de 53.279 lei.

Capitaluri proprii

Nu s-a modificat capitalul subscris și vărsat.

Creșterea rezultatului reportat cu 64.168 mii lei este influențată in principal de recalcularea impozitului pe profit amânat pentru anii precedenți, înregistrarea rezervei din consolidare, precum si de repartizarea profitului aferent anului 2018 la dividende cuvenite acționarilor care a depășit profitul înregistrat în 12 luni 2019 si pierderea înregistrată de Eurotransgaz consolidat. Diferențele de conversie au înregistrat o creștere de 1.844 mii lei.

4.2 Rezultatul global consolidat

	Realizări (mii lei)	Dinamica
Specificaţie	31-Dec-19	31-Dec-18	(%)
1	2	3	4=2/3
TOTAL venituri din care:	2.870.588	2.298.252	124,90%
Venituri din exploatare inainte de activitatea de constructii conform cu IFRIC12 si echilibrare	1.575.925	1.608.398	97,98%
Venituri din activitatea de echilibrare	324.688	235.427	137,91%
Venituri din activitatea de constructii conform cu IFRIC12	868.357	405.794	213,99%
Venituri financiare	101.618	48.634	208,95%
TOTAL cheltuieli din care:	2.458.445	1.720.371	142,90%
Cheltuieli de exploatare inainte de activitatea de constructii conform cu IFRIC12 si echilibrare	1.234.622	1.052.177	117,34%
Cheltuieli din activitatea de echilibrare	324.688	235.427	137,91%
Costul activelor construite conform cu IFRIC12	868.357	405.794	213,99%
Cheltuieli financiare	30.779	26.973	114,11%
PROFIT BRUT din care:	412.143	577.882	71,32%
Rezultat din exploatare	341.303	556.221	61,36%
Rezultat financiar	70.840	21.661	327,04%
IMPOZIT PE PROFIT	70.749	87.396	80,95%
PROFIT NET	341.394	490.486	69,60%
Diferente de conversie	3.668	1.828	200,68%
(Castig)/Pierdere actuariala aferenta perioadei	-4.637	-4.442	104,37%
Rezultatul global total aferent perioadei	340.426	487.871	69,78%

Situaţia contului de profit şi pierdere consolidat în perioada 2018-2019:

Tabel 15-Situația contului de profit și pierdere consolidat 2019 vs2018

Veniturile din exploatare

Veniturile activităţii de exploatare înainte de activitatea de echilibrare şi de construcții conform cu IFRIC12, realizate în anul 2019 comparativ cu anul 2018 se prezintă astfel:

Nr.	Specificații	Realizări (mii lei)	Dinamica
crt.		2019	2018	(%)
0	1	2	3	4=2/3*100
1.	Venituri din activitatea de transport
	- mii lei	1.192.598	1.178.420	101,20
	- MWh*	145.615.593	139.164.634	104,64
	- lei/MWh	8,19	8,47	96,72
3.	Venituri din activitatea de transport internațional
	- mii lei	327.696	324.381	101,02
4.	Alte venituri din exploatare
	- mii lei	55.631	105.597	52,68
	TOTAL VENITURI DIN EXPLOATARE înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.575.925	1.608.398	97,98

* cantitatea transportată pentru care se facturează servicii de transport

Tabel 16- Veniturile activității de exploatare- Realizări 2019 vs 2018

Cheltuieli de exploatare

Nr.	SPECIFICAŢIE	Realizări (mii lei)		Dinamica
crt.		2019	2018	(%)
0	1	2	3	4=2/3*100
1.	Amortizare	195.701	189.913	103,05
2.	Indemnizații, salarii, alte cheltuieli de natura salarială și beneficii acordate angajaților	415.818	383.250	108,50
3.	Consum tehnologic, materiale și consumabile utilizate, din care:	99.267	96.881	102,46
	- Consum și pierderi tehnologice pe sistemul de transport	66.257	70.003	94,65
	cantitate consum tehnologic MWh	640.705	847.810	75,57
	- Materiale auxiliare	28.611	23.789	120,27
	- Alte cheltuieli materiale	4.399	3.089	142,43
4.	Cheltuieli cu redevențe	151.374	151.027	100,23
5.	Întreținere și transport, din care	29.899	35.884	83,32
	- Lucrări, servicii executate de terți	12.687	21.646	58,61
6.	Impozite și alte sume datorate statului, din care:	111.290	76.449	145,58
	- Taxa de acordare licență transport gaze și tranzit internațional	37.891	10.645	355,96
	- Impozit pe monopol	66.697	59.336	112,40
7.	Cheltuieli cu provizionul pentru riscuri și cheltuieli	49.819	5.946	837,81
8.	Alte cheltuieli de exploatare	181.453	112.827	160,82
	TOTAL CHELTUIELI DE EXPLOATARE înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.234.622	1.052.177	117,34

Cheltuielile activităţii de exploatare realizate în anul 2019 comparativ cu anul 2018:

Tabel 17- Cheltuielile activității de exploatare realizate 2019 vs 2018

4.3 Situaţia fluxurilor de trezorerie consolidate

Situaţia fluxurilor de trezorerie consolidate la 31 decembrie 2019 comparativ cu anul 2018 este redată în tabelul următor:

Indicator	Exerciţiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
	2019	2018
Profit înainte de impozitare	412.143	577.882
Ajustări pentru:
Amortizare	195.701	189.913
Ajustari pentru deprecirea imobilizarilor necorporale	2.129	3.814
Câştig/(pierdere) din cedarea de mijloace fixe	-102	-182
Provizioane pentru riscuri şi cheltuieli	53.592	3.690
Ajustări pentru deprecierea stocurilor	647	8.169
Venituri din taxe de racordare, fonduri nerambursabile și bunuri preluate cu titlu gratuit	-23.347	-22.886
Provizioane pentru garantii	-969	698
Provizioane pentru beneficiile angajatilor	2.846	2.256
Efectul actualizarii provizionului pentru beneficiile acordate angajatilor	4.218	3.850
Pierderi din creanțe și debitori diverși	13	4

SNTGN Transgaz SA - Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2019 Page 100/203

Indicator	Exerciţiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
	2019	2018
Ajustări pentru deprecierea creanţelor	81.229	18.335
Ajustări pentru deprecierea imobilizarilor financiare	70	238
Venituri din dobânzi	-24.683	-25.232
Ajustare creanței privind Acordul de Concesiune	-49.677	0
Efectul variaţiei ratelor de schimb asupra altor elemente decât cele din exploatare	6.817	137
Alte cheltuieli și venituri	-306	-153
Profit din exploatare înainte de modificările în capitalul circulant	660.321	760.535
(Creştere)/ descreştere creanţe comerciale şi alte creanţe	-99.793	-184.018
(Creştere)/descreştere stocuri	-239.954	-181.383
Creştere/(descreştere) datorii comerciale şi alte datorii	92.633	-14.797
Numerar generat din exploatare	413.207	380.338
Dobânzi plătite	0	0
Dobânzi primite	2.067	4.760
Impozit pe profit plătit	-69.822	-127.665
Intrări de numerar net generat din activitatea de exploatare	345.452	257.433
Flux de trezorerie din activităţi de investiţii
Plăţi pentru achiziţia de imobilizări corporale şi necorporale	-1.026.338	-294.175
Investiții financiare/participații	-70	-238
Încasări din cedarea de imobilizări corporale	146	296
Numerar din taxe de racordare şi fonduri nerambursabile	151.275	67.113
Numerar net utilizat în activităţi de investiţii	-874.987	-227.004
Flux de trezorerie din activităţi de finanţare
Trageri împrumuturi pe termen lung	423.477	163.300
Dividende plătite	-255.942	-546.773
Numerar net utilizat în activităţi de finanţare	167.535	-383.474
Diferente de curs nefavorabilă	0	-99
Diferenta de conversie	3.668	1.923
Modificarea netă a numerarului şi echivalentului de numerar	-358.333	-351.221
Numerar şi echivalent de numerar la început de an	711.318	1.062.538
Numerar şi echivalent de numerar la sfârşit de perioadă	352.985	711.318

Tabel 18 - Situația fluxurilor de trezorerie consolidate– 2019 vs 2018

Din analiza fluxului de numerar la 31 decembrie 2019 se constată o scădere a disponibilităţilor cu 358.333 mii lei comparativ cu 31 decembrie 2018.

Modificările survenite în structura fluxului de numerar sunt:

• fluxul de numerar generat din exploatare este de 345.452 mii lei, cu 88.019 mii lei mai mare decât în anul 2018;
• fluxul de numerar din activitatea de investiţii este de -874.987mii lei, cu 647.983 mii lei mai mic decât în anul 2018.
• fluxul de numerar din activitatea de finanţare este de 167.535 mii lei, cu 551.008 mii lei mai mare decât în anul 2018.

La data de 31 decembrie 2019, soldul disponibilităților în conturi bancare ale societății era de 352.780 mii lei, din care 71% reprezentau disponibilități denominate în valută, majoritatea în EURO

4.4 Analiza factorială a activității

Realizări 2019 versus Realizări 2018

Situaţia rezultatelor financiare realizate la 31 decembrie 2019 faţă de realizările perioadei similare ale anului 2018 este prezentată în tabelul de mai jos:

			(mii lei)
Denumirea	Realizat 2019	Realizat 2018	Modificări
0	1	2	3=1/2x100-100
Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.575.925	1.608.398	-2%
Venituri din activitatea de echilibrare	324.688	235.427	38%
Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	868.357	405.794	114%
Venituri financiare	101.618	48.634	109%
Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.234.622	1.052.177	17%
Cheltuieli cu gazele de echilibrare	324.688	235.427	38%
Costul activelor conform cu IFRIC12	868.357	405.794	114%
Cheltuieli financiare	30.779	26.973	14%
PROFITUL BRUT -total, din care:	412.143	577.882	-29%
· din exploatare	341.303	556.221	-39%
· din activitatea financiară	70.840	21.661	227%
Impozitul pe profit	70.749	87.396	-19%
PROFITUL NET	341.394	490.486	-30%
Alte elemente ale rezultatului global	-4.637	-4.442	X
Diferenţe din conversie	3.668	1.824	101%
Rezultatul global total aferent perioadei	340.426	487.868	-30%

Tabel 19 - Rezultatele financiare 2019 vs. 2018

Grafic 23 - Rezultate financiare 2019 vs. 2018 (mii lei)

-29% -30% -30% Profitul brut Profitul net Rezultatul global aferent perioadei

2019

Grafic 24- Rezultate financiare 2019 (%)

Veniturile din activitatea de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12 scad cu 2% față de realizările anului 2018, înregistrându-se o scădere de 32.473 mii lei.

Veniturile au fost influențate în principal de următorii factori:

• veniturile obținute din componenta volumetrică mai mici cu 61.286 mii lei din cauza:
  • tarifului de transport volumetric mai mic cu 0,54 lei/MWh, cu o influență negativă de 83.934 mii lei;

		12 luni 2018	12 luni 2019	Diferențe
Cantitate transportată pentru consumatori direcți	MWh	60.559.629	69.513.278	8.953.649
	Mii mc	5.672.485	6.147.306	474.821
Cantitate transportată pentru distribuții	MWh	78.605.004	76.102.315	-2.502.689
	Mii mc	7.303.436	7.080.195	-223.241
Total	MWh	139.164.633	145.615.593	6.450.960

• cantității de gaze transportate mai mare față de anul 2018 cu 6.450.960 MWh, cu o influență pozitivă de 22.647 mii lei, detaliată pe categorii de consumatori astfel:

Scăderea tarifelor în anul 2019 față de anul 2018 se datorează în principal:

• scăderii venitului aprobat în anul gazier octombrie 2018- septembrie 2019 (882.983 mii lei) față de venitul aprobat în anul gazier octombrie 2017 – septembrie 2018 (954.322 mii lei) în principal pe seama diferențelor de ajustare a venitului în anul gazier 2018-2019 (componenta de redistribuire a sporului de eficiență, componenta de corecție a venitului total, etc);

Mii mc 12.975.921 13.227.501 251.580

• scăderea tarifului volumetric este datorată și prevederilor Ordinului președintelui ANRE nr.10/2017, de modificare a Ordinului președintelui ANRE nr. 32/2014 privind aprobarea Metodologiei de stabilire a venitului reglementat, a venitului total și a tarifelor reglementate pentru activitatea de transport al gazelor naturale, care impune creșterea cu 5% anual a proporției în care venitul aprobat se recuperează prin aplicarea tarifului pentru rezervare de capacitate, până la nivelul de 85% și respectiv scăderea proporției în care venitul aprobat se recuperează prin aplicarea tarifului volumetric. În anul gazier 2018-2019 componenta variabilă a venitului total care stă la baza tarifelor volumetrice reprezenta 30% din venitul total în timp ce în anul gazier 2019-2020 a scăzut la 25% din venitul total;
• la fundamentarea tarifelor pentru anul gazier 2019-2020 impozitul pe monopol nu a fost recunoscut de către ANRE în categoria costurilor preluate direct şi implicit în venitul reglementat.
• veniturile obținute din rezervarea de capacitate mai mari cu 75.464 mii lei datorită:
  • tarifului de rezervare a capacității mai mare cu 0,08 lei/MWh, cu influență pozitivă de 28.611 mii lei;

• capacității rezervate mai mari cu 20.335.403 MWh, cu influență pozitivă de 46.854 mii lei;
• veniturile din transportul internațional al gazelor naturale mai mari cu 3.316 mii lei datorită aprecierii monedelor de derulare a contractelor;
• alte venituri din exploatare mai mici cu 49.966 mii lei din cauza înregistrării în anul 2018 a veniturilor din despăgubiri ca urmare a exercitării dreptului de denunțare unilaterală a contractelor de transport gaze naturale încheiate în urma derulării procesului de capacitate incrementală având ca obiect alocarea de capacitate incrementală.

Veniturile din activitatea de echilibrare au înregistrat o creștere de 89.261 mii lei pe seama următorilor factori:

• cantitate mai mare cu 1.068.387 MWh cu influență favorabilă de 114.764 mii lei;
• preț de tranzacționare mai mic cu 7,82 lei/MWh, cu o influență negativă de 25.503 mii lei.

Veniturile din activitatea de construcții mai mari cu 462.563 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 52.984 mii lei datorită actualizării cu rata inflației a bazei de active reglementate în conformitate cu Ordinul ANRE nr.41/2019.

Cheltuielile de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12 cresc cu 17% față de anul 2018, nivelul acestora fiind cu 182.445 mii lei mai mare.

Societatea a înregistrat economii de 9.731 mii lei, în special la următoarele elemente de cheltuieli:

• cheltuieli cu întreținere și transport: 5.985 mii lei;
• cheltuieli cu consumul tehnologic: 3.746 mii lei, datorită a doi factori:
  • o cantitatea de gaze naturale destinată consumului tehnologic mai mică față de realizările anului 2018 cu 207.105 MWh, cu o influență pozitivă de 17.100 mii lei;
  • o prețul mediu de achiziție preliminat mai mare față de anul 2018 cu 20,84 lei/MWh cu o influență negativă de 13.354 mii lei;

S-au înregistrat depășiri de 192.176 mii lei, în special la următoarele elemente de cheltuieli:

• cheltuieli cu materiale auxiliare și alte cheltuieli materiale: 6.132 mii lei;
• cheltuieli cu personalul: 32.568 mii lei;
• cheltuieli cu amortizarea: 5.788 mii lei;
• cheltuieli cu redevențe: 348 mii lei;
• cheltuieli cu impozite și taxe: 34.841 mii lei, urmare introducerii contribuției bănești de 2% din cifra de afaceri, conform art.78 din OUG nr.114/2018;
• cheltuieli cu provizionul pentru riscuri si cheltuieli: 43.873 mii lei;
• alte cheltuieli de exploatare: 68.627 mii lei, în principal pe seama constituirii ajustărilor pentru deprecierea activelor curente.

Cheltuielile financiare au înregistrat o creștere de 3.806 mii lei în principal pe seama creșterii cheltuielilor din diferențe de curs valutar.

Comparativ cu realizările anului 2018 profitul brut pentru anul 2019 este mai mic cu 29%, respectiv cu 165.739 mii lei.

Realizări 2019 versus Buget 2019

Principalii indicatori economico-financiari realizați în anul 2019, comparativ cu prevederile din BVC aprobat prin Hotărârea AGOA nr.3/16 mai 2019 sunt prezentaţi în tabelul următor:

			(mii lei)
Denumirea	BVC 2019	Realizat 2019	Modificări
0	1	2	3=1/2x100-100
Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.394.460	1.575.925	13%
Venituri din activitatea de echilibrare	25.540	324.688	1.171%
Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.619.788	868.357	-46%
Venituri financiare	34.551	101.618	194%
Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.263.554	1.234.622	-2%
Cheltuieli cu gazele de echilibrare	25.540	324.688	1.171%
Costul activelor conform cu IFRIC12	1.619.788	868.357	-46%
Cheltuieli financiare	15.000	30.779	105%
PROFITUL BRUT -total, din care:	150.457	412.143	174%
· din exploatare	130.906	341.303	161%
· din activitatea financiară	19.551	70.840	262%
Impozitul pe profit	25.534	70.749	177%
PROFITUL NET	124.924	341.394	173%

Tabel 20- Rezultate financiare 2019 vs.Buget 2019
---------------------------------------------------	--	--	--	--

Veniturile din activitatea de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de construcții conform cu IFRIC12 cresc cu 181.465 mii lei față de cele prevăzute în BVC. Veniturile au fost influențate de următorii factori:

• Serviciile de transport gaze au înregistrat o creștere de 226.612 mii lei, datorită:
  • venituri din rezervare de capacitate mai mari cu 227.186 mii lei, datorită:
    • o capacității rezervate mai mari cu 39.629.022 MWh cu o influență pozitivă de 78.452 mii lei, în principal pe baza facturării contravalorii depășirilor de capacitate rezervată aferente anului 2019 la nivelul de 49.562 mii lei, în conformitate cu Ordinul ANRE nr.1/18.01.2016, Ordinul ANRE nr.14/30 martie 2016 și Ordinul ANRE nr.160/26 noiembrie 2015;
    • o tarif de rezervare capacitate mai mare cu 0,399 lei/MWh cu o influență pozitivă de 148.734 mii lei, în principal pe baza facturării veniturilor suplimentare din primă de licitație aferentă serviciilor de rezervare de capacitate în punctul de interconectare Csanadpalota, în valoare de 68.889 mii lei
  • cantității de gaze transportate mai mici față de cea planificată cu 3.631.881 MWh cu o influență negativă de 6.513 mii lei;
  • tarifului de transport volumetric mai mare cu 0,05 lei/MWh, cu o influență pozitivă de 5.938 mii lei;
• Veniturile din serviciile de transport internațional gaze naturale au înregistrat o creștere de 12.488 mii lei determinată de variațiile cursurilor valutare a monedelor de derulare a contractelor și aplicării prevederilor Ordinului ANRE nr. 34/19 iulie 2016;

Alte venituri din exploatare au scăzut cu 57.635 mii lei față de nivelul prevăzut în BVC. În situațiile financiare Transgaz nu prezintă valoarea veniturilor din producția de imobilizări corporale și nici valoarea cheltuielilor corespunzătoare acestora conform Ordinului 2.844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele internaționale de raportare financiară, aplicabile societăților comerciale ale căror valori mobiliare sunt admise la tranzacționare pe o piață reglementată.

Veniturile din activitatea de echilibrare au înregistrat o creștere de 299.147 mii lei pe seama următorilor factori:

• cantitate mai mare cu 3.035.889 MWh cu influență favorabilă de 345.848 mii lei;
• preț de tranzacționare mai mic cu 14,33 lei/MWh, cu o influență nefavorabilă de 46.701 mii lei.

Veniturile financiare au înregistrat o creștere de 67.067 mii lei față de nivelul prevăzut în BVC datorită actualizării cu rata inflației a bazei de active reglementate în conformitate cu Ordinul ANRE nr.41/2019.

Cheltuielile de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de construcții conform cu IFRIC12 înregistrează o scădere de 2% față de programul aprobat, nivelul acestora fiind cu 28.932 mii lei mai mic decât prevederile din BVC.

S-au înregistrat economii de 158.181 mii lei, în principal, la următoarele elemente de cheltuieli:

• consum și pierderi tehnologice de gaze naturale pe sistemul de transport 16.340 mii lei, datorită a doi factori:
  • cantitatea de gaze naturale destinată consumului tehnologic mai mică față de program cu 185.267 MWh, cu o influență pozitivă de 18.527 mii lei;
  • prețul mediu de achiziție realizat mai mare față de cel prevăzut în BVC cu 3,41 lei/MWh cu o influență negativă de 2.186 mii lei;
• cheltuieli cu personalul: 30.393 mii lei;
• cheltuieli cu materiale auxiliare și alte cheltuieli materiale: 23.179 mii lei;
• cheltuieli cu întreținere și transport: 65.589 mii lei;
• cheltuieli cu impozite și taxe: 19.692 mii lei;
• cheltuieli cu amortizarea: 2.987 mii lei;

S-au înregistrat depășiri de 129.249 mii lei, în principal la următoarele elemente de cheltuieli:

• redevența pentru concesionarea SNT: 23.255 mii lei;
• cheltuieli cu provizionul pentru riscuri şi cheltuieli: 40.062 mii lei;
• alte cheltuieli de exploatare: 65.931 mii lei pe seama constituirii ajustărilor pentru deprecierea creanțelor.

Cheltuielile financiare sunt mai mari decât nivelul prevăzut în BVC cu 15.779 mii lei pe seama cheltuielilor din diferențe de curs valutar.

Profitul brut este cu 174% mai mare față de program, nivelul acestuia fiind cu 261.685 mii lei superior prevederilor din BVC, iar profitul net cu 173% mai mare decât cel programat, respectiv cu 216.471 mii lei mai mare decât cel din BVC.

	Realizat 12 luni 2019 vs. Realizat 12 luni 2018	Realizat 12 luni 2019 vs. BVC 12 luni 2019
Venituri din exploatare înainte de activitatea de echilibrare si de construcții conform cu IFRIC12	-2%	13%
Cheltuieli de exploatare înainte de activitatea de echilibrare si de construcții conform cu IFRIC12	17%	-2%
Rezultatul brut	-29%	174%
Impozit pe profit	-19%	177%
Profitul net	-30%	173%

Tabel 21 – Realizări 12 luni 2019 vs. realizări 12 luni 2018 și Realizări 12 luni 2019 vs. BVC (%)

Grafic 25- Realizări 12 luni 2019 vs. realizări 12 luni 2018 și realizări 12 luni 2019 vs. BVC 2019

Realizări 2019 versus Plan de administrare 2019

Indicatorii cheie de performanță financiari revizuiți prin Hotărârea AGOA nr. 3/2019 au fost fundamentați pe baza datelor din Bugetul de venituri și cheltuieli al societății aprobat prin HAGOA nr. 3/2019.

