S.N.T.G.N. Transgaz S.A. — Management Reports 2021

Apr 27, 2021

SOCIETATEA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE TRANSGAZ SA

RAPORTUL ADMINISTRATORILOR

-CONSOLIDAT-

www.transgaz.ro

CUPRINS

MESAJUL ADMINISTRATORILOR CATRE ACȚIONARI, INVESTITORI
1. DATE GENERALE DESPRE EMITENT
1.1 Date de identificare raport şi emitent
1.2 Misiune, Viziune, Valori Organizaţionale…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
1.3 Actionariat
1.4 Organizare
2. SUMAR EXECUTIV CONSOLIDAT
2.1 Indicatori ai rezultatelor economico-financiare consolidate
3. SUMAR EXECUTIV INDIVIDUAL
3.1 Indicatori ai rezultatelor economico-financiare individuale
3.2 Indicatori cheie de performanță financiari (KPI) ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 75
4. STRATEGIA DE DEZVOLTARE
4.1 Proiecte strategice
4.2. Accesare Fonduri Europene
4.3 Cooperare Internațională
4.4. Acorduri de Interconectare
4.5 Retehnologizare și automatizare - SCADA
4.6 Activitatea de operare, dezvoltare, reparații, reabilitare și asigurare a mentenenței SNT …………………… 88
4.6.1 Principalele componente ale infrastructurii SNT
4.6.2. Activitatea de operare
4.6.3. Politica de investiţii
4.6.4 Politica privind mentenanţa SNT
4.7 Controlul achiziţiilor
5. RAPORTARE FINANCIARĂ CONSOLIDATĂ
5.1 Poziţia financiară consolidată……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
5.2 Rezultatul global consolidat
5.3 Situaţia fluxurilor de trezorerie consolidate……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
5.4 Analiza factorială a activității ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
5.5 Evaluarea activităţii privind managementul riscului financiar………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
6, RAPORTARE FINANCIARĂ INDIVIDUALĂ ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
6.1 Poziţia financiară individuală……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
6.2 Rezultatul global individual
6.3 Situaţia fluxurilor de trezorerie individuale……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
6.4 Analiza factorială a activității ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
6.5 Evaluarea activităţii privind managementul riscului financiar
6.6 Indicatori de performanță economico-financiară în perioada 2017-2021 …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
7. RAPORTARE NEFINANCIARĂ CONSOLIDATĂ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
7.1 Declarația nefinanciară………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
7.2 Management responsabil şi strategii sustenabile
7.2.1 Management Integrat Calitate-Mediu, Sănătate și Securitate Ocupațională ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
7.2.2 Protecţia mediului
7,2,3 Resurse Umane
7.2.4 Social şi Responsabilitate corporativă…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
7.2.5 Etică şi integritate
7.2.6 Politica de conformitate
7.2.7 Sistemul de Control Intern/Managerial și Managementul Riscului………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
7.2.8 Managementul Riscului
7.2.9 Comunicare
7.2.10 Indicatori cheie de performanță nefinanciari
8. GUVERNANŢA CORPORATIVA 8.1 DECLARAȚIA DE GUVERNANȚĂ CORPORATIVĂ …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
8.2 Activitatea pe piața de capital
8.3 Politica cu privire la dividend
8.4 Fuziuni sau reorganizări semnificative
9. MANAGEMENTUL SOCIETÄŢI!!
9.1 OBIECTIVE STRATEGICE PRIVIND ADMINISTRAREA TRANSGAZ SA İN PERIOADA 2017-2021282
9.2 Managementul executiv
10. DESCĂRCAREA DE GESTIUNE A ADMINISTRATORILOR

MESAJUL ADMINISTRATORILOR CĂTRE ACȚIONARI, INVESTITORI

Stimați acționari, Stimați investitori,

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

SNTGN TRANSGAZ SA este operatorul tehnic al Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale și asigură în condiții de eficienţă, transparenţă, siguranţă, acces nediscriminatoriu și competitivitate a strategiei naționale stabilite pentru transportul intern şi internaţional, dispecerizarea gazelor naturale, cercetarea 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 Administrație fiind numit de Adunarea Generală a Acționarilor conform prevederilor OUG 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, 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 recunoastere 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 Transqaz în Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport (SNT) gaze naturale pentru perioada 2020-2029, aprobat prin decizia ANRE nr.2210/25.11.2020, reprezintă investiții strategice pentru securitatea energetică și 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 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 peste 4 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 protecţie a mediului.

Investiţiile propuse au ca rezultat asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu ţările 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 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 condiții 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 pieței de capital.

Respectând principiile bunei guvernanţe corporative, administratorii companiei vor continua să acţioneze 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 performanțelor și dezvoltarea durabilă a societății.

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 Hotărâa nr. 11/13.03.2020, implementarea Planului de Măsuri în situația declarării epidemiei generate de virusul de tip COVID -19, afectării sănătății salariațiior 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 actualizat periodic, funcție de modificările intervenite.

Cu aleasă consideraţie,

ION STERIAN – Administrator executiv – Director general

LĂPUȘAN REMUS GABRIEL - Saministrator neexecutiv - Președintele Consiliului de Administrație

PETRU ION VĂDUVA – Administrator neexecutiv

BOGDAN GEORGE ILIESCU - Administrator neexequtiv

MINEA NICOLAE - Administrator neexecutiv

1. DATE GENERALE DESPRE EMITENT

1.1 Date de identificare raport și emitent

Raport elaborat conform prevederilor Legii nr.24/2017, privind emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă. Pentru anul încheiat la: 31 decembrie 2020 Data raportului: 21 martie 2021 Denumirea societății comerciale: Societatea Națională 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 și 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 cerințele politicii energetice europene, misiunea SNTGN Transgaz SA o reprezintă îndeplinirea în condiții de eficiență, transparență, siguranță și competitivitate a strategiei energetice naţionale stabilite pentru transportul intern şi internaţional al gazelor naturale, dispecerizarea gazelor naturale și 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 organizaționale și a performanțelor profesionale;
• implementarea reglementărilor din sectorul gazelor naturale;
• îmbunătăţirea informatizării activităţii de transport gaze naturale, elaborarea unor proiecte de acte normative și acțiuni de susținere 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 internațională a gazelor naturale, un lider pe piața energetică din regiune, cu un sistem naţional de transport gaze naturale modern, integrat la nivel european și un sistem de management performant.

Viziunea ca mesaj către comunitate

Îndeplinirea cu responsabilitate a misiunii de serviciu public, funcționare sigură a Sistemului National 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 continuu către excelență profesională.

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

• · tradiție și profesionalism;
• etica și deontologia profesională;
• " respect față de mediu și oameni;
• responsabilitate față de partenerii de afaceri și de dialog social, față de instituțiile statului, față 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 qaze 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 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 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.

Număr acțiuni Procent % Denumire acționar 6.888.840 58.5097 Statul Român prin Secretariatul General al Guvernului 4.885.004 41,4903 Free float - Alți acționari (pers. fizice și juridice), din care 1.087.663 9,2380 V persoane fizice 32,2523 3.797.341 V persoane juridice 100 11 773 844 Total

La data de 31.12.2020 structura acționariatului SNTGN Transgaz SA este următoarea:

Tabel 1-Structura Acționariatului la 31.12.2020

Capitalul social al Transgaz la data de 31 decembrie 2020 este de 117.738.440 lei și este împărțit în 11.773.844 acțiuni nominative, fiecare acțiune având valoarea nominală de 10 lei.

Structura acționariatului la data de 31 decembrie 2020

· Statul Român prin SGG · Persoane fizice · Persoane Juridice

În ceea ce privește numărul de acţionari, conform registrului acţionarilor Transgaz la data de referință de 31.12.2020 sunt înregistrați un număr de 9.583 acționari TGN, cu 757 de acționari mai mult față de data de 31.12.2019.

-- Număr acționari

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 "Romqaz" S.A. fiind desființată, iar principalele activităti din sectorul gazelor naturale au fost separate și organizate în activități 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. Mediaș ca operator de transport şi de sistem al Sistemului Național de Transport al gazelor naturale, s-a stabilit ca Societatea Națională 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 asiguranței în aprovizionarea cu gaze naturale și 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 asiguranței în aprovizionarea cu gaze naturale.

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

• Sediul Transgaz: Municipiul Mediaş, str. Piaţa C.l. Motaş nr. 1, jud. Sibiu, cod 551130;
• Departamentul Exploatare și Mentenanță: Municipiul Mediaș, str. George Enescu nr. 11, jud. Sibiu, cod 551018;
• Departamentul Proiectare și Cercetare: Municipiul Mediaș, 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;
• · Reprezentanță 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 componență 9 exploatări teritoriale și 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 Brașov, jud. Brașov, cod 500449;
• = Exploatarea teritorială Bucureşti, str. Lacul Ursului nr. 24, sector 6, Bucureşti, cod 060594;
• ™ Exploatarea teritorială Cluj, str. Crișului 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 CONSOLIDAT

2.1 Indicatori ai rezultatelor economico-financiare consolidate

Activitatea economico-financiară a SNTGN Transgaz SA la 31 decembrie 2020 s-a desfășurat în baza indicatorilor cuprinși în bugetul de venituri și cheltuieli aprobat prin HAGOA nr. 2/2020. Valoarea la 31 decembrie 2020 a indicatorilor standard de performanță față de valoarea acestora la data de 31 decembrie 2019 este prezentată în tabelul următor:

Nr.	Criteriul de performanță	Obiectiv de performanță	U.M.	Coeficient	Realizat consolidat
crt.				de ponderare	2020	2019
1.	Investiții puse în functiune	Realizarea nivelului programat	mii lei	0,15	2.267.731	57.400
2.	EBITDA	Creșterea EBITDA	mii lei	0,15	413.213	537 004
3.	Productivitatea muncii	productivității Cresterea unități muncii in valorice(cifra de afaceri/nr. mediu de personal)	lei/ pers.	0,15	352	433
4.	Plăți restante	plăților Efectuarea în termenul contractual (în prețuri curente)	mii lei	0,15	0	0
5.	Creante restante	Reducerea volumului de creanțe restante (în prețuri curente)	mii lei	0,1	464.287	404.509
6.	Consumul de gaze în SNT	Încadrarea în cantitățile de gaze naturale reprezentând consumul de gaze în SNT	%	0,15	92,38%	82,97%
7.	Cheltuieli de exploatare a 1.000 lei venituri din exploatare	Reducerea cheltuielilor de 1.000 exploatare lei a venituri din exploatare	lei	0,15	877	783

Tabel 2 – Indicatori standard de performanță consolidați 2020 vs. 2019

Principalii indicatori economico-financiari consolidați realizați în perioada 2017-2020 se prezintă astfel:

Nr. crt.	Indicator	Realizări la 31 decembrie (mii lei)	Dinamica
		2017	2018	2019	2020	(%)
0	1	2	3	4	5	6=5/4*10 0
1.	Cifra de afaceri	1.800.079	1.741.929	1.850.405	1.474.078	79,66
2.	Venituri exploatare din înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.719.993	1.608.398	1.575.925	1.338.015	84,90
3.	Venituri din activitatea de echilibrare	120.686	235.427	324.688	199.239	61,36

Nr.		Realizări la 31 decembrie (mii lei)	Dinamica
crt.	Indicator	2017	2018	2019	2020	(%)
4.	Venituri din activitatea de conform construcții cu IFRIC12	63.950	405.794	868.357	1.587.548	182,82
5.	Venituri financiare	190.548	48.634	101.618	68.929	67,83
6.	Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare și de constructii activitatea de conform cu IFRIC12	1.055.371	1.052.177	1.234.622	1.173.521	95,05
7.	Cheltuieli qazele de cu echilibrare	120.686	235.427	324.688	199.239	61,36
8.	Costul activelor construite conform cu IFRIC12	63.950	405.794	868.357	1.587.548	182,82
9.	Cheltuieli financiare	150.228	26.973	30.779	33.872	110.05
10.	Profit brut	704.942	577.882	412.143	199.552	48,52
11.	Impozit pe profit	125.305	98.323	86.676	47.511	54,81
12.	Venituri din impozitul pe profit amânat	3.876	10.927	15.833	13.183	83,26
13.	Profit net	583.513	490.486	341.394	165.224	48,40
14.	Rezultatul global total aferent perioadei	601.338	487.868	340.426	153.134	44,98
15.	Gaze transportate mii mc	12.869.908	12.975.921	13.227.501	12.380.266	93,59
16.	Cheltuieli de investiții	95 599	468.151	892.739	1.898.974	179,92
17.	Cheltuieli de reabilitare	13.954	21.646	12.687	17.258	136,03
18.	Consum tehnologic mii lei	73.831	70.003	66.257	79.187	119,51
19.	Consum tehnologic mii mc	95.243	81.034	65.208	69.325	106,31

Tabel 3- Evoluția principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2020

Grafic 4-Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2020 (mii lei)

Grafic 5-Evoluţia cheltuielilor de investiţii și reabilitare în perioada 2017-2020 (mii lei)

Valorile indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune în perioada 2017-2020:

Nr. crt.	Indicatori	Formula de calcul	2017	2018	2019	2020
1.	Indicatori de profitabilitate
	EBITDA în total vânzări	EBITDA	47,17%	42,83%	29,02%	28,03%
		Cifra de afaceri
	EBITDA în capitaluri	EBITDA	22,53%	20,12%	14,22%	11,03%
	proprii	Capitaluri proprii
	Rata profitului brut	Profitul brut	39,16%	33,18%	22,27%	13,54%
		Cifra de afaceri
	Rata rentabilității	Profit net	15,48%	13,22%	9,04%	4,41%
	capitalului	Capitaluri proprii
2.	Indicatori de lichiditate
	Indicatorul lichidității	Active circulante	5,57	3,60	2,58	1,65
	curente	Datorii pe termen scurt
	Indicatorul lichidității	Active circulante-Stocuri	5,27	2,99	1,65	1,37
	imediate	Datorii pe termen scurt
3.	Indicatori de risc
	Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat	1,85%	6,29%	17,51%	42,53%
		Capitaluri proprii
	Rata de acoperire a	EBIT	8.932,75	220,69	78,88	9,57
	dobânzii	Cheltuieli cu dobândă
4.	Indicatori de gestiune
	Viteza de rotație a debitelor-clienți	Sold mediu clienți x 365 zile	142,85	141,49	137,09	167,42
		Cifra de afaceri
	Viteza de rotație a	Sold mediu furnizori x 365 zile	19,43	35,52	40,78	55,23
	creditelor-furnizori	Cifra de afaceri

Tabel 4- Evoluția indicatorilor de profitabilitate, risc și gestiune în perioada 2017-2020

Grafic 6- Evoluția indicatorilor de profitabilitate în perioada 2017-2020

3. SUMAR EXECUTIV INDIVIDUAL

3.1 Indicatori ai rezultatelor economico-financiare individuale

Activitatea economico-financiară a SNTGN Transgaz SA în anul 2020 s-a desfășurat în baza indicatorilor cuprinși în bugetul de venituri și cheltuieli aprobat prin HAGOA nr. 2/2020.

Valoarea la 31 decembrie 2020 a indicatorilor standard de performanță față de valoarea acestora la data de 31 decembrie 2019 este prezentată în tabelul următor:

Nr.	Criteriul de performanță	Obiectiv de	U.M.	Coeficient de	Realizat
crt.		performanță		ponderare	2020	2019
1.	Investiții puse în functiune	Realizarea nivelului programat	mii lei	0,15	2.020.454	57.400
2.	EBITDA	Cresterea EBITDA	mii lei	0,15	414.677	541 590
3.	Productivitatea muncii	Creșterea productivității muncii în unități valorice (cifra de afaceri/nr. mediu de personal)	lei/ pers.	0,15	355	436
4.	Plăți restante	Efectuarea plăților în termenul contractual (în prețuri curente)	mii lei	0,15	0	0
5.	Creante restante	Reducerea volumului de creanțe restante (în prețuri curente)	mii lei	0,1	464.287	404.509
6.	de Consumul gaze în SNT	Încadrarea în cantitățile naturale gaze de reprezentând consumul de gaze în SNT	%	0,15	92,38%	82,97%
7.	Cheltuieli de la exploatare 1.000 lei venituri din exploatare	Reducerea cheltuielilor de exploatare la 1.000 lei venituri din exploatare	lei	0,15	874	779

Tabel 5 – Evoluția indicatorilor standard de performanță în 2020 vs. 2019

Principalii indicatori economico-financiari realizați în perioada 2017-2020 se prezintă astfel:

Nr.		Realizări la 31 decembrie (mii lei)	Dinamica
crt.	Indicator	2017	2018	2019	2020	(%)
0	1	2	3	4	5	6=5/4*100
1.	Cifra de afaceri	1.800.079	1.741.929	1.850.405	1.474.078	79,66
2.	Venituri exploatare din înainte de echilibrare și de activitatea constructii de conform cu IFRIC12	1.719.993	1.608.437	1.576.667	1.333.504	84,58
3.	din activitatea Venituri de echilibrare	120.686	235.427	324.688	199.239	61,36
4.	din Venituri activitatea de conform construcții cu IFRIC 12	63.950	405.794	868.357	1.587.548	182,82
5.	Venituri financiare	190.546	46.844	98.952	60.666	61,31
6.	exploatare Cheltuieli de înainte de echilibrare și de construcții activitatea de conform cu IFRIC12	1.055.267	1.046.952	1.228.699	1.165.836	94,88
7.	Cheltuieli gazele de cu echilibrare	120.686	235.427	324.688	199.239	61,36
8.	Costul activelor construite conform cu IFRIC12	63.950	405.794	868.357	1.587.548	182,82
9.	Cheltuieli financiare	150.227	25.449	27.818	19.156	68,86
10.	Profit brut	705.045	582.880	419.102	209.178	49,91
11.	Impozit pe profit	125.305	98.132	86.676	47.360	54,29
12.	Venituri din impozitul pe profit amânat	3.876	10.927	15.833	13.183	83,26
13.	Profit net	583.616	495.675	348.259	175.001	50,25
14.	Rezultatul global total aferent perioadei	601.442	491.233	343.622	182.343	53,06
15.	Gaze transportate mii mc	12.869.908	12.975.921	13.227.501	12.380.266	93,59
16.	Cheltuieli de investiții	95.599	468.151	1.063.025	1.699.862	159,91
17.	Cheltuieli de reabilitare	13.954	21.646	12.632	17.167	135,90
18.	Consum tehnologic mii lei	73.831	70.003	66.257	79.187	119,51
19.	Consum tehnologic mii mc	95.243	81.034	65.208	69.325	106,31

Tabel 6- Evoluția principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2020

Grafic 10-Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2020

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 2020, soldul disponibilităților în conturi bancare ale societății era de 276.040 mii lei, din care 10% reprezentau disponibilități denominate în valută, majoritatea în EURO.

Grafic 11-Evoluţia cheltuielilor de investiţii şi reabilitare în perioada 2017-2020 (mii lei)

Nr. crt.	Indicatori	Formula de calcul	2017	2018	2019	2020
1.	Indicatori de profitabilitate
	EBITDA în total	EBITDA	47,18%	43,03%	29,27%	28,13%
	vânzări	Cifra de afaceri
	EBITDA în capitaluri	EBITDA	22,53%	20,19%	14,23%	10,96%
	proprii	Capitaluri proprii
		Profitul brut	39,17%	33,46%	22,65%	14,19%
	Rata profitului brut	Cifra de afaceri
	Rata rentabilității	Profit net	15,48%	13,35%	9,21%	4,63%
	capitalului	Capitaluri proprii
2.	Indicatori de lichiditate
	Indicatorul lichidității	Active circulante	5,57	3,59	2,58	1,56
	curente	Datorii pe termen scurt
	Indicatorul lichidității	Active circulante-Stocuri	5,27	2,99	1,60	1,29
	imediate	Datorii pe termen scurt
3.	Indicatori de risc
	Indicatorul gradului	Capital împrumutat	1,85%	6,28%	17,44%	39,31%
	de îndatorare	Capitaluri proprii
	Rata de acoperire a	EBIT	X	222,77	80,40	9,73
	dobânzii	Cheltuieli cu dobândă
4.	Indicatori de gestiune
	Viteza de rotație a	Sold mediu clienți x 365 zile	142,85	141,49	137,09	167,42
	debitelor-clienți	Cifra de afaceri
	Viteza de rotație a	Sold mediu furnizori x 365 zile	19,43	35,52	40,78	55,23
	creditelor-furnizori	Cifra de afaceri

Valorile indicatorilor de profitabilitate, risc și gestiune în perioada 2017-2020:

Tabel 7 - Evoluția indicatorilor de profitabilitate, risc și gestiune în perioada 2017-2020

-mii lei-

3.2 Indicatori cheie de performanță financiari și nefinanciari (KPI)

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

Indicatorii cheie de performanță financiari aprobați prin Hotărârea AGOA nr. 2/2020 au fost fundamentați în baza datelor din Bugetul de venituri și cheltuieli al societății aprobat prin HAGOA nr. 2/2020.