Nivelul indicatorilor de performanță financiari realizați comparativ cu cei prevăzuți în planul de administrare este redat mai jos:

					(mii lei)
Nr. crt.	Criteriu de performanță	Plan administrare 2019	Realizat 2019	Procent	Diferență
1.	Plăți restante-mii lei	0	0	100%	0
2.	Cheltuieli de exploatare (mai puțin amortizarea, echilibrarea, activitatea de construcții și provizioane pentru deprecierea activelor si pentru riscuri si cheltuieli)-mii lei	1.070.891	1.038.921	103%	31.970
3.	Rata lichidității imediate	0,91	1,65	181%	0,74
4.	Rata de îndatorare netă	5,50	1,24	445%	4,26
5.	EBITDA-mii lei	329.594	537.004	163%	207.410

Tabel 22 – Realizări 2019 vs. Plan de administrare 2019

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 2019	31 decembrie 2018
Impactul asupra profitului şi pierderii şi a capitalurilor proprii a:
Aprecierii dolarului USD cu 10%	125.419	121.191
Deprecierii dolarului USD cu 10%	(125.419)	(121.191)
Aprecierii Euro cu 10%	32.214.164	36.181.580
Deprecierii Euro cu 10%	(32.214.164)	(36.181.580)

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 2.989.892 lei la decembrie 2019 (decembrie 2018: 2.940.121 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 497.755 lei mai mic/mai mare (decembrie 2018: 3.051.941 lei mai mic/mai mare), ca efect al modificării ratei dobânzii la depozitele bancare, respectiv al ratei dobânzii la obligaţiile 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 ajustările 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 reprezintă 50% din soldurile de creanţe comerciale la 31 decembrie 2019 (31 decembrie 2018: 50%).

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

La 31 decembrie 2019 societatea are la dispoziție garanții de bună plată de la clienți în valoarea de de 208.514.053 lei

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

	31 decembrie 2019	31 decembrie 2018
Fără rating	43.030.956	4.672.134
BB+	61.134.709	347.913.691
BBB-	7.691.934	13.569.848
BBB+	240.441.135	344.645.980
A	137.355	137.989
AA-	363.482	216,037
	352.799.571	711.155.679

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 cerinţele 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.

Societatea 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 2019 după maturitatea contractuală rămasă.

Sumele prezentate în tabelul scadenţelor reprezintă fluxuri de trezorerie contractuale neactualizate.

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2019 este următoarea:

	Sumă totală	Mai puţin de 1 an	1-5 ani	peste 5 ani
Împrumuturi	733.796.269	12.395.649	181.382.883	540.017.737
Datorii comerciale şi alte
datorii	344.728.433	291.449.595	53.278.838	-
	1.078.524.702	303.845.244	234.661.721	540.017.737

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2019:

	Sumă totală	Mai puţin de 1 an	1-5 ani	peste 5 ani
Împrumuturi	259.278.444	3.121.315	70.206.550	185.950.579
Datorii comerciale şi alte
datorii	258.826.722	258.826.722	-	-
	518.105.166	261.948.037	70.206.550	185.950.579

Datoriile comerciale şi alte datorii includ datorii comerciale, furnizori de mijloace fixe, dividende de plată 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:

	31 decembrie 2019	31 decembrie 2018
Active financiare
Numerar şi echivalente de numerar	339.753.878	419.910.424
Depozite bancare la termen	13.231.240	291.407.201
Credite şi creanţe	1.244.132.492	1.108.155.574
Active financiare disponibile pentru vânzare	24.887.146	24.816.713
Ajustări privind activele financiare disponibile pentru vânzare	(24.887.146)	(24.816.713)
	1.597.117.612	1.819.473.199

	31 decembrie 2019	31 decembrie 2018
Datorii financiare
Datorii evaluate la cost amortizat	-	-
Împrumuturi	663.930.000	233.195.000
Datorii evaluate la valoare justă:
- Garanții financiare contracte	75.006.895	6.311.084
- Datorii comerciale şi alte datorii	216.442.700	252.515.638
	955.379.595	492.021.722

În categoria credite și creanțe nu sunt incluse creanțele în relația cu salariații și cheltuielile înregistrate în avans.

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 2019, strategia Societăţii, care a rămas neschimbată din 2018 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 la 31 decembrie 2019 şi la 31 decembrie 2018:

	31 decembrie 2019	31 decembrie 2018
Total împrumuturi	663.930.000	233.195.000
Mai puţin: numerar şi echivalente de numerar	(352.985.119)	(711.317.624)
Poziţia netă de numerar	(310.944.881)	(478.122.624)

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 ajutarea 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 similare.

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 în perioada 2017-2021, intitulat "Indicatori de performanță în perioada 2017- 2021 ", criteriile și obiectivele de performanță sunt definite și stabilite după cum urmează:

Figura 18 -Indicatori de performanță

4.6.1. Indicatori standard de performanță

Criteriul de performanță	Obiectiv de performanță	Plan de administrare 2019	Realizat 2019	Grad de realizare %
Investiții puse în funcțiune mii lei	Realizarea nivelului programat	206.991	57.400	27,73%
EBITDA–mii lei	Creșterea EBITDA	329.594	537.004	162,93%
Productivitatea muncii–mii lei/pers.	Creșterea productivității muncii în unități valorice (cifra de afaceri/nr.mediu de personal)	311	436	140,05%
Plăți restante-mii lei	Efectuarea plăților în termenul contractual (în prețuri curente)	0	0	100,00%
Creanțe restante–mii lei	Reducerea volumului de creanțe restante (în preturi curente)	299.855	404.509	74,13%
Consumul tehnologic-%	Încadrarea în cantitățile de gaze naturale reprezentând consumul tehnologic	100%	82,97%	120,52%
Cheltuieli de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare-lei	Reducerea cheltuielilor de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare	906	783	115,64%

Tabel 23 - Gradul de realizare al indicatorilor standard de performanță la 31 decembrie 2019 vs Plan de administrare 2017-2021

4.6.2. Indicatori de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune

Realizări ale indicatorilor în perioada 2017-2019 și estimarea performanțelor Transgaz în perioada 2020-2021:

Nr. crt.	Indicatori	Formula de calcul	Realizat 2017	Realizat 2018	Realizat 2019	2020	2021
1.	Indicatori de profitabilitate
	EBITDA în total	EBITDA
	vânzări	Cifra de afaceri	47,18%	42,83%	29,04%	45,75%	55,28%
	EBITDA în	EBITDA
	capitaluri proprii	Capitaluri proprii	22,53%	20,12%	14,22%	17,14%	23,72%
		Profitul brut			22,29%	16,17%	25,42%
	Rata profitului brut	Cifra de afaceri	39,17%	33,18%
	Rata rentabilității	Profit net			9,04%	5,17%	9,20%
	capitalului	Capitaluri proprii	15,48%	13,22%
2.	Indicatori de lichiditate
	Indicatorul	Active circulante
	lichidității curente	Datorii pe termen scurt	5,57 3,60	2,58	1,29	1,14
		Active circulante -		2,99	1,65	1,11	1,09
	Indicatorul lichidității imediate	Stocuri	5,27
		Datorii pe termen scurt
3.	Indicatori de risc
	Indicatorul	Capital împrumutat					47,83%
	gradului de îndatorare	Capitaluri proprii	1,85%	6,29%	17,51%	85,28%
	Rata de acoperire	EBIT			78,88	3,62	5,24
	a dobânzii	Cheltuieli cu dobânda	X 220,69
4.	Indicatori de gestiune
	Viteza de rotație a debitelor - clienți	Sold mediu clienți x 365 zile	142,85	141,49	137,17	67,38	71,86
		Cifra de afaceri
	Viteza de rotație a creditelor -	Sold mediu furnizori x 365 zile	19,43		35,55 40,80	79,08	37,90
	furnizori	Cifra de afaceri

Tabel 24– Realizarea indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în 2019 vs Plan de administrare 2017 – 2021

5. RAPORTARE NEFINANCIARĂ CONSOLIDATĂ

5.1 Declarația nefinanciară

În conformitate cu prevederile OMFP nr. 2844 din 12 decembrie 2016 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară, entitățile de interes public ale căror valori mobiliare sunt admise la tranzacţionare pe o piaţă reglementată, 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, respectarea drepturilor omului, combaterea corupției și a dării de mită (art. 39 alin (1)) sau întocmește un raport separat (art. 42, alin (1)).

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

În definirea şi stabilirea aşteptărilor nefinanciare, acționarul, Statul Român, prin Secretariatul General al Guvernului, 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 și susținem 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.

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 Management Integrat Calitate-Mediu, Sănătate și Securitate Ocupațională

Societatea s-a aliniat la sistemele internaționale de management și prin implementarea și Certificarea Sistemului de Management Integrat Calitate – Mediu, Sănătate și Securitate Ocupațională după standardele SR EN ISO 9001:2015, SR EN ISO 14001:2015 și SR-OHSAS 18001:2008. Standardul permite menţinerea sub control a riscurilor privind sănătatea și securitatea angajaților proprii, sau a prestatorilor care-și desfășoară activitatea pe amplasamentele organizației.

Avantajele implementării SM-SSO sunt:

• îmbunătățirea imaginii de firmă;
• îmbunătățirea relațiilor cu partenerii de afaceri;
• îmbunătățirea relațiilor cu autoritățile competente din domeniu;
• crearea unui cadru unic și coerent pentru eliminarea pericolelor și riscurilor legate de muncă;
• realizarea unui control mai eficient asupra factorilor de risc de accidentare și/sau îmbolnăvire profesională;
• îmbunătățirea condițiilor de muncă pentru angajați;
• îmbunătățirea gradului de cunoaștere și respectare a legislației aplicabile;
• alinierea la cele mai bune practici în domeniu;
• posibilitatea integrării cu sistemul de management integrat calitate-mediu existent.

Satisfacția clienților

Pentru a avea succes pe piaţa internă şi externă societatea îşi concentrează din ce în ce mai mult eforturile spre înţelegerea cerinţelor implicite şi explicite ale clienţilor, în scopul creşterii continue a gradului de satisfacere a necesităţilor şi aşteptărilor acestora, luând în considerare atât clienţii actuali, cât şi pe cei potenţiali.

Satisfacția clienților este și un indicator cheie de performanță nefinanciar pentru calculul componentei variabile a remunerație consiliului de administrație, în cursul anului 2019 urmărindu-se menținerea nivelului de evaluare a satisfacției clienților la un punctaj de peste 7, ținta fiind de 7,9. (Conform PP 165- Evaluarea satisfacției clienților, un punctaj între 6-8 indică faptul că serviciile oferite au satisfăcut în mod corespunzător cerințele clienților).

Monitorizarea acestui indicator se realizează în trimestrul I a anului curent pentru anul anterior.

Evoluția gradului de satisfacție a clienților

Conform procedurii PP 15 Evaluarea satisfacţiei clienţilor au fost transmise 123 de chestionare utilizatorilor reţelei de transport gaze naturale. Din datele centralizate rezultă că 74 dintre aceștia au comunicat chestionare completate. Analiza chestionarelor a scos în evidență următoarele:

• nu au fost înregistrate reclamații de la clienți;
• punctaje foarte bune au fost acordate de clienți la profesionalismul și comportamentul adecvat situației al angajaților societății.

Politica de Calitate

Tematica abordată în baza Programului anual de instruiri privind Sistemul de Management al Calității aferent anului 2019, a fost Analiza proceselor din Lista proceselor, repartizarea pe tipuri de proces și elaborarea Hărții proceselor. Instruirea s-a adresat responsabililor de procese și proprietarilor de procese din toate structurile organizatorice din cadrul societății. Conform datelor centralizate, valoarea realizată pentru obiectivul Instruirea și conștientizarea anuală a responsabililor și proprietarilor de proces privind implementarea și îmbunătățirea continuă a Sistemului de management al calității a fost 85,75% care s-a încadrat în ținta propusă.

La finalul auditurilor interne SMI CMSSO a fost evaluată eficacitatea SMI CMSSO la procesele auditate având la bază chestionarele de audit. Datele centralizate în tabelul următor au permis identificarea cerințelor pe care trebuie să se concentreze Serviciul Managementul Calității în instruirile pe care le va efectua în anul 2020.

Cod Cerință	Denumire cerință	Total
4	Contextul organizației	85,81
5	Leadership	91,75
6	Planificare	85,83
7	Suport	92,20
8	Operare	89,69
9	Performanța procesului	87,56
10	Îmbunătățire	84,90
	88,50

Tabel 25-Cerințe instruire 2020

Modificările intervenite în Standardul SR EN ISO 19011:2018 – Linii directoare pentru auditarea sistemelor de management au impus diseminarea informațiilor cu auditorii în domeniul calității pentru clarificarea noutăților și adaptarea formularelor de lucru, astfel:

• Instruirea cu formator intern în luna ianuarie,
• Instruirea cu formator extern din cadrul SRAC în luna noiembrie.

Având în vedere faptul că în cadrul VESTMOLDTRANSGAZ SRL nu s-a recurs la implementarea unui sistem de management al calității, nu există o identificare a proceselor organizației, o definire clară a responsabilităților și autoritatilor, o comunicare internă și externă procedurizată. Activitățile desfășurate în cadrul societății nu sunt procedurizate prin proceduri operaționale.

Pentru a răspunde noilor reglementări, una din prioritățile VESTMOLDTRANSGAZ SRL este implementarea în cadrul societății a unui sistem de management integrat calitate-mediu, securitate și sănătate ocupațională, care să reprezinte o dovadă certă a faptului că VMTG

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.

În acest sens, administratorul societății își va asuma angajamentul în acest scop și va semna "Declaraţia de politică privind sistemul de management integrat calitate–mediu, sănătate și securitate ocupațională",

Se va defini, elabora și implementa un sistem de proceduri interne privind modul de bugetare, operaționalizare, monitorizare, control și evaluare a tuturor activităților ce trebuie desfășurate.

Potrivit Planului de dezvoltare pe 10 ani pentru perioada 2020–2029, Vestmoldtransgaz SRL doreşte să devină un operator al sistemului de transport al gazelor naturale pe piaţa internă, cu un sistem naţional de transport modern, inteligent, integrat la nivel european şi cu un sistem de management modern aliniat la standardele de performanţă şi reglementările legislative internaţionale.

5.2.2 Protecția mediului

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 2019 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.

A. Monitorizarea actelor de reglementare

La nivelul societății există 17 autorizații de mediu, prin care sunt autorizate un număr de 1195 obiective ale SNTGN Transgaz SA, în semestrul I au fost depuse 2 solicitări de reînnoire a autorizațiilor de mediu, aferente exploatării teritoriale Cluj și Bacău, obținându-se ambele acte de reglementare.

Din punct de vedere al 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, și s-au depus solicitări de reînnoire pentru 34 dintre acestea, obținându-se 33 de acte de reglementare noi, un obiectiv fiind încă în procedura de autorizare.

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, respectiv un nr. de 24 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.

B. Evaluarea conformării cu legislația din domeniu Acțiunea de prevenire, consiliere

A fost demarată acțiunea de prevenire și consiliere din punct de vedere a protecției mediului. La această acțiune au participat inspectorii de protecția mediului din cadrul Serviciului Managementul Mediului, stabilindu-se modalitatea de lucru, organizarea documentelor specifice și consilierea conducătorilor locurilor de muncă.

Evaluare internă

Conform planificării anuale a inspecțiilor interne integrate, au fost efectuate un număr de 10 inspecții interne la unitățile teritoriale, fiind impuse măsuri de conformare în domeniile gestiunea deșeurilor și a substanțelor periculoase.

Evaluare externă

În anul 2019 SNTGN Transgaz SA a fost supus unui număr de 17 inspecții externe prezentate în tabelul de mai jos. Acestea au fost realizate de structurile de control din cadrul Administrația Națională Apele Române și Garda Națională de Mediu.

Nr. crt.	Denumire autorității de control	Amplasamentul inspectat	Data inspecției
1.	ABA OLT	Exploatarea Teritorială Brașov - Sector Bățani	09.01.2019
2.	ABA DOBROGEA	Exploatarea Teritorială Constanța	16.01.2019
3.	ABA DOBROGEA	Exploatarea Teritorială Constanța	29.01.2019
4.	GNM DOLJ	Exploatarea Teritorială Craiova	30.01.2019
5.	GNM DÂMBOVIȚA	Exploatarea Teritorială București	26.03.2019
6	ABA SIRET- SGA IAȘI	Exploatarea Teritorială Bacău	12.04.2019
7	ABA JIU	Exploatarea Teritorială Craiova	28.06.2019
8	GNM IASI	Exploatarea Teritorială Bacău	16.09.2019
9	ABA JIU	Exploatarea Teritorială Arad – Sector Deva	02.10.2019
10	ABA JIU	Exploatarea Teritorială Craiova	03.10.2019
11	GNM BRAȘOV	Exploatarea Teritorială Brașov	21.10.2019
12	ABA OLT	Exploatarea Teritorială Brașov - Sector Bățani	22.10.2019
13	ABA BUZĂU IALOMIȚA	Exploatarea Teritorială Brăila	23.10.2019
14	ABA BUZĂU IALOMIȚA	Exploatarea Teritorială București	25.10.2019
15	GNM SIBIU	Depozit Botorca	12.11.2019
16	ABA BUZĂU IALOMIȚA	Exploatarea Teritorială București	19.11.2019
17	ABA BUZĂU IALOMIȚA	Exploatarea Teritorială București	21.11.2019

Tabel cu inspecțiile externe realizate în cursul anului 2019

În urma inspecțiilor nu au fost aplicate sancțiuni, dar societatea a primit un avertisment pentru neanunțarea autorităților privind producerea unui incident de mediu. Au fost stabilite măsuri de îmbunătățire, așa cum rezultă din rapoartele de inspecții ale autorităților de control, în domeniul gospodăririi apelor, gestiunii deșeurilor și substanțelor periculoase.

C. 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.

D. 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.

Au fost fundamentate și bugetate servicii de mediu necesare, cele mai importante fiind:

• servicii de valorificare a deșeurilor periculoase și nepericuloase din cadrul societății;
• servicii de analize fizico-chimice pentru caracterizarea şi clasificarea deşeurilor lichide/solide generate din activitatea de godevilare/curăţare la elementele filtrante/separatoare;
• servicii de analize fizico-chimice pentru ape uzate;
• servicii întocmire documentații tehnice pentru obţinerea autorizațiilor de gospodărire a apelor;
• servicii de analiză a factorului de mediu aer;
• servicii de analiză a factorului de mediu sol;
• servicii de decontaminare;

În anul 2019 s-au finalizat achizițiile Servicii de analize fizico-chimice pentru caracterizarea şi clasificarea deşeurilor lichide/ solide generate din activitatea de godevilare / curăţare la elementele filtrante/ separatoare și Servicii de analize fizico-chimice pentru ape uzate și a fost demarată achiziția, Servicii întocmire documentații tehnice pentru obţinerea autorizațiilor de gospodărire a apelor.

Prin Programul de Aprovizionare pentru anul 2019 au fost solicitate materiale și produse de protecția mediului la nivelul fiecărei exploatări teritoriale.

În vederea respectării obligațiilor societății ce revin din prevederile legale/ actele de reglementare în domeniul protecției mediului, evitării sancțiunilor din domeniul protecției mediului, respectării principiilor de mediu, soluționării eficiente și operative a necesităților de servicii specifice domeniului, a fost efectuată delegarea exercitării unor atribuții din sfera de competență a directorului general către conducerile unor entități funcționale din cadrul SNTGN Transgaz S.A., respectiv către directorii Exploatărilor Teritoriale și a Sucursalei Mediaș.

E. Certificarea Sistemului de Management al Mediului aferent standard ISO 14001 : 2015

În luna august a avut loc auditul de supraveghere asupra sistemului de management de mediu, conform standardului ISO 14001 : 2015, din partea organismului de certificare SRAC și s-a continuat revizuirea documentelor aferente sistemului, respectiv procedurile specifice de protecția mediului.

F. Activitatea desfășurată de Laboratorul Monitorizare Factori de Mediu

Planificarea și derularea activităților din anuI 2019 de către Laboratorul Monitorizare Factori de Mediu a constat în următoarele:

• Monitorizarea surselor de poluare la amplasamente din cadrul exploatărilor teritoriale;
• Evaluarea aspectelor de mediu pentru amplasamente din cadrul exploatărilor teritoriale

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.

În baza dotărilor cu aparatură, s-au efectuat activitățile 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 și reprezintă și activitate de control și îndrumare pentru Exploatările Teritoriale.

Politica de Sănătate Ocupațională

Prin politica in acest domeniu, managementul de vârf își asumă permanent obligațiile legale ce îi revin pentru:

• Asigurarea securității si sănătății personalului în toate aspectele legate de muncă;
• Consultarea, informarea și instruirea personalului;
• Asigurarea cadrului organizatoric și a mijloacelor necesare sănătății si securității în muncă;

Conform cerintelor ce decurg din legislatia în vigoare în domeniul sănătății și securității în munca, respectiv Legea 319/ 2006 legea Sanatatii si securitatii în muncă și HG 1425/ 2006 pentru aprobarea normelor metodologice de aplicare a prevederilor legii Sănătății și securității în muncă 319/2006, sunt asigurate conditiile de securitate și sănătate în muncă și pentru prevenirea accidentelor de munca și a bolilor profesionale, astfel:

• Sunt organizate intern activitatile de prevenire și protecție prin Serviciul intern de prevenire și protecție SIPP;
• Sunt identificate pericolele și sunt evaluate riscurile pentru fiecare componenta a sistemului de munca utilizând metoda Institutului National de Cercetare Dezvoltare pentru Protecția Muncii;
• Evaluarea locurilor de munca este actualizată permanent;
• Frecventa reevaluarii riscurilor este corelata cu programele de măsuri, respectiv de management, dupa evaluarea eficacității acțiunilor întreprinse;
• În baza evaluării riscurilor sunt elaborate Planurile de prevenire si protectie pentru fiecare loc de munca;
• Sunt elaborate, actualizate si difuzate instructiuni proprii (ISSM) pentru toate echipamentele de muncă și activitățile desfasurate ținând seama de particularitățile acestora;
• Sunt stabilite responsabilitati în domeniul sănătății si securității în muncă pentru întreg personalul din organizatie atât cel de conducere cât și cel executant;
• Sunt stabilite zonele care necesita semnalizari de securitate și tipuri de semnalizări necesare pentru fiecare zona în functie de pericolele identificate, conform HG 971/ 2006 privind cerintele minime pentru semnalizarea de securitate / sanatate la locul de munca;
• Este asigurata evidența echipamentelor de muncă, mentenanța periodică care este realizată de către personal corespunzator cu respectarea cerințelor legale astfel încât echipamentele să nu constituie un pericol pentru sănătatea si securitatea personalului executant;
• Sunt asigurate echipamentele individuale de protectie inclusiv pentru protecția la zgomot (antifoane);
• Sunt asigurate materialele igienico sanitare si facilități adecvate pentru personal;
• Se realizează verificarea stării de funcționare a sistemelor de alarmare, avertizare, semnalizare de urgență, precum și a sistemelor de siguranță;
• Au fost încheiate asigurări private de sănătate pentru toți angajații (MEDOC).

În anul 2019 activitatea în domeniul securităţii şi sănătăţii în muncă a vizat 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 2019".

În anul 2019 au fost demarate achizițiile prevăzute în Programul Anual de Servicii Executate de Terți și în Programul de Aprovizionare pentru anul 2019, pentru a fi asigurate serviciile și produsele următoare:

• Servicii de medicina muncii;
• Servicii de închiriere și întreținere toalete ecologice;
• Echipament individual de protecție;
• Materiale igienico sanitare;
• Truse sanitare de prim ajutor;
• Servicii de consultanță pentru migrarea de la standardul OHSAS 18001/2008 la standardul ISO 45001/2018;
• Servicii pentru întocmirea documentației tehnice în vederea atestării Stației de Salvare pilot la INSEMEX Petroșani.

În scopul asigurării unei abordări unitare și eficientizării procesului de instruire a lucrătorilor la nivelul TRANSGAZ, s-au elaborat Programe de instruire/testare în domeniul securității și sănătății în muncă la nivelul societății și tematici de instruire pe toate fazele (instruire introductiv generală – la angajare, instruire la locul de muncă, instruire periodică și instruire suplimentară).

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.

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:

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. Conform Raportului final starea sănătăţii angajaţilor societății examinaţi este în general bună (aviz "APT" în proporţie de 89,50%), existând salariați cu afecţiuni cronice ce nu au legătură cu noxele existente la locul de muncă.

S-a constatat existența unor probleme legate de faptul că forța de muncă este îmbătrânită, aspect care duce la:

• existența unui număr de salariați cu probleme cronice de sănătate, care au condiționări în muncă,
• existența multor solicitări de disponibilizare voluntară,
• existența unui număr mare de pensionări pentru limită de vârstă.

În anul 2019 nu au fost semnalate cazuri de îmbolnăvire profesională.

B. Măsuri tehnice

În anul 2019 s-a urmărit realizarea măsurilor tehnice prevăzute în Planul de Prevenire şi Protecţie pe anul 2019, luându-se în considerare proiectele SNTGN Transgaz SA Mediaş și politica de modernizare a Sistemului Naţional de Transport, din care amintim:

• 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

În vederea realizării măsurilor din domeniul igienico-sanitar (acordarea de materiale igienicosanitare, completarea/înlocuirea componentelor truselor sanitare de prim ajutor, etc) s-au urmărit respectarea prevederilor legale și dotarea corespunzătoare a locurilor de muncă și a lucrătorilor.

D.Raport privind incidentele (evenimente de muncă) petrecute în cadrul SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș în anul 2019.

Nr. Crt.	Unitate teritorială	Locația, data și ora producerii evenimentului	Cauzele producerii evenimentului	Încadrarea
1.	Sucursala Mediaș	Conducta DN 800 mm Onești - Comănești 14.05.2019 ora 18,20	Efectuare defectuoasă a unei manevre de desprindere a unei piese metalice de pe conductă.	accident de muncă
2.	Sucursala Mediaș	DN 14 localitatea Șura Mare Jud. Sibiu 23.08.2019 ora 19,00	Accident rutier în care a fost implicat autotractorul care tracta compresorul mobil	Nu se încadrează ca accident de muncă.
3.	UMP BRUA	DN 66 la intrarea în Valea Jiului dinspre Petroșani. 17.09.2019 ora 16,30.	Incendiu la autoturismul Suzuki Vitara B-144-WTR	Nu se încadrează ca accident de muncă.
4.	UMP BRUA -ET ARAD	Șantier (beneficiar Transgaz) Mașloc, Remetea Mică – jud. Timiș 21.09.2019 ora 16,50	Cădere de la înălțime a unui lucrător al SC BAT SA Mediaș	Accidentul de muncă va fi cercetat și înregistrat de SC BAT Mediaș
5.	UMP BRUA -ET ARAD	Șantier (beneficiar Transgaz) UMP BRUA, Loc Jena – jud. Timiș 18.03.2019 ora 9,00	Strivire corp între 2 utilaje (excavator și generator sudură) în timpul deplasării.	Accident de muncă mortal cercetat de ITM TIMIȘ și înregistrat de SC BĂILE ȚICLENI SRL.
6.	UMP BRUA -ET ARAD	Șantier (beneficiar Transgaz) UMP BRUA, Loc Hațeg – jud. Hunedoara. 28.10.2019 ora 23,45	Strivire corp de către instalația de foraj subtraversare Râul Mare.	Accident de muncă mortal cercetat de ITM Hunedoara și înregistrat de SC Revicond Canaltech SRL Tg. Mureș.

EVENIMENTE COMUNICATE ȘI CERCETATE ÎN TRANSGAZ ÎN ANUL 2019

Inspecții realizate de către Inspectoratele Teritoriale de Muncă INSPECȚII EXTERNE ÎN ANUL 2019

Nr. Crt	Data Controlului	LOCAȚIA (E.T./Dep./ Sucursală)	Autoritatea Abilitată pt. Control	Descriere motivului controlui	Măsuri dispuse	Mod de realizare
1.	25.02.2019	ET – Arad - Sector Lugoj	I.T.M Caraș Severin	Control SSM PV nr. 22246/ 25.02.2019	2 măsuri	Remediat
2.	29.03.2019	ET Cluj	I.T.M. Cluj	Control SSM – PV nr. 087292/ 29.03.2019	Participare la ședința CSSM	-
3.	11.03.2019	ET Bacău	I.T.M. Bacău	Control SSM – PV nr. 51084/ 11.03.2019	3 măsuri	Remediat
4.	06.08.2019	ET Brăila	I.T.M. Brăila	Control SSM – PV nr. 21803/ 06.08.2019	Nu s-au dispus măsuri.	-
5.	22.11.2019	ET Craiova	I.T.M. Dolj	Control SSM – PV nr. 24387/ 22.11.2019	3 măsuri	Remediat

Notă: Societatea SNTGN TRANSGAZ SA Mediaș nu a fost sancționată contravențional referitor la nerespectarea reglementărilor în domeniul securității și sănătății în muncă.

La nivelul VESTMOLDTRANSGAZ SRL nu au avut loc incidente (evenimente de muncă) în anul 2019. De asemenea, în anul 2019, la VESTMOLDTRANSGAZ SRL nu au avut loc inspecții realizate de către Inspectoratele Teritoriale de Muncă.

Reducerea consumului tehnologic și menținerea în limite rezonabile raportat la starea SNT

În urma întocmirii bilanţurilor anuale de gaze naturale, la nivelul SNTGN Transgaz SA, între cantităţile de gaze intrate şi respective ieşit în/din SNT rezultă anumite diferenţe denumite consumuri tehnologice.

În conformitate cu prevederile Ghidului pentru determinarea consumurilor tehnologice considerate pierderi de gaze naturale din reţelele de transport şi distribuţie, ghid elaborat în anul 1999 şi publicat sub egida Ministerului Industriilor şi Comerţului (actual Ministerul Economiei) consumurile tehnologice se împart în:

Consumuri tehnologice determinate	Consumuri tehnologice nedeterminate
Consum în staţii de comprimare	Consum tehnologic aferent echipamentelor din instalaţiile tehnologice (NT,SRMP.ş,a)– înlocuire, verificare, reglare, evacuări supape de siguranţă, neetanşeităţi la îmbinările demontabile la conducte şi SRM-uri;
Consum spaţii şi procese	Consum tehnologic pierderi/defecte neidentificate ale materialului tubular;
Consum reparaţii, reabilitări conducte, dezvoltarea SNT	Consum tehnologic eroare de măsură –funcţionarea contoarelor în condiţii improprii de presiune. Calitate necorespunzătoare a gazelor, clasa de precizie a aparatelor de măsură şi a gazcromatografelor.
Consum accidente tehnice -fisuri, ruperi conductă.

Consumul tehnologic include consumul propriu al societății şi pierderile tehnologice. Raportat la cantitatea totală de gaze naturale vehiculate, consumul tehnologic s-a redus continuu în ultimii ani, constituindu-se într-un generator de eficienţă economică pentru societate.

Încadrarea în cantităţile de gaze naturale reprezentând consumul tehnologic reprezintă un important indicator de performanţă operaţională.

În perioada 2013-2019, ponderea consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate prin SNT a fost următoarea:

Indicator	UM	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
0	1	2	3	4	5	6	7	8
Gaze naturale vehiculate	mii mc	13.696.258	13.082.740	12.383.825	12.201.157	12.974.819	13.074.676	13.299.834
Consum tehnologic	mii mc	160.140	96.940	88.103	108.874	95.242	81.034	65.208
Pondere consum tehnologic/ gaze vehiculate	%	1,17%	0,74%	0,71%	0,89%	0,73%	0,62%	0,49%

Grafic 26 - Ponderea consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate prin SNT în perioada 2013-2019

Costul cu consumul tehnologic este recuperat prin tariful de transport, acesta fiind inclus în cheltuielile operaţionale. Scăderea ponderii consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate prin SNT, de la 1,17% în anul 2013 la 0,49% în anul 2019 este rezultatul managementului eficace al activității de operare și exploatare SNT, al măsurilor tehnice angajate în acest scop.

5.2.3 Resurse Umane -Transgaz

Dimensionarea optimă a numărului de personal din cadrul societății este corelată cu nevoile reale de personal impuse de activitățile operaționale desfășurate de societate, cu modernizările și retehnologizările realizate pentru creșterea siguranței și eficienței în exploatarea SNT și a instalațiilor anexă, precum și realizarea proiectelor majore de dezvoltare ale societății.

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.

În anul 2019 datorită atingerii fazei de maturitate în construcția conductei magistrale de gaze ce face parte din proiectul european BRUA precum și pentru accelerarea etapelor de proiectare a noilor dezvoltări ale SNT in zona de NE a României si la Marea Neagră, s-a constatat o creștere a necesarului de specialiști care să contribuie la realizarea activităților de proiectare, formalități de acces în terenuri, achiziții. Acoperirea acestei necesități a condus la o creștere a numărului mediu de personal pe parcursul anului 2019 față de cel estimat.

Menționăm însă că numărul mediu de personal utilizat în anul 2019 a păstrat totuși trendul descendent al ultimilor ani, fiind inferior celui utilizat în anul 2018.

În ceea ce privește numărul de salariați în activitate la sfârșitul anului 2019 acesta a înregistrat o scădere mai pronunțată ajungând la 4.089 persoane datorită numărului mare de angajați care s-au înscris în programul de plecări voluntare în ultimul trimestru 2019.

INDICATOR PERSONAL	2017	2018	2019
Reducere de personal (pe cale naturală)	113	80	48
Număr mediu de personal aprobat BVC	4.679	4.605	4.210
Numar mediu de personal realizat	4.548	4.284	4.246

Evoluția numărului mediu de personal în perioada în perioada 2017–2019:

Tabel 26- Evoluția numărului mediu de angajați în perioada 2016-2018 aprobată în planul de management

Grafic 27-Evoluţia numărului mediu de personal Transgaz în perioada 2017-2019 aprobat vs realizat

Evoluţia numărului de personal în perioada 2017–2019 este următoarea:

Specificaţie	2017	2018	2019
Număr de salariaţi la începutul perioadei	4.607	4.405	4.202
Număr de persoane nou angajate	187	187	233
Număr de persoane care au încetat raporturile de muncă cu societatea	389	390	346
Număr de salariaţi la sfârşitul perioadei (Transgaz)	4.405	4.202	4.089

Tabel 27- Evoluția numărului de angajați în perioada 2017-2019

În anul 2019 în Transgaz au fost angajate un număr de 233 de persoane și au încetat raporturile de muncă cu compania un număr de 346 de angajați.

La data de 31 decembrie 2019, SNTGN TRANSGAZ SA a înregistrat un număr de 4.089 angajați cu contracte individuale de muncă, din care 4.016 pe perioadă nedeterminată și 73 pe perioadă determinată.

Grafic 28-Evoluţia numărului de angajaţi în anul 2019 vs. 2018 (Transgaz)

În scopul eficientizării utilizării personalului calificat pentru efectuarea în integralitate a atribuțiilor de serviciu, în acord cu Planul de Administrare a SNTGN Transgaz SA, în cursul anului 2019 prin "Planul de eșalonare a normării lucrărilor tehnice din cadrul S.N.T.G.N. "TRANSGAZ" aprobat de Directorul General, au fost prevăzute a fi extrase normele de timp pentru 206 lucrări tehnice.

Comisia de validare a lucrărilor tehnice constituită la nivelul societății a validat în anul 2019, normele de timp pentru 208 lucrări tehnice acestea reprezentând 101% raportat la normele prevăzute a fi validate în anul 2019.

Unitate	Estimate 2019	Validate - 2019
Exploatări teritoriale	0	0
Stații de comprimare	5	0
Sucursala Mediaș	201	208
Total	206	208

Norme de timp și de personal validate în anul 2019:
-----------------------------------------------------	--	--	--	--	--	--	--

Tabel 28 - Lucrări tehnice programate/lucrări tehnice normate în anul 2019

În conformitate cu Planul de eșalonare a normării lucrărilor tehnice aprobat de Directorul General, în anul 2019 au fost prevăzute a fi cronometrate 368 de lucrări tehnice, echipa de normare reușind în urma activității desfășurate să cronometreze la finalul anului 2019 un număr de 399 lucrări tehnice.

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 2017-2019 este prezentată în următoarele tabele:

Nr.crt.	Categorie	2017	2018	2019
1.	Absolvenţi studii superioare	1.370	1.424	1.430
2.	Absolvenţi studii liceale	1.346	1.275	1.246
3.	Absolvenţi studii profesionale	708	620	611
4.	Absolvenţi studii generale + curs de calificare	981	883	802
TOTAL angajaţi		4.405	4.202	4.089

Grafic 29- Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2017-2019

VESTMOLDTRANSGAZ – resurse umane

Dimensionarea optimă a numărului de personal din cadrul societății va fi corelată cu nevoile reale de personal impuse de activităţile operaționale desfăşurate, cu modernizările şi retehnologizările propuse pentru creșterea siguranței și eficienței în exploatare a rețelelor de transport gaze naturale și a instalațiilor anexă, precum și realizarea proiectelor majore.

Numărul actual de salariați este de 25 din care 11 la sediul din Chișinău și 14 la SMG Ungheni. Numărul de angajați poate crește odată cu punerea în funcțiune a gazoductului Iași – Ungheni - Chișinău, în dependență de nevoile reale ale funcționării și dezvoltării viitoare a afacerii.

Recrutarea și selecția salariaților se va realiza prin proceduri de angajare transparente, în scopul stimulării și atragerii celor mai buni specialiști care să lucreze în cadrul VESTMOLDTRANSGAZ SRL.

Personalul societăţii VESTMOLDTRANSGAZ SRL. este numit, angajat şi concediat de către administratorul societații.

Evoluția numărului de personal în cadrul Vestmoldtransgaz SRL, în perioada 2017-2019, este prezentată în tabelul următor:

Nr, crt	Indicator	Perioada
		2017	2018	2019
1	Număr salariați VMTGN	20	22	25
2	Număr mediu de salariați VMTGN		23	24
3	Număr mediu de salariați Eurotransgaz		2	2

Tabel 30- Evoluția numărului de personal în cadrul Vestmoldtransgaz

Îmbunătățirea procesului de formare, instruire și dezvoltare profesională a personalului

Nivelul ridicat de competență profesională a salariaților este considerat o premisă în realizarea obiectivelor oricărei organizații, motiv pentru care investiția în resursele umane este considerată una profitabilă în toate domeniile de activitate.

Acest lucru este reglementat de următoarele documente legislative: Legea 53/2003 (Codul Muncii), republicată, cu modificările și completările ulterioare; O.G. nr.129/2000 privind formarea profesională a adulților, republicată, cu modificările și completările ulterioare, aprobată prin Legea nr.375/2002, modificată; Legea nr.227/2015 privind Codul Fiscal, cu modificările și completările ulterioare.

În cadrul societății, procesul de formare profesională a personalului se realizează în mod continuu și planificat, prin cursuri cu formatori externi din țară sau străinătate sau/și cu formatori interni.

Instruirea urmărește dezvoltarea cunoștințelor teoretice și practice comune pentru majoritatea profesiilor și dezvoltarea cunoștințelor teoretice și practice specifice anumitor domenii de activitate, ambele obiective fiind necesare în vederea desfășurării activității, pentru îndeplinirea sarcinilor de serviciu.

Formarea, perfecționarea și dezvoltarea profesională a salariaților din cadrul societății se realizează în baza "Programului anual de formare și perfecționare profesională a angajaților", elaborat la nivelul societății, luându-se în considerare prevederile art.194 și art.195 din Legea 53/2003 (Codul Muncii), republicată, cu modificările și completările ulterioare, conform cărora, angajatorul persoană juridică care are mai mult de 20 de angajați elaborează programe anuale de formare profesională și are obligația de a asigura participarea salariaților la cursuri cel puțin o dată la doi ani.

În domeniul formării și perfecționării continue tematica programelor vizează domeniile de interes pentru derularea activității societății, respectiv, domeniul ingineriei, al managementului sistemelor de transport gaze naturale, inclusiv SCADA, al cercetării și proiectării, domeniul economic, domeniul juridic, domeniul resurselor umane, al strategiei si managementului corporativ, al tehnologiei informației și comunicații și domeniul calitate – mediu, securitate și sănătate în muncă, pază, siguranță, al auditului intern, al controlului intern și financiar de gestiune, precum si alte tematici de interes general, dar necesare pentru desfășurarea activității societății.

În acest sens, prin Biroul Formare Profesională, în anul 2019 s-au desfășurat 139 de cursuri de formare profesională și perfecționare cu formatori externi din țară și din străinătate pentru 1.626 de participanți, din care au fost date în plată, până la 31.12.2019, facturi aferente a 136 de cursuri la care au participat 1.619 de persoane.

Cele 3 cursuri rămase de plătit, care sunt efectuate de 7 persoane, sunt în desfășurare, acestea au început în cursul anului 2019 și se vor finaliza în cursul anului 2020.

Participarea angajaților la cursurile organizate în cadrul societății prin formatori interni din cadrul Centrului de Instruire și Formare Profesională și alți specialiști cooptați din cadrul structurilor societății are în vedere fie dobândirea competențelor specifice unei alte profesii diferită sau înrudită cu cea practicată (cursuri de calificare), fie dezvoltarea/ perfecționarea competențelor profesionale în cadrul aceleiași ocupații sau a unor ocupații înrudite (cursuri de instruire și perfecționare).

Astfel, prin Centrul de Instruire și Formare Profesională, în perioada anul 2019, au fost desfășurate următoarele activități:

• A. Organizarea cursurilor de calificare pentru meserii pentru care SNTGN TRANSGAZ SA deține autorizații emise de AJPIS Sibiu, certificatele de calificare obținute de salariați fiind recunoscute pe plan național. În anul 2019 au fost desfășurate 5 cursuri de calificare (5 serii), după cum urmează:
  • 1 grupă seria 9 pentru meseria de "Lăcătuș mecanic întreținere și reparații universale" - Cod Nomenclator 7214.2.3 – La curs au participat 27 de persoane și au susținut și promovat examenul 27 de persoane;
  • 2 grupe seria 6 și seria 7 pentru meseria de "Agent de securitate" Cod Nomenclator 5169.1.1 – La cursuri au participat 56 de persoane și au susținut și promovat examenul 57 de persoane (1 salariat a fost reprogramat la examen după ce a participat la curs, în anul 2018, seria 4);
  • 2 grupe seria 8 și seria 9 pentru meseria de "Agent de securitate" Cod Nomenclator 5169.1.1 – La cursuri au participat 35 de persoane și au susținut și promovat examenul 33 de persoane (2 salariați nu au putut participa la examen, urmând să fie reprogramați la o sesiune ulterioară de examinare, în anul 2020).

Total: 118 persoane au participat la cursuri în anul 2019 și 117 persoane au susținut și promovat examenele.

Menționăm că durata pregătirii pentru cursul de calificare în meseria de "Lăcătuș mecanic întreținere și reparații universale" - Cod Nomenclator 7214.2.3 este de 720 ore iar pentru cursul de calificare în meseria de "Agent de securitate" - Cod Nomenclator 5169.1.1 este de 360 ore.

• B. Organizarea cursurilor de perfecționare la nivelul fiecărui sector din cadrul ET-urilor, sau desfășurat și s-au realizat cu personal specializat din cadrul structurilor SNTGN TRANSGAZ SA, pentru 994 salariați, din care:
  • 73 de salariați pentru meseria de "Electrician"
  • 291 de salariați pentru meseria de "Lăcătuș mecanic"
  • 568 de salariați pentru meseria de "Operator transport conducte şi reglare gaze"
  • 62 de salariați pentru meseria de "Sudor"
  • În urma acestor perfecționări au promovat 968 salariați, astfel:
  • 54 de salariați pentru meseria de "Electrician"
  • 298 de salariați pentru meseria de "Lăcătuș mecanic"
  • 563 de salariați pentru meseria de "Operator transport conducte şi reglare gaze"
  • 53 de salariați pentru meseria de "Sudor"

Menționăm că, la începutul anului 2019, a fost identificat necesarul de perfecționare la nivelul fiecărui sector din cadrul ET-urilor, pentru un număr de 1.040 salariați. La momentul desfășurării

cursurilor, respectiv al examinărilor, o parte din salariații identificați inițial, nu mai erau angajați în cadrul companiei (plecări voluntare, pensionări).

C. Organizarea unui seminar de instruire în vederea operării stațiilor de comprimare din cadrul proiectului "Dezvoltarea Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria, Faza 1"(BRUA), la Stația de Comprimare Șinca-Exploatarea Teritorială Brașov. Seminarul a fost desfășurat și finalizat cu formatori interni, pentru 7 salariați.

Situația numărului de cursuri organizate, respectiv, date în plată, pentru angajații societății, pentru fiecare lună din perioada 01.01 -31.12.2019, este prezentată în următoarele tabele:

Nr.	Categorie		Cursuri organizate 01.01 - 31.12.2019
crt		Ian	Feb	Mar	Apr	Mai	Iun	Iul	Aug	Sept	Oct	Noi	Dec
1.	Nr. cursuri cu formatori externi (organizate prin Biroul Formare Profesională)	2	7	14	10	13	10	11	5	17	21	23	6
2.	Nr. cursuri cu formatori interni (organizate prin Centrul de Instruire și Formare Profesională)	-	3	3	3	2	1	1	1	2	0	0	0
	TOTAL	2 10 17 13 15 11 12 6 19 21				23	6
Nr.	Categorie	Cursuri plătite 01.01 - 31.12.2019
crt		Ian	Feb	Mar	Apr	Mai	Iun	Iul	Aug	Sept	Oct	Noi	Dec
1.	Nr. cursuri cu formatori externi (organizate prin	2	7	6	12	16	10	14	5	16	16	22	10
	Biroul Formare Profesională)
2.	Nr. cursuri cu formatori interni (organizate prin Centrul de Instruire și Formare Profesională)	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Situația numărului de cursuri organizate, respectiv, date în plată, pentru angajații societății în perioada 2017-2019, este prezentată în următoarele tabele:

		2017	2018	2019
Nr. Categorie crt.		Total cursuri organizate	Total cursuri organizate	Total cursuri organizate	Din care cursuri finalizate și plătite
1.	Nr. cursuri cu formatori externi (organizate prin Biroul Formare Profesională)	110	144	139	136
2.	Nr. cursuri cu formatori interni (organizate prin Centrul de Instruire și Formare Profesională)	13	17	10	-
TOTAL		123	154	149	136

Tabel 31- Situația numărului de cursurilor organizate pentru angajații societății în perioada 2017-2019

Situația numărului de participanți care au participat la cursuri în perioada 2017-2019, este următoarea:

Nr. crt.	Categorie	2017	2018	2019
		Nr. participanți la cursuri organizate	Nr. participanți la cursuri organizate	Nr. participanți la cursuri organizate	Din care nr. participanți la cursuri plătite
1.	Nr. personal calificat prin cursuri cu formatori externi	1169	1245	1.626	1.619
2.	Nr. personal calificat prin cursuri cu formatori interni	834	903	1.092	-
TOTAL		2003	2148	2.718	1.619

Tabel 32- Situația numărului de participanți la cursuri de calificare/perfecționare în perioada 2017-2019

La 31 decembrie 2019 gradul de sindicalizare al forței de muncă era de 96%, din totalul de 4.089 salariați, 3.923 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. 121/21.06.2018 în Registrul Unic de Evidență, precum și prin contractele individuale de muncă ale salariaților.