Nr crt.			2020	Grad de
	Indicator	Obiectiv	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)	Menținerea nivelului cheltuielilor de exploatare la nivelul asumat în Planul de administrare.	1.095.239	846.555	129%
3.	Rata lichidității curente "Testul acid"	Rata lichidității curente (testul să înregistreze valori acid) anuale peste 1	1,11	1,29	116%
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	3,88	142%
5.	EBITDA (mii lei)	Realizarea țintei de EBITDA asumate în Planul de administrare.	349.317	414.677	119%

Tabel 8 –Indicatorilor cheie de pentru calculul componentei variabile a remunerației în anul 2020 realizat vs buget 2020

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

INr. crt.	Indicator	Objectiv	Nr. crt.	2020
				Planificat	Realizat	de realiz are
	Operaționali
6	Monitorizare Strategie de investiții și implementare	Realizarea proiectelor FID din Planul de dezvoltare pe 10 ani l = (acțiuni realizate +demarate) / acțiuni propuse
		Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA faza 1).	6.1	Constructie Faza 1; - Lot 1, Lot 2 și secțiunea Pui-Jupa -STC Bibești	Finalizat	100%

		Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea	6.2	- Finalizarea proiectului tehnic și a detaliilor de execuție/ obținerea autorizațiilo de construire -etapa 2 - Construcție și PIF	-Finalizat
		Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă1	6.3	Isaccea 1 - construcție și PIF Negru Vodă 1 - construcție	- SMG Isaccea 1-Finalizat -Project Tehnic finalizat
		Proiect privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităţilor de transport spre Republica Moldova	6.4	- Construcție (PIF în 2021)	-în derulare execuție conductă (Lot 1 și Lot 2); -Stații de Comprimare Onești și Gherăști- Finalizate
		Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la țărmul Mării Negre	6.5	- Construcție (PIF în 2021)	-în derulare execuție lucrări
7	Creșterea eficienței energetice	Menținerea ponderii consumului de gaze în SNT- în total gaze naturale vehiculate sub 1%	7.1	<1	0,56%	100%
	Orientați către servicii publice
8	Indicatori de	Realizarea țintelor	8.1	IPa ≥ 90%	99,72%	100%
	performanță ai serviciului de transport	prevăzute în Standardul de performanță pentru serviciului de transport și	8.2	IP ≥ 95%	*
			8:3	IP2 ≥ 95%	★
	gaze	de sistem al gazelor	8.4	IP3 ≥ 95%	100,00%
	naturale	naturale (ordinul ANRE	8.5 .	IP ≥ 95%	100,00%
		161/26.11.2015 intrat în vigoare la 1 octombrie	8.6	IP ≥ 95%	100,00%
		2016)	8.7	IP2 ≥ 95%	97,06%
				IP2 ≥ 95%
			8.8	IP3 ≥ 95%
			8.9		100,00% *
			8.10	IP2 ≥ 95%	★
			8.11	IP3 ≥ 95%	*
			8.12	IP3 ≥ 95%	*
			8.13	IP ≥ 95%
			8.14	IP3 ≥ 98%	100,00%
			8.15	IP2 ≥ 98%	100,00%
			8.16	IP; ≥ 98%	100,00%
			8.17	IP2 ≥ 98%	100,00%
			8.18	IP2 ≥ 80%	87,86%%
			8.19	IPg ≥ 98%	100,00%
			8.20	IP2 ≥ 98%	水
			8.21	IPg ≥ 90%	*
	Guvernanță corporativă
9	Implementar ea sistemului	Implementarea prevederilor Ordinului SGG nr. 600/2018 pentru	9.1	94%	Realizat Adresa transmisă către Secretariatul DSMC/ General al Guvernului nr	100%

SNTGN TRANSGAZ SA – Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2020

	de control intern/ managerial	aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice cu completările ulterioare. = standarde implementate/standarde prevăzute de ordinul 600/2018*100			Stadiul privind 1277/08.01.2021, implementării și dezvoltării SCI/M în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2020; Nr. intrare SGG 20/1041/DC data 18.01.2021. -Situația centralizatoare privind stadiul implement-tării și dezvoltării SCI/M la data de 31.12.2020, nr. DSMC/1139/08.01.2021. -Chestionar Autoevaluare a stadiului de implementtare a standardelor SCI/M la data de 31.12.2020, nr. DSMC/1138/08.01.2021. -Situația sintetică a rezultatelor autoevaluării la data de 31.12.2020, nr. 1146/08.01.2021. -Raportul directorului general asupra SCI/M data 31.12.2020, la nr.DSMC/1144/08.01.2021 - Actualizarea Deciziei nr. 751/23.07.2018 privind constituirea Comisiei de monitorizare cu Decizia nr.36/14.01.2020 și Decizia nr.736/30.06.2020. - Actualizarea Deciziei nr. 282/15.03.2019 privind numirea Responsabililor SCI/M, cu Decizia nr.38/14.01.2020; -Actualizarea Programului de dezvoltare a SCI/M de la nivelul SNTGN Transgaz SA" pe anul 2020 nr. 1264/10.01.2020; - Informare privind stadiul de implementare a SCI/M la 31.12.2020, nr. 4975/ 26.01.2021; -Informare privind monitorizare performanțe la nivelul societății pentru anul 2020, nr. 4973/26.01.2021. -Informarea Consiliului de Administrație privind "Stadiul implementării sistemului de control intern/managerial și Monitorizarea performanțelor 2019", nr. înregistrare DG 21004/ 06.04.2020, HCA nr. 14/ 29.04.2020 -Declarația de Politică privind funcțiile sensibile în cadrul SNTGN Transgaz SA/ 10.08.2020 -Politica privind funcțiile sensibile, la nivelul SNTGN Transgaz SA nr. inregistrare DSMC/42754/30.07.2020 -Plan de continuitate a activității, la nivelul înregistrare SNTGN Transgaz SA, nr. DSMC/53823/23.09.2020
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)	10.7	8	8	100%
17	Stabilirea politicilor management ului de risc și monitorizare a 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.	11.7 11.2	Actualizarea documentelor specifice Managementului riscului Actualizare Registrul riscului	Realizat -Decizia de actualizare a Echipei de Gestionari a Riscurilor nr. 737/30.06.2020; -Limita de toleranță, pentru anul 2020 ni 1512/ 13.01.2020; - Profilul de risc al SNTGN, decembrie 2019, nı 1512/13.01. 2020. -Declarația - Angajament a Directorului General privind Managementul Riscului, actualizată în 29.04.2020. Realizat	100%

SNTGN TRANSGAZ SA – Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2020

					Actualizare Plan de masuri pentru minimizare riscuri	- Registrul de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2020, nr. 1173/10.01.2020; -Planul de măsuri de minimizare a riscurilor, nivelul societății, anul 2020, nr. la 1434/13.01.2020. -Registrul de Riscuri, la nivelul societății, revizuit, decembrie 2020, nr. înregistrare 73794/30.12.2020.
				11.3	Raportare monitorizare riscuri	Realizat privind Si gestionarea -Informare monitorizarea riscurilor în cadrul societății, pentru anul 2020, nr. 3108/ 19.01.2021; -Informarea Consiliului de Administrație privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul Transaz, pentru anul 2019, nr. înreg. DG 21001/06.04.2020, HCA nr. 14/29.04.2020.
12		Raportarea la timp a indicatorilor	Incadrarea în termenele legale de raportare l = termene efective de	12.1	Calendar de comunicare financiară către BVB	Realizat (a se vedea pe site-ul societății)	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/11471/26.02.2020 Termen 1 martie 2020
				12.3	Raportare SCI/M	Realizat Adresa transmisă către Secretariatul General al Guvernului nr DSMC/1277/ 08.01.2021, privind Stadiul implementării și dezvoltării SCI/M în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2020; Nr. intrare SGG 20/1041/DC data 18.01.2021. (se raportează anual)
				12.4	Raportare privind realizarea indicatorilor de performanță ai serviciului de transport (se raportează anual) gaze naturale	Realizat -adresa nr. 66442/19.11.2020 raportare ANRE pt. anul gazier 2019-2020
				12.5	Raportare formular S 1 100 privind monitorizarea aplicării prevederilor OUG 109/2011	Realizat Adresa DSMC 36417/01.07.2020 Raportare S1100 aferenta semestrului I 2020 și KPI pentru anul 2019 Adresa DSMC 126/04.01.2021 Raportare S1100 aferentă semestrului II 2020
	13	Cresterea integrității instituționale prin includerea măsurilor de prevenire a corupției ca element al planurilor manageriale	Respectarea măsurilor asumate prin Planul de integritate aprobat l = măsuri realizate în termen /măsuri propuse*100	13.1	Publicarea rezultatelor evaluării SCIM	Realizat Publicat Raport asupra Sistemului de Control Intern/Managerial la data 31.12.2020, nr. 1144/08.01.2021 la adresa: http://zonapublica.transgaz.ro/Sistem%20de %20Control%20Intern%20Managerial/Siste m%20de%20Control%20Intern%20Manager ial/6.%20Documente%20de%20evaluare%2 Ointerna%20si%20raportare/3.%20Raport% 20anual%20al%20SCIM/Raportare%20c%C 4%83tre%20SGG%20la%2031.12.2020/	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 SNTGN TRANSGAZ SA a fost realizată evaluarea anuală, iar prin Adresa nr. DG 6410/29.01.2021, a fost transmis către Secretariatul General al Guvernului Raportul la data de 31.12.2020 privind evaluarea Planului de Integritate al SNTGN TRANSGAZ SA, Situația incidentelor de integritate (Anexa 1) și Raportare implementare măsuri SNA (Anexa 2);
13.3	Publicarea anuală a indicatorilor de performanță monitorizați în cadrul Planului de Integritate al societății	Realizat (prin publicarea Evaluării anuale a de Integritate pe intranet): Planului http://zonapublica.transgaz.ro/Strategia%2 0de%20lupta%20anticoruptie/

Tabel 9-Indicatori cheie de performanță nentru calculul componentei variabile a remunerației în anul 2020

4. STRATEGIA DE DEZVOLTARE

4.1 Proiecte strategice

În considerarea respectării cerinţelor Directivei Europene CE/73/2009 art. 22, privind obligativitatea elaborării Planurilor de Dezvoltare pe 10 Ani pentru toți 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 2020-2029, apobat de ANRE prin Decizia nr. 2210/25.11.2020.

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 național de transport gaze naturale.

Planul de Dezvoltare al Sistemului Național de Transport (SNT) gaze naturale în perioada 2020- 2029 răspunde cerințelor politicii energetice europene privind:

• asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale;
• creşterea gradului de interconectare a reţelei naţionale de transport gaze naturale la rețeaua europeană;
• creşterea flexibilităţii reţelei naţionale 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 2020-2029 sunt:

• 1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) se realizează în două faze:
  2. 1.1 Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA)-Faza 1;
  3. 1.2 Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA)-Faza 2;

• 1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre;
• 1. Interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale cu conducta de transport international gaze naturale T1;
• 1. Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova;
• 1. Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria-Romania-Ungaria-Austria (BRUA faza 3);
• 1. Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor naturale din Marea Neagră;
• 1. Interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale din România cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia;
• 1. Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1;
• 1. Interconectarea România-Ucraina pe direcția Gherăești-Siret;
• 1. Dezvoltarea/Modernizarea Infrastructurii de transport gaze naturale în zona de Nord-Vest a României;
• 1. Creșterea capacității de transport gaze naturale a interconectării România-Bulgaria pe direcția Giurgiu-Ruse;
• 1. Eastring-România;
• 1. Sistem de monitorizare, control și achiziție de date pentru stațiile de protecție catodică aferente Sistemului Național de Transport Gaze Naturale;
• 1. Dezvoltarea sistemului SCADA pentru Sistemul Național de Transport gaze naturale;
• 1. Modernizare SMG Isaccea 2 si SMG Negru Voda 2 în vederea realizării curgerii bidirecționale pe conducta T2;
• 1. Modernizare SMG Isaccea 3 și SMG Negru Voda 3 în vederea realizării curgerii bidirecționale pe conducta T3;
• 1. Interconectarea SNT la Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre.

Fiaura 1-Harta Proiectelor majore din SNT

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.

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

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-ieșire în/din SNT, Giurgiu, respectiv Nădlac erau legate printr-un sistem de conducte având o durată mare de funcţionare, diametre ce nu depășeau 24" și presiuni de proiectare de maximum 40 bar.

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

Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național 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 și sistemele similare ale Bulgariei, 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 Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L74/11.03.2020 ca şi anexă la Regulamentul 347/2013.

Astfel, lista actualizată a Proiectelor de Interes Comun (Lista 4/2020) a Uniunii, cuprinde Proiectul BRUA cu ambele faze la secțiunile 6.24.1 și 6.24.4-2 în cadrul "Grupului de proiecte care presupune creșterea etapizată a capacității pe coridorul de transport bidirecțional (Bulgaria)-România-Ungaria-(Austria)-(cunoscut în prezent drept ROHUAT/BRUA) pentru a permite o capacitate la interconexiunea România-Ungaria de 1,75 mld. mc/an în prima fază si 4,4 mld. mc/an în a doua fază, inclusiv resurse noi din Marea Neagră în a doua fază".

Fazele de implementare ale Proiectului BRUA, în acord cu prevederile Listei Nr. 4/2020 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;
• extinderea capacității 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.

Mai mult, pe lista de priorități a grupului de lucru CESEC (Central East South Europe Gas Connectivity) a fost inclus și 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 faza I și Faza II) este cuprins și în Planul de dezvoltare a rețelei europene de transport gaze naturale TYNDP 2020 cu cod de identificare TRA-F-358 (Faza I), respectiv TRA-A-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 La constat în realizarea următoarelor objective:

• conductă Podișor Recaș 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.

lmplementarea 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:

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

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2020- 2029	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
Incheierea 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-lunie 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
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	lulie 2018	Finalizat
Construcție conductă-Faza I	2018-2020	Finalizat
- Secțiune Jupa - Recaș (parte din Lot 3)	Finalizat	Finalizat 2019
- Lot 1, Lot 2 și secțiunea Pui-Jupa	2020	Finalizat 2020
Construcție stații de comprimare-Faza l	2018- 2020	Finalizat
STC Jupa	Finalizat	Finalizat 2019
STC Podisor	Finalizat	Finalizat 2019
STC Bibesti	2020	Finalizat 2020
Incepere operare Faza I	Octombrie 2020	Finalizat 2020

Termen de finalizare: Proiectul a fost finalizat în luna noiembrie 2020

Valoarea inițială a investiţiei: 478,6 milioane Euro

Valoarea finală a investiției: 423 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaționale

• " Proiect PCI (prima listă): BRUA 7.1.5;
• " Proiect PCI (a doua listă): BRUA Faza I: 6.24.2;
• ¤ Proiect PCI (a treia listă): BRUA Faza I: 6.24.1-poziția 2;
• Proiect PCI (a patra listă): BRUA Faza I: 6.24.1-poziția 1;
• TYNDP ENTSOG 2020: TRA-F-358

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

Stadiul proiectului - Finalizat

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 stații 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 aplicație 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 primit un grant în valoare de 179,3 milioane EUR. În data de 9 septembrie 2016 a fost semnat contractul de finanțare.

Stadiul procedurilor de achiziție

Lucrări de execuție pentru cele trei stații de comprimare

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

Execuția lucrărilor la stațiile de comprimare a fost 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.

Lucrările de execuție și testele specifice s-au finalizat și toate cele trei stații de comprimare au fost puse în funcțiune:

• " STAȚIA DE COMPRIMARE PODIȘOR (STC PODIȘOR)
  • STC Podișor a fost inaugurată în data de 31 octombrie 2019.

• " STAȚIA DE COMPRIMARE BIBEȘTI (STC BIBEȘTI) STC Bibești a fost inaugurată în data de 23 august 2020.
• = STATIA DE COMPRIMARE JUPA (STC JUPA) STC Jupa a fost inaugurată în data de 30 septembrie 2019.

Lucrări de execuție fir conductă

LUCRĂRI DE EXECUTIE FIR LINIAR LOT 1 (KM 0-KM 180)

Lucrările de executie fir liniar LOT 1 s-au executat de la KM 0 (în zona localității Podișor, Județ Giurgiu) la KM 180 (în zona Localității Văleni, Comuna Zătreni, Județ Vâlcea).

Executia firului liniar aferent LOT 1 a fost 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.

Lucrările pe LOT 1 au fost demarate în a doua jumătate a lunii septembrie 2018.

Lucrări de execuție fir liniar Lot 2 (KM 180-KM 320)

Lucrările de executie fir liniar LOT 2 s-au executat 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 a fost realizată de Asocierea HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL(LIDER)-INSPET SA-IPM PARTNERS ROMANIA 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.

Lucrările pe LOT 2 au fost demarate în a doua jumătate a lunii septembrie 2018.

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

Lucrările de execuție fir liniar LOT 3 s-au executat 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 a fost realizată de Asocierea HABAU PPS PIPELINE SYSTEMS SRL(LIDER)-IPM PARTNERS ROMÂNIA SA-MOLDOCOR SA-ANTREPRIZA MONTAJ INSTALAȚII SA-ROMINSTA SA, în baza contractului de lucrări numărul 603/28.11.2017.

Lucrările pe LOT 3 au fost demarate în a doua jumătate a lunii august 2018.

LUCRĂRI DE AUTOMATIZARE ȘI SECURIZARE CONDUCTA LOT 4

Lucrări de automatizare și securizare conductă s-au executat pe întregul 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 a fost realizată de Asocierea SOCIETATEA S&T ROMÂNIA SRL-ADREM ENGINEERING SRL, în baza contractului de lucrări numărul 585/24.07.2018.

Ordinul de începere a lucrărilor a fost emis în data de 30 august 2018.

În trimestrul IV 2020 s-au finalizat lucrările specifice de montaj conductă inclusiv testele de presiune, s-au recepționat lucrările de execuție, s-a realizat umplerea cu gaz și punerea în funcțiune a întregii conducte.

De asemenea, au continuat lucrările de montaj fibră optică și aducere a terenului la starea inițială.

În perioada 2-3 decembrie 2020 a fost testat întregul sistem, livrându-se o cantitate de gaze de 200.000 Smc/h pe direcția România - Ungaria.

Astfel, proiectul BRUA FAZA 1 și-a atins obiectivele privind asigurarea capacităților de transport și curgerea bidirecțională permanentă între interconectările cu Bulgaria și cu Ungaria.

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 finanţare 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 aplicație 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 SA a colaborat îndeaproape cu specialiștii BERD în scopul desfășurării procesului de due diligence tehnic, economic și de mediu asupra SNTGN Transgaz SA 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 SA.

În data de 13 decembrie 2017 consiliul BERD a aprobat proiectul BRUA faza 1 pentru finanțare.

În data de 23 februarie 2018, SNTGN Transgaz SA și BERD au semnat un contract de împrumut în baza căruia BERD 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. S-au efectuat 2 trageri cumulând întreaga sumă contractuală.

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 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 sau variabilă ce se va negocia la data tragerii.

S-au efectuat 2 trageri cumulând întreaga sumă 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.

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 cu pomi, pășuni cu pomi, pășuni cu tufărișuri și mărăcinișuri, pășuni împădurite, pajiști cultivate, vii nibride, vii nobile, livezi clasice, pepiniere pomicole, livadă intensivă, livadă arbuști fructiferi, fânețe curate, fâneață cu tufărișuri și mărăcinișuri, fâneață cu pomi, fâneață împădurită, 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-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 l: 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 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 au fost parcurse 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 bidirectională 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.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Stadiu/ Data estimată de finalizare conform PDSNT 2020- 2029	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 documentație tehnică pentru obţinere autorizaţii de construire	finalizat	finalizat
Luarea deciziei finale de investiţie Faza 2	anul 2020*	2021*
Constructie Faza 2	anul 2022*	anul 2022-2023*
Punere în funcţiune Faza 2	anul 2022*	anul 2023*
Incepere operare Faza 2	anul 2022*	anul 2023*

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

Termen estimat de finalizare: anul 2023

Valoarea estimată: 74,5 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaționale

• " Proiect PCI (prima listă): 7.1.5;
• " Proiect PCI (a doua listă): Faza II: 6.24.7;
• " Proiect PCI (a treia listă): Faza II: 6.24.4-4;
• u Proiect PCI (a patra listă): Faza II: 6.24.4 -1 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 resurse noi din Marea Neagră în a doua și a treia etapă" ;
• TYNDP ENTSOG 2020: TRA-A-1322.

Coridor prioritar: Interconexiunile de gaz pe coridorul nord-sud din Europa Centrală și din Europa de Sud-Est («NSI EastGas»). Număr Grup EAST 12b și 12c.

Stadiul proiectului

Începând cu anul 2016 SNTGN Transqaz 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 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.

Documentatia 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 granița-Ungaria reprezintă una din priorităţile majore ale TRANSGAZ, pentru asigurarea accesului la resursele de gaze naturale din Marea Neagră.

Figura 5- Harta proiectului major de dezvoltare pentru preluarea gazelor de la ţărmul Mării Negre prin extinderea culoarului Sudic Est-Vest

Descrierea proiectului

Obiectivul major al acestei investiţii construirea unei conducte telescopice de transport gaze naturale Tuzla–Podișor, în lungime de 308,3 km și DN 1200 respectiv DN 1000, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la țărmul Mării Negre și coridorul BULGARIA-ROMÂNIA-UNGARIA-AUSTRIA, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria și Ungaria prin interconectările existente Giurgiu-Ruse (cu Bulgaria) și Nădlac-Szeged (cu Ungaria).

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

Conducta este amplasată în zona de sud-est a țării, iar traseul acesteia urmează direcția generală de la Sud-Est spre Vest, traversând județele: Constanța, Călărași și Giurgiu.

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 2020- 2029	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat	Finalizat
Project 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	Finalizată	Finalizat
Luarea deciziei finale de investiție	2020	Finalizată
Construcție	2020-2022*	2021-2022
Punere în funcțiune/începere operare	2022*	2022

* Condiționat de luarea deciziei finale de investiții.

Termen estimat de finalizare: anul 2022

Valoarea estimată: 371,6 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaţionale

• · Proiect PCI (a doua lista): 6.24.8;
• " Proiect PCI (a treia lista): 6.24.4-5:
• Proiect PCI (a patra lista): 6.24.4-2 "Conductă țărmul Mării Negre-Podișor (RO) pentru · · preluarea gazelor din Marea Neagră" 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 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";
• lista proiectelor prioritare condiţionate elaborată în cadrul grupului CESEC;
• TYNDP ENTSOG 2020: TRA-A-362.

Coridor prioritar: Interconexiunile de gaz pe coridorul nord-sud din Europa Centrală și din Europa de Sud-Est («NSI East Gas»). Număr Grup EAST 12b și 12c.

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 executie 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;
• s-a demarat procedura de achiziție publică pentru lucrările de execuție; documentația a fost acceptată de ANAP în data de 05.12.2018 iar depunerea ofertelor, conform ultimelor decalări de termene a fost în 31.10.2019;
• = s-au depus 3 oferte după cum urmează:
  • Asocierea TMK-ARTROM, Slatina (lider) ZNGS Prometey, Moscova (asociat)
  • ELECNOR S.A., Madrid, Spania
  • KALYON INSAAT SANAYI VE TICARET ANONIM SIRKETI, Turcia

■ Procedura de licitație s-a finalizat, câstigatorul acestei proceduri este KALYON INSAAT SANAYI VE TICARET ANONIM SIRKETI Turcia, cu care urmează să fie semnat contractul de execuție.

3. Interconectarea Sistemului Național de Transport cu conducta de transport international 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 (T1) a expirat la 1 octombrie 2016; începând cu anul gazier 2016-2017 capacitatea de transport a conductei T1 se comercializează pe bază de licitații, conform codului european privind mecanisme de alocare a capacităților în punctele de interconectare trasnfrontalieră și a Ordinului ANRE nr. 34/2016;
• se vor putea asigura fluxuri fizice reversibile în punctul Negru Vodă 1, conform cerințelor Regulamentului (UE) nr. 1938/2017;
• s-a creat posibilitatea preluării gazelor naturale descoperite în Marea Neagră în sistemul românesc de transport gaze naturale, pentru valorificarea acestora pe piața românească și pe piețele regionale.

Figura 6- Harta proiectului major de dezvoltare pentru interconectarea SNT cu conducta de transport internaţional Tranzit 1 şi reverse flow Isaccea

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.

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare conform PDSNT 2020- 2029	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
Documentație tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	finalizat	finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire	finalizat	finalizat
Decizia exhaustivă	obținută	obținută
Construcție	finalizat	finalizat
Punere în funcțiune/începere operare	finalizat	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	finalizat	finalizat
Decizia exhaustivă	finalizat	finalizat
Finalizarea proiectului tehnic și a detaliilor de execuție/ obținerea autorizațiilor de construire	2020 (în elaborare)	finalizat
Construcție	2020	Finalizat 2020
Punere în funcțiune/începere operare	2020	01.01.2020

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Termen de finalizare: Finalizat

Valoarea estimată a investiţiei	conform PDSNT 2020-2029	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

Incadrare proiect în planuri internaţionale

• " Proiect PCI (a doua lista): 6.15;
• = Proiect PCI (a treia lista): 6.24.10-1 "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";
• TYNDP ENTSOG 2020: TRA-F-139.

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 reparatia 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 si 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 și 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 și 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 referință 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;
• Etapa 2 a proiectului a fost finalizată în anul 2020.