Începând cu 25.06.2018 a intrat în vigoare noul Contract Colectiv de Muncă încheiat la nivelul SNTGN TRANSGAZ S.A. cu o perioada de valabilitate de 24 de luni.

Raporturile dintre angajator și angajați se încadrează în prevederile legale în vigoare, pe parcursul anului 2019 neexistând elemente conflictuale în legătură cu aceste raporturi.

În cadrul VESTMOLDTRANSGAZ SRL politica de formare profesională prevede obligativitatea participării tuturor angajaților la cursuri o dată pe an. Procesul de formare profesională a personalului se va realiza în mod continuu şi planificat prin cursuri cu formatori externi din ţară sau străinătate sau cu formatori interni.

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 se va realiza în baza Programului anual de formare și perfecționare profesională elaborat la nivelul societății , în consens cu prevederile din Contractul Colectiv de Muncă în vigoare sau legislația aplicabilă, La nivelul societății nu există un Comitet sindical. Contractul colectiv de muncă a fost negociat pentru perioada 2017-02.02.2019, înregistrarea acestuia la ITOFM nefiind o acțiune obligatorie, el fiind opozabil imediat după semnare

În esență, politica societății în domeniul resurselor umane vizează atragerea de specialiști din Republica Moldova și din Spațiul European, pentru a asigura o forță de muncă înalt calificată, specializată și care, prin contribuția adusă și prin programele de formare și dezvoltare profesională să genereze plusvaloare activității desfășurate.

5.2.4 Social și Responsabilitate corporativă

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, 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 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 2019

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 2019, în următoarea structură:

	(mii lei)
CATEGORII SPONSORIZĂRI	BVC 2019 (mii lei)
Cheltuieli de sponsorizare în domeniul medical și sănătate	1.650
Cheltuieli de sponsorizare în domeniul educație, învățământ, social,sport Din care:	1.750
-pentru cluburile sportive	800
Alte cheltuieli de sponsorizare	700
TOTAL	4.100

Tabel 33- Situația bugetului de sponsorizare 2019

				(lei)
Nr ctr	CATEGORII SPONSORIZĂRI	SUMA BUGETATĂ 2019	SUMA ACORDATĂ în anul 2019	SUMA RĂMASĂ
0	1	2	3	4=2-3
1.	DOMENIUL MEDICAL ŞI SĂNĂTATE	1.650.000	1.632.000	18.000
2.	DOMENIUL EDUCAȚIE,ÎNVĂȚĂMÂNT, SOCIAL, SPORT, din care:	1.750.000	1.711.500	38.500
	- pentru cluburi sportive	800.000	800.000	-
3.	ALTE CHELTUIELI CU SPONSORIZAREA	700.000	647.500	52.500
TOTAL CHELTUIELI SPONSORIZARE 4.100.000 3.991.000			109.000

Tabel 34 – Bugetul de sponsorizare pt.anul 2019 și sumele acordate în anul 2019

DOMENIUL MEDICAL ŞI SĂNĂTATE DOMENIUL EDUCAȚIE,ÎNVĂȚĂMÂNT, SOCIAL, SPORT ALTE CHELTUIELI CU SPONSORIZAREA

SUMA BUGETATĂ/ RECTIFICATĂ ANUL 2019 SUMA BUGETATĂ PE 9 luni 2019

Grafic 30- Bugetul de sponsorizare pt.anul 2019 și sumele acordate în anul 2019

În anul 2019, s-au acordat sponsorizări în domeniile Medical si sănătate în valoare de 1.632.000 lei, Educaţie,învăţământ,social şi sport în valoare de 1.711.500 lei, iar în domeniul Alte cheltuieli cu sponsorizarea s-au acordat sponsorizări în sumă de 647.500 lei.

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

• a fost elaborat documentul intern intitulat "Politica companiei de acordare a sponsorizărilor și ajutoarelor financiare în anul 2019", document prin care se asigură un cadru eficace de derulare şi monitorizare a acestora în conformitate cu reglementările legale și fiscale în vigoare;
• a fost actualizată, procedura de proces PP-51 privind elaborarea documentelor de sponsorizare;
• s-a constituit prin Decizia nr. 1270/26.11.2018 a directorului general, Comisia de analiză a cererilor de sponsorizare.

Raportul detaliat al sponsorizărilor acordate se găsește pe pagina web a companiei la adresa: http://www.transgaz.ro/ro/responsabilitate-sociala/informatii-publice-privind-activitatea-desponsorizare

Pentru dezvoltarea acestui aspect al guvernarii corporatiste și în cadrul VESTMOLDTRANSGAZ se vor lua în considerare cel puțin următoarele elemente:

• Activități pentru angajați de îmbunătățire a calității locului de muncă: ex: identificarea și asigurarea unui spațiu nou de desfășurare a activității societății până la finalizarea complexului administrativ de la Ghidighici; dezvoltare personală și profesională și evoluția carierei; siguranță la locul de muncă; incluziune pe piața muncii pentru persoane cu risc de excluziune; bunăstare fizică & psihică la locul de muncă, politici de salarizare și premiere ce îmbunătățesc condițiile de trai ale angajaților, implicarea angajaților în decizii și automanagement; programe pentru susținerea angajaților cu familii / copii: echilibru viață profesională - viață privată; programe pentru susținerea angajaților părinți singuri; programe pentru reintegrarea la locul de muncă a femeilor după perioada de maternitate și creștere a copilului etc
• Activități pentru societate și comunitate locală: ex: civism corporatist; programe pentru susținerea democrației și respectarea drepturior omului; dezvoltarea de produse și servicii dedicate unor nevoi comunitare insuficient satisfăcute; susținerea (financiară, cu competențe profesionale) unor programe locale în beneficiu comunitar: educație, sănătate, incluziune economică și socială, democrație, cultură, cercetare; susținerea antreprenoriatului social la nivel local (finanțări, voluntariat pentru consultanță, parteneriate de afaceri, facilități etc.); implicarea în parteneriate public-privat pentru dezvoltarea comunităților etc;
• Activități pentru Parteneri de afaceri: furnizori, distribuitori etc.: ex: susținerea economiei locale, a piețelor locale, a schimbului de bunuri și servicii; încurajarea antreprenoriatului local, în particular a antreprenoriatului social; încurajarea inovației la nivel local; corectitudine și onestitate în relațiile cu furnizorii și distribuitorii; promovarea furnizorilor și distribuitorilor responsabili social și față de mediu;
• Activități pentru clienți: ex: produse și servicii de calitate, adecvate nevoilor clienților; tratament corect al clienților; sănătatea și siguranța clienților; servicii de suport clienți; protejarea datelor cu caracter privat ale clienților.

AJUTOARE FINANCIARE ACORDATE CONFORM CCM

La nivelul SNTGN Transgaz SA, 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 Hotărârilor Consiliului de Administrație, CCM în vigoare), sunt prezentate spre avizare Direcției Juridice, Avizare și Contencios, iar apoi spre analiză şi aprobare Consiliului de Administraţie.

În cursul anului 2019 au fost instrumentate un număr de 61 cereri de acordare de ajutor social din care au fost acordade 39 de cereri (în suma de 403.658,09 lei), 14 sunt în curs de instrumentare, iar 8 au fost închise.

5.2.5 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.

OBIECTIV GENERAL	OBIECTIVE SPECIFICE
Dezvoltarea unei culturi a transparenţei pentru	Creşterea transparenţei instituţionale şi a proceselor decizionale
o bună 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

Planul de Integritate al SNTGN Transgaz SA urmărește îndeplinirea următoarelor obiective:

OBIECTIV GENERAL	OBIECTIVE SPECIFICE
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 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 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.

5.2.6 Politica de conformitate

Conformitatea înseamnă a acționa în concordanță cu regulile stabilite prin cadrul legal și de reglementare, propriile politici și proceduri precum și prin standardele de etică profesională și de conduită

În vederea atingerii acestui obiectiv, SNTGN TRANSGAZ SA se angajează să mențină înalte standarde juridice, etice și morale, să adere la principiile de integritate, obiectivitate și onestitate și se declară împotriva fraudei și a corupției.

SNTGN TRANSGAZ îşi exprimă în mod ferm angajamentul de a combate acest fenomen prin toate mijloacele legale pe care le are la dispoziție.

Politica antifraudă și anticorupție consolidează mesajul SNTGN TRANSGAZ SA:" Toleranță zero la fraudă și corupție de orice tip și în orice circumstanțe"

TRANSGAZ a dezvoltat şi adoptat setul de politici vizând:

• Politica antifraudă și anticorupție
• Planul de Integritate Transgaz
• Ghidul de bune practici adoptat la 18.02.2010 de către Consiliul Organizației pentru Cooperare și Dezvoltare Economică

Prevenirea faptelor de corupție, la nivel organizațional și respectiv la nivel de angajat

La nivel organizaţional sunt luate următoarele măsuri pentru prevenire faptelor de corupţie:

• informatizarea proceselor interne;
• identificarea zonelor vulnerabile ale departamentelor/direcţiilor/ serviciilor independente/Sucursalei Mediaş/ Exploatărilor Teritoriale şi a riscurilor de corupţie, simultan cu implementarea unui sistem de management al riscurilor de corupţie;
• instituirea unui management al reclamaţiilor şi a unui sistem de evaluare (chestionare de măsurării a gradului de satisfacţie a clienţilor/ feedback) a proceselor pentru a putea fi îmbunătăţite.

La nivel de angajat, sunt luate următoarele măsuri pentru prevenire faptelor de corupţie:

• creşterea nivelului de educaţie profesională şi civică a angajaţilor, precum şi asumarea obligaţiilor de conduită şi etică profesională;
• informarea angajatiilor cu privire la modul de sesizare a faptelor de corupţie şi a instituţiilor care se ocupă de prevenirea şi combaterea corupţiei;
• crearea unei culturi organizaţionale puternice de descurajare a faptelor de corupţie;
• respingerea categorică a tentaţiilor oferite în schimbul îndeplinirii defectuoase sau neîndeplinirii atribuţiilor de serviciu (sume de bani, bunuri, servicii, avantaje etc.);
• inventariate punctele vulnerabile dintr-o instituţie și evaluarea riscul de apariţie a corupţiei
• implementarea Managementului integrităţii formă de management al resurselor umane, cu accente pe comunicare internă şi performanţă.

În acest sens, în anul 2019, au fost întreprinse următoarele acțiuni:

• conform Ord. 1244/2017 Serv. Antifraudă din cadrul DCC/MEC a realizat activități de prevenire a corupției la care au participat salariații cu funcții de conducere din cadrul societății;
• s-a realizat evaluarea anuală a modului de implementare a Planului de integritate;
• s-a inițiat o campanie de informare a salariaților privind fenomenul fraudei și corupției;
• declararea averilor, intereselor s-a realizat de către toți factorii vizați, în conformitate cu prevederile legale;
• s-au realizat conform programului de pregătire și perfecționare profesională, cursurile de perfecționare a personalului de execuție, pe teme privind integritatea, corupția și frauda.

5.2.7 Sistemul de Control Intern/Managerial și Managementul Riscului

1. Generalități

Definirea controlului intern/managerial

Conform Ordonanţei Guvernului nr.119/1999 privind controlul intern/managerial şi controlul financiar preventiv, cu completările ulterioare, 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.

În SNTGN Transgaz SA, activitatea de control intern/managerial este percepută ca un mijloc de analiză a activității societăţii, de adoptare și aplicare a unui nou tip de management care se asociază frecvent cu activitatea de cunoaștere, permițând astfel coordonarea activității întrun mod eficient.

Controlul intern/managerial este privit şi perceput ca o funcţie managerială și nu ca operațiune de verificare. Prin exercitarea acestei funcții, conducerea constată abaterile rezultate de la obiectivele stabilite, analizează cauzele și dispune măsurile corective sau preventive care se impun.

Prin dezvoltarea Sistemului de Control Intern/Managerial, SNTGN Transgaz trece la un nou tip de management, adecvat unei societăţi flexibile, care include managementul strategic, managementul performanţei şi managementul riscurilor.

2. Cadru legislativ

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

• Ordonanţa Guvernului nr. 119/1999 privind controlul intern/managerial şi controlul financiar preventiv, republicată, cu modificările şi completările ulterioare;
• Ordinului Secretarului general al Guvernului nr. 600/20.04.2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice, publicat în Monitorul Oficial nr. 387/07.05.2018, Partea I;
• Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 1054/2019 pentru aprobarea Normelor metodologice privind coordonarea şi supravegherea prin misiuni de îndrumare metodologică a stadiului implementării şi dezvoltării sistemului de control intern/managerial la entităţile publice;
• Reglementări internaţionale emise de:
  • Comitetul Entităţilor Publice de Sponsorizare a Comisiei TEADWAY (S.U.A.)-COSO;
  • Institutul Canadian al Contabililor Autorizaţi (CRITERIA OF CONTROL)-COCO;
  • COMISIA EUROPEANĂ;
  • Organizaţia Intenaţională a Instituţilor Supreme de Audit (INSOSAI).

3. Structura organizatorică a Sistemului de Control Intern/Managerial

Structura organizatorică stabilită în conformitate cu Ordinul Secretarului general al Guvernului 600/20.04.2018, se prezintă în figura următoare:

Figura 19 -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;

Având în vedere Ordinul SGG 600/2018 s-a elaborat și supus spre aprobarea Directorului general un act de decizie internă privind constituirea Comisiei de monitorizare și actualizare a Regulamentului de Organizare și Funcționare a Comisiei de monitorizare SCI/M în conformitate cu prevederile ordinului în vigoare.

Prin urmare, a fost constituită Comisia de monitorizare prin Decizia nr. 751/23.07.2018 modificată cu Decizia nr. 283/15.03.2019, iar Regulamentul de Organizare și Funcționare a Comisiei de monitorizare SCI/M, actualizat, a fost înregistrat cu nr. 37020/23.07.2018.

Comisia de monitorizare (CM) are următoarea componenţă:

• Preşedinte al Comisiei de monitorizare este directorul general adjunct al societăţii domnul Haţegan Gheorghe;
• Membrii în Comisia de monitorizare sunt numiți directorii Departamentelor/Direcţiilor independente/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale din cadrul societăţii;
• Secretariatul Tehnic al Comisiei de monitorizare este asigurat de Serviciul Implementare și Monitorizare SCI/M, din cadrul Direcţiei Strategie Bugetară, Departamentul Strategie şi Management Corporativ.

Modul de organizare şi de lucru al Comisiei de Monitorizare, se află în responsabilitatea Preşedintelui CM, au fost stabilite prin Regulamentul de Organizare și Funcționare al Comisiei de Monitorizare SCI/M.

Activitatea Comisiei de monitorizare este consiliată de șeful Direcției Audit Intern.

Au fost numiți Responsabilii Sistemului de Control Intern/Managerial din cadrul SNTGN Transgaz SA prin Decizia nr. 282 din 15.03.2019.

4. Standardele de control intern/managerial

Scopul standardelor este de a crea un model de control intern/managerial uniform şi coerent, care să permită comparaţii în cadrul aceleiaşi entităţi, la momente diferite şi să facă posibilă evidenţierea rezultatelor societăţii şi a evoluţiei sale.

Standardele de control intern/managerial stabilite, conform Ordinului Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice, definesc un minimum de cerințe generale de management, pe care toate entităţile publice trebuie să le urmeze.

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.

Controlul intern/managerial cuprinde 16 Standarde, care sunt grupate pe cinci componente, strâns interdependente între ele, după cum se prezintă în tabelul următor:

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

5. Acțiuni întreprinse în anul 2019

Pentru a răspunde prevederilor legale, în anul 2019 au fost întreprinse următoarele acțiuni:

• a) organizarea și desfășurarea ședinței Comisiei de monitorizare, în luna februarie 2019. Documentele avizate în cadrul ședinței Comisiei de monitorizare au fost transmise spre informare Directorului General, după cum urmează:

  • Informarea privind stadiul de implementare a SCI/M la 31.12.2018, înregistrată cu nr. 5734/30.01.2019;
  • Informarea privind monitorizarea performanțelor la nivelul societății pentru anul 2018, înregistrată cu nr. 7137/05.02.2019;
  • Programul de dezvoltare a SCI/M de la nivelul SNTGN Transgaz SA pentru anul 2019;
  • Registrul de Riscuri, la nivelul SNTGN Transgaz SA, anul 2019, înregistrat cu nr. 2740/16.01.2019;
  • Planul de măsuri pentru minimizarea riscurilor majore identificate în cadrul SNTGN TRANSGAZ SA, anul 2019, înregistrat cu nr. 2877/16.01.2019;
  • Informarea privind monitorizarea și gestionarea riscurilor la nivelul SNTGN Transgaz SA pentru anul 2018, înregistrată cu nr. 7541/06.02.2019;
  • Profilul de risc, al societății la data de 31.12.2018, înregistrat cu nr.3885/21.01.2019;

• Limita de toleranță, propusă pentru anul 2019, înregistrate cu nr. 3885/21.01.2019.

• b) solicitarea actualizării/elaborării documentelor Sistemului de Control Intern/Managerial pentru anul 2019, prin adresa nr. 7953/08.02.2019, în conformitate cu structura organizatorică în vigoare, cu obiectivele generale/strategice stabilite la nivelul societății și cu luarea în considerere a:

  • Ordinului Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 care prevede actualizarea anuală a documentelor SCI/M;
  • "Programului de dezvoltare al Sistemului de Control Intern/Managerial, în perioada 2018 – 2021″, aprobat de conducerea societății,
• c) actualizarea Anexei 1 a Deciziei de constituire a Comisiei de monitorizare nr. 751 din 23.07.2018, prin Decizia nr. 283 din 15.03.2019.
• d) actualizarea și transmiterea Ministerului Economiei a Programului de dezvoltare al Sistemului de Control Intern/Managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA – 2018-2021, actualizat 2019;
• e) postarea Programului de dezvoltare al Sistemului de Control Intern/Managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA – 2018-2021, în baza de date, "zonapublica.transgaz.ro/Sistem de Control Intern managerial/Documente de evaluare internă și raportare/Informare privind stadiul implementării SCI/M", în vederea conformării;
• f) convocarea în data de 19.09.2019 a ședinței Comisiei de Monitorizare având ca ordine de zi:
  • stabilirea măsurilor de organizare şi realizare a operaţiunii de "Autoevaluare a sistemului de control intern managerial, anul 2019" la nivelul Departamentelor/Direcţiilor Independente/Serviciilor Independente/Exploatărilor Teritoriale/Sucursala Mediaş;
  • analiza modului de conformare la prevederile Procedurii de sistem PS 07 SMI Managementul SCI/M și PS 05 SMI Managementul riscului, la nivelul Departamentelor/Direcţiilor Independente/Serviciilor Independente/Exploatărilor Teritoriale/Sucursala Mediaş.

În cadrul ședinței Comisiei de monitorizare SCI/M s-a încheiat Procesul verbal nr. 55169/19.09.2019 prin care s-a programat efectuarea de către conducătorii Departamentelor/Direcţiilor Independente/Serviciilor Independente/Exploatărilor Teritoriale/Sucursala Mediaş a operațiunii de "Autoevaluare a Sistemului de Control Intern/Managerial" pentru anul 2019;

• g) transmiterea către structurile organizatorice a adresei 55237/19.09.2019 privind declanșarea Autoevaluării Sistemului de control intern/managerial pentru anul 2019;
• h) inventarierea obiectivelor specifice/operaționale și a indicatorilor de performanță pentru cele 307 structuri organizatorice. La nivelul societăţii, la 31.12.2019 sunt: 231 obiective specifice ale departamentelor/direcțiilor independente; 680 obiective operaţionale ale serviciilor/birourilor și 984 indicatori de performanță asociați obiectivelor operaţionale;
• i) s-a luat act de Lista proceselor din cadrul Transgaz și de Lista procedurilor de sistem și a procedurilor de proces, actualizată de către Serviciul Managementul Calității, în luna decembrie 2019; s-a evidențiat faptul că din totalul de 287 activități/procese declarate procedurabile s-au documentat un număr de 132 prin 7 proceduri de sistem și 125 proceduri de proces, ceea ce înseamnă că ponderea activităților procedurabile documentate este de 45,99 %;
• j) analizarea și centralizarea, de către Serviciul implementare și Monitorizare SCI/M, a datelor din Chestionarele de autoevaluare transmise de către cele 307 entități organizatorice și elaborarea următoarelor documente:
  • j1) Situaţia sintetică a rezultatelor autoevaluării la data de 31 decembrie 2019, întocmită conform modelului prevăzut în Anexa nr. 4.2. din Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţilor publice;
  • j2) Situația centralizatoare privind stadiul implementării și dezvoltării sistemului de control intern/managerial la data de 31 decembrie 2019 întocmit conform modelului prevăzut în Anexa nr.3 din Ordinul Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţilor publice;
  • j3) Chestionarul de autoevaluare a stadiului de implementare a standardelor de control intern/managerial pentru autoevaluarea stadiului implementării Sistemului de Control Intern/Managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA" la 31.12.2019, întocmit conform modelului prevăzut în Anexa nr. 4.1. din Ordinul Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţilor publice;
  • j4) Raportul asupra Sistemului de Control Intern/Managerial la data de 31 decembrie 2019, conform modelului prevăzut în Anexa nr. 4.3. din Ordinul Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţior publice.

6. Analiza stadiului implementării standardelor de control intern/managerial la nivelul SNTGN Transgaz SA, la data de 31.12.2019

În anul 2019, conform organigramei valabilă la 31 decembrie, 307 entități organizatorice au completat Chestionarele de autoevaluare a stadiului de implementare a standardelor de control intern managerial cod F 12 00/PS 07 SMI (în conformitate cu OSGG nr.600/2018, Anexa nr.4.1).

Din analiza datelor raportate de către structurile organizatorice se constată următoarele:

a) Sistemul de Control Intern/Managerial implementat în SNTGN Transgaz, la nivelul anului 2019 este CONFORM, fiind implementate toate cele 16 standarde de control intern/managerial.

Evoluţia gradului de conformitate a SCI/M, faţă de anii precedenţi se prezintă în figura de mai jos:

Figura 20- Evoluția gradului de conformitate a SCI/M la nivelul SNTGN Transgaz SA în perioada 2013-2019

b) Analiza implementării standardelor de control intern/managerial, la nivelul departamentelor/direcțiilor independente/serviciilor independente/Exploatării Teritoriale/Sucursala Mediaș, la data de 31.12.2019

Aprecierea Gradului mediu de implementare al standardelor de control intern/managerial, la nivelul celor 307 structuri organizatorice la data de 31.12.2019 este de 99,39%, în creștere cu 0,2% față de 2018.

Formula de calcul a gradului mediu de implementare a standardelor de control intern managerial la nivelul societății:

[Σ(entități cu std.1 implementat) + Σ(entități cu std.2 implementat) +……..+ Σ(entități cu std.16 implementat)] + (nr. entități cu standarde neaplicabile)/ [nr.entități din cadrul societății x nr. std. (16)] x100 (%)

Figura 21-Evoluția gradului mediu de implementare a standardelor sistemului de control intern/managerial, la nivelul societății, anii 2017, 2018, 2019

7. Acțiuni de realizat pentru perioada viitoare

• actualizarea ori de câte ori este nevoie a Deciziei nr. 751/23.07.2018 privind numirea Comisiei de Monitorizare și a Deciziei 282/15.03.2019 privind numirea Responsabililor SCI/M din cadrul SNTGN Transgaz SA;
• organizarea și desfășurarea ședinței Comisiei de Monitorizare pentru a se aviza următoarele documente:
  • Situaţia sintetică a rezultatelor autoevaluării la data de 31 decembrie 2019;
  • Situația centralizatoare privind stadiul implementării și dezvoltării sistemului de control intern/managerial la data de 31 decembrie 2019;

• Chestionarul de autoevaluare a stadiului de implementare a standardelor de control intern/managerial pentru autoevaluarea stadiului implementării Sistemului de Control Intern/Managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA";
• Raportul asupra Sistemului de Control Intern/Managerial la data de 31.12.2019;
• Programul de dezvoltare a SCI/M de la nivelul SNTGN Transgaz SA pentru anul 2020;
• Registrul de Riscuri, la nivelul SNTGN Transgaz SA, anul 2020;
• Planul de măsuri pentru minimizarea riscurilor majore identificate în cadrul SNTGN TRANSGAZ SA, anul 2020;
• transmiterea documentelor de la punctul b) către Secretariatul General al Guvernului;
• elaborarea Informării privind monitorizarea performanțelor, la nivelul SNTGN Transgaz, pentru anul 2019; aceasta prezintă o analiză a gradului de realizare a obiectivelor în baza indicatorilor de performanță stabiliți, prin Sistemul de Monitorizare a desfășurării activităților, în ansamblul lor și o evaluare a gradului de realizare a obiectivelor în baza indicatorilor de performanță, stabiliţi pentru anul 2019;
• elaborarea Informării privind stadiul implementării Sistemului de Control Intern/ Managerial, la nivelul Transgaz pentru anul 2019, ca urmare a analizării și centralizării datelor din Chestionarele de autoevaluare transmise de către entitățile organizatorice; acesta prezintă o evaluare a modului de implementare a fiecărui standard în parte, de către fiecare structură organizatorică şi o evaluare generală la nivelul societăţii;
• organizarea ședinței Comisiei de Monitorizare pentru avizarea Informării privind monitorizarea performanțelor, la nivelul SNTGN Transgaz, pentru anul 2019 și a Informării privind stadiul implementării Sistemului de Control Intern/Managerial, la nivelul Transgaz pentru anul 2019;
• transmiterea către Directorul General a Informării privind monitorizarea performanțelor, la nivelul SNTGN Transgaz, pentru anul 2019 și a Informării privind stadiul implementării Sistemului de Control Intern/Managerial, la nivelul Transgaz pentru anul 2019;
• parcurgerea în mod cronologic și succesiv a etapelor aferente procesului de implementare și dezvoltare SCI/M conform Procedurii de sistem Managementul Sistemului de Control Intern/Managerial cod PS 07 SMI;
• continuarea instruirii/consilierii privind prevederile Procedurii de Sistem PS 07 SMI Managementul Sistemului de Control Intern/Managerial;
• transmiterea în cadrul instruirilor/consilierilor de recomandări privind:
  • stabilirea/implementarea de măsuri corective de către structurile organizatorice, pentru creșterea gradului de implementare a Standardului 3 Competență, Performanță, Standardului 6 Planificarea și a Standardului 9 Proceduri (acolo unde e cazul);
  • analizarea obiectivelor, indicatorilor de monitorizare a performanțelor și relevanța acestora;
  • stabilirea de acțiuni în cadrul fiecărui Departament/Direcție independentă/Serviciu independent/Exploatări Teritoriale/Sucursala Mediaș, privind indicatorii de performanță nerealizați și urmărirea realizării lor;
  • stabilirea unor direcții de acțiune/măsuri, în cadrul structurilor organizatorice, care să conducă la îndeplinirea Programului de dezvoltare a SCIM 2018-2021;
• verificarea elaborării/actualizării și postării documentelor SCI/M, pentru anul 2020, cu respectarea structurii organizatorice a societății;
• completarea în timp real a fișelor analitice de către toate structurile organizatorice, aferente standardelor de control intern/managerial conform Procedurii de sistem Managementul SCIM cod PS 07 SMI;

• implementarea platformei IT SCIM din cadrul Direcției Control Intern Managerial și Relații Interinstituționale, la nivelul SNTGN Transgaz SA; platforma IT va aduce îmbunătățiri sistemului de raportare, inclusiv prin debirocratizarea elaborării de documente și eliminarea unor erori de raportare. De asemenea se va putea realiza postarea pe pagina web a platformei IT SCIM a întrebărilor societății și răspunsurilor formulate de Direcția Control Intern Managerial și Relații Interinstituționale, pentru o mai bună diseminare a problematicii din domeniul sistemului de control intern/managerial;
• achizitionarea unei platforme electronice de gestionare a întregului Sistem de Control Intern/Managerial, aceasta realizând implicit:
  • raportarea în timp real a gradului de realizare a indicatorilor de performanţă;
  • avertizarea nerealizării indicatorilor, astfel încât să existe posibilitatea de a lua măsuri de corecție în timp util.
• adaptarea la circumstanțele în continuă schimbare a sistemului de monitorizare/evaluare a performanțelor;
• transformarea sistemului de monitorizare/evaluare într-un sistem de autoevaluare și de învățare în cadrul societății ceea ce ar conduce la realizarea cadrului de revizuiri a obiectivelor și definirii strategiilor de viitor.

5.2.8 Managementul Riscului

Având în vedere dimensiunea şi complexitatea proceselor în care TRANSGAZ este implicată, dinamica factorilor externi, ameninţările mediului cibernetic, complexitatea şi durata proiectelor de investiţii, schimbările generate de factorii de mediu asupra bunei funcţionări a societăţii, dinamica schimbărilor ce au loc pe piețele de energie și în rândul partenerilor contractuali cu o performanță financiară volatilă, se creează un tablou foarte complex, cu potenţiale zone de riscuri şi ameninţări la adresa societății.

Prin urmare, necesitatea ca managementul riscului să devină parte integrantă a managementului general este un obiectiv important al societății.

1. Cadru legislativ

Principalele acte normative care stau la baza reglementării Managementului riscurilor sunt următoarele:

• Ordonanţa Guvernului nr. 119/2015 privind controlul intern/managerial şi controlul financiar preventiv, republicată, cu modificările și completările ulterioare;
• Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern managerial al entităţilor publice - în vigoare din 07.05.2018;
• Metodologia de management al riscurilor 2018, elaborată de Secretariatul General al Guvernului;
• SR EN 31000:2010, Managementul riscului-Principii şi linii directoare;
• SR EN 31010:2010, Managementul riscului-Tehnici de evaluare a riscului.

2. Cadru organizațional al procesului de management de risc

În vederea gestionării riscurilor la nivelul societății, Directorul General al SNTGN Transgaz SA a constituit prin Decizia internă nr. 750/23.07.2018, o structură cu atribuţii în acest sens, denumită Echipa de Gestionare a Riscurilor (EGR), în componenţa următoare:

Preşedinte a EGR este Directorul general adjunct al societăţii domnul Târsac Grigore;

• Membrii în EGR sunt Responsabilii cu riscurile desemnați de către conducătorii Departamentelor/Direcțiilor independente/Sucursalei Mediaș/Exploatărilor Teritoriale/ Serviciilor independente;
• Secretariatul EGR, care este asigurat de Biroul Managementul Riscului/Serviciul Implementare și Monitorizare SCI/M, din cadrul Direcţiei Strategie Bugetară/ Departamentul Strategie şi Management Corporativ.

În cadrul SNTGN Transgaz, adițional Echipei de gestionare a riscurilor (EGR), se constituie, la nivelul fiecărui Departament/Direcție independentă/Sucursala Mediaș/Exploatări Teritoriale, Echipe de Gestionare a Riscurilor (GL-EGR), echipe constituite din şefii de servicii din entităţile respective.

Modul de organizare şi activitatea Echipei de Gestionare a Riscurilor este în responsabilitatea preşedintelui şi este stabilit prin Regulamentul de Organizare și Funcționare a EGR nr. 37021/23.07.2018.

3. Politicile și obiectivele SNTGN Transgaz SA privind Managementul Riscului

Pentru optimizarea procesului de Management al Riscului, sunt stabilite următoarele:

• Declarația–Angajament a Directorului general privind Managementul riscului, prin care sa stabilit următoarele obiective:
  • tratarea eficace a riscurilor la care este expusă societatea;
  • integrarea Managementului riscului în strategia şi programele de dezvoltare ale societăţii;
  • creşterea gradului de informare privind managementul riscului, cu accent pe beneficiile implementării managementului riscului în cadrul societăţii;
  • anticiparea şi creşterea capabilităţii de răspuns la cerinţele contextului în care societatea îşi desfăşoară activitatea;
  • creşterea gradului de implicare a fiecărui angajat în acţiuni privind managementul riscului.
• Strategia de Managementul Riscurilor, este aprobată prin HCA nr. 41/2018; orizontul de timp al acestei strategii este de 4 ani, la fel ca şi al Planului de Administrare al SNTGN TRANSGAZ; aceasta stabileşte atât acţiuni necesare pentru optimizarea procesului de management al riscului cât şi cadrul pentru identificarea, evaluarea, monitorizarea şi controlul riscurilor semnificative, în vederea menţinerii lor la niveluri acceptabile în funcţie de limita de toleranţă la risc; prin strategia de managementul riscului s-a stabilit toleranţa la risc în raport cu expunerea la risc, utilizând o scală cu 3 trepte rezultând o matrice cu 9 ʺvaloriʺ pentru expunerea la risc;
• Procedura de Sistem PS 05 SMI Managementul Riscului a fost aprobată în 31.07.2018; Procedura de Sistem PS 05 SMI stabileşte un set unitar de reguli pentru gestionarea riscurilor și pentru întocmirea și actualizarea Registrului de Riscuri.

4. Acțiuni întreprinse în anul 2019

Esența procesului de management al riscului, din cadrul SNTGN Transgaz SA, este reprezentată de o serie de cinci subprocese:

• stabilirea contextului;
• identificarea riscurilor;
• evaluarea riscurilor;
• tratarea riscurilor;
• monitorizarea, revizuirea și raportarea periodică a riscurilor.

Monitorizarea și continua revizuire a registrelor de riscuri garantează că identificarea, analiza, evaluarea și tratarea riscurilor sunt mereu de actualitate.

Paralel cu procesul de bază, pentru a se asigura că în proces se folosește informația adecvată și pentru diseminarea concluziilor și a informațiilor, se realizează comunicarea și consultarea folosind rețeaua INTRANET "ZoneInterDep" și "zonapublica.transgaz.ro".

În anul 2019, s-au întreprins următoarele acțiuni:

• a) elaborarea Programului de Consiliere, cu privire la Managementul Riscului înregistrat cu nr. 1648/11.01.2019, ca urmare a identificării în anul 2018, a necesității consilierii structurilor organizatorice; tematica abordată stabilită este:
  • legislația aplicabilă: OSGG 600/2018; Standardele de control intern managerial;
  • cadru legal;
  • roluri şi responsabilităţi; pilonii Managementului Riscului;
  • ce este Managementul Riscului?;
  • beneficiile Managementului riscurilor;
  • abordarea proactivă a riscurilor;
  • limita de toleranţă; profilul de risc al societăţii;
  • importanţa Managementului riscului în Strategia de dezvoltare a societăţii;
  • managementul riscului proces sistematic;
  • etapele managementului riscului;
  • ciclul de viaţă al riscului;
  • comunicare și Informare;
  • studiu de caz pentru un risc materializat, particularizat pentru fiecare structură.
• b) consilierea în perioada februarie ÷noiembrie 2019 a tuturor departamentelor/direcțiilor independente/serviciilor independente/Exploatărilor Teritoriale/Sucursalei Mediaș; au participat la consiliere un număr de 401 angajați. Consilierea structurilor, s-a finalizat cu elaborarea Raportului Consilierii structurilor organizatorice din cadrul SNTGN Transgaz cu privire la Standardul 8 Managementul Riscului din cadrul Sistemului de Control Intern/Managerial, având ca anexă Planul de acțiune și calendarul implementării propunerilor/recomandărilor.
• c) demararea acțiunii de evaluare a portofoliului de riscuri existente în SNTGN Transgaz, prin adresa nr. DSMC 351/04.01.2019; în acest sens s-a solicitat tuturor Departamentelor/Direcţiilor independente/Serviciilor independente/Exploatări Teritoriale/Sucursalei Mediaş (conform organigramei valabilă în decembrie 2018), transmiterea Rapoartelor privind desfăşurarea procesului de gestionare a riscurilor, pentru anul 2018;
• d)analizarea și centralizarea, de către Biroul Managementul Riscului, a datelor din Raportele privind monitorizarea și gestionarea riscurilor, de la nivelul departamentelor/direcțiilor independente/serviciilor independente/Exploatărilor Teritoriale/Sucursalei Mediaș și elaborarea Informării privind monitorizarea și gestionarea riscurilor, la nivelul SNTGN Transgaz SA, anul 2018, a Registrului de Riscuri, pe societate, revizuit, 2018 și a profilului de risc, la nivel de societate, la data de 31.12.2018;
• e) elaborarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, a Informării privind gestionarea şi monitorizarea riscurilor la nivelul societății-anul 2018, în baza Rapoartelor privind desfăşurarea procesului de gestionare a riscurilor pentru anul 2018;
• f) propunerea menținerii Limitei de toleranță, pentru anul 2019, stabilită prin Strategia de Managementul Riscurilor;

• g) elaborarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, a Profilului de risc al SNTGN, decembrie 2018;
• h) elaborarea Analizei Riscurilor Strategice de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, cuprinse în Registrul de Riscuri, la nivel de societate-anul 2018, finalizată prin reformularea și gruparea riscurilor strategice (ținând cont de contextual intern și extern) în categoriile, definite în definite în tabelul următor:

Sursă externă
Categoria: Domeniul Politic
Schimbări ale cadrului macroeconomic
Cadrul geopolitic, factorii de natură politică pot afecta încheierea unor contracte de transport internațional
Intervenția guvernamentală în sectorul de activitate
Categoria: Reglementări/Legislativ
Implementarea deficitară/neimplementarea Reglementărilor europene
Modificarea cadrului de reglementare specific pieţei gazelor naturale
Modificarea preţurilor gazelor naturale din România
Restricţii legislative în posibilitatea de diversificare a activităţii generatoare de profit
Remunerarea investiţiilor efectuate și introducerea acestora în Baza de Active Reglementate (RAB) se face cu acceptul ANRE
Posibilitatea scăzută de a obţine un profit mai mare decât cel reglementat, în cadrul unei perioade de reglementare
Categoria: Concurențial
Impactul proiectelor concurente asupra dinamicii fluxului de gaz la nivel european
Categoria: Comercial
Fluctuaţia sezonieră a consumului de gaz
Variaţiile prețului gazului achiziţionat de SNTGN Transgaz
Categoria: Financiar
Creditarea
Cursul valutar
Rata dobânzii
Lichidități
Piața de capital
Categoria: Hazard
SNT poate fi afectat de catastrofe naturale (cutremurele, inundaţiile, alunecările de teren, temperaturile extreme, căderi masive de zăpadă), situații de criză sau război

• i) elaborarea Registrului de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2019; acesta cuprinde riscurile strategice, prezentate în tabelul de mai sus, precum și riscurile operaţionale majore (scor 6 şi 9), escaladate de structurile organizatorice, selectate de Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor;
• j) elaborarea Planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2019, în baza analizei stadiului de implementare a măsurilor de control de minimizarea riscurilor, anul 2018 și a Registrul de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2019;

• k) organizarea și desfășurarea ședinței Echipei de Gestionare a Riscurilor, finalizată cu Procesul Verbal nr. 6239/01.02.2019, în cadrul căreia s-au avizat următoarele documente:
• limita de toleranță, pentru anul 2019 nr. 3885/21.01.2019;
• profilul de risc al SNTGN, decembrie 2018, nr. 3885/21.01.2019;
• analiza riscurilor strategice cuprinse în Registrul de Riscuri, la nivel de societate- anul 2018 nr. 2738/16.01.2019 și reclasificarea riscurilor strategice;
• registrul de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2019, nr. 2740/16.01.2019;
• planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2019, nr. 2877/16.01.2019.
• l) avizarea/aprobarea documentelor de la punctul k) de către Comisia de Monitorizare SCI/M/Directorul General.
• m) declanșarea acțiunii de actualizare/elaborare a documentelor (prin adresa nr. 7953/08.02.2019) în conformitate cu Procedura de Sistem PS 05 SMI Managementul Riscului;
• n) elaborarea și postarea următoarele documente specifice structurilor organizatorice, anul 2019:
  • lista obiectivelor specifice și a indicatorilor de performanță cod F 01 00/PS 05 SMI;
• lista obiectivelor operaționale, indicatorilor, activităților și a riscurilor cod F 02 00/PS 05 SMI;
• registrul de Riscuri la nivel de serviciu, birou RegR-RR cod F 03 00/PS 05 SMI;
• registrul de Riscuri la nivel de departament RegR-RD cod F 05 00/PS 05 SMI;
• plan de măsuri pentru minimizarea riscurilor cod F 06 00/PS 05 SMI;
• Anexa 7 Fișă de Urmărire a Riscului FUR cod F 07 00/PS 05 SMI.
• o) verificarea documentelor postate de către structuri, pentru conformitate cu cerințele Procedurii de Sistem PS 05 SMI;
• p) actualizarea Anexei 1 a Deciziei de constituire a Echipei de Gestionare a Riscurilor nr. 750 din 23.07.2018, prin Decizia nr. 284 din 15.03.2019;
• q) elaborarea Informării privind analiza progresului realizării obiectivelor specifice și a programului de implementare a măsurilor stabilite în Strategia de managementul Riscurilor–SNTGN Transgaz; s-a analizat în ședința Consiliului de Administrație din data 04.07.2019;
• r) completarea Fișelor de Urmărire a Riscurilor strategice cu stadiul implementării măsurilor de control și cu acțiuni noi propuse;
• s) demararea prin adresa nr. DSMC 70025/26.11.2019 a acțiunii de revizuire a riscurilor strategice și operaționale. În acest sens s-a solicitat tuturor Departamentelor/Direcţiilor independente/Serviciilor independente/Exploatări Teritoriale/Sucursalei Mediaş (conform organigramei valabilă în decembrie 2019), revizuirea Registrelor de Riscuri, anul 2019.
• t) revizuirea Registrului de Riscuri, la nivelul societății, anul 2019.
• u) monitorizarea stadiul de implementare a măsurilor de control intern/managerial, stabilite în Planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2019;
• v) elaborarea Informării privind gestionarea riscurilor, la nivelul societății, pentru anul 2019.
• w) elaborarea propunerii Limitei de toleranță, pentru anul 2020, stabilită prin Strategia de Managementul Riscurilor.
• x) elaborarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, Profilul de risc al SNTGN, decembrie 2019.

Profilul de risc al SNTGN Transgaz SA, la data de 31.12.2019 s-a îmbunătățit față de profilul de risc stabilit la data de 31.12.2018, cum se poate observa în figura de mai jos:

Figura 22- Profilul de risc comparativ anii 2017, 2018, 2019

Notă:

Riscuri acceptabile Riscuri cu tolerare scăzută Riscuri intolerabile

Una dintre preocupările conducerii societății este și dezvoltarea și implementarea sistemului de control intern/managerial în cadrul Vestmoldtransgza SRL.

5. Acțiuni de realizat pentru perioada viitoare

• Actualizarea ori de câte ori este nevoie a Deciziei 750/23.07.2018 privind numirea Echipei de Gestionare a Riscurilor;
• Parcurgerea în mod cronologic și succesiv a etapelor aferente procesului de management a riscului conform Procedurii de sistem Managementul Riscului cod PS 05 SMI;
• Elaborarea Registrul de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2020. Acesta cuprinde riscurile strategice, din tabelul nr.1 și riscurile operaţionale majore (scor 6 şi 9), escaladate de structurile organizatorice, selectate de Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor.
• Elaborarea Planului de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2020;
• Organizarea și desfășurarea ședinței Echipei de Gestionare a Riscurilor, pentru avizarea următoarelor documente:
  • limita de toleranță, pentru anul 2020;
  • profilul de risc al SNTGN, decembrie 2019;
  • registrul de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2020;
  • planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2020;
  • informarea privind gestionarea riscurilor, la nivelul societății, pentru anul 2019.
• Actualizarea ori de câte ori este necesar a Fișelor de Urmărire a Riscurilor strategice;
• Monitorizarea stadiului de implementare a Programului de implementare a măsurilor stabilite în Strategia de Managementul Riscului;
• Monitorizarea stadiului de implementare a acțiunilor stabilite prin Planul de acțiune și calendarul implementării propunerilor/recomandărilor, stabilite în urma consilierii structurilor organizatorice;
• Definirea categoriilor de riscuri operaționale;
• Instruiri interne ale structurilor organizatorice nou înfințate, cu privire la elaborarea documentelor aferente Procedurii de Sistem PS 05 SMI Managementul Riscului.
• Achiziționarea unei platforme electronice de gestionare a întregului Sistem de Control Intern /Managerial, aceasta realizând implicit :

• Raportarea în timp real a gradului de realizare a indicatorilor de performanţă şi aplicarea managementului riscurilor pe obiective specifice şi criterii de performanţă, efectuând automat calculele necesare;
• Aplicarea automată a matricelor de calcul în managementul riscului pentru evaluarea şi tratarea riscurilor.

5.2.9 Comunicare

Parte componentă a strategiei de dezvoltare a societății, politica de comunicare și responsabilitate socială are ca obiectiv atât creşterea permanentă a gradului transparent de comunicare și de responsabilizare al companiei faţă de salariaţi, acţionari, parteneri, comunitate şi mediu cât şi eficientizarea tuturor acţiunilor desfăşurate în acest sens.

Sub sloganul "O COMPANIE RESPONSABILĂ ESTE O COMPANIE A VIITORULUI", întreaga activitate de comunicare internă şi externă a societăţii este modelată pe şi se desfăşoară în conformitate cu principiile deontologiei profesionale, eticii, transparenţei şi bunelor practici de business şi colaborare, culturii şi valorilor organizaţionale.