5. 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 (laşi–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-laşi 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 2020-2029	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

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare conform PDSNT 2020-2029	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Constructie	2020-2021	2020-2021
Punere în funcțiune/începere operare	2021	202"

Termen estimat de finalizare: anul 2021

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

Valoarea estimată a învestiţiei	Conform PDSNII 2020-2029	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
Stație de comprimare Onești		48,46 mil.Euro
Stație de comprimare Gherăești	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 internaționale

" TYNDP ENTSOG 2020: TRA-F-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 lanuarie 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 lanuarie 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).

ACHIZITII

Transqaz 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 si 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 capacitătilor de transport spre Republica Moldova"

Procedură finalizată, contractul este semnat;

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

Procedură finalizată, contractul este semnat;

• GRUPURI DE 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 III

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:

• = Proiect PCI (a doua listă): 6.25.3;
• = Proiect PCI (a treia listă): 6.24.10-poziția 2;
• · Coridor prioritar: NSI EAST;
• · TYNDP ENTSOG 2020: TRA-N-959.

Proiectul va consta în următoarele:

• conductă nouă de transport gaze naturale Băcia-Haţeg-Horia-Nădlac în lungime de aproximativ 280 km;
• doua stații noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului.
• 1. Dezvoltarea SNT între Onești și Băcia:
  2. = Proiect PCI (a doua listă): 6.25.3;
  3. = Proiect PCI (a treia listă): 6.24.10-poziția 2;
  4. · Coridor prioritar: NSI EAST;
  5. " TYNDP ENTSOG 2020: TRA-N-959.

Proiectul va consta în următoarele:

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

Încadrare proiecte în planuri internaționale

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. 10-2 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 2026

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.

Figura 9-Dezvoltări ale SNT la 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 PDSNI 2020- 2029	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	finalizat	finalizat
Studiu de fezabilitate	finalizat	finalizat
Documentație tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	finalizat	finalizat
Obținerea autorizațiilor de construire	finalizat	finalizat
Obținerea deciziei exhaustive	finalizat	finalizat
Luarea deciziei finale de investiţie	2020	2020
Construcție	2020	2020-2021
Punere în funcțiune/începere operare	2021	2021

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

Valoarea estimată a investiţiei: 9,14 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaționale

• = Proiect PCI (a treia lista): 6.24.10-3 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 resurse noi din Marea Neagră în a doua și a treia etapă";
• TYNDP ENTSOG 2020: TRA-F-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 și 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;
• u 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 și 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 și a fost acceptat în 22.10.2018;
• = s-a obținut 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 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 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 2020-2029	Stadiu/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat	Finalizat
Proiect tehnic și Caiete de sarcini	Finalizat	Finalizat
Documentație tehnică pentru autorizațiilor de obtinerea obtinere construire ડા Autorizație de Construire	2020	2021
procedură pentru Demarare achiziția lucrărilor de execuție	2020	2021
Constructie	2020- 2021	2022-2023
funcțiune/începere Punere in operare	2021	2023

Termen estimat de finalizare: anul 2023

Valoarea totală estimată a investiţiei: 56,21 milioane EURO, din care:

Valoarea estimată a investiţiei	Conform PDSNT 2020-2029	Actualizat la data raportului
Lucrări de execuție	43,93 mil Euro	43,93 mil Euro
Alte activități (obținerea terenului, proiectare, consultanță tehnică, audit și asistență tehnică)	12,28 mil Euro	12,28 mil Euro
TOTAL	56,21 milioane Euro	56,21 milioane Euro

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 2020: TRA-A-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 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) și 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. Statia 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 2020-2029		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	Finalizat	Finalizat	Finalizat
Proiectare	Finalizat	In elaborare	Finalizat	In elaborare
tehnică Documentație obținerea pentru autorizațiilor de construire și Autorizație de obținere Construire	Finalizat	2020*	Finalizat	2021*
Construcție	2019 -2020 (în execuție)	2020-2021	Finalizat	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, 2021 pentru SMG Negru Vodă 1

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

Valoarea estimată a investiţiei	Conform PDSNT 2020-2029	Actualizat la data raportului
SMG Isaccea 1	13,88 mil.Euro	13,88 mil.Euro
SMG Negru Voda 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 2020: TRA-N-1277

Stadiul proiectului

SMG Isaccea 1- finalizat

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 Gherăești-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 146 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 2020-2029 actualizat la data raportului	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	2020-2021	2021-2022
Proiectare	2021-2022*	2022-2023*
Achiziții publice (materiale și lucrări)	2022*	2023*
Construcție	2022-2024*	2023-2026*
Punere în funcțiune/începere operare	2025*	2026*

*Depinde de stabilirea parametrilor pentru punctul de implementare a proiectului pe teritoriul Ucrainei. Termen estimat de finalizare: anul 2026

Valoarea totală estimată a investiţiei: 150 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 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-Bors.

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-Alesd.
• Etapa 3: ם
  • 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 2020- 20249	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Etapa 1	2022	2023
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	2020	2021
Proiectare	2020-2021	2021-2022
Achiziții publice	2021	2022
Construcție	2021-2022	2022-2023
Punere în funcțiune/începere operare	2022	2023
Etapa 2	2025	2025
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	2020	2021
Projectare	2021-2022	2022-2022
Achiziții publice	2022	2023
Construcție	2023-2025	2023-2025
Punere în funcțiune/începere operare	2025	2025
Etapa 3	2026	2026
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	2020	2021
Projectare	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 2023 pentru Etapa 1, anul 2025 pentru Etapa 2 și anul 2026 pentru Etapa 3

Valoarea estimată a investiţiei: 405 milioane Euro

Încadrare proiect în planuri internaţionale:

TYNDP ENTSOG 2020: TRA-N-598

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 directia 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 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 2020- 20249	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de prefezabilitate	2019-2020	2021
Studiu de fezabilitate	2020-2021	2021-2022
Proiectare	2022-2024	2023-2024
Achiziții publice (materiale și lucrari)	2024	2024
Construcție	2025-2027	2025-2027
Punere în funcțiune/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 Slovacia, 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.

Figura 15- Eastring

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 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 2020- 2029	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Faza 1	2025	2027
Studiu de prefezabilitate	Finalizat	Finalizat
Studiu de fezabilitate	Finalizat	Finalizat
Proiectare	2019-2023	2019-2025
Achiziții	2022-2023	2022-2023
Construcție	2023-2025	2025-2027
Punere în funcțiune/începere operare	2025	2027
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 funcțiune/începere operare	2030	2030

Termen estimat de finalizare: anul 2027 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 2020 (Eastring-Romania): TRA-N-655.

Stadiul proiectului:

În anul 2018 a fost finalizat Studiul de Fezabilitate.

Obiectivul Studiului de Fezabilitatea 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

lmplementarea sistemului de achiziție, comandă și monitorizare pentru sistemul de protecție catodică va asigura durabilitate și siguranță sporita 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 cadrul 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 cauza condițiilor meteo nu este posibilă citirea datelor și erorile umane, va permite control distribuit al locațiilor, va reduce costurile cu operarea și mentenanta, 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 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 catodica 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.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSNT 2020- 2029	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de fezabilitate	2020	2021
Proiect Tehnic	2020-2021	2021-2022
Studiu de impact asupra mediului	Nu e cazul	Nu e cazul
Obținere Acord de Mediu	Nu e cazul	Nu e cazul
Documentație tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	Nu e cazul	Nu e cazul
Obținerea autorizației de construire	Nu e cazul	Nu e cazul
Luarea deciziei finale de investiție	2020	2021
Construcție	2021-2023	2022-2023
Punere în funcțiune/începere operare	2023	2023

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 fiind finalizate și avizate documentele tehnice privind-Nota Conceptuală și Tema de Proiectare-documente cuprinse în calendarul 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; ם
• 948 de SRM-uri; E
• 106 de robineti de secționare (de linie); I
• 33 de noduri tehnologice; ■
• 3 stații de comprimare; .
• 4 stații de transport internațional; II
• 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 național de transport gaze naturale cu conducta de transport internațional gaze naturale T1 și 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 capacităților de transport spre/dinspre Republica Moldova;
• Amplificarea coridorului bidirecțional de transport gaze naturale Bulgaria-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.);
• Satisfacerea 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 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 (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 unui dispecerat de urqentă, 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.

Etape de dezvoltare	Data estimată de finalizare conform PDSN 2020-2029	Stadiul de realizare/Data estimată de finalizare actualizat la data raportului
Studiu de fezabilitate	2020-2021	2021
Proiect Tehnic	2021-2022	2022
Studiu de impact asupra mediului	Nu e cazul
Obtinere 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	2020-2021	2021-2022
Constructie	2020-2023	2021-2023
Punere în funcțiune/începere operare	2023	2023

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

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 National de Transport Gaze Naturale" are finalizate și avizate în CTE, Nota Conceptuala și Tema de Proiectare-TP nr. 14/16.04.2020, care vor sta la baza demarării și parcurgerii etapelor ulterioare, studiu de fezabilitate, proiect tehnic și execuție.

Grupul de lucru constituit la nivelul specialistilor din SNTGN TRANSGAZ, urmează să stabilească modalitatea de abordare pe etape, a dezvoltării sistemului SCADA pentru SNTGN.

15. Modernizare SMG Isaccea 2 și SMG Negru Voda 2 în vederea realizării curgerii bidirectionale pe conducta T2

Figura 16 - Modernizare SMG Isaccea 2 și SMG Negru Voda 2 în vederea realizării curgerii bidirecționale pe conducta T2

Descrierea proiectului

Pentru asigurarea curgerii bidirecționale la granița cu Ucraina și Bulgaria pe conducta de tranzit T2 este necesară modernizarea stațiilor de măsurare gaze naturale SMG Isaccea 2 și SMG Negru Vodă 2.

1. Stație de măsurare SMG Isaccea 2

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 2

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 referintă 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.

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

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

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:
Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare
Studiu de fezabilitate	2021-2022*
Proiect Tehnic	2022-2023*
Documentație tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	2023*
Obținerea autorizației de construire	2023*
Luarea deciziei finale de investiție	2023*
Constructie	2023-2024*
Punere în funcțiune/începere operare	2024*

* în funcție de rezultatele evaluării cererii de piață pentru punctele de interconectare situate pe conductele T2 și T3 pe direcția de transport Bulgaria-România-Ucraina.

SNTGN TRANSGAZ SA - Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2020

Termen estimat de finalizare: 2024

Valoarea estimată a investiţiei: 26,65 milioane EURO

Stadiul actual al proiectului:

Proiectul se află într-o fază incipientă, urmând a fi dezvoltat în funcție de rezultatele evaluării cererii de piață pentru capacitate incrementală pentru punctele de interconectare situate pe conductele T2 și T3 pe direcția de transport Bulgaria–România–Ucraina (culoarul Transbalcanic).

1. Modernizare SMG Isaccea 3 și SMG Negru Vodă 3 în vederea realizării curgerii bidirectionale pe conducta T3

Figura 17- Modernizare SMG Isaccea 3 și SMG Negru Vodă 3 în vederea realizării curgerii bidirecționale pe conducta T3

Pentru asigurarea curgerii bidirecționale la granița cu Ucraina și Bulgaria pe conducta de tranzit T3 este necesară modernizarea stațiilor de măsurare gaze naturale SMG Isaccea 3 și SMG Negru Vodă 3.

Descrierea proiectului

1. Stație de măsurare SMG Isaccea 3

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 3

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

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

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

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

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

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

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:
Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare
Studiu de fezabilitate	2023-2024*
Proiect Tehnic	2024-2025*
Documentatie tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	2025*
Obținerea autorizației de construire	2025*
Luarea deciziei finale de investiție	2025*
Construcție	2026-2027*
Punere în funcțiune/începere operare	2028*

* în funcție de rezultatele evaluării cererii de piață pentru panctelă pentru punctele de interconectare situate pe conductele T2 și T3 pe direcția de transport Bulgaria-România-Ucraina.

Termen estimat de finalizare: 2028

Valoarea estimată a investiţiei: 26,65 milioane EURO

Stadiul actual al proiectului:

Proiectul se află într-o fază incipientă, urmând a fi dezvoltat în funcție de rezultatele evaluării cererii de piață pentru capacitate incrementală pentru punctele de interconectare situate pe conductele T2 și T3 pe direcția de transport Bulgaria-Ucraina (culoarul transbalcanic).

17. Interconectarea SNT la Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre

Figura 18 - Interconectarea SNT la Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre

Descrierea proiectului

Preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre printr-un terminal GNL presupune realizarea interconectării sistemului național de transport gaze naturale la terminalul GNL prin construirea unei conducte de transport gaze naturale, în lungime de cca 25 Km, de la țărmul Mării Negre până la conductele T1 și T2.

Capacitatea și presiunea de proiectare pentru această conductă se vor stabilii în funcție de cantitățile de gaze naturale disponibile la țărmul Mării Negre.

Calendarul estimativ de dezvoltare a proiectului:

Etape de dezvoltare	Stadiu/Data estimată de finalizare
Studiu de fezabilitate	2022-2023
Proiect Tehnic	2023-2024
Documentație tehnică pentru obținerea autorizațiilor de construire	2025
Obținerea autorizației de construire	2025
Luarea deciziei finale de investiție	2025
Constructie	2026-2028
Punere în funcțiune/începere operare	2028

Termen estimat de finalizare: 2028

Valoarea estimată a investiţiei: 19,6 milioane EURO

Stadiul actual al proiectului:

Proiectul se află într-o fază incipientă.

Grad de realizare a "Planului de dezvoltarea SNT pe 10 ani"la finalul anului 2020

		Valoare totală		Realizări 2013-2019		Realizari 2020		TOTAL 2013-2020
Nr. crt.	Denumire proiect	estimată mil.Euro	Programul	lei	mil. Euro	lei	mil. Euro	lei	mil. Euro
1.1	Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului		Studii de fezabilitate	4.296.872	0,95	0	0	4.296.872	0,95
	Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul		Proiectare (fără garanții)	44.706.484	9,82	2.114.115	0,43	46.820.599	10,25
	BRUA-Faza I		Dezvoltare	1.013.019.715	215,95	752.331.121	154,34	1.765.350.836	370,29
	TOTAL BRUA-Faza I	478,6		1.062.023.071	226,72	754.445.236	154,78	1.816.468.307	381,50
	Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului		Studii de fezabilitate
	Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul		Proiectare (fără garanții)	1.060.702	0,24	195.612	0,04	1.256.314	0,28
1.2	BRUA-Faza II		Dezvoltare
	TOTAL BRUA-Faza II	74,5		1.060.702	0,24	195.612	0,04	1.256.314	0,28
2.	Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic		Studii de fezabilitate	935.391	0,21	120.779	0,02	1.056.170	0,23
	de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la		Proiectare (fără garanții)	5.468.729	1,22	664.911	0,14	6.133.640	1,36
	țărmul Mării Negre		Dezvoltare	122.245	0,03	10.738.244	2,20	10.860.489	2,23
	TOTAL	371,6		6.526.365	1,46	11.523.934	2,36	18.050.299	3,82
	Interconectarea sistemului naţional de transport gaze		Studii de fezabilitate	765.438	0,17	0	0	765.438	0,17
3.	naturale cu conducta de transport internaţional gaze		Proiectare (fără garanții)	2.120.521	0,46	296.298	0,06	2.416.819	0,52
	naturale T1 și reverse flow Isaccea		Dezvoltare	42.296.155	8,88	318.912.082 319.208.380	65,43 65,49	361.208.237 364.390.494	74,31 75,00
	TOTAL	77,7	Studii de fezabilitate	45.182.114 3.463.535	9,5 0,85	0	0	3.463.535	0,85
	Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a		Proiectare (fără garanții )	8.573.511	1,89	516.671	0,11	9.090.182	2,00
4.	zonei precum și a asigurării capacităților de transport							329.454.748	67,59
	spre Republica Moldova		Dezvoltare			329.454.748	67,59
	TOTAL	174,25		12.037.046	2,74	329.971.420	67,69	342,008.466	70,43
			Studii de fezabilitate	0	0	0	0	0	0
5.	Amplificarea coridorului de transport bidirecţional Bulgaria-România-Ungaria -Austria (BRUA-Faza III)		Proiectare (fără garanții)	0	0	0	0	0 0	0 0
			Dezvoltare	0	o	0 0	0 0	0	0
	TOTAL	530		0 629.716	0 0,14	5.185	0,001	634.901	0,14
	Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării		Studii fezab+ proiectare Dezvoltare	14.288.689	3,12	5.791.950	1,19	20.080.639	4,31
6.	gazelor de la țărmul Mării Negre.			14.918.405	3,26	5.797.135	1,19	20.715.540	4,45
	TOTAL	9,14		2.587.216	0,54	224.081	0,05	2.811.297	0,59
	Interconectarea România-Serbia		Studii fezab+ proiectare	1.804.997	0,38	5.288	0,001	1.810.185	0,38
7.			Dezvoltare	4.392.213	0,92	229.369	0,05	4.621.582	0,97
	TOTAL	56,211	Studii fezab+ proiectare	2.010.512	0,44	712.086	0,15	2.722.598	0,59
	Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1		Dezvoltare	1.833.849	0,38	70.750.712	14,51	72.584.561	14,89
8.				3.844.361	0,82	71.462.798	14,66	75.307.159	15,48
	TOTAL	26,65
	Interconectare România - Ucraina pe direcţia Gherăești		Studii fezab+ proiectare
9.	Siret		Dezvoltare
	TOTAL	125		0	0	0	0	0	0
	Dezvoltarea/Modernizarea infrastructurii de transport		Studii fezab+ proiectare .			. 177.133	- 0,04	. 177.133	-0,04
10.	gaze naturale în zona de Nord-Vest a României		Dezvoltare			0	0		O
	TOTAL	405		0	0	177.133	0,04	177.133	0.04
	Creșterea capacității de transport gaze naturale a		Studii fezab+ proiectare
	interconectării România-Bulgaria pe direcția Giurgiu-		Dezvoltare
11.	Ruse
	TOTAL	51,8		O	0	0	0	0	0
12.	Eastring-România		Studii fezab+ proiectare
			Dezvoltare
	TOTAL	1.654		0	0	0	0	0	0
	Sistem de monitorizare, control și achizitie de date		Studii fezab+ proiectare			449,212	0,09	449.212	0,09
13.	pentru stațiile de protecție catodică aferente Sistemului		Dezvoltare
	Național de Transport Gaze Naturale TOTAL	8		0	0	449.212	0,09	449.212	0,09
	Dezvoltarea sistemului SCADA pentru Sistemul		Studii fezab+ proiectare
14.	Național de Transport Gaze Naturale		Dezvoltare
	TOTAL	5,5		0	0	0	0	0	0
15.			Studii fezab+ proiectare
	Modernizare SMG Isaccea 2 și SMG Negru Vodă 2 în vederea realizării curgerii bidirecţionale pe conducta T2		Dezvoltare
		26,65		O	0	O	0	0	0
	TOTAL
	Modernizare SMG Isaccea 3 și SMG Negru Vodă 3 în		Studii fezab+ proiectare
16.	vederea realizării curgerii bidirecționale pe conducta T3		Dezvoltare
	TOTAL	26,65		O	0	0	0	0	0
	Interconectarea SNT la Terminal GNL amplasat la malul		Studii fezab+ proiectare
17.	Mării Negre		Dezvoltare
	TOTAL	19,6		0	0	O	0	0	0
	TOTAL CENEDAL	4.120.85		1.149.984.276 245,66 1.493.460.228 306,39				2.643.444.505	552,06

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

4.2. Accesare Fonduri Europene

Activitatea de accesare a fondurilor nerambursabile

Activități desfășurate pentru identificarea oportunităților de finanțare a proiectelor Transgaz și pentru accesarea fondurilor nerambursabile:

• monitorizarea constantă a surselor de finanțare nerambursabilă gestionate de structurile Comisiei Europene și a site-urilor acestora privind lansarea/deschiderea apelurilor de proiecte;
• monitorizarea site-ului "Energy Community" privitor la surse de finanțare relevante pentru proiectele Transgaz;
• monitorizarea constantă a site-urilor Programelor Operaționale gestionate de Ministerul Fondurilor Europene (MFE) prin Autoritățile de Management (AM), în legătură cu lansarea apelurilor de proiecte pentru care Transgaz este eligibilă, a Instrucțiunilor și Ordinelor privind implementarea proiectelor cu finanțare nerambursabilă;
• urmărirea și însușirea noutăților legislative europene și naționale, privind fondurile nerambursabile, programele operaționale, gestionarea financiară, etc.;
• participarea în cadrul structurilor constituite de Ministerul Fondurilor Europene, pentru elaborarea documentelor programatice 2021-2027 și la webinarul online susținut de Comisia Europeană privind orientările pentru infrastructura energetică transeuropeană, de revizuire a Regulamentului TEN-E, (UE) nr. 347/2013;
• cooperarea cu Autoritatea de Management (AM) pentru Programul Operațional Infrastructură Mare (POIM), cu scopul de a identifica noi posibilități de finanțare pentru proiectele Transgaz în cadrul Axei Prioritare (AP) 8, Obiectiv Specific (OS) 8.2 "Creșterea gradului de interconectare a Sistemului Național de Transport gaze Naturale cu alte state vecine";
• promovarea finanțării din POIM a proiectului "Interconectarea Sistemului Național de Transport Gaze naturale din România cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia", proiect prevăzut în Planul de Dezvoltare al SNTGN Transgaz SA 2020-2029; în acest sens s-au demarat procedurile de accesare a finanțării nerambursabile:
  • verificarea existenței documentelor primare;
  • verificarea, revizuirea și finalizarea Studiului de Fezabilitate, pentru a se asigura compatibilitatea cu cerințele specifice finanțărilor prin POIM și cu legislația în materie în vigoare;
  • parcurs etapa de evaluare și primit de la JASPERS Nota finală de analiză a proiectului
  • pregătirea și întocmirea dosarului Cererii de Finanțare împreună cu anexele aferente;
  • depunerea în draft a dosarului Cererii de Finanțare.
  • efectuarea tuturor demersurilor pentru implementarea recomandărilor transmise de AMPOIM prin care se solicită completarea documentației cu HG privind declararea proiectului de importanță națională și cu AC.
• identificarea oportunității de finanțare pentru proiectul "TransGasFormation", în cadrul POCU, AP 3, OS 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 cu potențial competitiv identificate conform SNC/domeniilor de specializare inteligentă conform SNCD/"; în acest sens s-au derulat procedurile de accesare a finanțării nerambursabile pentru proiectul "TransGasFormation":
  • verificarea existenței documentelor primare;
  • pregătirea și întocmirea dosarului Cererii de Finanțare și a Anexelor aferente;

• întocmirea bugetului și identificarea cheltuielilor eligibile și neeligibile și neeligibile;
• încărcarea datelor privind Cererea de Finanțare, în sistemul MySMIS 2014+ (cererea a fost transmisă în data de 30 ianuarie 2020 și a fost admisă după etapa de evaluare administrativă și a eligibilității);
• gestionarea solicitărilor de clarificare venite din partea AM POCU, (Cererea de Finanțare a fost admisă după etapa de evaluare tehnică și financiară);
• preluarea și însușirea Notificării din partea AM POIM, prin care Cererea de Finanțare a fost admisă pentru finanțare nerambursabilă (accesarea fondurilor a fost realizată);
• pregătirea/întocmirea/finalizarea dosarului de contractare pentru proiectul "TransGasFormation" - Contractul de finanțare a fost semnat în data de 17 iunie 2020).
• participarea efectivă la toate activitățile de management a proiectului, respectiv la procedura de achiziție a serviciului de formare profesională în urma căreia s-a încheiat Contractul de servicii și la organizarea modului de desfășurarea a cursurilor.
• identificarea oportunității de finanțare a proiectelor, privind îmbunătățirea nivelului de competențe digitale pentru angajații din întreprinderi mari, în cadrul Programului Național "Competențe Digitale pentru angajații din întreprinderi mari", finanțat prin POCU 2014-2020:
  • s-a depus aplicația de finanțare pentru Proiectul TransGasDigital.