Monitorizarea infografică a ştirilor privind activitatea Transgaz în anul 2019

În urma monitorizării ştirilor privind activitatea Transgaz apărute pe canalele media în anul 2019, menţionăm că acestea au fost în număr de 191, din care:

Nr.	Categorie știri	12 luni			Procent
crt.		2019	2018	%	2019	2018
1.	Ştiri neutre	167	281	-41%	87%	81%
2.	Ştiri pozitive	20	40	-50%	11%	12%
3.	Ştiri negative	4	26	-85%	2%	7%
	Total ştiri	191	347	-45%	100%	100%

Ponderea știrilor privind activitatea Transgaz în anul 2019

Distribuţia pe luni în anul 2019 a referirilor media pozitive, neutre, negative apărute este următoarea:

Grafic 31-Distribuția știrilor pozitive, neutre, negative privind activitatea Transgaz în anul 2019

Distribuţia totală în anul 2019 a referirilor apărute funcţie de tema abordată, investiţii, rezultate financiare, finanţare europeană, piaţa de capital, program de dezvoltare se prezintă astfel:

Distribuția pe luni în anul 2019 a referirilor apărute funcție de tema abordată se prezintă astfel:

Ponderea referirilor apărute în anul 2019 funcție de tema abordată se prezintă astfel:

Monitorizarea știrilor funcție de tema abordată

Grafic 34-Ponderea știrilor funcție de tema abordată în anul 2019

5.2.10 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:

Indicatori cheie de performanță – nefinanciari pentru calculul componentei variabile a remunerației

Nr.			Nr	2019 Planificat Realizat		Grad de
Crt	Indicator	Obiectiv	crt.			realizare
	Operaționali
6.	Monitorizare Realizarea proiectelor FID din Planul de dezvoltare pe 10 ani
	Strategie de	I = (acțiuni realizate +demarate) / acțiuni propuse
	investiții și implementare	Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria (BRUA faza 1).	6.1	Construcție Faza 1	În derulare -s-au sudat peste 300 km din cei 479 km pentru BRUA Faza I; -STC Jupa finalizată și pusă în funcțiune în data de 30.09.2019; -STC Podişor- finalizată și pusă în funcțiune în data de 31.10.2019, -STC Bibești – în execuție, punerea în funcţiune se estimează pentru data de 30 iunie 2020, - finalizare execuție punere în funcțiune secțiunea Jupa – Recaș (parte din lot 3)	100%
		Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea	6.2	Achiziția lucrărilor de proiectare și execuție Obținere Decizie exhaustivă –etapa 2	-Finalizat -Finalizat
		Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1	6.3	Isaccea 1 – demarare construcție Negru Vodă 1 –	- În derulare execuție SMG Isaccea 1 - Proiect tehnic în elaborare
7.	Creșterea	Menținerea ponderii		demarare execuție	(actualizat termenul de finalizare)
	eficienței energetice	consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate sub 1%	7.1	<1	0,49	100%
	Orientați către servicii publice
8.	Indicatori de	Realizarea țintelor	8.1	1 ≥ 90% 𝐼𝑃0	92,44%	100%
	performanță ai serviciului de transport	prevăzute în Standardul de performanță pentru	8.2	1 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
		serviciului de transport și de	8.3	2 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
	gaze naturale	sistem al gazelor naturale	8.4	3 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
		(ordinul ANRE 161/26.11.2015 intrat în	8.5	4 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
		vigoare la 1 octombrie	8.6	5 ≥ 95% 𝐼𝑃1	100%
		2016)	8.7	1 ≥ 95% 𝐼𝑃2	100%
			8.8	2 ≥ 95% 𝐼𝑃2	-
			8.9	1 ≥ 95% 𝐼𝑃3	100%
			8.10	2 ≥ 95% 𝐼𝑃3 3 ≥ 95%	-
			8.11	𝐼𝑃3	-

			8.12	4 ≥ 95% 𝐼𝑃3	-
			8.13	1 ≥ 95% 𝐼𝑃4	-
			8.14	1 ≥ 98% 𝐼𝑃5	100%
			8.15	2 ≥ 98% 𝐼𝑃5	100%
			8.16	1 ≥ 98% 𝐼𝑃6	100%
			8.17	2 ≥ 98% 𝐼𝑃6	100%
				1 ≥ 80%
			8.18	𝐼𝑃7 1 ≥ 98%	96,77%
			8.19	𝐼𝑃8	100%
			8.20	2 ≥ 98% 𝐼𝑃8	-
			8.21	1 ≥ 90% 𝐼𝑃9	-
	Guvernanță corporativă
9.	Implementare a sistemului de control intern/ managerial	Implementarea prevederilor Ordinului SGG nr. 600/2018 pentru aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice cu completările ulterioare. I = standarde implementate/standarde prevăzute de ordinul 600/2018*100	9.1	94%	Realizat -Adresa transmisă către Secretariatul General al Guvernului nr DSMC/1446/ 13.01.2020, privind Stadiul implementării și dezvoltării SCI/M în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2019; Nr. intrare SGG 20/1035/AT data 16.01.2020. -Situația centralizatoare privind stadiul implementării și dezvoltării SCI/M la data de 31.12.2019, nr. 1387/13.01.2020. -Chestionar de Autoevaluare a stadiului de implementare a standardelor SCI/M la data de 31.12.2019, nr. 1383/13.01.2020. -Situația sintetică a rezultatelor autoevaluării la data de 31.12.2019, nr. 1385/13.01.2020. -Actualizarea Deciziei privind constituirea Comisiei de monitorizare,nr.283/15.03.2019; -Actualizarea Deciziei privind numirea Responsabililor SCI/M, nr.282/15.03.2019; -Actualizarea "Programului de dezvoltare a SCI/M de la nivelul SNTGN Transgaz SA" pe anul 2019 nr. 1330/10.01.2019; - Informare privind stadiul de implementare a SCI/M la 31.12.2019, nr. 8209/12.02.2020; -Informare privind monitorizarea performanțelor la nivelul societății pentru anul 2019, nr. DSMC/8211/12.02.2020.	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	7,9	Realizat Adresa nr. SMC 8521/13.02.2020 pentru anul 2019	100%
11.	Stabilirea politicilor management ului de risc și monitorizarea riscului	Realizarea țintelor prevăzute în Planul de administrare privind implementarea cerințelor Standardului 8 din Ordinului SGG nr. 600/2018	11.1	Actualizarea documentelor specifice Managementului riscului	Realizat -Decizia de actualizare a Echipei de Gestionare a Riscurilor nr. 284/15.03.2019; -Limita de toleranță, pentru anul 2019 nr. 3885/ 21.01.2019;	100%

SNTGN TRANSGAZ SA – Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2019 Page 155/203

		privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice.			-Profilul de risc al SNTGN, decembrie 2018, nr. 3885/21.01. 2019; - Profilul de risc al SNTGN, decembrie 2019, nr. 1512/13.01. 2020. -Analiza riscurilor strategice cuprinse în Registrul de Riscuri, la nivel de societate- anul 2018 nr. 2738/16.01.2019 și reclasificarea riscurilor strategice; -Declarația – Angajament a Directorului General privind Managementul Riscului, actualizată în mai 2019
			11.2	Actualizare Registrul riscului Actualizare Plan de masuri pentru minimizare riscuri	Realizat -Registrul de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2019, nr. 2740/16.01.2019; -Planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2019, nr. 2877/16.01.2019.
			11.3	Raportare monitorizare riscuri	Realizat -Informare privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul societății, pentru anul 2019, nr. 1518/ 13.01.2020; -Informare privind analiza progresului realizării obiectivelor specifice și a Programului de implementare a măsurilor stabilite în Strategia de Managementul Riscurilor, nr. DG 37873/27.06.2019; -Informarea CA, de către Comitetul de Audit și Rating privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul SNTGN Transgaz SA pentru anul 2018, nr. DG 37870/27.06.2019, ședința CA din 04.07.2019.
12.	Raportarea la timp a indicatorilor cheie de	Încadrarea în termenele legale de raportare I = termene efective de raportare/ termene	12.1	Calendar de comunicare financiară către BVB	Realizat	100%
	performanță	prevăzute de raportare *100	12.2	Stadiul realizării Planului de dezvoltare a sistemului național de transport gaze naturale pe 10 ani	Realizat Adresa DSMC/16016/ 15.03.2019 Termen 15 martie 2019 Adresa DSMC/11471/26.02.2020 Termen 1 martie 2020
			12.3	Raportare SCI/M	Realizat Adresa nr DSMC/4786/ 25/01.2019 - raportare pt anul 2018. Adresa transmisă către Secretariatul General al Guvernului nr DSMC/1446/ 13.01.2020, privind Stadiul implementării și dezvoltării SCI/M în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2019; Nr. intrare SGG 20/1035/AT data 16.01.2020. (se raportează anual)

			12.4	Raportare privind realizarea indicatorilor de performanță ai serviciului de transport gaze naturale	Realizat Adresa nr. 69593/ 22.11.2019 raportare ANRE pt. anul gazier 2018- 2019 (se raportează anual)
			12.5	Raportare formular S1100 privind monitorizarea aplicării prevederilor OUG 109/2011	Realizat Adresa DSMC 38243/28.06.2019 Raportare aferentă semestrului I 2019 Adresa DSMC 393/07.01.2020 Raportare aferentă semestrului II 2019
13.	Creșterea integrității instituționale prin includerea măsurilor de prevenire a corupției ca element al planurilor manageriale	Respectarea măsurilor asumate prin Planul de integritate aprobat I = măsuri realizate în termen /măsuri propuse*100	13.1	Publicarea rezultatelor evaluării SCIM	Realizat Publicat Raport asupra Sistemului de Control Intern/Managerial la data 31.12.2019, nr. 1427/13.01.2020 la adresa: http://zonapublica.transgaz.ro/Siste m%20de%20Control%20Intern%20 Managerial/Sistem%20de%20Contr ol%20Intern%20Managerial/6.%20 Documente%20de%20evaluare%20i nterna%20si%20raportare/3.%20Ra port%20anual%20al%20SCIM/Rapo rtare%20SCIM%20la%2031.12.%20 2019.pdf	100%
			13.2	Evaluarea anuală a modului de implementare a Planului de integritate și adaptarea acestuia la riscurile și vulnerabilitățile nou apărute	Realizat La nivelul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. a fost realizată evaluarea anuală, iar prin Adresa nr. DG 3328/18.01.2019, a fost transmis către Ministerul Economiei (minister coordonator) Raportul la data de 17.01.2019 privind evaluarea Planului de Integritate al S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., Situația incidentelor de integritate (Anexa 1) și Raportare implementare măsuri S.N.A. (Anexa 2); La nivelul S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. a fost realizată evaluarea anuală, iar prin Adresa nr. DG 5573/31.01.2020, a fost transmis către Secretariatul General al Guvernului Raportul la data de 31.12.2019 privind evaluarea Planului de Integritate al S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., Situația incidentelor de integritate (Anexa 1) și Raportare implementare măsuri S.N.A. (Anexa 2);
			13.3	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): http://zonapublica.transgaz.ro/Strat egia%20de%20lupta%20anticorupti e/

Tabel 35 -Estimări ale indicatorilor cheie de performanță nefinaciari pentru calculul componentei variabile a remunerației în anul 2019

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.

Ulterior în data de 12 octombrie 2016, printr-un Raport Curent transmis la BVB, SNTGN TRANSGAZ SA a raportat pieței conformarea la încă o prevedere din Noul Codul de Guvernanță, respectiv A.2., prevedere ce a fost inclusă în ROF-ul CA la art. 17 și aprobat în Hotărârea AGOA nr. 4 din 23.06.2016.

Orice conformare ulterioară pe care compania o va realiza în acest sens va fi raportată pieței de capital.

Tabel privind conformitatea sau neconformitatea cu prevederile noului Cod

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	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 chestiunea care dă naştere conflictului de interese respectiv.	X
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

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	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
	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

SNTGN TRANSGAZ SA – Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2019 Page 161/203

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
				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 absenţă) şi un raport al Consiliului şi comitetelor cu privire la activităţile acestora.	X
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

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
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
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		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
	descrie scopul, principiile şi prezumţiile ce stau la baza fiecărei componente (inclusiv criteriile generale de performanţă aferente oricărei 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 semnificative, precum şi opinii asupra unor chestiuni supuse deciziei adunării generale.	X		Aceste informaţii sunt cuprinse în raportul anual al Consiliului de Administraţie precum și în

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
				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 de Administrație și ale Comitetelor Consultative

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 18.11.2019, 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 Consiliul de Administrație, din rândul membrilor săi 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 şi aprobat de Consiliul de Administrație prin Hotărârea nr.55/18.11.2019, 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.2 a HAGOA nr.8 din 17.12.2018.

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

Componența Consiliului de Administrație al Transgaz începând cu data de 11.07.2017, urmare a Hotărârii AGOA nr. 3/19.06.2017:

STERIAN ION	Administrator executiv–Director General
PETRU ION VĂDUVA	Administrator neexecutiv
BOGDAN GEORGE ILIESCU	Administrator neexecutiv, independent
MINEA NICOLAE	Administrator neexecutiv, independent
	Administrator neexecutiv, independent
LĂPUȘAN REMUS-GABRIEL	Președinte al Consiliului de Administrație - începând cu 18.03.2019

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.

	Participare ședințe
Administrator	În persoană	În absență (prin mandatar)
STERIAN ION	60	-
PETRU ION VĂDUVA	55	5 prin mandatar
BOGDAN GEORGE ILIESCU	58	2 prin mandatar
MINEA NICOLAE	52	8 prin mandatar
LĂPUȘAN REMUS GABRIEL	56	3 prin madatar și 1 prin absență

În anul 2019 au avut loc 60 ședințe ale Consiliului de Administrație iar prezența membrilor Consiliului de Administrație la aceste ședințe a fost următoarea:

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 a delegat 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 o propunere pentru componenta de management a planului de administrare pe durata mandatului, în vederea realizării indicatorilor de performanță financiari și nefinanciari.

Consiliul de Administrație poate cere completarea sau revizuirea componentei de management a planului de administrare dacă aceasta nu prevede măsurile pentru realizarea obiectivelor cuprinse în scrisoarea de așteptări și nu cuprinde rezultatele prognozate care să asigure evaluarea indicatorilor de performanță financiari și nefinanciari.

După aprobarea planului de administrare de către consiliul de administrație, componenta de management sau, după caz, indicatorii de performanță financiari și nefinanciari aprobați constituie anexă la contractul de mandat încheiat cu directorul.

Evaluarea activităţii directorilor de către consiliul de administraţie va viza atât execuţia contractului de mandat, cât şi a componentei de management a planului de administrare. 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 28.11.2019, 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 politicile Transgaz S.A., în conformitate cu reglementările în vigoare;
• 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 sau desfiinţarea unor sedii secundare: sucursale, agenții, reprezentanțe sau alte asemenea unități fără personalitate juridică, precum și a punctelor de lucru – obiective aparținând 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 28.02.2018, se găseşte pe pagina proprie de internet, la secţiunea Despre noi/ Consiliul de Administraţie.

Ultima actualizare a vizat modificarea Regulamentului Intern privind organizarea și funcționarea Comitetelor Consultative urmare a Hotărârii Consiliului de Administrație nr.10/28.02.2018 prin actualizarea atribuțiilor Comitetului Consultativ de audit și rating.

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;  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

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

COMITETUL CONSULTATIV	MENŢIUNI	ATRIBUŢII
		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 Consiliului de Administraţie,  propuneri privind stabilirea sistemului contabil şi de control financiar şi aprobă planificarea financiar bugetară;  monitorizează eficacitatea sistemelor controlului intern de calitate și a sistemelor de management al riscului entității și, după caz, a auditului intern în ceea ce privește raportarea financiară a entității auditate, fără a încălca independenta acestuia;  monitorizează auditul statutar al situațiilor financiare anuale și al situațiilor financiare anuale consolidate, în special efectuarea acestuia, ținând cont de constatările și concluziile autorității competente, în conformitate cu art.26 alin. (6) din Regulamentul UE nr.537/2014;  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

COMITETUL CONSULTATIV	MENŢIUNI	ATRIBUŢII
		parte, şi societatea şi grupul din care face parte, pe de altă parte;  răspunde de procedura de selecție a auditorului financiar sau a firmei de audit și recomandă adunării generale a acționarilor auditorul financiar sau firma/firmele de audit care urmează a fi desemnată/desemnate în conformitate cu art.16 din Regulamentul UE ne.537/2014, cu excepția cazului în care se aplică art.16 alin.(8) din Regulamentul UE nr.537/2014; evaluează și monitorizează independența auditorilor  financiari sau a firmelor de audit în conformitate cu art.21-25, 28 și 29 din Legea nr.162/2017 privind auditul statutar al situațiilor financiare anuale și al situațiilor financiare anuale consolidate și de modificare a unor acte normative și cu art.6 din Regulamentul UE nr.537/2014 și, în special, oportunitatea prestării unor servicii care nu sunt de audit către entitatea auditată în conformitate cu art.5 din respectivul regulament;  informează membrii Consiliul de Administrație ai entității auditate cu privire la rezultatele auditului statutar și explică în ce mod a contribuit auditul statutar la integritatea raportării financiare și care a fost rolul comitetului în acest proces;  monitorizează procesul de raportare financiară și transmite recomandări sau propuneri pentru a asigura integritatea acestuia; 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;	 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;

COMITETUL CONSULTATIV	MENŢIUNI	ATRIBUŢII
	cel puţin un membru al comitetului trebuie să fie administrator neexecutiv independent; atribuţiile acestui comitet sunt stabilite prin Codul de Guvernanţă Corporativă.	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 prin Codul de Guvernanţă Corporativă.	 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.

Componența comitetelor consultative constituite la nivelul CA al societății

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	Văduva Petru Ion	- administrator neexecutiv
Nominalizare și	Minea Nicolae	- administrator neexecutiv, independent
Remunerare	Iliescu Bogdan George	- administrator neexecutiv, independent
Comitetul de Audit și	Iliescu Bogdan George	- administrator neexecutiv, independent, președinte al Comitetului de Audit și Rating
Rating	Minea Nicolae	- administrator neexecutiv, independent

Denumirea Comitetului Consultativ	Componența Comitetului
	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
Comitetul de	Sterian Ion	- administrator executiv
Reglementare și Relații	Văduva Petru Ion	- administrator neexecutiv
cu Autoritățile Publice	Lăpușan Remus Gabriel	- administrator neexecutiv, independent

Activitatea desfășurată în anul 2019 de către cele cinci comitete consultative constituite la nivelul Consiliului de Administrație în temeiul prevederilor:

• Legeii nr.31/1990 privind societăţile, republicată, cu modificările şi completările ulterioare, art. 138¹ alin. 2, art. 138² alin. 2, art. 140² alin. (1) și alin. (2);
• OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, art. 34 și art. 55 alin. (2) și alin. (3);
• Legeii nr.162/2017 privind auditul statutar al situațiilor financiare anuale și al situațiilor financiare anuale consolidate și de modificare a unor acte normative;
• Codului de Guvernanţă Corporativă al Bursei de Valori Bucureşti;
• Actului Constitutiv al SNTGN Transgaz SA actualizat, Cap.V, art.19 pct. 11;
• Hotărârilor Consiliului de Administraţie: HCA nr. 22/11.07.2017; HCA nr. 15/16.05.2017; HCA nr. 39/17.12.2015; HCA nr.43/19.11.2014; HCA nr.21/ 16.06.2014; HCA nr.2/ 10.02.2014; HCA nr.13/ 29.07.2013; HCA nr.7/ 27.05.2013; HCA nr.16/ 30.10.2009; HCA nr.13/ 24.09.2009,

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 2019 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 2019	Comitetul Consultativ de Nominalizare și Remunerare	Văduva Petru Ion Minea Nicolae Iliescu Bogdan George
2.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Strategie și Dezvoltare în perioada ianuarie - iunie 2019	Comitetul Consultativ de Strategie și Dezvoltare	Sterian Ion Văduva Petru Ion Iliescu Bogdan George Minea Nicolae
3.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice în perioada ianuarie – iunie 2018	Comitetul Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice	Sterian Ion Văduva Petru Ion Lăpușan Remus Gabriel
4.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT în perioada ianuarie – iunie 2019	Comitetul Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT	Sterian Ion Văduva Petru Ion Lăpușan Remus Gabriel
5.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Audit și Rating în perioada ianuarie – iunie 2019	Comitetul Consultativ de Audit și Rating	Iliescu Bogdan George Minea Nicolae Lăpușan Remus Gabriel
6.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Nominalizare și Remunerare în perioada ianuarie – decembrie 2019	Comitetul Consultativ de Nominalizare și Remunerare	Văduva Petru Ion Minea Nicolae Iliescu Bogdan George
7.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Strategie și Dezvoltare în perioada ianuarie - decembrie 2019	Comitetul Consultativ de Strategie și Dezvoltare	Sterian Ion Văduva Petru Ion Iliescu Bogdan George Minea Nicolae
8.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice în perioada ianuarie – decembrie 2019	Comitetul Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice	Sterian Ion Văduva Petru Ion Lăpușan Remus Gabriel
9.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT în perioada ianuarie – decembrie 2019	Comitetul Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT	Sterian Ion Văduva Petru Ion Lăpușan Remus Gabriel
10.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Audit și Rating în perioada ianuarie – decembrie 2019	Comitetul Consultativ de Audit și Rating	Iliescu Bogdan George Lăpușan Remus Gabriel Minea Nicolae

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 dintr-o componentă variabilă pe baza indicatorilor de performanţă financiari și nefinanciari.

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, sau-prin 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.

Transparenţa

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.

Responsabilitate socială (CSR)

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.

Angajamentul asumat de conducerea companiei prin "Declaraţia de politică privind sistemul de management integrat calitate – mediu", 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.

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 2019 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 Transgaz la adresa: http://www.transgaz.ro/responsabilitate-socială.

ACTE JURIDICE ÎNCHEIATE ÎN CONDIŢIILE ART.52 ALIN.(1) ŞI ALIN.(6) DIN O.U.G nr.109/30.11.2011

În anul 2019 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:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 70T/2018 pentru trimestrul I 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	14.781.004,88 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 71T/2018 pentru trimestrul I 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	6.227.865,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 257L/2018 pentru luna ianuarie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	3.156.784,28 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 259L/2018 pentru luna ianuarie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	2.465.609,55 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi Electrocentrale Constanța S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 25T/2018 pentru trimestrul I 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	794.661,29 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi Electrocentrale București S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 76T/2018 pentru trimestrul I 2019

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	15.099.339,17 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi Electrocentrale București S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 266L/2018 pentru luna ianuarie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	3.369.880,63 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 326L/23.01.2019 pentru luna februarie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	2.391.421,38 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 327L/23.01.2019 pentru luna februarie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	2.950.925,82 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi Electrocentrale București S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 273L/23.01.2019 pentru luna februarie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	3.358.634,60 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 380L/20.02.2019 pentru luna martie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	303.420,25 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 381L/20.02.2019 pentru luna martie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	2.214.462,43 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi Electrocentrale București S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 360L/20.02.2019 pentru luna martie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	2.174.262,93 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 430L/20.03.2019 pentru luna aprilie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Valoarea contractului	852.569,55 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 431L/20.03.2019 pentru luna aprilie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	1.052.012,60 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi Electrocentrale București S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 411L/20.03.2019 pentru luna aprilie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	2.419.923,73 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE CONSTANŢA S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 429L/20.03.2019 pentru luna aprilie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	260.989,85 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 482L/17.04.2019 pentru luna mai 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	977.913,32 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 483L/17.04.2019 pentru luna mai 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	4.260.595,79 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	BENEFICIAR: Vestmoldtransgaz S.R.L.
	PRESTATOR: Societatea Națională de Transport Gaze Naturale Transgaz S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract de prestare servicii nr. 223 , încheiat la data de 24.09.2018
Obiectul Contractului	Servicii de suport la crearea şi funcţionarea continuă a comisiilor de achiziţii ale Vestmoldtransgaz S.R.L.
Valoarea contractului	Valoarea contractului a fost calculată conform Art. 1.1. și Art. 4.4. din Contract, respectiv 948.776,58 lei "1.1. În schimbul prestării Serviciilor, Beneficiarul se obligă să plătească Prestatorului un preț format din costurile înregistrate de către Prestator conform art. 4.4. din prezentul Contract ca urmare a prestării Serviciilor, plus o marjă de profit de 5% din costurile salariale astfel înregistrate. 4.4. Pe durata prezentului Contract, Prestatorul va suporta cheltuielile pentru remunerarea salariaților săi desemnați să presteze servicii pentru VMTG, inclusiv cheltuielile cu delegarea acestora (cazare, transport, diurnă)."
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 546L/22.05.2019 pentru luna iunie 2019

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	931.770,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 547L/22.05.2019 pentru luna iunie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	2.366.910,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. Transgaz S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 202T/07.06.2019 pentru trimestrul III 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	9.174.424,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 638L/17.07.2019 pentru luna august 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	239.102,54 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 639L/17.07.2019 pentru luna august 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	2.445.807,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 674L/21.08.2019 pentru luna septembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	496.944,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 675L/21.08.2019 pentru luna septembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	2.840.292,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	Cumpărător – SNTGN Transgaz SA Mediaș Vânzător – SNGN ROMGAZ SA Mediaș
Data încheierii și natura contractului	Data încheierii 26.09.2019 Încheiat în urma derulării licitației nr. BRMGY_2019_250 din data de 03.09.2019 pe piața centralizată (BRM) în cadrul ședinței de tranzacționare pe Ringul Simplu Competitiv pe termen mediu si lung administrată de Bursa Română de Mărfuri.
Obiectul Contractului	Achiziție gaze naturale pentru acoperirea consumului tehnologic al SNTGN Transgaz SA, în perioada 1 octombrie 2019 - 30 septembrie 2020, contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale încheiat cu SNGN ROMGAZ SA Mediaș
Valoarea contractului	91.208.664 lei, fără TVA, accize și va include tariful de rezervare de capacitate
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 13/26.08.2019 (perioada 1 octombrie 2019 – 1 octombrie 2020)

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	110.610.021,50 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 75/26.08.2019 (perioada 1 octombrie 2019 – 1 octombrie 2020)
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	7.469.467,45 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 26T/26.08.2019 pentru trimestrul IV 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	8.185.337,89 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 37/26.08.2019 (perioada 1 octombrie 2019 – 1 octombrie 2020)
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	22.349.465,07 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 8T/26.08.2019 pentru trimestrul IV 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	3.853.744,17 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE CONSTANȚA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 38/26.08.2019 (perioada 1 octombrie 2019 – 1 octombrie 2020)
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	1.312.682,72 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE CONSTANȚA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 18T/26.08.2019 pentru trimestrul IV 2019 și trimestrul I 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	2.286.117,19 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi COMPLEXUL ENERGETIC HUNEDOARA SA
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 51T/26.08.2019 pentru trimestrul IV 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	565.770,74 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 51L/18.09.2019 pentru luna octombrie 2019

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	2.419.049,66 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	SNTGN TRANSGAZ SA – SNGN ROMGAZ SA MEDIAS
Data încheierii şi natura contractului	25.10.2019 - Contract de vânzare - cumpărare
Obiectul Contractului	Achiziționarea gazelor naturale necesare asigurării stocului minim stabilit prin decizia ANRE nr.1773/16.10.2019
Valoarea contractului	8.516.663,19 lei
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 123L/23.10.2019 pentru luna noiembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	1.547.595,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 125L/23.10.2019 pentru luna noiembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	1.642.446,33 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 88L/23.10.2019 pentru luna noiembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	2.953.939,28 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE CONSTANȚA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 113L/23.10.2019 pentru luna noiembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	757.928,71 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 120T/12.11.2019 pentru trimestrul I 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	17.170.462,40 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 122T/12.11.2019 pentru trimestrul I 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	3.342.002,66 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 218L/20.11.2019 pentru luna decembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Valoarea contractului	4.593.542,80 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 219L/20.11.2019 pentru luna decembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	2.234.921,99 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 98T/12.11.2019 pentru trimestrul I 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	14.435.714,98 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 183L/20.11.2019 pentru luna decembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	8.997.810,39 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE CONSTANȚA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 176L/20.11.2019 pentru luna decembrie 2019
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	654.059,70 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)

Erata referitoare la actele juridice raportate în data de 25.01.2019 Data raportului: 09.07.2019

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute in contract
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	În loc de "Contract nr. 70T/2018" se va citi "Contract nr. 70T/21.12.2018"
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	În loc de "Contract nr. 71T/2018" se va citi "Contract nr. 71T/21.12.2018"
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Termene și modalități de plata	Punctul (6) al ART. 6 din raport se înlocuiește cu punctul (6) de mai jos: (6) În situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR: (i) cu minimum 5 zile calendaristice anterior datei de începere a fiecărei luni de prestare a serviciilor, o factură de plată în avans, a cărei valoare este egală cu valoarea capacităţii rezervate, calculată pentru perioada lunii de prestare a serviciilor, la care se adaugă valoarea componentei volumetrice, calculată la nivelul contractual al capacităţii pentru aceeaşi perioadă; (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârşitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	În loc de "Contract nr. 257L/2018" se va citi "Contract nr. 257L/27.12.2018"

Erata referitoare la actele juridice raportate în data de 25.01.2019 Data raportului: 09.07.2019
Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute in contract
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 17 din raport se înlocuiește cu ART. 18 de mai jos: ART. 18 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 3 zile lucrătoare înainte de începerea perioadei de prestare a serviciului de transport. (2) Nivelul garanţiei financiare de plată constituite de UR va fi egal cu valoarea facturii lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (3) Garanţia financiară de plată constituită conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport şi îşi încetează valabilitatea în a 60-a zi calendaristică de la încetarea contractului prin ajungerea lui la termen. (4) UR poate înlătura opţiunea de a constitui o garanţie pentru prestarea serviciului de transport prin efectuarea de plăţi în avans. În acest sens, UR declară OTS, în scris, în termen de maximum două zile lucrătoare de la data terminării perioadei de rezervare de capacitate, opţiunea de plată în avans. (5) Suma de plată în avans este egală cu contravaloarea facturii lunare pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (6) Plata în avans/Factura de avans se compensează cu factura de regularizare a lunii pentru care s-a efectuat plata. (7) În cazul în care plata în avans respectivă nu acoperă valoarea facturii de regularizare a lunii respective, diferenţa este plătită de către UR la data scadentă a facturii.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	În loc de "Contract nr. 259L/2018" se va citi "Contract nr. 259L/27.12.2018"
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 17 din raport se înlocuiește cu ART. 18 de mai jos: ART. 18 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 3 zile lucrătoare înainte de începerea perioadei de prestare a serviciului de transport. (2) Nivelul garanţiei financiare de plată constituite de UR va fi egal cu valoarea facturii lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (3) Garanţia financiară de plată constituită conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport şi îşi încetează valabilitatea în a 60-a zi calendaristică de la încetarea contractului prin ajungerea lui la termen. (4) UR poate înlătura opţiunea de a constitui o garanţie pentru prestarea serviciului de transport prin efectuarea de plăţi în avans. În acest sens, UR declară OTS, în scris, în termen de maximum două zile lucrătoare de la data terminării perioadei de rezervare de capacitate, opţiunea de plată în avans. (5) Suma de plată în avans este egală cu contravaloarea facturii lunare pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (6) Plata în avans/Factura de avans se compensează cu factura de regularizare a lunii pentru care s-a efectuat plata. (7) În cazul în care plata în avans respectivă nu acoperă valoarea facturii de regularizare a lunii respective, diferenţa este plătită de către UR la data scadentă a facturii.

Erata referitoare la actele juridice raportate în data de 25.01.2019 Data raportului: 09.07.2019
Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute in contract Punctul (6) al ART. 6 din raport se înlocuiește cu punctul (6) de mai jos: (6) În situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR: (i) cu minimum 5 zile calendaristice anterior datei de începere a fiecărei luni de prestare a serviciilor, o factură de plată în avans, a cărei valoare este egală cu valoarea capacităţii rezervate, calculată pentru perioada lunii de prestare a serviciilor, la care se adaugă valoarea componentei volumetrice, calculată la nivelul contractual al capacităţii pentru aceeaşi perioadă; (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârşitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale.
Termene și modalități de plata
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi Electrocentrale Constanța S.A.
Data încheierii şi natura contractului	În loc de "Contract nr. 25T/2018" se va citi "Contract nr. 25T/21.12.2018"
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Termene și modalități de plata	Punctul (6) al ART. 6 din raport se înlocuiește cu punctul (6) de mai jos: (6) În situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR: (i) cu minimum 5 zile calendaristice anterior datei de începere a fiecărei luni de prestare a serviciilor, o factură de plată în avans, a cărei valoare este egală cu valoarea capacităţii rezervate, calculată pentru perioada lunii de prestare a serviciilor, la care se adaugă valoarea componentei volumetrice, calculată la nivelul contractual al capacităţii pentru aceeaşi perioadă; (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârşitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi Electrocentrale București S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	În loc de "Contract nr. 76T/2018" se va citi "Contract nr. 76T/21.12.2018"
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Termene și modalități de plata	Punctul (6) al ART. 6 din raport se înlocuiește cu punctul (6) de mai jos: (6) În situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR: (i) cu minimum 5 zile calendaristice anterior datei de începere a fiecărei luni de prestare a serviciilor, o factură de plată în avans, a cărei valoare este egală cu valoarea capacităţii rezervate, calculată pentru perioada lunii de prestare a serviciilor, la care se adaugă valoarea componentei volumetrice, calculată la nivelul contractual al capacităţii pentru aceeaşi perioadă; (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârşitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi Electrocentrale București S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	În loc de "Contract nr. 266L/2018" se va citi "Contract nr. 266L/27.12.2018"
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 17 din raport se înlocuiește cu ART. 18 de mai jos: ART. 18 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 3 zile lucrătoare înainte de începerea perioadei de prestare a serviciului de transport. (2) Nivelul garanţiei financiare de plată constituite de UR va fi egal cu valoarea facturii lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (3) Garanţia financiară de plată constituită conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport şi

Erata referitoare la actele juridice raportate în data de 25.01.2019 Data raportului: 09.07.2019
Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute in contract
	îşi încetează valabilitatea în a 60-a zi calendaristică de la încetarea contractului prin ajungerea lui la termen. (4) UR poate înlătura opţiunea de a constitui o garanţie pentru prestarea serviciului de transport prin efectuarea de plăţi în avans. În acest sens, UR declară OTS, în scris, în termen de maximum două zile lucrătoare de la data terminării perioadei de rezervare de capacitate, opţiunea de plată în avans. (5) Suma de plată în avans este egală cu contravaloarea facturii lunare pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (6) Plata în avans/Factura de avans se compensează cu factura de regularizare a lunii pentru care s-a efectuat plata. (7) În cazul în care plata în avans respectivă nu acoperă valoarea facturii de regularizare a lunii respective, diferenţa este plătită de către UR la data scadentă a facturii.
Termene și modalități de plata	Punctul (6) al ART. 6 din raport se înlocuiește cu punctul (6) de mai jos: (6) În situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR: (i) cu minimum 5 zile calendaristice anterior datei de începere a fiecărei luni de prestare a serviciilor, o factură de plată în avans, a cărei valoare este egală cu valoarea capacităţii rezervate, calculată pentru perioada lunii de prestare a serviciilor, la care se adaugă valoarea componentei volumetrice, calculată la nivelul contractual al capacităţii pentru aceeaşi perioadă; (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârşitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale.

În conformitate cu prevederile art. 234 alin. 1, lit. i) din Regulamentul ASF nr. 5/2018 privind emitenții de instrumente financiare si operațiuni de piață, SNTGN Transgaz SA raportează un act juridic a cărui valoare depășește 10% din cifra de afaceri netă aferentă anului financiar 2018.

Obiectivul de investiții "Consolidarea sistemului de transport în România, între Onești – Isaccea și inversarea fluxului la Isaccea" – faza 2 (Interconectarea Sistemului Național de Transport cu Sistemul Internațional și reverse flow la Isaccea – faza 2): Modernizarea Stației de comprimare Onești și Modernizarea Stației de comprimare Siliștea, este cuprins in Programul de Modernizare și Dezvoltare Investiții pentru anul 2019 al SNTGN TRANSGAZ S.A. Mediaș, la poziția 2.2.6.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute in contract
Părți contractante	Lider de asociere: IRIGC IMPEX S.R.L. Asociat 1: EURO CONSTRUCT INTERNAȚIONAL S.R.L. Asociat 2: INSPET S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Acord contractual nr. 669/05.07.2019. privind proiectarea și execuția lucrărilor: "Consolidarea sistemului de transport din România, între Onești – Isaccea și inversarea fluxului la Isaccea" – faza 2 (Interconectarea Sistemului Național de Transport cu Sistemul Internațional și reverse flow la Isaccea – faza 2): Modernizarea Stației de comprimare Onești și Modernizarea Stației de comprimare Siliștea
Obiectul Contractului	"Consolidarea sistemului de transport din România, între Onești – Isaccea și inversarea fluxului la Isaccea" – faza 2 (Interconectarea Sistemului Național de Transport cu Sistemul Internațional și reverse flow la Isaccea – faza 2): Modernizarea Stației de comprimare Onești și Modernizarea Stației de comprimare Siliștea

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute in contract
Valoarea contractului	64.300.000,00 euro exclusiv TVA
Creanțe reciproce	Nu este cazul
Garanții constituite, penalități stipulate	GARANȚII 1. Garanție de bună execuție în valoare de 6.430.000 euro (reprezentând 10% din Prețul Contractului fără TVA). 2. Asigurare pentru daune aduse terților (10% din valoarea Contractului pentru fiecare eveniment și 20% din valoarea Contractului, în agregat) PENALITĂȚI 1. 4.000 lei/zi, sumă reținută pentru întârzierea transmiterii Programului de Execuție. 2. 10% din totalul sumelor aferente punctelor (a) și (b) din subclauza 50.1[Situația de lucrări], valoare reținută din Certificat de Plată dacă Antreprenorul nu reușește să atingă un punct de referință la termenul stabilit. 3. valoarea penalităților de întârziere, pentru fiecare zi de întârziere este prețul contractului (sau al Sectorului) la semnarea Contractului împărțit la durata de execuție la semnarea contractului exprimată în zile. 4. 10.000 lei/zi pentru înlocuirea personalului cheie al Antreprenorului fără respectarea prevederilor subclauzelor 14.3 și/sau 14.4 pe eveniment. 5. 5.000 lei/zi pentru nerespectarea prevederilor subclauzei 27.2. 6. 20.000 lei/zi pentru nerespectarea prevederilor subclauzei 27.3. 7. 5.000 lei/zi pentru nerespectarea prevederilor subclauzei 30.1.
Termene și modalități de plata	1. Posibilitatea plății în avans într-o singură tranșă până la maxim 30% din prețul Contractului, la prezentarea facturii de avans, dar nu mai devreme de 7 zile de la semnarea contractului, valoarea deducerilor procentuale din Certificatele de platî se va face cu 30% din fiecare certificat în parte. 2. Beneficiarul va plăti sumele certificate de către Supervizor în termen de 30 de zile de la primirea Certificatului de plată. Supervizorul va verifica situațiile de lucrări transmise de către Antreprenor și în termen de 30 de zile de la primirea situației de lucrări va emite un certificat de plată către Beneficiar. 3. Beneficiarul va plăti sumele certificate de către Supervizor în termen de 30 de zile de la primirea Certificatului final de plată.

6.2 Activitatea pe 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 reuşit să performeze şi pe piaţa de capital, fiind pe întreg anul 2019, prezentă în Top 10 tranzacționare la Bursa de Valori București, în funcție de valoarea tranzacționată. De asemenea, în luna decembrie 2019 Transgaz s-a situat pe locul 7 în Top 15 companii listate, în funcție de capitalizarea bursieră.

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.

În conformitate cu prevederile Hotărârii nr. 5 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din data de 06.06.2019, Societatea Națională de Transport Gaze Naturale Transgaz SA efectuează plata dividendelor aferente exercițiului financiar 2018 prin intermediul Depozitarului Central

SA și BRD Groupe Societe Generale, agentul de plată desemnat, începând cu data de 16 iulie 2019 (data plății), pentru acționarii înregistrați la data de înregistrare 25 iunie 2019, valoarea dividendului brut/acțiune fiind de 21,66 lei.

Acţiunea TGN

În anul 2019 prețul de închidere al acțiunii TGN a urmat un trend ușor ascendent, înregistrând însă în primele patru luni ale anului valori inferioare celor din 2018. Ulterior, prețul de închidere a oscilat în jurul valorii de 365 lei/acțiune, depășind valorile atinse în anul 2018.

Astfel, în ultima zi de tranzacționare a lunii ianuarie 2019 prețul de închidere al acțiunii TGN a fost de 333,00 lei/acțiune, cu 22% mai puțin decât la sfârșitul lunii ianuarie 2018. Apoi, în cursul lunii februarie prețul de închidere al acțiunii TGN a avut valori oscilante, înregistrând valoarea de 346,00 lei/acțiune, în data de 18.02.2019, pe fondul publicării rezultatelor financiare preliminate pentru anul financiar 2018.

Ulterior, pe parcursul lunilor martie și aprilie 2019 prețul de închidere al acțiunii TGN a continuat să crească, având însă valori inferioare celor din anul 2018, înregistrând la sfârșitul lunii martie valoarea de 339,00 lei/acțiune, iar la data de 30.04.2019 valoarea de 355,00 lei/acțiune, cu 17% respectiv 11% mai puțin față de perioada similară a anului precedent. Prețul acțiunii Transgaz a urmat și în luna mai același trend ascendent, egalând valoarea înregistrată în mai 2018, de 370,00 lei/acțiune.

În luna iunie, pe fondul așteptării investitorilor privind aprobarea de către AGA a valorii dividendului aferent anului financiar 2018, prețul de închidere al acțiunii TGN a atins valori apropiate de maximul anului 2019, respectiv prețul de 370 lei/acțiune înregistrat în data de 3 iunie 2019.

În cea de-a doua jumătate a anului 2019 acțiunea TGN a păstrat trendul ascendent, cu valori peste cele din aceeași perioadă a anului 2018, înregistrând o ușoară scădere în luna august. Astfel, în ultimele luni ale perioadei analizate, prețul de închidere al acțiunii Transgaz a depășit, în principal, valorile atinse în intervalul similar al anului 2018, înregistrându-se creșteri între 4% și 14%. În cursul lunii decembrie prețul de închidere al acțiunii TGN a înregistrat valori peste media anuală, maximul perioadei de 373,5 lei/acțiune fiind atins la data de 09.12.2019, pe fondul așteptării investitorilor privind plata unor dividende suplimentare.

Grafic 35-Prețul de închidere TGN în perioada 01.01.2019–31.12.2019 vs. 01.01.2018–31.12.2018

Volumele tranzacționate dar și valorile tranzacțiilor au înregistrat în anul 2019 valori oscilante. Comparativ cu anul 2018, volumele tranzacționate dar și valorile tranzacțiilor din perioada analizată a anului 2019 au înregistrat valori inferioare. Pe fondul așteptării de către investitori a aprobării situațiilor financiare anuale și a valorii dividendului aferent anului financiar 2018, în

lunile ianuarie și aprilie 2019 volumele tranzacționate au depășit ușor nivelul atins în perioada similară a anului 2018.

Astfel, în anul 2019, volumele tranzacționate au scăzut în medie cu aproximativ 50%, iar valorile tranzacțiilor cu 55%, atingând însă în data de 05.02.2019 maximele perioadei, cu un volum de 12.731 acțiuni tranzacționate și o valoare de 4.191 milioane lei.

Grafic 37-Valoare tranzacții TGN–mil lei în perioada 01.01.2019–31.12.2019 vs. 01.01.2018–31.12.2018

Principalele evenimente corporative care au influențat prețul acțiunii în anul 2019

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

Data	P/BV	PER*	DIVY	EPS
31.12.2019	1,14	8,55	6,09	42,10
31.12.2018	1,00	6,39	14,72	49,44

În perioada încheiată la 31 decembrie 2019, indicatorul bursier P/BV (raportul prețului pe valoarea contabilă a unei acțiuni) a crescut comparativ cu aceeași perioadă a anului 2018, valoarea de 1,14 înregistrată, indicând faptul că acțiunea TGN este o acțiune corect evaluată de piață.

Totodată, indicatorul PER (prețul acțiunii/profitul pe acțiune) a înregistrat o creștere datorată prețului mai mare al acțiunii TGN la 31.12.2019, de 360,00 lei/acțiune, comparativ cu prețul înregistrat la 31.12.2018, de 316,00 lei/acțiune.

Scăderea randamentului dividendelor (DIVY), comparativ cu valoarea înregistrată la 31.12.2018, este datorată valorii mai mici a dividendului aferent anului financiar 2018, respectiv 21,66 lei/acțiune (conf. AGOA din data de 06.06.2019) față de 46,52 lei/acțiune (dividende aferente anului financiar 2017, de 45,38 lei/acțiune și dividendele aprobate conf. AGOA nr. 7 din 03.12.2018, de 1,14 lei/acțiune) dividend brut.

De asemenea, din datele prezentate se poate observa că EPS (profitul pe acțiune) a înregistrat la data de 31.12.2019, o scădere față de aceeași perioadă a anului 2018, înregistrând valoarea de 42,10.

Compania		P/E	P/BV	EV/EBITDA
Enagas	Spania	12,8	2,1	10,7
SNAM SpA	Italia	14,5	2,6	12,9
Fluxys	Belgia	36,2	3,3	12,9
Media		21,2	2,7	12,2
Transgaz	Romania	7,8	1,1	6,4
Premium /Discount		-63%	-61%	-47%

Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz comparativ cu cei ai companilor similare din Europa, la începutul anului 2020, este următoarea:

Sursa: Bloomberg la data de 22.01.2020

Tabel 36-Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz comparativ cu companii similare din Europa

Capitalizarea bursieră

Capitalizarea bursieră a companiei la data de 31.12.2019 a fost de 4,24 miliarde lei (~887 mil. euro), respectiv cu 518 milioane lei (~ 90 milioane euro) peste nivelul înregistrat la 31.12.2018.

Monedă	Anul 2019		Anul 2018
	03.01.2019	31.12.2019	03.01.2018	31.12.2018
LEI	3.696.987.016	4.238.583.840	4.627.120.692	3.720.534.704
EURO	792.392.622	887.011.372	996.966.451	797.730.377
Curs Euro/BNR	4,6656	4,7785	4,6412	4,6639

Valoarea capitalizării bursiere înregistrată la sfârșitul anului 2019 este apropiată de maximul istoric atins în anul 2017. Astfel, urmare a valorii capitalizării bursiere înregistrate de către companie în luna decembrie 2019, Bursa de Valori Bucureşti a clasat Transgaz pe poziția a 7 a în Top 15 companii listate la BVB, în funcție de capitalizarea bursieră.

Evoluția acțiunii TGN comparativ cu indicii bursieri BET, BET-NG și BET-BK pe parcursul anului 2019

Grafic 39-Evoluția acțiunii TGN comparativ cu indicii bursieri BET, BET-NG și BET-BK în anul 2019

După cum se poate observa, pe întreaga perioadă a anului 2019 acţiunea TGN a avut o evoluție similară cu cea a principalilor indici bursieri BET, BET-NG şi BET-BK, dar cu valori inferioare acestora.