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

• întocmirea de rapoarte de progres, notificări, acte adiționale, 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. Direcția Fonduri Europene a derulat următoarele activități:

• 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.

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. S-au derulat următoarele activităti:

• 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 săptămânale, lunare și trimestriale 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 unui număr de cinci 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 celor 10 (zece) cereri de rambursare depuse în anul 2020.
• 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.

3. "TransGasFormation"

Proiectul în valoare totală de 2.164.155,70 lei, finanțat prin POCU, AP 3, OS 3.8 "Creșterea numărului de angajați care beneficiază de instrumente, metode, practici standard de management al resurselor umane și de condiții de lucru îmbunătățite în vederea adaptării activității la dinamica sectoarelor economice", a accesat un grant în valoare de 710.259,60 lei.

S-a demarat acțiunea de implementare a proiectului prin:

• pregătirea, întocmirea și afișarea materialului de informare și publicitate;
• pregătirea și întocmirea tabelului cu activități de implementare;
• pregătirea și întocmirea Notificării de modificare a contractului de finanțare;
• pregătirea și întocmirea referatului de necesitate pentru achiziția unui pachet de servicii de formare profesională, cazare și masă, privind desfășurarea cursurilor de formare profesională pentru personalul din cadrul Departamentul de Resurse Umane;
• întocmit documentația pentru încheierea Actului Adițional nr.1 la Contractul de finanțare
• participat la acțiuni specifice derulării activității proiectului ( rapoarte de activitate, raport de progres, procedura de achiziții, organizarea activităților specifice începerii cursurilor, etc).

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 2019. S-a participat la vizita de monitorizare a reprezentaților OIE care s-a desfășurat la locația proiectului.

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.

Activități ENTSOG - ca urmare a faptului că ENTSOG a dezvoltat o nouă metodologie de analiză cost-beneficiu (ACB), care sprijină selectarea proiectelor de interes comun (PCI), unde se prevede evaluarea specifică proiectului (PS-CBA) în cadrul procesului TYNDP, au fost actualizate și transmise către ENTSOG informațiile pentru proiectele societății.

Programe finanțare 2021-2027- ca urmare a lansării programelor de finanțare pentru exercițiul financiar 2021-2027, au fost elaborate și transmise la Autoritățile de Management, propuneri de completare pentru Programul Operațional Dezvoltare Durabilă și Programul Operațional Creștere Inteligentă, Digitalizare și Instrumente Financiare.

În luna ianuarie 2020 s-a desfășurat un audit de calitate din partea structurilor acreditate, care au verificat dacă sunt actualizate documentele din SCIM, care au legătură și/sau se corelează cu documentele SMI CMSSM și de asemenea dacă sunt implementate recomandările și dispozițiile date de Managementul Calității și ale Controlului Intern Managerial.

În urma auditului nu s-au constat neconformități, activitatea fiind în conformitate cu politica internă a companiei.

În luna septembrie 2020 s-a desfășurat un audit de calitate din partea unei structuri acreditate din exteriorul societății, care a evaluat:

• activitățile specifice accesării fondurilor nerambursabile;
• documentele SCIM, care au legătură și/sau se corelează cu documentele SMI CMSSM;
• implementarea recomandărilor și dispozițiilor date de Managementul Calității și ale Controlului Intern Managerial.

Nu au fost constatate neconformități pe activitatea de accesare a fonduri nerambursabile.

Activitatea de monitorizare și implementare a proiectelor cu finanțare din fonduri nerambursabile

Principalele activități derulate s-au axat pe identificarea de noi linii de dezvoltare a infrastructurii TRANSGAZ finanțabile din fonduri nerambursabile UE sau de proiecte de dezvoltare ce ar putea fi incluse pe viitor la finanțare din fonduri europene.

Alte activități derulate în cadrul direcției s-au concretizat astfel:

• acordarea suportului necesar activităților de instruire periodică și completarea documentelor din domeniul SSM și SU la nivel de DAFERI;
• documentare specializată privind aspecte internaționale din sectorul gazier, cu accent pe tendințele europene și magnitudinea influenței acestora asupra sistemului național de transport gaze naturale și economiei energetice naționale și/sau europene;
• întocmirea unor rapoarte/informări/analize punctuale ori fișe sintetice de profil, redactate din inițiativa proprie ori privind subiecte solicitate punctual de către superiorii ierarhici, din sfera de interes a transportului gazelor naturale și cea a relațiilor internaționale;
• monitorizarea site-urilor unor companii internaționale relevante în domeniul transportului de gaze naturale și întocmirea de materiale redactate, ce semnalează activitățile acestora ce au impact asupra pieței regionale a gazelor;

• documentarea, informarea și analizarea unor tehnologii privind folosirea inovatoare a conductelor de transport a gazului, pentru a transporta hidrogen, în amestec sau nu cu gazul natural și de posibilități de accesare a fondurilor europene nerambursabile pentru această tranziție;
• sinteze și materiale privind tehnologiile verzi aflate în studiu și în implementare la nivelul UE cât și noile tendințe de finanțare pentru noul exercițiu 2021-2027 în conformitate cu Pactului Verde European și a normelor de tranzacționare a emisiilor de carbon (Directiva Europeană ETS);
• elaborarea de materiale privind tranziția energetică și implementarea Green Deal în Europa, a programelor de eliberare gaze (gas release programme), a programelor de finanţare pentru modificări climatice și a finanțării private în domeniul eficienței energetice (PF4EE);
• documentarea și întocmirea fișelor de țară solicitate punctual, cu accent pe sectorul economic gazier;
• prezentarea unor sinteze ce acoperă Politica energetică a României vis-a-vis de Bazinul Mării Negre și regiunea Bazinului Mării Caspice;
• informarea cu privire la evoluțiile recente privind politica de finanțare la nivelul UE (fonduri nerambursabile și rambursabile–BEI, BERD) în domeniul energiei in general si specific pe qaze naturale;
• elaborarea de materiale informative privind companii, proiecte sau politici energetice internaționale având ca suport articole si rapoarte publicate în presa internațională de profil;
• monitorizarea permanentă a site-urilor unor companii gaziere, precum: Bulgartransgaz (Bulgaria), Botaş (Turcia), Socar (Azerbaidjan), Eustream (Slovacia), FGSZ (Ungaria), Gaz System (Polonia) cu întocmirea regulată, a unor sinteze privind evenimentele principale;
• elaborarea zilnică a unui raport de presă privind industria petrolului și a gazelor (monitorizarea zilnică a fluxului de știri internaționale provenite din surse oficiale sau publicații internaționale de specialitate și selectarea zilnică a celor mai importante articole care pot avea relevanță pentru companie sau pentru politicile naționale privind energia).
• elaborare cerere de finanțare pentru proiectul POCU TransGasDigital.

4.3 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, 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.

Operarea în comun a punctelor de interconectare transfrontalieră Ruse-Giurgiu și Negru Vodă I

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 dintre 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 stabile 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 și 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.

Având în vedere faptul că Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei din România (ANRE), a emis la data de 21.05.2020, Ordinul nr. 80/2020 pentru modificarea Ordinului nr. 62/2008 privind Regulamentul de măsurare a cantităților de gaze naturale tranzacționate în România care vizează faptul că pragul de minim 70% metan a fost ridicat la minim 85% metan, în ceea ce privește Punctele de Interconectare cu sistemul de transport operat de către Bulgartransgaz, a intervenit necesitatea modificării în consecință a anexelor relevante din Acordul de Interconectare pentru PI Ruse-Giurgiu și PI Negru Vodă 1/Kardam.

În urma unei corespondențe extensive referitoare la calitatea gazelor naturale, la începutul lunii decembrie, părțile au încheiat Acte Adiționale la Acordurile de Interconectare privind Punctele de Interconectare Ruse-Giurgiu și Negru Vodă 1/Kardam.

Operarea Punctului Virtual 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, Pl 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 părţi, 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.

În contextul implementării noilor dispoziții ale Ordinului președintelui ANRE nr. 80/2020 pentru modificarea Ordinului nr. 62/2008 care prevede Regulamentul de măsurare a cantităților de gaze naturale tranzacționate în România, emis la data de 21.05.2020, în ceea ce privește modificarea

procentului molar minim a metanului (CH4) pe care poate să îl conțină gazele naturale, au fost inițiate discuții între părți privind calitatea gazelor naturale în contextul necesității semnării Acordului de Interconectare între Romania și Bulgaria pentru PVI Negru Voda 2,3/Kardam.

în perioada raportării, Părțile au finalizat și publicat Raportul privind Evaluarea Cererii Comune de capacitate incrementală între România și Bulgaria.

Părțile au stabilit împreună ofertele de capacitate grupată pe punctele de interconectare comune în ambele direcții de transport pentru licitațiile anuale de capacitate programate începând cu data de 6 iulie 2020, în conformitate cu calendarul ENTSOG.

În data de 22 iulie, Părțile au semnat Metoda comună de calcul al capacității tehnice în Punctul de Interconectare Ruse-Giurgiu în scopul maximizării ofertei de capacitate grupată prin optimizarea capacității tehnice în acest punct de interconectare.

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;
• Părțile au derulat o procedură de Sezon Deschis Angajant pentru alocarea capacității incrementale de transport gaze naturale în punctul de interconectare Csanádpalota dintre România și Ungaria, în conformitate cu Manualul Procedurii de Sezon Deschis Angajant (postat pe paginile de internet ale ambelor companii); perioada III de depunere a ofertelor s-a încheiat la data de 31 martie 2020.

Rezultatul testului economic IV derulat de cele două companii a fost negativ, iar Raportul Comun aferent a fost publicat pe paginile de internet ale Transgaz și FGSZ. Potrivit acestui Raport, Procedura de Sezon Deschis Angajant a încetat.

Operarea în comun a Punctului de Interconectare transfrontalieră Csanádpalota, în conformitate cu Codurile europene de Rețea (CAM, BAL, INT):

• în temeiul Acordului de Interconectare încheiat pentru Punctul de Interconectare Csanádpalota, 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;
• având în vedere starea de urgență declarată atât în România și în Ungaria din cauza pandemiei generate de COVID-19, începând cu data de 12 martie 2020, au fost anulate orice întâlniri fizice cu reprezentanții FGSZ, urmând ca toate discuțiile bilaterale să aibă loc prin intermediul căilor de comunicații electronice.
• În perioada raportării, Părțile au finalizat și publicat Raportul privind Evaluarea Cererii Comune de capacitate incrementală între România și Ungaria.
• Părțile au stabilit împreună oferta de capacitate grupată și negrupată pe punctul de interconectare comune în ambele direcții de transport pentru licitațiile anuale de capacitate programate începând cu data de 6 iulie 2020, în conformitate cu calendarul ENTSOG.

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, Transgaz și FGSZ, în calitate de operator al platformei RBP, colaborează zilnic în vederea pregătirii și derulării licitațiilor pentru produsele de capacitate agregate oferite în comun, validarea solicitantilor, a garanțiilor și raportarea rezultatelor licitațiilor;

• 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 convin periodic "Metoda comună de determinare a capacității tehnice pentru PI Csanádpalota".

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

Părțile au menținut contactele în ceea ce privește operarea în comun a punctelor de interconectare transfrontaliere pe tot parcursul anului 2020.

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

Colaborarea dintre 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, a fost introdusă curgerea bidirecțională a gazelor și, în acest sens, în luna decembrie 2019, Transgaz și Ukrtransgaz și OTS Ucraina LLC au amendat Acordul de Interconectare relevant.

Având în vedere faptul că Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei din România (ANRE), a emis la data de 21.05.2020, Ordinul nr. 80/2020 pentru modificarea Ordinului nr. 62/2008 privind Regulamentul de măsurare a cantităților de gaze naturale tranzacționate în România care vizează faptul că pragul de minim 70% metan a fost ridicat la minim 85% metan, în ceea ce privește Punctele de Interconectare cu sistemul de transport operat de către OTS Ucraina LLC, a intervenit necesitatea modificării în consecință a anexelor relevante din Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare transfrontalieră Isaccea 1/Orlovka.

în acest sens, părțile au stabilit necesitatea constituirii unui grup de lucru comun care să includă și reprezentanți ai autorităților naționale de reglementare atât din Ucraina, cât și din România și alte părțile interesate pentru identificarea soluțiilor optime. Părțile au menținut contactele bilaterale în procesul de montare a noilor calculatoare de debit la SMG Orlovka pentru pregătirea SMG Orlovka pentru operare ca stație de măsurare comercială pe perioada executării lucrărilor de reconstruire a noii SMG Isaccea și în procesul de implementare a lucrărilor de construire a noii stații de măsurare a gazelor naturale de la Isaccea, proiectată pe baza principiilor de măsurare convenite de specialiștii LLC OST Ucraina și SNTGN Transgaz SA, la care se va efectua predarea și preluarea comercială a gazelor pentru punctul de interconectare Isaccea 1/Orlovka 1.

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 sa derulat în perioada 1 iulie-1 septembrie 2017, părțile publicând ulterior o declarație comună privind rezultatele consultării publice.

Pe parcursul anului 2020, au avut loc mai multe întâlniri ale grupurilor de lucru tehnice comune, în cadrul cărora a fost convenit un program de verificări în vederea stabilirii conformității cu standardele ISO și EN a tuturor stațiilor de măsurare gaze de la punctele transfrontaliere dintre Ucraina și România (SMG Tekovo, SMG Medieșu Aurit, SMG Orlovka Import Romania, SMG Isaccea Import Romania).

Din cauza stării de urgență instituită pe teritoriul României în urma declanșării pandemiei generate de virusul COVID-19, au fost luate măsuri de restricționare a deplasărilor și, în acest context, programul de verificări a fost suspendat, verificările nu au fost reluate pe perioada de referință, chiar dacă părțile și-au exprimat acordul ca verificările să fie reluate.

în acest sens, părțile și-au menținut contactele pe perioada derulării de către OTS Ucraina LLC a lucrărilor planificate la SMG Orlovka pentru asigurarea conformității stației de pe teritoriul Ucrainei cu cerințele standardelor internaționale ISO 5167/2003 și EN 1776, a conformității cu prevederile din Al privind PI Isaccea / Orlovka 1. Totodată, în aceasta perioadă au avut loc si comunicări și întâlniri care au vizat lucrările de modernizare a SMG Isaccea 1.

După reluarea programului de verificări și parcurgerea etapelor de verificare convenite, părțile au în vedere încheierea acordurilor de interconectare privind punctele de interconectare Isaccea 2,3 și Medieșu Aurit.

VESTMOLDTRANSGAZ (Republica Moldova):

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

În îndeplinirea obiectului său de activitate, Eurotransgaz SRL 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.

Proiectul Ungheni–Chișinău, declarat de interes național în Republica Moldova, prin Legea nr. 105/09.06.2017, a presupus construirea unei conducte de transport gaze naturale în lungime de 120 km, trei stații de predare a gazelor naturale (două la Chișinău și una la Ungheni, localitatea Semeni) şi dotarea centrului de dispecerizare şi dirijare de la Ghidighici. Reţeaua de transport gaze naturale pe ruta Ungheni-Chișinău reprezintă cea de-a doua etapă a proiectului de interconectare lași-Ungheni-Chișinău.

În luna iunie 2020 a avut loc consultarea publică privind regulile de afaceri din Acordul de Interconectare privind Punctul de Interconectare Ungheni, iar Acordul de Interconectare privind Punctul de Interconectare Ungheni dintre SNTGN Transgaz SA și Vestmoldtransgaz SRL a fost încheiat în 14 iulie 2020.

La data de 01 august 2020 gazoductul Ungheni-Chișinău a fost finalizat, devenind operațional din punct de vedere tehnic. A fost semnat și Acordul de Operare cu OTS Moldovatransgaz pentru PI Tohatin și PI Todirești, fiind în curs de negociere Acordul de Operare cu distribuitorul Chișinău Gaz.

SRBIJAGAS (Serbia):

În anul 2017, SNTGN TRANSGAZ SA și JP Srbijagas au semnat Memorandumul de Înțelegere privind dezvoltarea cooperării dintre 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 qaze 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 faza 1" și Nodul Tehnologic Mokrin din Serbia.

TRANSGAZ și Srbijagas au finalizat Studiile de Prefezabilitate și de Fezabilitate, Proiectul Tehnic și Analiza Cost-Beneficiu

După revizuirea tuturor documentelor și clarificărilor puse la dispoziție de către Transgaz, entitatea de asistență comună pentru sprijinirea proiectelor în regiunile europene, JASPERS, a emis în luna august 2020 Nota de finalizare a acțiunii Interconectarea România -Serbia.

În cea de a doua parte a anului 2020, părțile au discutat în repetate rânduri posibilitatea organizării unei întâlniri în vederea analizării stadiului proiectului "Interconectare România-Serbia", însă în contextul pandemiei de COVID 19, Srbijagas nu a putut onora invitația Transgaz.

Colaborarea cu alte companii din sectorul gazelor naturale:

Shipperi și companii producătoare/de înmagazinare gaze naturale la nivel național și internațional:

(Gazprom Export, Bulgargaz, concesionari ai unor perimetre on-shore și off-shore din România, ExxonMobil, Lukoil, OMV Petrom, Black Sea Oil and Gas, Romgaz, DEPOGAZ, CONPET, HIDROELECTRICA).

GAZPROM EXPORT (Federația Rusă):

Părțile continuă relațiile de colaborare într-un cadru care să creeze premisele încheierii de către Transgaz a Acordurilor de Interconectare cu operatorii sistemelor de transport adiacente - OTS LLC Ucraina și Bulgartransgaz EAD Bulgaria - în punctele de interconectare Isaccea 2,3 și respectiv Negru Vodă 2,3.

BULGARGAZ (Bulgaria):

După expirarea, la data de 1 octombrie 2016, a contractului istoric de transport încheiat între TRANSGAZ si Bulgargaz în ceea ce privește conducta de transport internațional de gaze naturale Tranzit 1, cadrul reglementativ european a fost aplicat pentru a guverna operațiunile aferente rezervării de capacitate pe conducta Tranzit 1: procedurile de nominalizare, de corelare și de 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 către TRANSGAZ, prin intermediul platformei de tranzacționare a capacității (Platforma Regională de Rezervare - Regional Booking Platform, RBP).

TRANSGAZ colaborează cu diverși concesionari ai perimetrelor on-shore și off-shore din România pentru un schimb regulat de informații de natură tehnică, financiară şi juridică având ca drept scop coordonarea dezvolțărilor necesare în Sistemul Național de Transport Gaze Naturale pentru preluarea gazelor naturale descoperite în perimetrele exploatate de aceștia.

Colaborarea cu Operatorii Sistemelor de Transport 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 siguranțe (Memorandum-ul de Înțelegere privind Coridorul Trans-balcanic).

În marja reuniunii CESEC din perioada 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 cresterii sigurantei 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 către TRANSGAZ, sub patronajul Comisiei Europene și sub coordonarea DG ENER. La această întâlnire - prezidată de Klaus-Dieter Borchardt (Director DG ENER) - a fost invitată să participe și compania 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 activitatea Grupului de Lucru, contribuind la elaborarea documentelor aferente.

Comisia Europeană a lansat procesul de amendare a Memorandum-ului de înțelegere CESEC astfel încât să acopere Coridorul Transbalcanic II și III.

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

Colaborarea cu Operatorii Sistemelor de Transport 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 de 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 Întelegere sub eqida DG ENERGY.

Astfel, în data de 12 decembrie 2019, la sediul DG ENERGY de la Bruxelles, sub coordonarea lui 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 lon Sterian - Transgaz, domnul Nicola Battilana - DESFA, doamna Teodora Georgieva - ICGB, domnul Vladimir Malinov - Bulgartransgaz, domnul István Szabolcs Ferencz - FGSZ).

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

Colaborarea cu Operatorii de Transport Gaze naturale la nivel regional

SNTGN Transgaz S.A. 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, GasConnect Austria, CEGH Austria, etc.).

Colaborări cu organisme naționale, Comisia Europeană și alte relații institutionale

SNTGN TRANSGAZ SA a aderat de-a lungul timpului și și-a păstrat calitatea de membru în cadrul unor organisme naționale și internaționale de profil.

Avantajele și beneficiile afilierii la aceste organizații sunt în principal: promovarea companiei și a obiectivelor și intereselor acesul la informații actualizate în domeniul reglementărilor, politicilor, inovațiilor, standardelor în domeniul industriei gaziere,

precum și participarea la diverse evenimente naționale (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), Federația Patronală Petrol și Gaze (FPPG), Camera de comerț americană în România (AmCham), Comitetul Național ICC România.

În acest sens:

• 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.

Începând cu luna noiembrie 2020, conform Regulamentului de Organizare și Funcționare al Transgaz, versiunea 6 pe anul 2020, în atribuțiile Serviciului Cooperare Organisme Naționale și Internaționale este inclusă supunerea aprobării Directorului General și a Consiliului de Administrație a agendei cu evenimente externe și a documentelor aferente acestui subiect.

Menționăm faptul că, în perioada raportată, conducerea departamentului, prin directorul DAFERI și prin specialiștii departamentului, a participat la o serie de întâlniri cu partenerii externi și cu organizații europene de profil, precum și la evenimente internaționale dedicate sectorului gazier.

în cadrul acestor evenimente internaționale, reprezentanții DAFERI au promovat și susținut interesele companiei, identificând totodată potențialul de dezvoltare a unor noi relații de cooperare.

Dintre acestea, subliniem următoarele:

• ianuarie 2020–Turcia, Istanbul "Ceremonia de inaugurare a proiectului TurkStream";
• ianuarie 2020–Emiratele Arabe Unite, Abu Dhabi "The Atlantic Council Global Energy Forum";
• ianuarie 2020-Austria, Viena, "Întâlnirea privind schimbul de experiență cu reprezentanții Gas Connect Austria Gmbh";
• " ianuarie 2020-Austria, Viena, " European Gas Conference";
• februarie 2020-Belgia, Bruxelles, "Reuniunea plenară CESEC";
• februarie 2020–Ucraina, Tekovo, "Întâlnire cu reprezentanții LLC GAS TSO of Ukraine";
• februarie 2020-Azerbaidjan, Baku, "Cea de-a 6-a reuniune Ministerială a Consiliului Consultativ al Coridorului Sudic de Gaze Naturale".

Începând cu luna martie, în contextul restricțiilor și a limitărilor impuse de situația sanitară globală, reprezentanții TRANSGAZ nu au mai fost implicați în deplasări externe, discuțiile desfășurându-se în manieră virtuale, prin intermediul diferitelor platforme și aplicații disponibile.