6.3 Politica cu privire la dividend

În anul 2019, propunerea pentru determinarea valorii dividendelor aferente anului financiar 2018 s-a realizat prin aplicarea cotei de 50,00875% asupra profitului net, după reîntregirea acestuia cu suma cheltuielilor reprezentând participarea salariaților la profit, cu care a fost afectat profitul brut înainte de impozitare, în baza OG nr.64/2001 și a precizărilor aprobate prin OMFP nr.144/2005.

Astfel, în conformitate cu prevederile Hotărârii nr. 5 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din data de 06.06.2019, Societatea Națională de Transport Gaze Naturale Transgaz SA efectuează plata dividendelor aferente exercițiului financiar 2018 prin intermediul Depozitarului Central SA și BRD Groupe Societe Generale, agentul de plată desemnat, începând cu data de 16 iulie 2019 (data plății), pentru acționarii înregistrați la data de înregistrare 25 iunie 2019, valoarea dividendului brut/acțiune fiind de 21,66 lei.

Până la sfârșitul anului 2019, societatea a plătit acționarilor dividende nete aferente anului financiar 2018 distribuite conform HAGOA nr.5 din data de 06.06.2019 în valoare de 250.332.016,02 lei pentru un număr de 11.689.003 acțiuni.

Ratingul Transgaz

Începând cu anul 2006 și până în martie 2019, S&P Global Ratings a acordat și monitorizat ratingul Transgaz. Obținerea acestuia de către companie a fost un pas necesar în abordarea unei politici de deschidere spre piețele de capital internaționale, în perspectiva atragerii unor surse de finanțare cât mai avantajoase și oferind totodată un instrument valoros investitorilor în procesul de listare la bursă IPO cât și SPO.

În acest sens, în data de 20 iunie 2018, S&P Global Ratings a publicat ultimul raport privind revizuirea perspectivei operatorului Sistemului Național de Transport gaze naturale SNTGN Transgaz SA, de la stabil la negativ și în același timp, a afirmat ratingul de credit al companiei la BB +.

Urmare a analizei interne și respectând toate prevederile legale în ceea ce privește achiziția serviciilor de rating, în data de 28.03.2019, compania a încheiat cu agenția Fitch un contract pentru acordarea unui rating privat într-un anumit moment (PPIT). Astfel, urmare a evaluării, la data de 28 iunie 2019, agenția a atribuit Transgaz, ratingul privat acordat într-un anumit moment 'BBB-' cu Perspectivă Stabilă.

Ulterior, în data de 10 iulie 2019, Transgaz a încheiat cu Agenția de rating Fitch un contract de publicare și supraveghere a ratingului obținut, astfel că, în data de 17.07.2019, Agenția Internațională de Rating Fitch a făcut public la solicitarea Transgaz ratingul acordat companiei, respectiv 'BBB-' cu Perspectivă Stabilă. Acest rating reflectă "profilul solid al activității Transgaz în calitate de concesionar și operator al rețelei de transport gaze naturale din România, precum și preconizarea unei contracții progresive a activității internaționale de tranzit al gazelor care derivă din traseele tradiționale. Ratingul este susținut de reglementările privind transportul gazelor din țară și așteptările noastre că o investiție actuală semnificativă în coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) va fi adăugată la baza de active reglementată a Transgaz (RAB) care stă la baza unor câștiguri viitoare", conform raportului agenției.

6.4 Fuziuni sau reorganizări semnificative

În anul 2019 nu au avut loc fuzionări sau reorganizări în cadrul SNTGN Transgaz SA. Lista tuturor entităţilor în care Transgaz deţine participaţii

• 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, participația 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 așteaptă ca Transgaz să recupereze vreo sumă din această participaţie şi nu înregistrează nici un fel de obligații 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, distribuția, stocarea şi furnizarea gazelor naturale, transporturi prin conducte, depozitări, precum şi activități de consultanță pentru afaceri şi management (înființarea acestei filiale a fost aprobată prin HAGEA nr. 10 din data de 12.12.2017); filiala a achiziționat în anul 2018 Întreprinderii de Stat Vestmoldtrasgaz care operează conducta Iași–Ungheni pe teritoriul Moldovei.

În anul 2019 Transgaz a participat la majorarea capitalului social al EUROTRANSGAZ cu suma de 13.784.238 euro și 83.471.503 lei moldovenești în vederea funcționării și asigurării surselor financiare necesare derulării programului de investiții al Întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz.

7.MANAGEMENTUL SOCIETĂŢII

7.1 OBIECTIVE STRATEGICE PRIVIND ADMINISTRAREA SNTGN TRANSGAZ SA ÎN PERIOADA 2017-2021

Urmărind atingerea deplină a dezideratelor propuse şi îndeplinirea obiectivelor strategice privind eficacitatea operaţională, optimizarea performanţelor şi dezvoltarea durabilă a societăţii, respectând principiile bunei guvernanţe corporative, Consiliul de Administraţie al companiei doreşte să continue cu aceeaşi responsabilitate, eficienţă, transparenţă şi profesionalism faţă de toate părţile interesate, drumul deschis în mandatul 2013-2017 pentru construcţia şi dezvoltarea unui viitor solid şi performant infrastructurii naționale de transport gaze naturale, al sectorului energetic românesc.

Astfel că, obiectivele strategice stabilite în mandatul 2013-2017, în contextul alinierii la cerințele politicii energetice europene, SIGURANȚĂ ȘI SECURITATE ENERGETICĂ, COMPETITIVITATE și DEZVOLTARE DURABILĂ sunt preluate în Planul de Administrare al SNTGN Transgaz SA pentru perioada 2017-2021 și completate cu obiective și direcții de acțiune noi specifice activității societății în contextul actual.

Structurate în funcţie de cele patru perspective ale Balance Score Card (BSC), direcțiile de acțiune prevăzute în Componenta de administrare a Planului de Administrare al SNTGN Transgaz SA în perioada 2017-2021 vizează:

Perspectiva părților interesate
OBIECTIV STRATEGIC 1: Continuitatea activității și asigurării siguranței și securității energetice
Direcții de acțiune
 Creșterea nivelului de securitate a SNT și de asigurare a aprovizionării cu gaze naturale
Piețe de energie competitive - prin crearea condiţiilor tehnice necesare pentru dezvoltarea  pieței de gaze naturale
 Modernizarea Sistemului de Guvernanță Corporativă
Perspectiva internă/proceselor
OBIECTIV STRATEGIC 2: Creșterea gradului de COMPETITIVITATE a societății
Direcții de acțiune
 Dezvoltarea și modernizarea tuturor proceselor operaționale
 Creşterea eficienţei energetice şi reducerea impactului negativ al proceselor tehnologice asupra mediului înconjurător
Perspectiva dezvoltării/personal
OBIECTIV STRATEGIC 3: Creșterea gradului de DEZVOLTARE DURABILĂ a societății prin creșterea capitalului uman, informațional, organizațional și alinierea la reglementările europene incidente activității companiei și asigurarea sustenabilității
Direcții de acțiune
 Optimizarea proceselor de management al resurselor umane
 Alinierea la reglementările europene incidente activității companiei și asigurarea sustenabilității
Perspectiva financiară
OBIECTIV STRATEGIC 4: Menţinerea echilibrului financiar şi a stabilităţii operaţionale
Direcții de acțiune
Asigurarea performanței financiare, economice și sociale sustenabile 

Eforturile managemetului executiv sunt întreptate spre realizarea obiectivelor strategice ale societății, prin operaționalizare măsurilor stabilite în Componenta de management.

7.2 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.

Nr. crt.	Nume şi prenume	Funcţia	Număr acţiuni la 31.12.2018	Cota de participare (%)
1	Lupean Marius	Director	20	0,000169
2	Tătaru Ion	Director	25	0,000212
3	Comanita Adela	Director	7	0,000059
4	Şai Alexandru	Director	10	0,000084
5	Laţa Ilie	Director	46	0,000390
6	Nita Viorel	Director	5	0,000042

Membrii conducerii executive a companiei care dețin acțiuni Transgaz la data de 31.12.2019:

Tabel 37- Membrii conducerii executive a Transgaz, care deţin acţiuni la companie la data de 31.12.2019

Conducerea executivă a societăţii la 31.12.2019:

Nr. crt.	Nume şi prenume	Funcţia	Departament/Direcţie
1.	Sterian Ion	Director General	SNTGN Transgaz SA
2.	Hategan Gheorghe	Director General Adjunct	SNTGN Transgaz SA
3.	Târsac Grigore	Director General Adjunct	SNTGN Transgaz SA
4.	Lupean Marius Vasile	Director Economic	Departament Economic
5.	Ghidiu Elisabeta	Director	Departament Strategie si Management Corporativ
6.	Tătaru Ion	Director	Departament Dezvoltare
7.	Leahu Mihai Leontin	Director	Departament Proiectare Cercetare
8.	Stroia Gheorghe Marius	Director	Departament Operare
9.	Cosma Emil Florin	Director	Departament Exploatare şi Mentenanţă
10.	Beldiman Ion	Director	Departament Management Energetic, Automatizări și SCADA
11.	Luca Bogdan Avram	Director	Departamentul Achiziții Sectoriale și Contractări
12.	Mateş Angela Aneta	Director	Departament Organizare, Resurse Umane
13.	Sârbu Ionel	Director	Departamentul Reglementări și Formalități Terenuri
14.	Sasu Elena	Director	Direcţia Buget, Finanţe
15.	Comăniță Adela Marinela	Director	Direcția Contabilitate

16.	Niculaie-Faranga Dan	Director	Direcția Finanțări, Suport Reprezentanțe și Proiecte Speciale
17.	Niculescu Oana Cristina	Director	Directia Strategie Bugetară
18.	Mihai Cornel	Director	Direcția Activități Corporative și Reprezentare
19.	Mocanu Daniela Meri	Director, cu delegare atributii director departament	Direcția Fonduri Europene
20.	Oniga Ciprian	Director	Direcția Proiecte Speciale și Suport Tehnic
21.	Banu Larisa	Director	Direcția Operare PVT
22.	Bunea Florin	Director	Dispeceratul National de Gaze Naturale
23.	Rău Ioan	Director	Direcţia Comerciala
24.	Șai Ioan Alexandru	Director	Directia Măsurare Calitate Gaze Naturale
25.	Dragoman Irina Georgiana	Director	Direcția Reglementări Gaze Naturale
26.	Barbu Viorel	Director	Directia Reabilitare SNT
27.	Petrescu Monica Alexandra	Director	Direcția Achiziții Proiecte Speciale
28.	Grajdan Vasilica	Director	Direcția Organizare și Planificare Resurse Umane
29.	Ene Alin	Director	Direcția Inspecție Generală
30.	Drăghici Aurelian	Director	Direcția Analiză, Verificare și Avizare Proiecte
31.	Achim Viorel Ciprian	Director	Direcția Mediu, Protecție și Securitate
32.	Iuga Alexandru	Director	Direcția Aprovizionare și Transport
33.	Lupu Emil	Director	Direcția Arheologică
34.	Iancu Cristina Daniela	Director adjunct cu delegare atributii director	Direcția Juridică
35.	Vlahbei Andra Ioana	Director adjunct	Direcția Reglementări Gaze Naturale
36.	Lața Ilie	Director sucursală	Sucursala Mediaş
37.	Velicea Angela	Director economic	Sucursala Mediaş
38.	Gurgu Victorel	Director exploatare / Director cu delegare atribuții Manager proiect UMP BRUA	Exploatarea Teritorială București
39.	Alexandru Ionel	Director	Exploatarea Teritorială Arad
40.	Cristolovean Gheorghe	Director	Exploatarea Teritorială Brașov
41.	Schimdt-Hăineală Eduard-Cristian	Director	Exploatarea Teritorială Bacău
42.	Dumitru Nicușor	Șef serviciu cu atribuții de director exploatare	Expoatarea Teritorială Brăila
43.	Niță Viorel	Director	Exploatarea Teritorială Craiova
44.	Călburean Ioan Eugen	Inginer șef cu atribuții de director exploatare	Exploatarea Teritorială Cluj
45.	Andrei Romeo	Inginer șef cu atribuții de director exploatare	Exploatarea Teritorială Constanța
46.	Oancea Paul	Inginer șef cu atribuții de director exploatare	Exploatarea Teritorială Mediaș

Tabel 38-Conducerea executivă a SNTGN Transgaz SA

8. 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 2019.

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;
• Art. 4.1 lit (h) din Contractul de Mandat al Administratorilor încheiat la 28.12.2017

admnistratorii societăţii supun aprobării Adunării Generale a Acţionarilor, descărcarea de gestiune pentru activitatea desfăşurată în anul 2019, 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:

LĂPUȘAN REMUS GABRIEL – Administrator neexecutiv – Președinte al Consiliului de Administrație

ION STERIAN – Administrator executiv - Director general

PETRU ION VĂDUVA – Administrator neexecutiv

BOGDAN GEORGE ILIESCU – Administrator neexecutiv

MINEA NICOLAE – Administrator neexecutiv

LISTĂ TABELE

Tabel 1-Structuctura Acționariatului la 31.12.20196
Tabel 2 – Evoluția indicatorilor standard de performanță în 2019 vs 2018 8
Tabel 3- Evoluția principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2019 9
Tabel 4 - Evoluția indicatorilor de pro fitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în perioada 2017-2019 11
Tabel 5 –Indicatorilor cheie de performanță financiari pentru calculul componentei variabile a remunerației în anul
2019 realizat vs bugetat 12
Tabel 6-Indicatori cheie de performanță nefinaciari pentru calculul componentei variabile a remunerației în anul 2019 16
Tabel 7- Gradul de realizare a proiectelor majore din Planul de dezvoltare pe 10 ani 62
Tabel 8 -Principalele componente ale SNT la 31.12.2019 77
Tabel 9 - Principalele componente ale SNT la 31.12.2019, din perspectiva duratei de funcţionare 78
Tabel 10- Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate, transportate şi a consumului tehnologic 82
Tabel 11- Cantităţile de gaze naturale cu titlu de consum tehnologic realizate vs. programate în perioada 2017-2019
83 Tabel 12 - Situaţia contractelor încheiate prin proceduri de achiziţie (proceduri simplificate/licitații
deschise/NFIPPCO) în perioada 01.01- 31.12.2019 92
Tabel 13 - Situația contractelor încheiate prin achiziţii directe în perioada 01.01-31.12.2019 94
Tabel 14- Situația poziției financiare consolidate a societății în perioada 2018-2019 95
Tabel 15-Situația contului de profit și pierdere consolidat 2019 vs2018 99
Tabel 16- Veniturile activității de exploatare- Realizări 2019 vs 2018 99
Tabel 17- Cheltuielile activității de exploatare realizate 2019 vs 2018 100
Tabel 18 - Situația fluxurilor de trezorerie consolidate– 2019 vs 2018 101
Tabel 19 - Rezultatele financiare 2019 vs. 2018 102
Tabel 21- Rezultate financiare 2019 vs.Buget 2019105
Tabel 22 – Realizări 12 luni 2019 vs. realizări 12 luni 2018 și Realizări 12 luni 2019 vs. BVC (%)107
Tabel 23 – Realizări 2019 vs. Plan de administrare 2019 107
Tabel 24 - Gradul de realizare al indicatorilor standard de performanță la 31 decembrie 2019 vs Plan de administrare 2017-2021112
Tabel 25– Realizarea indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în 2019 vs Plan de administrare 2017
– 2021113
Tabel 26-Cerințe instruire 2020116
Tabel 27- Evoluția numărului mediu de angajați în perioada 2016-2018 aprobată în planul de management125
Tabel 28- Evoluția numărului de angajați în perioada 2017-2019 126
Tabel 29 - Lucrări tehnice programate/lucrări tehnice normate în anul 2019126
Tabel 30- Evoluția structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2017-2019 127
Tabel 31- Evoluția numărului de personal în cadrul Vestmoldtransgaz128
Tabel 32- Situația numărului de cursurilor organizate pentru angajații societății în perioada 2016-2019130
Tabel 33- Situația numărului de participanți la cursuri de calificare/perfecționare în perioada 2016-2019 131
Tabel 34- Situația bugetului de sponsorizare 2019133
Tabel 35 – Bugetul de sponsorizare pt.anul 2019 și sumele acordate în anul 2019 133
Tabel 36 -Estimări ale indicatorilor cheie de performanță nefinaciari pentru calculul componentei variabile a
remunerației157
Tabel 37-Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz comparativ cu companii similare din Europa194
Tabel 38- Membrii conducerii executive a Transgaz, care deţin acţiuni la companie la data de 31.12.2019199
Tabel 39-Conducerea executivă a SNTGN Transgaz SA 200

LISTĂ GRAFICE

Grafic 1-Structura Acţionariatului Transgaz la 31.122019 6
Grafic 2- Evoluția numărului de acționari ai Transgaz de la listare și până la 31.12.2019 6
Grafic 3 -Cifra de afaceri 2017-2019 (mii lei)	Grafic 4-Profitul net 2017-2019 (mii lei)9
Grafic 5- Evoluția veniturilor, cheltuielilor și profitului din exploatare, înainte de activitatea de construcții conform cu
IFRIC12 în perioada 2017-2019 10
Grafic 6-Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2019 10
Grafic 7-Evoluţia cheltuielilor de investiţii şi reabilitare în perioada 2017–2019 (mii lei) 10
Grafic 8-Evoluţia indicatorilor de profitabilitate în perioada 2017-2019 11
Grafic 9-Evoluţia indicatorilor de lichiditate în perioada 2017 - 2019 12

Grafic 10- Ponderea principalilor utilizatori ai SNT în perioada 01 ianuarie -31 decembrie 2019 81
Grafic 11-Cantităţile de gaze naturale vehiculate, transportate şi consumul tehnologic 82
Grafic 12-Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate şi transportate şi a consumului tehnologic 82
Grafic 13-Evoluţia ponderii consumului tehnologic în total gaze vehiculate în perioada 2017-2019 82
Grafic 14-Nivelul consumului tehnologic total realizat vs. total programat 2019 83
Grafic 15-Stadiu PMDI -ianuarie 2019 84
Grafic 16-Stadiu PMDI-decembrie 2019 84
Grafic 17 - PRRASM 2019 - Reparații și reabilitare SNT -Stadiu Ianuarie 2019 87
Grafic 18 - PRRASM 2018 - Reparații și reabilitare SNT -Stadiu Decembrie 2019 88
Grafic 19 - PRRASM 2018 – Servicii de asigurare a mentenanței SNT 90
Grafic 20-Situaţia procedurilor de achiziţii la 31.12.2019 91
Grafic 21-Situaţia achiziţiilor directe la 31.12.2019 93
Grafic 22-Situaţia procedurilor PAAS pentru Moldova la 31.12.2019 94
Grafic 23 - Rezultate financiare 2019 vs. 2018 (mii lei)102
Grafic 24- Rezultate financiare 2019 (%)103
Grafic 25- Realizări 12 luni 2019 vs. realizări 12 luni 2018 și realizări 12 luni 2019 vs. BVC 2019107
Grafic 26 - Ponderea consumului tehnologic în total gaze naturale vehiculate prin SNT în perioada 2013-2019125
Grafic 27-Evoluţia numărului de angajaţi în perioada 2017-2019 aprobat vs realizat. Error! Bookmark not defined.
Grafic 28-Evoluţia numărului de angajaţi în anul 2019 vs. 2018126
Grafic 29- Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2017-2019 127
Grafic 30- Bugetul de sponsorizare pt.anul 2019 și sumele acordate în anul 2019 133
Grafic 31-Distribuția știrilor pozitive, neutre, negative privind activitatea Transgaz în anul 2019153
Grafic 32-Monitorizarea știrilor funcție de tema abordată în anul 2019 153
Grafic 33-Monitorizarea lunară a știrilor funcție de tema abordată în anul 2019 153
Grafic 34-Ponderea știrilor funcție de tema abordată în anul 2019 153
Grafic 35-Prețul de închidere TGN în perioada 01.01.2019–31.12.2019 vs. 01.01.2018–31.12.2018 192
Grafic 36-Volum tranzacții TGN în perioada 01.01.2019–31.12.2019 vs. 01.01.2018–31.12.2018193
Grafic 37-Valoare tranzacții TGN–mil lei în perioada 01.01.2019–31.12.2019 vs. 01.01.2018–31.12.2018 193
Grafic 38 - Evoluţia capitalizării bursiere a Transgaz la data de 31.12.2019 vs. 31.12.2018 195
Grafic 39-Evoluția acțiunii TGN comparativ cu indicii bursieri BET, BET-NG și BET-BK în anul 2019196

LISTĂ FIGURI

Figura 1-Harta Proiectelor majore din SNT 17
Figura 2 - Punctele de interconectare ale sistemului românesc de 18
Figura 3-Harta proiectului major de dezvoltare al coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Austria – Faza 1 19
Figura 4-Harta proiectului major de dezvoltare al coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Austria – Faza II 29
Figura 5-Coridorul sudic Marea Neagră–Podișor 31
Figura 6- Harta proiectului major de dezvoltare pentru interconectarea SNT 34
Figura 7-Dezvoltări ale SNT în zona de Nord–Est a României 37
Figura 8-Dezvoltare BRUA faza 3 41
Figura 9-Dezvoltări ale SNT la Marea Neagră 42
Figura 10-Interconectarea SNT cu Serbia pe direcția Recaș–Mokrin 45
Figura 11-Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1 48
Figura 12- Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale România 51
Figura 13- Dezvoltarea/Modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale 52
Figura 14- Creșterea capacității de transport gaze naturale a interconectării 54
Figura 15- Eastring 55
Figura 16-Harta Sistemului Naţional de Transport al Gazelor Naturale 77
Figura 17-Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT 80
Figura 18 -Indicatori de performanță112
Figura 19 -Structura organizatorică a Sistemului de control intern/managerial din cadrul SNTGN Transgaz SA140
Figura 20- Evoluția gradului de conformitate a SCI/M la nivelul SNTGN Transgaz SA în perioada 2013-2019 144
Figura 21-Evoluția gradului mediu de implementare a standardelor sistemului de control intern/managerial, la
nivelul societății, anii 2017, 2018, 2019 144
Figura 22- Profilul de risc comparativ anii 2017, 2018, 2019151

D E C L A R A Ţ I A

persoanelor responsabile din cadrul SNTGN Transgaz SA în conformitate cu art. 223, lit. A, alin.(1), lit.c din Regulamentul ASF nr. 5/2018

Conform art. 223, lit. A alin.(1), lit. c din Regulamentul ASF nr. 5/2018, privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni de piață, declarăm următoarele:

• după cunoștințele noastre, situația financiar-contabilă anuală consolidată la 31 decembrie 2019, a fost întocmită în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară aprobate de către Uniunea Europeană și oferă o imagine corectă și conformă cu realitatea a activelor, obligațiilor, poziției financiare, contului de profit și pierdere;
• raportul administratorilor consolidat cuprinde o analiză corectă a dezvoltării și performanțelor societății precum și o descriere a principalelor riscuri și incertitudini specifice activității desfășurate.

Lăpușan Remus Gabriel – Președinte CA

Sterian Ion – Director General, Administrator executiv

Văduva Petru Ion – Administrator neexecutiv

Iliescu Bogdan George - Administrator neexecutiv

Minea Nicolae - Administrator neexecutiv