De asemenea, în perioada raportată, reprezentanții TRANSGAZ au luat parte la o serie de conferințe virtuale, dintre care amintim:

• iunie 2020 - "Energia la tine acasă";

• 8 octombrie 2020 Energy Profit Forum, organizată de Profit.ro;
• 27 octombrie 2020 "Oportunitățile oferite de Acordul de Asociere și Zona de Liber Schimb Aprofundată și Cuprinzătoare dintre UE și Republica Moldova pentru comunitatea de afaceri", seminar organizat de Camerț și Industrie a României, în parteneriat cu Camerț și Industrie a Republicii Moldova;
• "Cum va putea cooperarea europeană să ușureze drumul spre o implementare mai ușoară a hidrogenului ?" - conferință organizată de DC brain;
• Noiembrie 2020 Săptămâna Europeană a Hidrogenului.

Reprezentanța Transgaz la Bruxelles

Reprezentanța TRANSGAZ la Bruxelles își propune să creeze noi oportunități pentru un dialog direct și constructiv, atât cu instituțiile UE, cu actorii importanți din domeniul energiei, cât și cu partenerii societății noastre, să promoveze misiunea companiei la nivelul UE, să contribuie la întărirea și apropierea relațiilor cu partenerii relevanți de la nivelul Uniunii Europene și, în general, să stimuleze realizarea principalelor obiective strategice ale TRANSGAZ, care vizează transformarea companiei noastre într-un operator de transport gaze naturale recunoscut la nivel internațional, cu o poziție de top pe piața energetică regională și un sistem de transport modern și integrat.

Reprezentanța TRANSGAZ la Bruxelles urmărește ca printr-o atitudine proactivă să identifice acele evoluții ale politicilor europene și internaționale care pot afecta sau influența modelul de afaceri al TRANSGAZ, obiectivele strategice ale TRANSGAZ și sectorul energetic în general. Identificând modificările și evoluțiile politicilor în domeniu în fazele lor incipiente, Reprezentanța își propune să elaboreze analize, informări și propuneri care să reflecte și să susțină interesele TRANSGAZ în particular și ale României în general.

În acest sens, activitatea Reprezentanței a cuprins și elaborarea și transmiterea de analize și informări. De asemenea, Reprezentanța prin activitatea desfășurată, își dedică o importanță parte dialogului cu instituțiile UE, cu actorii importanți din domeniul energiei, și cu partenerii TRANSGAZ.

Reprezentanța a stabilit contactul cu EIT InnoEnergy (European Institute of Innovation and Technology/Institutul European de Inovație și Tehnologie), s-a implicat în înființarea și în activitatea Grupului de Lucru GIE privind Decarbonizarea (pentru zonele CEE și SEE).

Parte a acestei linii strategice, Reprezentanța a participat în perioada ianuarie-martie 2020 la întâlnirile organizate de către ITRE (comisia de industrie, cercetare și energie) și DG ENERGY. De asemenea, Reprezentanța a participat activ la toate workshop-urile organizate de GIE și ENTSO-G.

Începând cu luna septembrie 2019, Reprezentanța a inițiat o activitate de dezvoltare a portofoliului de relații directe cu actorii relevanți din sfera instituțională și privată, prezenți la Bruxelles, și cultivarea unor noi relații, cu valoare adăugată semnificativă:

• coordonatorii birourilor de reprezentare la Bruxelles ale altor TSO-uri;
• noua conducere a Comisiei ITRE din Parlamentul European;
• echipa de experți ce deservește Comisia ITRE;
• rețeaua de grupuri de reflecție cu activitate relevantă în domeniul politicilor energetice.

Printr-o prezență proactivă la nivel european, și prin dezvoltarea unei rețele de contacte și relații în cadrul instituțiilor europene și al părților interesate relevante, Reprezentanța TRANSGAZ la

Bruxelles urmăreste identificarea de noi oportunități, de surse de finanțare pentru proiectele și inițiativele companiei și de potențiali parteneri.

Începând cu data de 13 martie 2020, ca urmare a pandemiei COVID-19, în Belgia a fost instituit un regim de carantină parțială, care a devenit totală începând cu 18 martie 2020 pentru o perioadă de o lună. Carantina și asupra funcționării instituțiilor europene. Rezultatul imediat a fost anularea întâlnirilor, evenimentelor și accesului public la lucrările Parlamentului European. O parte dintre evenimente au fost amânate sau s-au transferat în mediul virtual.

În noul context creat de pandemia COVID-19, Reprezentanța Transgaz la Bruxelles și-a continuat activitatea, reușind chiar să-și crească flexibilitatea și prezența. Mediul virtual a oferit posibilitatea de a participa la mai multe întâlniri, fiind eliminate limitările generate de distanță sau de nevoile logistice. Acesta a fost un efect secundar pozitiv al adaptării lucrului la restricțiile de circulație și contact - accesul virtual la întâlniri, imposibil anterior.

În contextul concentrării activității în mediul online, Reprezentanța Transgaz la Bruxelles a organizat în cadrul retelei intranet a Transgaz (W:\Dep.FonduriUE\RepBXL) o bibliotecă virtuală de documente relevante. Cele 15 teme de interes identificate conțin aproximativ 200 de documente, de dată recentă, accesibile imediat, rezultate din activitatea Reprezentanței în ultimele 12 luni.

lzolarea si distantarea socială inițiate la mijlocul lunii martie au continuat pe toată perioada lunii aprilie, primele măsuri de relaxare fiind inițiate abia în luna mai. Restricțiile aplicate anterior au revenit in luna septembrie. Cu toate acestea, activitatea principalelor instituții europene, precum și a asociațiilor de profil și a grupurilor de reflecție a continuat, chiar dacă au fost înregistrate decalări de termene pe anumite teme.

Începând cu luna mai, au început să se contureze primele propuneri privind criza economică, posibilele măsuri de relansare și cuplarea Green Deal cu acestea. În luna iunie, aceste propuneri s-au cristalizat și confirmat: relansarea economică se va face respectând obiectivele și traiectoria propusă prin Green Deal (în special tranziția energetică), iar noua realitate economică va accelera procesul de tranziție către un sistem neutru din punct de vedere al emisiilor de carbon.

În perspectiva oportunităților oferite de noile programe de finanțare europene, Reprezentanța a pregătit fundamentarea a două proiecte de cercetare:

• unul privind privind potențialul multiplicator la nivelul economiei naționale a programului de extindere a rețelei de distribuție a gazelor naturale și a contribuției la atingerea țintelor privind emisia de gaze cu efect de seră și îmbunătățirea condițiilor de trai și sănătate ale populației;
• și unul privind evaluarea posibilităților de reducere a emisiilor de metan la nivelul TRANSGZ prin implementarea standardului OGMP 2.0 privind măsurarea, verificarea și raportarea emisiilor de metan.

În ultimul trimestru al anului 2020, Reprezentanța Bruxelles a continuat să urmărească cele mai recente evoluții ale politicilor cu potențial impact asupra activității Transgaz, atât pe plan european, cât și internațional. Totodată, personalul reprezentanței a participat la diverse seminarii și ateliere virtuale de interes și a elaborat în acest sens o serie de informări și documentații.

Relațiile de colaborare cu ministerele de resort.

în cursul anului 2020 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 și 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.

4.4. Acorduri de Interconectare

Acordurile de Interconectare încheiate în perioada 2015 -2020:

• ™ 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;
• = Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Ungheni, încheiat cu Vestmoldtransgaz SRL, Republica Moldova, în data de 14.07.2020.

În perioada 2017-2020 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).
• ™ 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. 3/30.04.2019 la Acordul de Interconectare pentru Pl Negru Vodă 1/Kardam (privind noile reguli de afaceri aplicabile în Pl Negru Vodă 1/Kardam începând cu 01.05.2019);
• Actul adițional nr. 1/30.05.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Csanádpalota (privind modificarea condițiilor tehnice privind transportul gazelor naturale prin Pl 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. 1/18.07.2019 la Acordul de Operare pentru Pl Ungheni (privind prelungirea duratei de valabilitate a Acordului de Operare până la încheierea Acordului de Interconectare pentru PI Ungheni);
• 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. 3/25.10.2019 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. 4/06.11.2019 la Acordul de Interconectare pentru Pl Negru Vodă 1/Kardam (crearea condițiilor tehnice privind transportul gazelor naturale în scopul livrării fizice al gazelor naturale din Bulgaria spre România prin Pl 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);
• 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. 5/20.12.2019 la Acordul de Interconectare pentru PI Negru Vodă 1/Kardam (noile condiții tehnice privind transportul gazelor naturale);
• Actul adițional nr. 6/01.01.2020 la Acordul de Interconectare pentru Pl Negru Vodă 1/Kardam (privind modificarea specificației de calitate a gazelor naturale pe ambele direcții de transport);
• Actul adițional nr. 4/02.06.2020 la Acordul de Interconectare pentru PI Csanádpalota (privind modificarea specificației de calitate a gazelor naturale pe ambele direcții de transport);
• Actul adițional nr. 7/11.12.2020 la Acordul de Interconectare pentru PI Negru Vodă 1/Kardam 1 (privind modificarea compoziției chimice minimă a Metanului (C1) la 85,0 procente molare în Anexa 5A - Specificația privind Calitatea Gazelor (valabil în cazul livrărilor din România în Bulgaria, în condiții de referință 25°C/0°C) și Anexa 5B - Specificația privind Calitatea Gazelor (valabil în cazul livrărilor din Bulgaria în România, în condiții de referință 25°C/0°C) din Al, valabil până la data de 01.10.2021;
• Actul adițional nr. 3/11.12.2020 la Acordul de Interconectare pentru PI Ruse-Giurgiu (privind modificarea compoziției chimice minimă a Metanului (C1) la 85,0 procente molare în Anexa 5A - Specificația privind Calitatea Gazelor (valabil în cazul livrărilor din România în Bulgaria, în condiții de referință 25°C/0°C) și Anexa 5B - Specificația privind Calitatea Gazelor

(valabil în cazul livrărilor din Bulgaria în România, în condiții de referință 25°C/0°C) din Al, valabil până la data de 01.10.2021.

4.5 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 și achiziție 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/acordurilor încheiate la nivelul Societății;
• îmbunătățirea capacității TRANSGAZ de a controla și reacţiona rapid și 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 și 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:

Situația privind realizarea preluării parametrilor tehnologici în punctele de interconectare la 31.12.2020

	Situatie
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.

	Situatie
Punct de interconectare	Integrare locală a parametrilor tehnologici la nivelul SMG	Integrare SCADA a parametrilor tehnologici
SMG Kardam	Finalizat (parametrii tehnologici sunt prezenți și în SMG Negru Vodă).	În analiză
SMG Mediesu Aurit	Finalizat.	Finalizat.
SMG Isaccea	Finalizat.	Finalizat.
Centru automatizare lași- Ungheni: NT LETCANI	Finalizat.	Finalizat.
Centru automatizare lasi- Ungheni: NT UNGHENI	Finalizat (parametrii tehnologici sunt prezenți în Centrul de Automatizare din Sector lasi și în NT Lețcani).	În analiză.

În anul 2020 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

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

4.6.1 Principalele componente ale infrastructurii SNT

Principalele componente ale Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la 31.12.2020:

Denumire obiectiv/componentă SNT	U.M.	Valoare
Conducte magistrale de transport și racorduri de alimentare cu gaze naturale, din care: -conducte de transport internațional ( Tranzit II , Tranzit III)	km	13.972,4 369
-BRUA		479
Stații de reglare măsurare (SRM) în exploatare	buc	1.129 (1.234 direcții măsurare)
Stații de comandă vane (SCV, NT)	buc	58
Stații de măsurare a gazelor din import (SMG) ( Giurgiu, Horia, lsaccea import, Negru Vodă IV, Medieșu Aurit, Isaccea Tranzit I, Negru Vodă I)	buc	7
Stații de măsurare amplasate pe conductele de tranzit 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, Bibești)	buc	6
Stații de protecție catodică (SPC)	buc	1041
Stații de odorizare gaze (SOG)	buc	982

Tabel 11 -Principalele componente ale SNT la 31.12.2020

Figura 19-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 internațional a gazelor naturale este asigurată prin rețeaua de conducte și racorduri de alimentare cu diametre cuprinse între 50 mm și 1.200 mm, la presiuni cuprinse între 6 bar şi 63 bar.

Descrierea și analizarea gradului de uzură al obiectivelor SNT

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

Durata de funcționare	Conducte de transport (km)	Racorduri de alimentare (km)	Număr Direcţii Staţii de Reglare Măsurare
> 40 ani	7.056,17	356,55	150
Intre 30 si=40 ani	1.675,13	163,51	59
İntre 20 si=30 ani	720,12	374,74	308
Intre 10 si=20 ani	1.407,16	841,38	549
Intre 5 și=10 ani	639,41	40,10	117
< 5 ani	666,89	31,24	51
	12.164,88	1.807,52	1.129 SRM-uri
TOTAL		13.972.4

Tabel 12 - Principalele componente ale SNT la 31.12.2020, din perspectiva duratei de funcţionare

Diagnosticările efectuate în anul 2020 cu PlG-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 nu s-au realizat inspecţii cu PIG inteligent pentru identificarea defectelor și pentru determinarea stării tehnice a conductelor. Având în vedere situația provocată de efectele pandemiei de COVID-19, activitatea de curățire si inspectie interioară a conductelor aparținând

SNT a fost restrânsă, evitându-se astfel deplasarea personalului în teren și contactul între angajați sau cu terți. Deasemenea, din cauza restricțiilor impuse la nivel internațional, firma prestatoare de servicii de inspectie interioara a conductelor a intâmpinat greutati logistice pentru deplasare si mobilizare a echipamentelor de inspectie.

Au fost efectuate curățiri interioare pe 7 conducte cu o lungime totală de 654 km.

Pe trei din cele 7 conducte (φ32" Şendreni-Cosmești, L=78 km, φ20" Sâmbotin-Hațeg, L=73 km și ф16" CEFA-Ștei) s-au efectuat curățiri repetate (4 și câte 2 treceri), rezultând un total de 948Km parcurși de PIG-urile de curatire.

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 1.041 staţii de protecţie catodică a conductelor.

Aproximativ 95,7% din conductele și racordurile aflate în exploatare sunt protejate catodic.

În perioada 01.01.-31.12.2020 s-au realizat măsurători intensive pe o lungime de 198,68 km din programul rectificat de 195,925 km conform referat nr. DMEAS 65305/13.11.2020.

Predarea gazelor către distribuitori și consumatori finali se face prin 1.234 de SRM-uri (direcții de măsurare), 39 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 1.234 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 6 stații de comprimare gaze, amplasate pe principalele direcții de transport.

Pentru agregatele de comprimare de la stațiile SCG Onești și SCG Siliștea lucrările de modernizare au fost finalizare în cursul anului 2020.

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 982 instalații de odorizare din care 572 sisteme sunt de tip nou, prin eșantionare și prin injecție asigurând o odorizare optimă a gazelor transportate.

Din cele 572 sisteme moderne, un număr de 37 sunt de tip centralizat-deservind mai multe puncte de livrare, 410 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.

Pentru asigurarea funcționării în siguranță a instalațiilor tehnologice aferente SRM-urilor din cadrul SNT, pe lângă activitățile curente de supraveghere, inspecție și revizii desfășurate de

personalul din cadrul Exploatărilor Teritoriale conform prevederilor normelor tehnice aprobate de ANRE, au avut loc 92 intervenții pentru reparații și eliminare defecte, intervenții realizate cu firme specializate.

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 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)-Mediesu Aurit (RO) - DN 700, Capacitate=4.0 mld.mc/an, Pmax =70 bar
	lsaccea 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) - lasi (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 direcţii de transport

Figura 20-Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT

4.6.2. Activitatea de operare

în perioada 1 octombrie 2019-30 septembrie 2020 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. În perioada 1 octombrie 2020–31 decembrie 2020 tarifele reglementate pentru prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale prin SNT au fost stabilite pe baza Ordinului ANRE nr.83/27 mai 2020, 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 2020:

Nr. Crt.	Principalii utilizatori de rețea	VAL. FACTURATĂ FĂRĂ TVA (LEI)	%
	OMV PETROM S.A.	217.333.692,37	18,72%
2	ENGIE ROMANIA S.A.	203.138.620,40	17,49%
3	SNGN ROMGAZ S.A.	147.391.902,38	12,69%
4	AIK ENERGY ROMANIA S.R.L.	112.448.433,22	9,68%
5	E.ON ENERGIE ROMANIA S.A.	68.820.002,45	5,93%
6	WIEE ROMANIA S.R.L.	68.454.451.19	5,90%
7	E.ON GAZ FURNIZARE S.A.	68.025.297,71	5,86%
8	ELECTROCENTRALE BUCURESTI S.A. (in insolvență)	44.951.475,88	3,87%
9	NORTH CHEMICAL COMPLEX S.R.L.	32.629.765,38	2,81%
10	PREMIER ENERGY S.R.L.	21.927.634,29	1,89%
11	ALȚI UR	176.088.440,06	15,16%
	TOTAL	1.161.209.715,33	100,00%

• OMV PETROM S.A.
• ENGIE ROMANIA S.A.
• SNGN ROMGAZ S.A.
• AIK ENERGY ROMANIA S.R.L.
• E.ON ENERGIE ROMANIA S.A.
• = WIEE ROMANIA S.R.L.
• · E.ON GAZ FURNIZARE S.A.
• · ELECTROCENTRALE BUCURESTI S.A. (în insolvență)
• = NORTH CHEMICAL COMPLEX S.R.L.
• PREMIFR ENERGY S.R.L.

Grafic 14- Ponderea principalilor utilizatori ai SNT în perioada 01 ianuarie -31 decembrie 2020

În anul 2020 s-au încheiat și semnat cu utilizatorii de rețea, 1.719 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 2020:

1191200				otal
contracte	An	1	AAN

Total contracte în punctele de interconectare încheiate pe RBP în perioada ianuarie-decembrie 2020:

Tip contract	Anua	Irimestrial	Lunar	Zilnic	Total
Nr. contracte	45		65	356	469

Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate şi transportate prin Sistemul Naţional de Transport gaze naturale (SNT) precum şi a consumului tehnologic, în perioada 2017-2020, este următoarea:

Indicator	UM	2017	2018	2019	2020	+ / -	%
0		ന	ব	ഗ	ে	7=6-5	6=6/5-1
Gaze naturale vehiculate					mii mc 12.974.819 13.074.676 13.299.834 12.456.201	-843.633	-6%
Gaze naturale transportate	mii. mc	12.872.891 12.998.423			13.227.501 12.380.266	-847.235	-6%
Consum de gaze în SNT	mii. mc	95.242	81.034	65.208	69.325	4.117	6%
Pondere consum de gaze în SNT/gaze vehiculate	%	0,73%	0,62%	0,49%	0,56%

Tabel 13- Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate, transportate şi a consumului de gaze în SNT în perioada 2017-2020

Gaze naturale vehiculate-mil. mc Gaze naturale tránsportate-mil. mc Consum de gaze în SNT-mil. mc -6% -6%

yoy 2020 vs. 2019

Grafic 16- Evoluţia cantităţilor de gaze naturale şi transportate şi a consumului de gaze în SNT 2020 vs. 2019

0,73%	0,62%	0,49%	0,56%
2017	2018	2019	2020
	Dondoro concum do aaza în SNT/gazo vahiculata

Grafic 17- Evoluţia ponderii consumului de gaze în SNT în total gaze vehiculate în perioada 2017-2020

		2018	2019	2020
CONSUM DE GAZE ÎN SNT PROGRAMAT-mii mc		105.346 105.437 81.769 65.208
CONSUM DE GAZE ÎN SNT REALIZAT-mii mc	95.242	81.034 81.034		65.208 69.325

Tabel 14- Cantităţile de gaze naturale cu titlu de consum de gaze în SNT realizate vs. programate în perioada 2017-2020

Grafic 18- Nivelul consumului de gaze în SNT total realizat vs. total programat-2020

Astfel, după cum se poate observa, în anul 2020 comparativ cu anul precedent, evoluţia consumului de gaze în SNT a înregistrat un trend ascendent, acesta fiind cu 6% mai mare decât cel înregistrat în perioada anul 2019 și cu 6% mai crescut față de nivelul programat pentru anul 2020.

4.6.3. Politica de investiții

Programul de modernizare și 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 pentru anul 2020, aprobată în bugetul de venituri și cheltuieli pe 2020, a fost de 1.952.804.279 lei.

Valoarea totală a programului de modernizare și dezvoltare investiții pe anul 2020 a fost diminuată în luna august de la 1.952.804.279 lei la 1.881.982.926 lei, conform Hotărârii CA nr. 20/2020, iar la finele trimestrului IV 2020 valoarea realizărilor este de 1.572.701.633 lei, ceea ce reprezintă un grad de realizare a programului în proporție de 83,57%.

Grafic 19-Stadiul PMDI-ianuarie 2020

Stadiul programului de investiții la sfârșitul anului 2020 se prezintă astfel: lucrări în execuție 77,60%, lucrări în proiectare 18,09%, lucrări finalizate 2,31%, lucrări în procedură de achiziție 1,54%, nedemarate 0,47% - poziții din program cuprinse în anexele 5 și 10 pentru care nu au fost transmise documentatiile necesare pentru demararea achiziției.

Comparativ cu stadiul lucrărilor la începutul anului, se poate observa creșterea procentului lucrărilor finalizate și a celor în execuție coroborat în principal cu scăderea procentelor aferente lucrărilor aflate în fază de achiziție, de proiectare și a obiectivelor cuprinse în anexele 5 și 10 pentru care nu au fost întocmite documentele necesare demarării procedurii de achiziție.

Trebuie menționat că în valoarea lucrărilor programate la Capitolul D – Dezvoltarea SNT conform Leaii 123/2012 (Actualizată), Art.130, al e¹ și e ², a fost diminuată de la valoare de 350.000 mii lei, la 313.950 mii lei, în vederea asigurării în principal a fondurilor pentru bugetarea unor lucrări suplimentare apărute la execuția modernizării SCG Onești și SCG Silștea, lucrări care nu au fost cuprinse în proiectul tehnic initial, însă sunt necesar a fi executate.

De asemenea, fondurile alocate lucrărilor programate la Capitolul D – Dezvoltarea SNT conform Leaii 123/2012 (Actualizată), Art.130, al e¹ și e 2, în valoare de 313.950 mii lei, sunt incluse valoarea lucrărilor în fază de proiectare, reprezentând 92,22% din valoarea acestora.

Grafic 20-Stadiul PMDI 2020-decembrie 2020

Principalele obiective investiționale finalizate în anul 2020 sunt:

■ Conducta de transport gaze de interconectare între DN250 Țeline-Sighișoara și DN700 Coroi-Bărcuț;

• ™ Conducta de transport gaze naturale DN700 Gănești-Idrifaia-Coroi-lucrări rămas de executat în NT Coroi;
• ™ Lucrări de punere în siguranță a traversării aeriene rău Valea Șerpilor cu conductele DN 600, DN 700 Şinca-Paltin și DN 500 STC Șinca-Stâlp 89, zona Șinca Noua;
• Lucrări de punere în siguranță traversare aeriana râu lalomița cu conducta DN800 Coșereni-cuplare inel București, zona Coșereni;
• Sistematizare conducte in zona nodului tehnologic Moșu;
• ™ Interconectarea stației de comprimare Jupa la Sistemul National de Transportautomatizări și securizare stație;
• " Interconectarea SNT cu conducta de transport internațional gaze naturale T1 și reverse flow Isaccea;
• ™ Subtraversare rău Olt cu conducta DN300 Drăgășani Caracal (racord alimentare cu gaze a mun. Caracal);
• Conducta de transport gaze DN400 Vaslui lași (tr. Vaslui Mogoșești) reîntregire în zona pădurii Bârnova;
• Redimensionare racord de alimentare cu gaze naturale SRM FORD Craiova
• Punerea în siguranță a conductelor DN200 Ocna Mureș Aiud și DN250 Ocna Mureș -Aiud, zona Mirăslău
• Modernizare Nod tehnologic Bogata III alimentare cu energie electrică a componentelor de acționare, automatizare și supraveghere obiectiv
• Diferite utilaje, echipamente și dotări din Anexa 10;
• Dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA):
  • lucrări de execuție Stații de Comprimare (Podișor, Bibești, Jupa)-finalizate;
  • lucrări de execuție conductă (Faza 1) recepție finală;
  • lucrări de automatizare și securizare conductă recepție finală.

Principalele lucrări aflate în execuție:

• Consolidarea sistemului de transport în Romania, 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 SCG Onești și modernizarea SCG Silistea;
• Dezvoltări ale SNT în zona de nord est a României în scopul îmbunătățiii aprovizionării cu gaze naturale a zonei, precum și a asigurării capacitaților de transport spre Republica Moldova:
  • conducta de transport gaze DN700 Onești Gherăiești Lețcani;
  • stații de comprimare Onești și Gherăiești, automatizare și securizare conductă;
  • achiziție grupuri de comprimare;
  • lucrări arheologice;
• ™ Noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la Țărmul Marii Negre (Vadu -T1);
• · Înlocuirea stației de măsurare gaze SMG Isaccea 1;
• ™ Interconectarea SNT cu sistemul de transport internațional și reverse flow la Isaccea etapa 2 - lucrări în NT Șendreni - lucrări de construcții, instalații electrice și automatizări;
• Înlocuirea instalațiilor tehnologice la SRM Timișoara I;
• ™ Conducta de transport gaze DN 500 Craiova Segarcea Băilești Calafat, et.l, tr. Craiova - Segarcea;
• " Conducta de transport gaze DN 250 Câmpulung Moldovenesc Vatra Dornei (tr. Pojorâta - Vatra Dornei);

• " Conducta de transport gaze DN 300 Mintia Brad Ștei, et.I, tr. Mintia Brad;
• Refacere subtraversare rău Strei cu conductele Vest2 și Vest 3, zona Totia
• Modernizare baza de producție Pitești;
• · Statie mobilă de comprimare aer 100 bar.

Principalele lucrări aflate în procedură de achiziție sunt:

• ™ Dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului sudic de transport pentru preluarea gazelor naturale de la Țărmul Mării Negre (Țărmul Mării Negre - Podișor);
• Conducta de transport gaze naturale Nadeș Sighișoara;
• Punere în siguranța conducte DN800 Moghioroș Onești și DN700 Moghioroș Onești, în zona localității Oituz (calcai)
• Înlocuire tronson din conducta de racord gaze naturale DN 200 SRM Poiana Brașov
• Montare gări de primire/lansare godevil la Posada pentru conductele DN 500 Stâlp 89 -Posada și DN 500 Posada - Moșu (rest de executat)
• Conducta de transport gaze naturale SRM Timișoara I SRM Timișoara III (înclusiv alimentare cu energie electrică, protecție catodică și fibră optică)

Se întâmpină încă greutăți în realizarea unor obiective de investiții cum ar fi lipsa avizelor necesare obținerii Autorizației de la proprietarii de terenuri afectați ce construcția obiectivelor investiționale și Autorități locale pentru următoarele obiective investiționale:

• Punerea în siguranță a conductei DN300 Agârbiciu Sibiu, zona Șeica Mare;
• Punerea în siguranță a conductei DN 350 Luna-Aiud, DN 250 Luna-Ocna Mureș (Fir I) si DN 250 Luna - Ocna Mureș (Fir II), zona Războieni - în litigiu la Judecătoria Aiud;

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;

Precizăm că majoritatea obiectivelor de investiții la care nu au fost înregistrate realizări, sunt în fază de proiectare sau achiziție.

4.6.4 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 2020 are o valoare alocată de 64.055.452 lei din care 31.905.400 lei pentru Lucrările de reparații și reabilitare a SNT și 32.150.052 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 (Cap. A, cu pondere 49,81% din PRRASM 2020), în luna lanuarie 2020, lucrările reprezentau 22% (lucrări contractate în anii anteriori), lucrările în proiectare 27%, lucrările în stadiu procedural de achiziție 48%, iar lucrările neîncadrate în categoriile anterioare (Poziții asiguratorii) 3%, după cum se poate observa din graficul următor:

Grafic 21 - PRRASM 2020 - Reparații și reabilitare SNT -Stadiu Ianuarie 2020

PRRASM 2020-Reparații și Reabilitări SNT-lanuarie 2020

La finalul anului 2020, lucrările de reparații și reabilitare a SNT aflate în curs de execuție aveau o pondere 73,06% raportat la valoarea bugetată.

Proceduri de achiziție aflate în stadii avansate, la finalul anului 2020:

• "Punere în siguranță a conductei Dn 150 mm, Racord SRM Măgureni";
• " "Conducta Ø24" Paltin Schitu-Golești (jud. Brasov)";
• "Reparatii cladire SRM Bicaz".

În anul 2020, au fost finalizate procedurile de achiziție prin încheierea de contracte de execuție sau contracte subsecvente:

• " "Conducta Ø20" Onești-Racova-Gherăiești fir II (jud. Bacău)";
• ™ "Înlocuire tronson conductă 32"pe conducta transport 28" Platou Izvor Sinaia-Filipești, zona Drăgăneasa";
• "Reparații traversări aeriene (acorduri cadru/2ani)"-contracte subsecvente;
• " "Reparatie cladire SRM Brazi".
• "Reparatie cladire SRM Piatra Neamț".

La 31 decembrie 2020, capitolul A din PRRASM 2020 avea 37 de poziții de buget, cu una mai mult decât în forma inițială a programului, cu grade de demarare conform graficului următor:

Lucrări din PRRASM 2020 aflate în diferite stadii de execuție în anul 2020:

• "Conducta Ø20" Băcia-Caransebeș (HD,CS);
• "Punere în siguranță a conductei 12" Vlădeni-Mănești";
• " Reparație conducta 32" Cosmești-Onești (lucrări terți)";
• "Conducta Ø20" Band-Sărmășel (fir I);
• "Conducta Ø20" Adjudul Vechi, zonele Braniștea, Schela și Independența";
• " "Conducta Ø6" racord alimentare ELSID Titu";
• "Pregătirea conductei Ișalnița-CruceGhercești pentru transformare în conductă godevilabilă";
• "Reparatii traversări aeriene (acorduri cadru /2ani)";
• "Lucrări de izolare conducte în stații fixe" (contract 2);
• "Reparatie cladire SRM Brazi";
• "Repararea rețelei de fibră optică Arad-Horia-Csanadpalota".
• " "Reparatie cladire SRM Piatra Neamț".

Lucrări din PRRASM 2020 finalizate în anul 2020:

• "Traversare aeriana râu Visa cu conducta Ø10"-12" racord PM Șoala, zona Agârbiciu";
• " "Conducta Ø20" Sendreni- Albesti (jud. Buzau) ";
• " "Lucrări de izolare conducte în stații fixe" (contract1);
• "Lucrări de reparații LES-alimentare cu energie electrică SRM CET II Craiova";
• "Lucrari de reparatii LEA 0.4kv alimentare cu energie electrica SPC Oituz 1-2";
• "Amenajare atelier reparatii auto";
• "Lucrări de reparații exterioare la clădirea FIR Vest".
• " "Reparații clădire sediu sector Drăgășani";

Proiecte tehnice finalizate în anul 2020:

• "Conducta Ø20"Onești-Racova-Gherăiești fir II (jud. Bacău)";
• "Înlocuire tronson conducta transport 28" Platou Izvor Sinaia-Filipești, zona Drăgăneasa";
• "Punere în siguranță a conductei Dn 150 mm, Racord SRM Măgureni, zona Măgureni";
• " "Conducta Ø24" Paltin Schitu-Golești (jud. Brașov)".

S-au întâmpinat greutăți în realizarea lucrărilor de reparații și reabilitări conducte magistrale din cauza unor probleme externe societății:

1. Situații generate de urgență/alertă: Din 16 Martie 2020 (conf decret 195/16.03.2020) respectiv din 14 Aprilie 2020 (conform decret 240/14.04.2020) a fost instituită starea de urgență, perioadă în care executanții lucrărilor nu și-au putut deplasa personalul de execuție pe șantiere, întrucât marea majoritate a capacităților de cazare au fost închise. De asemenea deplasările personalului de execuție au fost limitate.

După data de 14 Mai 2020 a fost instituită starea de alertă, în care de asemenea au existat constrângeri în deplasarea/cazarea personalului de execuție. Starea de alertă a fost menținută permanent, până la elaborarea prezentului document.

O parte din contractorii afectați au solicitat prelungirea duratei contractelor pe caz de forță majoră, certificată prin obținerea de la Camerț și Industrie a certificatelor de forță majoră.

1. Situația epidemiologică a personalului executanților: O parte dintre executanți au raportat infectări ale personalului cu virusul SARS COV 2, s-au confruntat cu suspiciuni de infectare sau

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

au raportat contacte cu persoane infectate. Această situație epidemiologică a dus la diminuarea semnificativă a capacității constructorilor de a executa lucrările în ritmul obișnuit.

1. Imposibilitatea opririi curgerii gazelor naturale în perioada sezonului rece: în conformitate cu prevederile art 12 alin (2) din Legea nr. 346/2007 privind măsuri pentru asigurarea siguranței în aprovizionarea cu gaze naturale, care prevede că "pe perioada sezonului rece nu se programează și nu se execută lucrări de întrețineri curente sau lucrări de racordări care impun întreruperea alimentării cu gaze naturale pentru o perioadă continuă ce depășește 12 ore ", nu s-au putut executa lucrări, având în vedere că intervențiile se fac cu conducta scoasă din functiune.

Majoritatea lucrărilor sunt lucrări care, prin natura lor, presupun oprirea curgerii gazelor naturale pe conductele unde se intervine.

1. Finalizarea cu intârziere a procedurilor de achiziție pentru o parte din lucrările din PRRASM: Pentru marea majoritate a lucrărilor contractele s-au semnat cu întârziere ceea ce a dus la nefinalizarea proiectelor (Ex.: "Pregătirea conductei Işalniţa - Cruce Ghercești pentru transformarea in conductă godevilabilă", "Conducta de transport gaze naturale DN 500 Onesti - Racova - Gherăești fir II") Anexa B

2. Probleme legate de întârzierea acordării dreptului de acces în fondul forestier național: Unele lucrări (Ex.: "Reparația conductei de transport gaze naturale DN 800 Cosmesti-Onesti", "Conducta de transport gaze naturale DN 500 Band - Sărmasel (fir I) ") nu au putut fi demarate decât după îndeplinirea formalităților legale de acces în fondul forestier național, în conformitate cu prevederile Legii 46/2008 -Codul Silvic. Îndeplinirea acestor formalități durează cel puțin 6 luni datorita situației juridice neclare a terenurilor.

3. Nefinalizarea proiectării pentru o parte din lucrările cuprinse în PRRASM 2020: Trei dintre lucrările de mentenanță preventivă sunt în stadiu de proiectare:

4. "Conducta de transport gaze naturale DN 600 Paltin Schitu Golesti (jud.Arges) "lucrarea a fost derulată prin procedură de achiziție servicii de proiectare cu firma terță-SC TeamOil SRL, care nu și-a îndeplinit obligațiile contractuale, societatea noastră fiind obligată la demararea lucrărilor de proiectare în regie proprie;

5. "Conducta de transport gaze naturale DN 700 Seleuș Cristur-Bățani etapa II B (jud. Harghita) "-se află în faza de proiectare, problema principală fiind eliberarea autorizației de construire, condiționată de obținerea acordurilor proprietarilor de terenuri;

6. "Reparația conductei de transport gaze naturale DN 1200 Isaccea Negru Vodă, Tranzit 3, în urma inspecției cu PIG inteligent")- întârzierea predării proiectului se datorează avizului OCPI, care a constatat, că o parte din terenuri pe care urmează a se executa lucrările sunt în fond forestier, ceea ce a condus la necesitatea reobțineri avizului de mediu, urmând procedura de ocupare temporară a terenurilor din fond forestier național (cu durată de cel puțin 6 luni) Anexa 1.

7. Probleme legate de aprovizionarea executanților cu materiale: Starea de urgență/alertă declarată în marea majoritate a țărilor (implicit și a țărilor furnizoare de produse specifice pentru domeniul gazelor naturale) și situația epidemiologică din aceste țări au dus la întârzieri în livrarea produselor contractate de executanți. Aceste întârzieri au dus la decalarea etapelor de lucru din graficele de execuție asumate de constructori.

8. Probleme legate de imposibilitatea tehnică a opririi curgerii gazelor: Lucrarea "Conducta de transport gaze naturale DN 500 Băcia - Caransebeș (HD, CS) " a fost întârziată din cauza

imposibilitătii efectuării probelor de presiune (conducta nu a putut fi oprită datorită cantităților mari de gaze nominalizate a fi importate dinspre Ungaria și transportate prin conducta DN 500 Vest II, tronson Hațeg-Băcia).

9. Probleme legate de situații meteorologice nefavorabile execuției lucrărilor:

În perioadele de început și de an, înghețul, zăpada, topirea zăpezilor au fost nefavorabile execuției de lucrări pe șantiere;

Din cauza ploilor, accesul utilajelor la punctele de lucru a fost mult îngreunat sau chiar imposibil; Lucrările de vopsitorii au fost încetinite pe de o parte din cauza ploilor iar pe de altă parte din cauza aparitiei condensului datorat diferențelor mari de temperatură dintre temperatura exterioară și cea din interiorul conductei.

În plus, s-au întâmpinat probleme interne generate de evoluția pandemiei cu virusul SARS COV2: reducerea deplasărilor, efectuarea de la domiciliu (telemuncă) a majorității activităților, infrastructură de comunicație greoaie, reducerea activității partenerilor, etc.

Gradul de influență al factorilor externi care au

• Situații generate de urgență/alertă: Situația epidemiologică a personalului executanților
• Durata indelungata a procedurilor de achizitii
• Dificultati întâmpinate la acordarea dreptului de acces în fondul forestier național
• · Nefinalizarea proiectării din cauze neimputabile societății pentru o parte din lucrările cuprinse în PRRASM 2020
• Dificultati legate de imposibilitatea tehnică a opririi curgerii gazelor
• Dificultăți întâmpinate urmare a situațiilor meteorologice nefavorabile execuției lucrărilor
• Economii rezultate ca urmare a procedurilor de licitații (inclusiv din lipsa necesității intervențiilor în regim de urgență)

Grafic 23 - Gradul de influența al factorilor externi

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

• au fost elaborate și respectate prevederi interne (planuri, programe, decizii, etc.) referitoare la acțiunile de întreprins în perioada pandemiei cu virusul SARS COV2 (suplimentar prevederilor reglementărilor/recomandărilor emise la nivel național;
• 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;
• lucrările prioritare au fost abordate cu forțe proprii (Sucursala Mediaș și ET);
• s-a abordat reproiectarea lucrărilor pe judete acolo unde situația a fost favorabilă Transgaz.

B. Servicii de Asigurare a Mentenanței SNT

În Programul de Reparații, Reabilitare și Asigurarea Serviciilor de Mentenanță, la capitolul B. "Servicii de mentenanță" pentru anul 2020 a fost aprobat un buget de 32.150.052 lei. La finalul anului 2020, realizările la serviciile de mentenanță însumează 11.338.939 lei, reprezentând 35,27 % din valoarea bugetată a acestora în program.

Grafic 24-PRRASM 2020- Servicii de asigurare a mentenanței SNT-ianuarie 2020

În anul 2020, din bugetul alocat Serviciilor de Asigurare a Mentenanței SNT de 32.150.052 lei, a fost realizată valoarea de 11.338.939 lei.

Valoarea bugetată a Serviciilor de asigurare a mentenanței SNT pentru 2020, are următoarea repartiție raportată la cele 90 de linii de buget asigurate:

• un număr de 57 poziții cu un buget însumat de 26.029.885 lei au contracte în derulare sau finalizate și au înregistrat în anul 2020 realizări de 10.965.936 lei;
• 6 poziții cu un buget total de 3.832.543 lei se află în procedură de achiziție;
• » pentru 14 poziții cu un buget de 623.060 lei s-a acordat prin decizie, delegarea de competențe directorilor de la Exploatările Teritoriale și Sucursalei Mediaș să încheie contracte/comenzi prin achiziție directă; achizițiile care nu s-au încadrat în cerințele deciziei s-au făcut prin Direcția Achiziții Sectoriale și Contractări, realizările la sfârșitul Iunii decembrie 2020 fiind de 373.003 lei;
• 13 poziții de servicii au rămas nesolicitate; pentru unele documentațiile de achiziție se află în elaborare, sunt sume asiguratorii în caz de urgențe (exemplu: servicii de gestionare

a efectelor fenomenelor meteo) sau sunt sume asigurate pentru prestații cu necesitate de predictibilitate redusă cu o alocare bugetară de 1.664.564 lei.

PRRASM 2020 Servicii de Asigurare a Mentenanței SNT

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

Grafic 25- PRRASM 2020-Servicii de asigurare a mentenanței SNT-decembrie 2020

În concluzie, la finele anului 2020, serviciile angajate reprezintă 81% din totalul serviciilor bugetate.

Principalele contracte încheiate în anul 2020:

• servicii de mentenanță la grupurile electrogene alimentări de rezervă;
• servicii de reparare și întreținere echipamente și componente de protecție catodică;
• servicii de verificări tehnice pentru acordarea autorizării funcționării instalațiilor care intră sub incidența ISCIR;
• = servicii de testare nedistructivă;
• = servicii de audit energetic și analiză energetică la obiective SNT;
• servicii de reparații și intervenții pentru SRM-urile și instalațiile de odorizare tip Armax Gaz sau cu componente produse de ARMAX GAZ;
• serviciu reparație redresor automat de incarcare aferent turbocompresor Solar STC Sinca;
• servicii de întreținere, revizie și reparare mașini de ridicat;
• servicii de întreținere, revizii și reparații ascensoare;
• servicii de re(acreditare) laborator control nedistructiv și autorizare personal;
• servicii de reparații și intervenții pentru SRM-urile și instalațiile de odorizare tip TOTALGAZ sau cu componente produse de TOTALGAZ;
• servicii de revizii și reparații la instalații de automatizare din obiectivele SNT (SRM, SCV, NT, SMG si SCG);
• servicii de inspecție subacvatică pentru conductele Tranzit I DN 1000, Import DN 1000, Tranzit II DN1200 Fir 1 și Fir 2, Tranzit III DN1200;
• servicii de verificare și repararea a Instalației tehnologice de aer instrumental, aferentă grupurilor Solar A și B din Stația II Șinca;
• servicii de întreținere și reparații pentru instalațiile de odorizare de tip Sudocor;
• servicii de inspectie aeriana pentru detectarea scurgerilor de gaze din conductele TGN.

Serviciile din Programul de Reparații, Reabilitare și Asigurarea Serviciilor de Mentenanță sunt prestatii externe (asigurate pe bază de colaborare contractuală), care completează ansamblul activităților de mentenanță. Serviciile prestate în scopul asigurării mentenanței, sunt activități de suport (manopera si piese de schimb dar care nu creează mijloace fixe) oferite de către persoane, constructori autorizați, calificați și specializați în diverse domenii, pentru susținerea unor activități de revizii și service autorizat cu scopul menținerii în funcțiune sau întreținerii și controlului anumitor componente ale conductelor, instalațiilor tehnologice sau auxiliare aferente, inclusiv reviziile periodice obligatorii impuse de furnizorii de echipamente sau reglementate prin legislație (ISCIR, RAR, Autoriități navale, etc).

Serviciile din PRRASM sunt prestații externe (asigurate pe bază de colaborare contractuală), care completează ansamblul activităților de mentenanță, alocarea bugetară a acestora este necesară pentru a fi disponibilă în caz de necesitate.

Încheierea contractelor pentru aceste servicii are un caracter asigurator pentru operarea in condiții de siguranță și eficiență a SNT, practica demonstrând că nu este necesară cheltuirea sumei totale din contracte.

În plus, in valoarea contractelor de reparații, este inclusă și valoarea estimată a pieselor de schimb, piese care se plătesc doar dacă este necesară înlocuirea acestora. Valoarea estimată a acestor piese de schimb poate reprezenta pana la 40% din valoarea totala a contractului.

Alocarea bugetară a acestora este necesară pentru a fi disponibilă în caz de necesitate. Numărul potențialelor angajamente contractuale de servicii prevăzute în program, precum și bugetul alocat acestora, este unul acoperitor pentru a asigura toate necesitățile care pot să apară. Activitatile prevăzute in Contractele de servicii care se încheie efectiv, au un nivel mai redus de predictibilitate în etapa de planificare, astfel încât în faza de execuție bugetară a programului de mentenanță, numărul activităților și valoarea angajată vor fi limitate la situațiile reale apărute.

Pentru pozițiile de buget care propun prestații cu predictibilitate foarte redusă cum este cazul apariției unor evenimente sau efecte nedorite (avarii) sau urmări ale calamităților naturale (fenomene meteo deosebite) în proximitatea obiectivelor SNT, alocarea de resurse este necesar a fi prevăzută, însă, dacă acestea nu se produc, valoarea aferentă din bugetul alocat mentenanței rămâne neconsumată.

Din cuantumul contractelor de servicii angajate în etapa de execuție a programului, o parte se referă la servicii cu repetabilitate, care asigură activitatea de întreținere, revizii și service aplicate obiectivelor SNT. Celelalte sunt reprezentate de activitatea de reparații și intervenții prestate de terți pe bază contractuală cu un grad de predictibilitate mediu sau redus (reparații autovehicule, robinete, echipamente, etc.).

Sunt de asemenea de menționatiile frecvente, când apar diferențe între valorile bugetate și cele angajate prin contracte datorate fie adjudecării la valori mai mici ca urmare a procedurilor de licitatie, fie finalizării execuției contractului la valoare mai mică decât cea contractată (mai ales în cazul acordurilor cadru). În contextul prezentat mai sus sumele din bugetul asigurat serviciilor de mentenanță care au rămas neutilizate la sfârșitul execuției de program pentru capitolul de servicii, pot fi apreciate ca economii la bugetul alocat mentenanței.

4.7 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 2020/PAAS 2020 BRUA-Faza I și Faza II/PAAS 2020-Moldova/ PAAS TransGasFormation 2020 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 și 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. 43/17.12.2020

Programul cuprinde totalitatea contractelor/acordurilor-cadru pe care SNTGN Transgaz SA intenționează să le atribuie/încheie în decursul anului 2020.

De asemenea PAAS 2020 conține procedurile demarate în anii anteriori și care până la finalul anului 2019 nu au fost atribuite/finalizate, fiind preluate în program pentru 2020, cu mentiunea ca acestea sunt în derulare din anii precedenți, și achiziții exceptate conform art. 35 din Legea nr. 99/2016 evidențiate într-o anexă distinctă.

Valoarea totală a Programului Anual al Achiziţiilor Sectoriale pe anul 2020 (PAAS 2020), aprobat prin H.C.A. nr. 2/14.01.2020, a fost de 570.456.247,60 lei, valoarea pentru Programul Anual al Achizițiilor Sectoriale pe anul 2020 pentru investiția "Dezvoltarea pe teritoriul României a SNT pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria, Faza II" (PAAS 2020 BRUA-Faza I și Faza II) a fost de 288.665.488 lei, iar valoarea pentru Programul Anual al Achizițiilor Sectoriale pe anul 2020 pentru investiția "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" (PAAS 2020-Moldova) a fost de de 328.343.959,00 lei.

Prin HCA nr. 24/30.07.2020 s-a aprobat Programul Anual al Achizițiilor Sectoriale (PAAS) TransGasFormation 2020, cu o valoare estimată de 1.155.500 lei.

În urma a 36 (treizecișișase) reactualizări PAAS 2020, devenite necesare ca urmare a revizuirii programelor de execuție ce au stat la baza fundamentării B.V.C., valoarea totală a PAAS a devenit 1.030.361.053,21 lei. Valoarea PAAS 2020 BRUA-Faza I și Faza II, valoarea PAAS 2020–Moldova și valoarea PAAS TransGasFormation 2020 au rămas nemodificate.

PROCEDURI DE ACHIZIŢIE:

În baza celor prevăzute în PAAS 2020 (secțiunea proceduri, actualizată), din 520 poziții active, în urma solicitărilor departamentelor/direcțiilor interesate, au fost demarate 140 proceduri (26,92%), 230 proceduri sunt finalizate (44,23%), iar 5 proceduri nedemarate (0,96%) sunt în desfășurare în diferite stadii.

Cele 5 proceduri nedemarate sunt în stadiu curent solicitate, cu documentații intrate la Departamentul Achiziții Sectoriale și Contractări, iar până la totalul pozițiilor active din program,

un număr de 145 poziții sunt nesolicitate de departamente/direcții/servicii interesate (reprezentând un procent de 27,88%).

Din punct de vedere fizic al numărului total de proceduri prevăzute în P.A.A.S. actualizat procentul de realizare este de 44,23% iar valoric gradul de realizare este de 10,14% (valoare realizată raportată la valoarea estimată totală).

Schematic situaţia realizării procedurilor de achiziţie este:

Centralizator proceduri (fizic)
Total poz. la 31.12.2020, din care:		520 % realizare din PAAS (secțiunea proceduri)
demarate -	140	26,92%
realizate -	230	44,23%
nedemarate	5	0,96%
nesolicitate -	145	27,88%

Demarate Realizate Nedemarate Nesolicitate

Grafic 26-Situaţia procedurilor de achiziţii la 31.12.2020

Centralizator proceduri (valoric)-lei
Total valoric la 31.12.2020, din care:	2.578.351.626,20	% realizare din PAAS (secțiunea proceduri)
demarate	1.830.655.766,24	71,00%
realizate	261.504.150,58	10,14%
nedemarate (în lucru la DASC)	26.290.198,73	1,02%
nesolicitate	410.202.254,87	15,91%

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

Pentru cele 230 de poziții realizate din PAAS 2020, secțiunea proceduri, situația realizărilor față de valorile estimate numai a acestora se prezintă conform tabelului următor:

Nr. Poziții din PAAS	Valoare estimată (lei fără TVA)	Valoare realizată (lei fără TVA)
131	284.240.315.92	261.504.150.58

Situația totală a contractelor încheiate (care include și contractele subsecvente atribuite în baza acordurilor cadru) se prezintă schematic în tabelul următor:

Tip contract	Număr de contracte/ acorduri cadru/contracte subsecvente atribuite	Total valoare contracte/ acorduri cadru/contracte subsecvente atribuite	Din care număr de Valoare contracte contracte subsecvente subsecvente		Din care numar de contracte/ acorduri cadru	Valoare contracte/ acurduri cadru
		(lei fără TVA)		(lei fără TVA)		(lei fără TVA)
0	1	2	3	4	5=1-3	6=2-4
Contracte de lucrări	30	63.415.023,78	3	1.117.904,16	27	62.297.119,62
Contracte de servicii	193	152.983.059,84	78	54.990.348,65	115	97.992.711,19
Contracte de produse	130	123.876.062,16	20	22.661.742,39	110	101.214.319.77
TOTAL announato	353	340.274.145.79	101	78.769.995,20	252	261.504.150,59

Tabel 15 - Situaţia contractelor în proceduri de achiziţie (proceduri simplificate/licitaţii deschise/NFIPPCO) în perioada 01.01- 31.12.2020

ACHIZIȚII DIRECTE:

În baza celor prevăzute în PAAS 2020 actualizat, din 832 poziții active, în urma solicitărilor departamentelor/direcțiilor interesate au fost demarate 17 achiziții directe (2,04%), 600 achiziții directe sunt finalizate (72,12%), iar 0 achiziții directe sunt nedemarate, iar până la totalul pozițiilor active din program un număr de 215 poziții sunt nesolicitate de departamente/direcții/servicii interesate (reprezentând un procent de 25,84%).

Din punct de vedere fizic al numărului total de achiziții directe din programul aprobat procentul de realizare a achizițiilor directe este de 72,12%, iar valoric de 42,28% (valoare realizată raportată la valoarea estimată totală).

Centralizator achiziții directe (fizic)
Total poz. la 31.12.2020, din care:		832 % de realizare achiziţii directe
demarate	17	2,04%
· realizate	600	72,12%
- nedemarate	0	0,00%
nesolicitate	215	25,84%

Centralizator achiziţii directe (valoric)-lei
Total valoric la 31.12.2020, din care:	28.553.804,76	% de realizare achiziţii directe
demarate	419.787.50	1,47%
realizate	12.072.599,20	42,28%
nedemarate	0.00	0,00%
nesolicitate	14.603.007,87	51,14%

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

Pentru cele 600 poziții realizate din PAAS 2020 prin achiziții directe, situația realizărilor față de valorile estimate numai a acestora se prezintă conform tabelului următor:

Nr. Pozitii din PAAS	Valoare estimată (lei fără TVA)	Valoare realizată (lei fără TVA)	0%
600	13.234.478.80	12.072.599.20

Situaţia centralizată a achiziţiilor directe

În baza celor prevăzute în PAAS actualizat, şi în urma solicitărilor departamentelor/ direcţiilor/serviciilor interesate în perioada 01.01.-31.12.2020 se prezintă schematic în tabelul următor:

Tip Contract	Total valoare contracte/ Comenzi	Numar de contr. achiziții directe	Valoare contracte achiziții directe	Numar comenzi achiziții directe	Valoare comenzi achiziții directe	Valoare achiziții care comenzi nu sunt cuprinse în Anexa 1-AD	Numar din program Aprov.	Valoare din program Aprov.	Valoare realizări din Anexa 1-AD
	(lei fără TVA)		(lei fără TVA)		(lei fără TVA)	(lei fără TVA)		(lei fără TVA)	(lei fără TVA)
Lucrari	3.647.844,87	12	3.647.844,87	0	0.00	0,00	0	0,00	3.647.844,87
Servicii	4.463.788.59	80	3.650.097,03	116	813.691,56	9.244,70	16	110.005,91	4.564.549,80
Produse	5.299.901.94	15	2.016.284,07	290	3.283.617,87	1.916.693,75		476.996,34	3.860.204,53
TOTAL CONTRACTE	13.411.535,39		107 9.314.225,96			406 4.097.309,43 1.925.938,45		93 587.002,25	12.072.599,20

Tabel 16 - Situatia contractelor încheiate prin achiziţii directe în perioada 01.01-31.12.2020

Menționăm că în contextul actualei epidemii de COVID-19, în temeiul Art. 10, Anexa 1 din Decretul nr. 195 din 16 martie 2020 privind instituirea stării de urgență pe teritoriul României și Decret nr. 240 din 14 aprilie 2020, privind prelungirea stării de urgență, SNTGN TRANSGAZ SA a încheiat până la data de 31.12.2020 un număr de 3 (trei) contracte în valoare totală de 770.228,74 lei și un număr de 26 (douăzecișișase) comenzi cu o valoare cumulată de 1.148.732.95 lei.

PROCEDURI DE ACHIZIȚIE-PAAS 2020 (pentru Moldova)

În baza celor prevăzute în PAAS 2020 (Moldova), există 2 poziții active, care sunt finalizate (100,00%). Schematic situația realizării procedurilor de achiziție este după cum urmează:

Total poz. la 31.12.2020, din care:		2 % de realizare proceduri
demarate	0	0,00%
realizate -	2	100,00%
nedemarate	O	0,00%
nesolicitate	0	0,00%

Centralizator proceduri PAAS-pentru Moldova (valoric)-lei
Total valoric la 31.12.2020, din care:	159.381.790	% de realizare proceduri
- demarate	0.00	0,00%
- realizate	159.381.790	100,00%
- nedemarate	0,00	0,00%
- nesolicitate	0,00	0,00%

PROCEDURI DE ACHIZIȚIE-PAAS 2020 BRUA (Faza I și Faza II)

Schematic situația realizării procedurilor de achiziție este după cum urmează:

În baza celor prevăzute în PAAS 2020-BRUA (Faza I și Faza II), din cele 5 poziții existente, 4 poziții sunt nesolicitate (Faza II) (80,00%), iar 1 poziție este finalizată (Faza I) (20,00%),

Centralizator proceduri PAAS-BRUA (Faza I și Faza II) (fizic) Total poz. la 31.12.2020, din care: 5 % de realizare proceduri 0 0,00% demarate 1 20,00% realizate 0 0,00% nedemarate 4 80,00% nesolicitate

Demarate Realizate Nedemarate Nesolicitate

Grafic 29-Situaţia procedurilor PAAS pentru BRUA la 31.12.2020

Centralizator proceduri PAAS-pentru BRUA (Faza I și Faza II) (valoric)-lei
Total valoric la 31.12.2020, din care:	288.665.488,00	% de realizare proceduri
demarate	0,00	0,00%
realizate	20.000,00	0,01%
nedemarate	0,00	0,00%
nesolicitate	288.645.488,00	99,99%

SNTGN TRANSGAZ SA – Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2020

Page 109/289

PROCEDURI DE ACHIZIȚIE-PAAS TransGasFormation 2020

În baza celor prevăzute în PAAS TransGasFormation 2020, există 1 poziție, care este finalizată (100,00%).

Centralizator proceduri PAAS-TransGasFormation 2020 (fizic)
Total poz. la 31.12.2020, din care:		% de realizare proceduri
demarate	O	0,00%
realizate		100,00%
nedemarate	0	0,00%
nesolicitate	O	0.00%

Demarate & Realizate Nedemarate Nesolicitate

Grafic 30-Situaţia procedurilor PAAS TransGasFormation 2020 la 31.12.2020

Centralizator proceduri PAAS-TransGasFormation 2020 (valoric)-lei
Total valoric la 31.12.2020, din care:	990.280,00	% de realizare proceduri
- demarate	0,00	0,00%
- realizate	990.280,00	100,00%
- nedemarate	0.00	0,00%
nesolicitate	0.00	0,00%

5. RAPORTARE FINANCIARĂ CONSOLIDATĂ

5.1 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 31.12.2020 comparativ cu cea de la 31.12.2019 se prezintă astfel:

	31.12.2020	31.12.2019	Dinamica
Denumire indicator	mii lei	mii lei	(%)
0	1	2	3=1/2
lmobilizări corporale	731.438	622.962	117,41%
Drepturi de utilizare a activelor luate in leasing	19.192	9.359	205,06%
Imobilizări necorporale	3.931.693	3.058.597	128,55%
Imobilizari financiare	0	0
Creante comerciale și alte creanțe	1.364.269	723.921	188,46%
Fond comercial	9.082	9.776	92,90%
Impozit amanat	4.985	0
Active imobilizate	6.060.658	4.424.615	136,98%
Stocuri	194.142	494.614	39,25%
Creante comerciale și alte creanțe	677.396	524.500	129,15%
Casa și conturi la bănci	289.452	352.985	82,00%
Active circulante -TOTAL	1.160.990	1.372.099	84,61%
TOTAL ACTIV	7.221.648	5.796.714	124,58%
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă de un an	703.266	531.440	132,33%
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă mai mare de un an	2772.114	1.490.000	186,05%
Total datorii	3.475 380	2.021.440	171,93%
Capitaluri proprii	3.746.269	3.775.275	99,23%
Capital social	117.738	117.738	100,00%
Ajustări ale capitalului social la hiperinflație	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	1.693.269	1.699.175	99,65%
Diferențe de conversie din consolidare	-19.431	3.668	-529,75%
Total capitaluri proprii si datorii	7.221.649	5.796.715	124,58%

Tabel 17- Situația poziției financiare consolidate a societății la 31 decembrie 2020 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 scădere de 108.476 mii lei comparativ cu valoarea de la 31.12.2019, aceasta fiind determinată în principal de faptul că intrările de imobilizări corporale nu au depășit cheltuiala cu amortizarea privind imobilizările corporale.

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.

Drepturile de utilizare a activelor luate in leasing înregistrează o creștere de 9.833 mii lei față de 31 decembrie 2019, această creștere datorându-se înregistrării unor noi contracte de bunuri luate cu chirie.

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 consecinţă, 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 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 necunoscute la acea dată fără a identifica depreciere.

Pe măsură ce apar, costurilor 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 873.095 mii lei comparativ cu valoarea de la 31.12.2019, 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 99.594 mii lei.

Creanțe comerciale și alte creanțe aferente imobilizărilor

Creșterea creanței față de ANRM la 31 decembrie 2020 cu suma de 640.348 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 640.348mii lei față de valoarea la 31 decembrie 2019 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 2020 stocurile au înregistrat o scădere de 300.472 mii lei comparativ cu valoarea de la 31 decembrie 2019, scădere datorată în principal înregistrării materialelor achiziționate pentru execuția proiectului: "Dezvoltarea pe Teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria–România–Ungaria–Austria" și a proiectului "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătățiii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova" la investiții în curs.

Creante comerciale și alte creanțe

La 31 decembrie 2020, soldul creanțelor comerciale şi alte creanțe a crescut cu 152.896 mii lei faţă de 31 decembrie 2019, această creștere fiind determinată în principal de următorii factori:

• scăderea soldului creanțelor clienți cu 83.040 mii lei determinată în special de scăderea soldului creanțelor rezultate din activitatea de transport și tranzit internațional;
• creșterea provizioanelor pentru deprecierea creanțelor comerciale și a altor creanțe cu 67.031 mii lei;
• creșterea imprumuturilor nerambursabile cu caracter de subventii cu 231.525 mii lei
• cresterea soldului altor creanțe cu 71.442 mii lei.

Casa și conturi la bănci

La 31 decembrie 2020 numerarul societății a scăzut cu 63.533 mii lei comparativ cu sfârșitul anului 2019.

Disponibilitățile din conturile bancare în lei au crescut cu 144.303 mii lei și cele din conturile de bancare în valută au scazut cu 218.727 mii lei.

Alte elemente de numerar și echivalente de numerar înregistrează o crestere de 10.891 mii lei comparativ cu anul 2019.

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 față de 31 decembrie 2019:

• creșterea soldului datoriilor comerciale și a altor datorii cu 1.839 mii lei;
• cresterea provizionului pentru riscuri şi cheltuieli cu 3.555 mii lei, pe seama reluarii la venituri a provizionului pentru concedii neefectuate si a cel pentru participarea salariaților la profit pentru anul 2019, care au fost depășite valoarea provizionul constituit pentru participarea salariaților la profit înregistrat pentru anul 2020 la 30 decembrie 2020;
• creșterea împrumuturilor pe termen scurt în sumă de 118.542 mii lei.
• cresterea provizionului pe termen scurt pentru beneficiile angajaţilor cu suma de 1.044 mii lei;
• creșterea veniturilor în avans pe termen scurt în sumă de 46.844 mii lei.

Datorii pe termen lung

Evoluția datoriilor pe termen lung are la bază următoarele cauze:

■ creşterea împrumuturilor pe termen lung în sumă de 932.323mii lei;

• diminuarea provizionului pe termen lung pentru beneficiile angajaţilor cu suma de 1.247 mii lei;
• creșterea veniturilor înregistrate în avans și a subvențiilor cu 395.906 mii lei;
• scaderea datoriei privind impozitul amânat cu 8.071 mii lei este cauzată în principal de reducerea diferențelor între baza contabilă și baza fiscală a imobilizărilor corporale şi necorporale ale Transgaz;
• diminuarea datoriilor comerciale și a altor datorii în sumă de 36.796 mii lei.

Capitaluri proprii

Nu s-a modificat capitalul subscris și vărsat.

Scăderea rezultatului reportat cu 5.906 mii lei este determinată de repartizarea profitului aferent anului 2019 la dividende cuvenite acționarilor, care a depășit profitul înregistrat în anul 2020 si de pierderea inregistrata de Eurotransgaz SRL Chisinau.

5.2 Rezultatul global consolidat

Situaţia contului de profit şi pierdere consolidat în perioada 2019-2020:

			-mii lei-
Denumire indicator	Situații consolidate 2020	Situații consolidate 2019	Modificări
0	1	2	3=1/2*100- 100
Venituri din activitatea de transport intern	1.150.465	1.192.598	-4%
Venituri din activitatea de transport internațional	114.223	327.696	-65%
Alte venituri	73.328	55.631	32%
Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.338.015	1.575.925	-15%
Amortizare	248.718	195.701	27%
Cheltuieli cu angajații	434.561	415.818	5%
Consum tehnologic, materiale și consumabile utilizate	115.609	99.267	16%
Cheltuieli cu redevențe	107.760	151.374	-29%
Întreținere și transport	30.407	29.899	2%
Impozite și alte sume datorate statului	71.870	111.290	-35%
Venituri/ (Cheltuieli) cu provizioane pentru riscuri și cheltuieli	6.121	49.819	-88%
Alte cheltuieli de exploatare	158.474	181.453	-13%
Profit din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC 12	164.494	341.303	-52%
Venituri din activitatea de echilibrare	199.239	324.688	-39%
Cheltuieli cu gazele de echilibrare	199.239	324.688	-39%
Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.587.548	868.357	83%
Costul activelor construite conform cu IFRIC12	1.587.548	868.357	83%
Profit din exploatare	164.494	341.303	-52%
Venituri financiare	68.929	101.618	-32%
Cheltuieli financiare	33.872	30.779	10%
Venituri financiare, net	35.058	70.840	-51%

SNTGN TRANSGAZ SA – Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2020

Denumire indicator	Situații consolidate 2020	Situații consolidate 2019	Modificări
0	18	2	3=1/2*100- 100
Profit înainte de impozitare	199.552	412.143	-52%
Cheltuiala cu impozitul pe profit	34.328	70.749	-51%
Profit net aferent perioadei	165.224	341.394	-52%
Diferențe de conversie	-19.432	3.668	-630%
(Câștig)/Pierdere actuarială aferentă perioadei	7.342	-4.637	-258%
Rezultatul global total aferent perioadei	153.134	340.426	-55%

Tabel 18-Situația contului de profit și pierdere consolidat 2020 vs 2019

5.3 Situaţia fluxurilor de trezorerie consolidate

Situaţia fluxurilor de trezorerie consolidate la 31 decembrie 2020 comparativ cu anul 2019 este redată în tabelul următor:

Indicator	Exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
	2020	2019
Profit înainte de impozitare	199.552	412.143
Ajustări pentru:	0	0
Amortizare	248.734	195.701
Ajustări pentru deprecierea imobilizărilor necorporale	O	2.129
Câştig/(pierdere) din cedarea de mijloace fixe	-145	-102
Provizioane pentru riscuri și cheltuieli	3.555	53.592
Provizioane pentru deprecierea stocurilor	-832	647
Venituri din taxe de racordare. fonduri nerambursabile și bunuri preluate cu titlu gratuit	-44.139	-23.347
Provizioane pentru garanții	-487	-969
Provizioane pentru beneficiile angajaților	1.835	2.846
Efectul actualizării provizionului pentru beneficiile acordate angajaților	5.353	4.218
Pierdere din creanțe și debitori diverși	490	13
Ajustări pentru deprecierea creanţelor	67.518	81.229
Venituri din dobânzi	-28.045	-24.683
Cheltuieli din dobânzi	2.867	0
Ajustarea Creantei privind Acordul de Concesiune	-29.334	-49.677
Ajustari pentru depreciere imobilizarilor financiare	-309	70
Efectul variației ratelor de schimb asupra altor elemente decât cele din exploatare	9.029	6.817
Alte cheltuieli și venituri	-705	-306
Profit din exploatare înainte de modificările în capitalul circulant	434.936	660.321
(Creştere)/ descreştere creanţe comerciale şi alte creanţe	41.009	-99.896
(Creştere)/descreştere stocuri	45.309	-239 954
Crestere/(descrestere) datorii comerciale și alte datorii	-140.395	92.736
Numerar generat din exploatare	380,858	413.207
Dobânzi plătite	-2.851	0

Indicator	Exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
	2020	2019
Dobânzi primite	2.105	2.067
Impozit pe profit platit	-61.437	-69.822
Intrări de numerar net generat din activitatea de exploatare	318.675	345.452
Flux de trezorerie din activități de investiții
Plăți pentru achiziția de imobilizări corporale și necorporale	-1.500.418	-1.026.338
Investitii financiare/participații	O	-70
Incasări din cedarea de imobilizări corporale	214	146
Numerar din taxe de racordare şi fonduri nerambursabile	252 244	151.275
Numerar net utilizat în activități de investiții	-1.247.961	-874.987
Flux de trezorerie din activități de finanțare
Contribuții ale asociaților	114,478	0
Trageri împrumuturi pe termen lung	637.938	0
Ramburări împrumuturi termen lung	-2.785	423.477
Trageri credit pentru capital de lucru	299.720	0
Dividende platite	-183.867	-255.942
Numerar net utilizat în activități de finanțare	865.484	167.535
Diferenta de conversie	268	3.688
Modificarea netă a numerarului și echivalentului de numerar	-63.801	-358.313
Numerar și echivalent de numerar la început de an	352.985	711.318
la sfârșit de perioadă Numerar și echivalent de numerar	289.452	353.005

Tabel 19 - Situația fluxurilor de trezorerie consolidate – 2020 vs 2019

Din analiza fluxului de numerar la 31 decembrie 2019 se constată o scădere a disponibilităţilor cu 63.533 mii lei comparativ cu 31 decembrie 2019.

Modificările survenite în structura fluxului de numerar sunt:

• fluxul de numerar generat din exploatare este de 318.675 mii lei, cu 26.777mii lei mai mic decât în anul 2019;
• fluxul de numerar din activitatea de investiţii este de -1.247.961mii lei, cu 372.973 mii lei mai mic decât în anul 2019.
• fluxul de numerar din activitatea de finanţare este de 865.484 mii lei, cu 697.949mii lei mai mare decât în anul 2019.

5.4 Analiza factorială a activității

Indicatori ai rezultatelor economico-financiare consolidate (SNTGN Transgaz SA, Eurotransgaz SRL, Vestmoldtransgaz SRL)

Prin HAGEA nr. 10 din data de 12.12.2017 s-a aprobat înființarea, pe teritoriul Republicii Moldova, a societății EUROTRANSGAZ SRL în vederea participării cu succes la procedura de privatizare a întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz. Transgaz este asociat unic la EUROTRANSGAZ SRL.

Din anul 2018, urmare a achiziționării Vestmoldtransgaz SRL din Moldova de către Eurotransgaz SRL, Transgaz, în calitate de societate-mamă întocmește situații financiare consolidate de grup.

Companii consolidate din grupul Transgaz:

		Participație (%)
SNTGN Transgaz SA	Companie mama
Eurotransgaz SRL	Societate deținută de SNTGN Transqaz SA
Vestmoldtransgaz SRL	Societate deținută de Eurotransgaz SRL

-mii lei-

Denumire indicator	Situații consolidate 2020	Situații individuale Transgaz 2020	ETG, VMTG, ajustări 2020
0	1=2+3	2	3
Venituri din activitatea de transport intern	1.150.465	1.150.465	0
Venituri din activitatea de transport internațional	114.223	114.223	0
Alte venituri	73.328	68.816	4.511
Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.338.015	1.333.504	4.59 1
Amortizare	248.718	247.009	1.710
Cheltuieli cu angajații	434.561	431.952	2.609
Consum tehnologic, materiale și consumabile utilizate	115.609	115.609	0
Cheltuieli cu redevențe	107.760	107.622	138
Întreținere și transport	30.407	30.315	91
lmpozite și alte sume datorate statului	71.870	71.870	0
Venituri/ (Cheltuieli) cu provizioane pentru riscuri și cheltuieli	6.121	6.073	48
Alte cheltuieli de exploatare	158.474	155.385	3.089
Profit din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	164.494	167.668	-3.174
Venituri din activitatea de echilibrare	199.239	199.239
Cheltuieli cu gazele de echilibrare	199.239	199.239
Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.587.548	1.587.548
Costul activelor construite conform cu IFRIC12	1.587.548	1.587.548
Profit din exploatare	164.494	167.668	-3.174
Venituri financiare	68.929	60.666	8.264
Cheltuieli financiare	33.872	19.156	14.716
Venituri financiare, net	35.058	41.510	-6.452
Profit înainte de impozitare	199.552	209.178	-9.626
Cheltuiala cu impozitul pe profit	34.328	34.177	151
Profit net aferent perioadei	165.224	175.001	-9.776
Diferente de conversie	-19.432	0	19.432
(Câștig)/Pierdere actuarială aferentă perioadei	7.342	7.342	0
Rezultatul global total aferent perioadei	153.134	182.343	-29.209

Realizări 2020 consolidate versus Realizări 2019 consolidate

Situația rezultatelor financiare realizate la 31 decembrie 2020 față de anul 2019 este prezentată în tabelul de mai jos:

(mil lei)
Denumirea	Realizat 2020	Realizat 2019	Modificări
0	1	2	3=1/2×100-100
Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.338.015	1.575.925	-15%
Venituri din activitatea de echilibrare	199.239	324.688	-39%
Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.587.548	868.357	83%
Venituri financiare	68.929	101.618	-32%
Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.173.521	1.234.622	-5%
Cheltuieli cu gazele de echilibrare	199.239	324.688	-39%
Costul activelor conform cu IFRIC12	1.587.548	868.357	83%
Cheltuieli financiare	33.872	30.779	10%
PROFITUL BRUT -total, din care:	199.552	412.143	-52%
din exploatare	164.494	341.303	-52%
din activitatea financiară	35.058	70.840	-51%
Impozitul pe profit	34.328	70.749	-51%
PROFITUL NET	165.224	341.394	-52%
Diferența de conversie	-19.432	3.668	X
Alte elemente ale rezultatului global	7.342	-4.637	X
Rezultatul global total aferent perioadei	153.134	340.426	-55%

Grafic 32- Rezultate financiare consolidate 2020 vs. 2019 (%)

Variația indicatorilor economico-financiari consolidați la 31 decembrie 2020, comparativ cu cei realizați în perioada similară a anului 2019 este determinată în principal de variația indicatorilor

economico-financiari individuali înregistrați de SNTGN Transgaz SA la 31 decembrie 2020 comparativ cu cei realizați în perioada similară a anului 2019.

Principalul impact al subsidiarelor în rezultatul consolidat este determinat de evoluția cursului MDL (leu moldovenesc) comparativ cu moneda EUR în care a fost atrasă parțial sursa de finanțare a proiectului de investiție derulat de subsidiară și comparativ cu moneda de raportare a situațiilor financiare consolidate (RON).

5.5 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 credit şi riscul de lichiditate. Programul Societăţii privind managementul riscului se concentrează asupra imprevizibilităţii piețelor financiare

și caută să minimalizeze potențialele efecte adverse asupra performanţelor financiare ale Societăţii. Societatea nu utilizează instrumente financiare derivate pentru a se proteja de anumite expuneri la risc.

Riscul de piață

Riscul valutar

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

Societatea nu întreprinde acţiuni formale de minimalizare a riscului valutar aferent operaţiunilor sale; Societatea nu aplică contabilitatea acoperirii împotriva riscului. Conducerea consideră că Societatea este acoperită în ce priveşte riscul valutar, având în vedere că încasările în devize (în special veniturile din transport internaţional) sunt utilizate pentru stingerea obligaţiilor 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 2020	31 decembrie 2019
Impactul asupra profitului și pierderii şi a capitalurilor proprii a:
Aprecierii USD cu 10%	123.351	125.419
Deprecierii USD cu 10%	(123.351)	(125.419)
Aprecierii EUR cu 10%	(35.954.181)	(32.214.164)
Deprecierii EUR cu 10%	35.954.181	32.214.164

Riscul de preț

Societatea este expusă riscului mărfurilor aferent gazului achiziţionat pentru consumul propriu. Dacă preţul gazului ar fi fost cu 5% mai mare/ mai mic, profitul net al perioadei ar fi fost mai mic/ mai mare cu 3.325.834 lei la decembrie 2020 (decembrie 2019: 2.989.892 lei).

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

Societatea este expusă riscului ratei dobânzii prin depozitele la bănci și împrumuturile încheiate cu dobândă variabilă. 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 7.705.629 lei mai mic/ mai mare (decembrie 2019: 497.755 lei mai mic/mai mare), ca efect net al modificării ratei dobânzii la împrumuturile cu dobândă variabilă, respectiv al ratei dobânzii la depozitele bancare.

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 47% din soldurile de creanţe comerciale la 31 decembrie 2020 (31 decembrie 2019: 47%). 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 sfârșitul anului 2020 societatea are la dispoziție garanții de bună plată de la clienți în valoarea de 204.839.304 lei.

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

	31 decembrie 2020 12	31 decembrie 2019
Fără rating	1.565.253	43.030.956
BB+	129.228.022	61.134.709
BBB-	71.152.016	7.691.934
BBB.	. 119.791 16 W W W W So See on a
BBB+	86.472.555	240.441.135
A	136.721	137.355
AA-		363.482
AA	643.159
	289.317.517	352.799.571

Toate instituțiile financiare sunt prezentate la rating Fitch sau echivalent.

Riscul de lichiditate

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

Societatea previzionează fluxurile de trezorerie. Funcţia financiară a Societăţii monitorizează continuu cerințele de lichidități ale Societății pentru a se asigura că există numerar suficient pentru a răspunde cerințelor operaționale, menținând în același 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 Societății de finanțare a datoriei, respectarea acordurilor, respectarea obiectivelor interne referitoare la indicatorii din bilanţul contabil şi, dacă e cazul, a reglementărilor externe sau a dispoziţiilor legale.

Departamentul financiar al Societății investește 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 2020 după maturitatea contractuală rămasă. Sumele prezentate în tabelul scadenţelor reprezintă fluxuri de trezorerie contractuale neactualizate

Analiza maturității datoriilor financiare la 31 decembrie 2020 este următoarea:

	Suma Totală	mai puțin de 1 an	1-5 anı	peste 5 ani
Imprumuturi	1.903.768.715	104.075.855	829.686.798	970.006.062
Datorii comerciale și alte datorii	450.599.080	434.116.640	16.482.440
	2.354.367 795		538.192.495 846.169.238	970.006.062

Analiza maturității datoriilor financiare la 31 decembrie 2019 este următoarea:

	Suma totala	mai puțin de 1 an	1-5 anı i	peste 5 ani
Imprumuturi	733.796.269	12.395.649	181.382.883	540.017.737
Datorii comerciale și alte datorii	344.728.433	291.449.595	53.278.838
	1.078.524.702	303.845.244	234.661.721	540.017.737

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

Categorii de instrumente financiare:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Active financiare
Numerar și echivalente de numerar	108.672.451	339.753.879
Depozite bancare la termen	180.779.589	13.231.240
Credite și creanțe	2.077.884.409	1.244.132.492
Active financiare - participatii	24.578.237	24.887.146
Ajustări privind activele financiare- participatii	(24.578.237)	(24.887.146)
	2.367.336.449	1.597.117.611

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Datorii financiare
Datorii evaluate la cost amortizat:
Imprumuturi	1.714.795.911	663.930.000
Datorii evaluate la valoare justă:
Garantii financiare contracte	19.125.114	75.006.895
Datorii comerciale și alte datorii	308.698.920	269.721.538
	2.042.619.945	1.008.658.433

În categoria credite și creanțe nu sunt incluse creanțele în relația cu salariații și cheltuielie 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 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 poziției financiare plus datoria netă.

În 2020, strategia Societăţii, care a rămas neschimbată din 2019, 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 2020 şi la 31 decembrie 2019 se reflectă în tabelul de mai jos:

	31 dececembrie 2020	31 decembrie 2019
Total împrumuturi	1.714.795.911	663.930.000
Mai puţin: numerar şi echivalente de numerar	(289.452.040)	(352.985.119)
Poziția netă de numerar	1.425.343.871	310.944.881

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.

6. RAPORTARE FINANCIARĂ INDIVIDUALĂ

6.1 Poziția financiară individuală

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 piaţă 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 individuale la 31.12.2020 comparativ cu cea de la 31.12.2019 se prezintă astfel:

	31.12.2020	31.12.2019	Dinamica
Denumire indicator	mii lei	mii lei	(%)
0	1	2	3=1/2
Imobilizari corporale	449.718	476.406	94,40%
Drepturi de utilizare a activelor luate in leasing	19.192	9359	205,06%
Imobilizări necorporale	3.931.662	3.058.556	128,55%
Imobilizari financiare	284.273	215.887	131,68%
Creanțe comerciale și alte creanțe	1.364.269	723.921	188,46%
Impozit amanat	5.322	0
Active imobilizate	6.054.436	4.484.129	135,02%
Stocuri	191.061	488.034	39,15%
Creanțe comerciale și alte creanțe	626.163	485.867	128,88%
Casa și conturi la bănci	276.174	311.138	88,76%
Active circulante -TOTAL	1.093.398	1.285.039	85,09%
TOTAL ACTIV	7.147.834	5.769.168	123,90%
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă de un an	700.280	497 439	140,78%
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă mai mare de un an	2.655.413	1.489.789	178,91%
Total datorii	3.365.693	1.987.228	169,37%
Capitaluri proprii	3.782.142	3.781.940	100,01%
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	1.709.710	1.709.508	100,01%
Total capitaluri proprii si datorii	7.147.835	5.769.168	123,9%

Tabel 21- Situația poziției financiare individuale a societății la 31 decembrie 2020 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 scădere de 26.688 mii lei comparativ cu valoarea de la 31.12.2019, aceasta fiind determinată în principal de faptul că intrările de imobilizări corporale nu au depășit cheltuiala cu amortizarea privind imobilizările corporale.

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.

Drepturile de utilizare a activelor luate in leasing înregistrează o creștere de 9.833 mii lei față de 31 decembrie 2019, această creștere datorându-se înregistrării unor noi contracte de bunuri luate cu chirie.

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 îmbunătăţirile 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 consecinţă, 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 și 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, costurilor 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 873.106 mii lei comparativ cu valoarea de la 31.12.2019, 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 105.631 mii lei.

Imobilizări financiare

Imobilizările financiare au crescut cu 68.386 mii lei faţă de 31.12.2019 și reprezintă majorarea capitalului social al societății EUROTRANSGAZ SRL Chișinău din Republica Moldova, înfiintată prin HAGEA nr. 10 din data de 12.12.2017 a SNTGN Transgaz SA.

Creanțe comerciale și alte creanțe aferente imobilizărilor

Creșterea creanței față de ANRM la 31 decembrie 2020 cu suma de 640.348 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, investitia efectuată de către operatorul sistem ului 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. Cresterea de 640.348mii lei față de valoarea la 31 decembrie 2019 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 2020 stocurile au înregistrat o scădere de 296.973 mii lei comparativ cu valoarea de la 31 decembrie 2019, scădere datorată în principal înregistrării materialelor achiziționate pentru execuția proiectului: "Dezvoltarea pe Teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria" și a 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" la investiții în curs.

Creanțe comerciale și alte creanțe

La 31 decembrie 2020, soldul creanțelor comerciale şi alte creanțe a crescut cu 140.296 mii lei față de 31 decembrie 2019, această creștere fiind determinată în principal de următorii factori:

• scăderea soldului creanțelor cu 106.683 mii lei determinată în special de scăderea soldului creanțelor rezultate din activitatea de transport și tranzit internațional;
• creșterea provizioanelor pentru deprecierea creanțelor comerciale și a altor creanțe cu 67.030 mii lei;
• cresterea imprumuturilor nerambursabile cu caracter de subventii cu 231.525 mii lei
• cresterea soldului altor creanțe cu 82.484 mii lei.

Casa și conturi la bănci

La 31 decembrie 2020 numerarul societății a scăzut cu 34.964 mii lei comparativ cu sfârșitul anului 2019.

Disponibilitățile din conturile bancare în lei au crescut cu 143.430 mii lei și cele din conturile de bancare în valută au scazut cu 178.343 mii lei.

Alte elemente de numerar și echivalente de numerar înregistrează o scadere de 51 mii lei comparativ cu anul 2019.

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 2019:

• creșterea soldului datoriilor comerciale şi a altor datorii cu 36.796 mii lei;
• creșterea provizionului pentru riscuri și cheltuieli cu 3.555 mii lei, pe seama reluarii la venituri a provizionului pentru concedii neefectuate si a cel pentru participarea salariaților la profit pentru anul 2019, care au fost depășite de valoarea provizionul constituit pentru participarea salariaților la profit înregistrat pentru anul 2020 la 30 decembrie 2020;
• creșterea provizion pentru beneficiile angajaților pe termen scurt cu 1.044 mii lei;
• înregistrarea împrumuturilor pe termen scurt în sumă de 118.125 mii lei.

Datorii pe termen lung

Evoluția datoriilor pe termen lung are la bază următoarele cauze:

• creșterea împrumuturilor pe termen lung în sumă de 826.621 mii lei;
• diminuarea provizionului pentru beneficiile angajaţilor cu suma de 1.248 mii lei;
• creșterea veniturilor înregistrate în avans și a subvențiilor cu 395.906 mii lei;
• diminuarea impozitului amanat cu 7.860 mii lei
• diminuarea datoriilor comerciale și a altor datorii în sumă de 36.796 mii lei.

Capitaluri proprii

Nu s-a modificat capitalul subscris și vărsat.

Creșterea rezultatului reportat cu 202 mii lei este determinată de repartizarea profitului aferent anului 2019 la dividende cuvenite acţionarilor si de creşterea rezultatului reportat, care a depășit profitul înregistrat în anul 2020.

6.2 Rezultatul global individual

	Realizări (mii lei)		Dinamica
Specificație	31.12.2020	31.12.2019	(%)
1	2	3	4=2/3
TOTAL venituri. din care:	3.180.957	2.868.664	110,89%
Venituri din exploatare inainte de activitatea de constructii conform cu IFRIC12 si echilibrare	1.333.504	1.576.667	84,58%
Venituri din activitatea de echilibrare	199239	324.688	61,36%
Venituri din activitatea de constructii conform cu IFRIC12	1.587.548	868.357	182,82%
Venituri financiare	60.666	98.952	61,31%
TOTAL cheltuieli. din care:	2.971.779	2.449.562	121,32%
Cheltuieli de exploatare inainte de activitatea de constructii conform cu IFRIC12 si echilibrare	1.165.836	1.228.699	94,88%
Cheltuieli din activitatea de echilibrare	199.239	324 688	61,36%
Costul activelor construite conform cu IFRIC12	1.587.548	868.357	182,82%
Cheltuieli financiare	19.156	27.818	68.86%
PROFIT BRUT, din care:	209.178	419.102	49,91%
Rezultat din exploatare	167.668	347.968	48,19%
Rezultat financiar	41.510	71.134	58,35%
IMPOZIT PE PROFIT	34.177	70.843	48,24%
PROFIT NET	175.001	348.259	50,25%

Situaţia contului de profit şi pierdere individual în perioada 2019-2020:

Tabel 22-Situația contului de profit și pierdere individual 2020 vs 2019

Veniturile din exploatare

Veniturile activității de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de construcții conform cu IFRIC12, realizate 2020 vs. 2019 se prezintă astfel:

Nr. crt.	Specificații	Realizări (mii lei)	Dinamica
		2020	2019	(%)
0	1	2	3	4=2/3*100
1.	Venituri din activitatea de transport
	mii lei	1.150.465	1.192.598	96,47
	MWh	133.235.593	145.615.593	91,50
	lei/MWh	8,63	8,19	105,43
3.	Venituri din activitatea de transport internațional
	mii lei	114.223	327.696	34,86
4.	Alte venituri din exploatare
	mii lei	68.816	56.373	122,07
	TOTAL VENITURI DIN EXPLOATARE înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.333.504	1.576.667	84,58

Tabel 23- Veniturile activității de exploatare- Realizări 2020 vs 2019

Cheltuieli de exploatare

Nr.	SPECIFICATIE	Realizări (mii lei)	Dinamica
crt.		2020	2019	(%)
0	1	2	3	4=2/3*100
1.	Amortizare	247.009	193.622	127,57
2.	Indemnizații, salarii, alte cheltuieli de natura salarială și beneficii acordate angajaților		413.647	104,43
3.	Consum tehnologic, materiale și consumabile utilizate, din care:	115.609	99.267	116,46
	Consum și pierderi tehnologice pe sistemul de transport	79.187	66.257	119,51
	cantitate consum tehnologic MWh*)	704.997	640.705	110,03
	Materiale auxiliare	32.795	28.611	114,62
	Alte cheltuieli materiale -	3.628	4.399	82,47
4.	Cheltuieli cu redevențe	107.622	151.283	71,14
5.	Intreținere și transport, din care	30.315	29.844	101,58
	Lucrări, servicii executate de terți	17.167	12.632	135,90
6.	Impozite și alte sume datorate statului, din care:	71.870	111.290	64,58
	- Taxa de acordare licență transport gaze și tranzit internațional	9.007	37.891	23,77
	Impozit pe monopol	56.196	66.697	84,26
7.	Cheltuieli cu provizionul pentru riscuri și cheltuieli	6.073	49.819	12,19
8.	Alte cheltuieli de exploatare	155.385	179.927	86,36
	TOTAL CHELTUIELI DE EXPLOATARE înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.165.836	1.228.699	94,88

Cheltuielile activității de exploatare realizate în anul 2020 comparativ cu anul 2019:

Tabel 24- Cheltuielile activității de exploatare realizate 2020 vs 2019

6.3 Situaţia fluxurilor de trezorerie individuale

Situaţia fluxurilor de trezorerie individuale la 31 decembrie 2020 comparativ cu anul 2019 este redată în tabelul următor:

	Exerciţiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
Indicator
	2020	2019
Profit înainte de impozitare	209.178	419.102
Ajustări pentru:	0	0
Amortizare	247.009	193.622
Ajustări pentru deprecierea imobilizărilor necorporale	0	2.129
Câştig/(pierdere) din cedarea de mijloace fixe	-145	-102
Provizioane pentru riscuri și cheltuieli	3.555	53.592
Provizioane pentru deprecierea stocurilor	-832	607
Venituri din taxe de racordare. fonduri nerambursabile și bunuri preluate cu titlu gratuit	-44 139	-23.347
Provizioane pentru garanții	-487	-969
Provizioane pentru beneficiile angajaților	1786	2.846
Efectul actualizării provizionului pentru beneficiile acordate angajaților	5.353	4.218
Pierdere din creanțe și debitori diverși	490	13
Ajustări pentru deprecierea creanțelor	67.518	81.279

	Exercițiul financiar încheiat la
Indicator	31 decembrie (mii lei)
	2020	2019
Venituri din dobânzi	-28.025	-24.545
Cheltuieli din dobânzi	2.867	0
Ajustarea Creantei privind Acordul de Concesiune	-29.334	-49.677
Ajustari pentru depreciere imobilizarilor financiare	-309	70
Efectul variației ratelor de schimb asupra altor elemente decât cele din exploatare	9.058	6.817
Alte cheltuieli și venituri	-705	-306
Profit din exploatare înainte de modificările în capitalul circulant	442.837	665.300
(Creştere)/ descreştere creanţe comerciale şi alte creanţe	60.175	-61.658
(Creştere)/descreştere stocuri	42.057	-233.400
Creştere/(descreştere) datorii comerciale şi alte datorii	-112.138	59.113
Numerar generat din exploatare	432.931	429.355
Dobânzi plătite	-2.851	0
Dobânzi primite	2.105	1.929
lmpozit pe profit platit	-61.437	-69.822
Intrări de numerar net generat din activitatea de exploatare	370.748	361.461
Flux de trezorerie din activități de investiții
Plăţi pentru achiziţia de imobilizări corporale şi necorporale	-1.340.789	-907.675
Investiții financiare/participații	-68.386	-170.356
Incasări din cedarea de imobilizări corporale	214	146
Numerar din taxe de racordare şi fonduri nerambursabile	252.244	151.275
Numerar net utilizat în activități de investiții	-1.156.717	-926.610
Flux de trezorerie din activități de finanțare
Trageri împrumuturi pe termen lung	637.938	423.477
Ramburări împrumuturi termen lung	-2.785	0
Trageri credit pentru capital de lucru	299.720	0
Dividende plătite	-183.867	-255.942
Numerar net utilizat în activități de finanțare	7.51.006	167.535
Modificarea netă a numerarului și echivalentului de numerar	-34.964	-397.614
Numerar și echivalent de numerar la început de an	311.138	708.752
Numerar și echivalent de numerar la sfârșit de perioadă	276.174	311.138

Tabel 25 - Situația fluxurilor de trezorerie individuale – 2020 vs 2019

Din analiza fluxului de numerar la 31 decembrie 2020 se constată o scădere a disponibilităţilor cu 34.964 mii lei comparativ cu 30 septembrie 2019.

Modificările survenite în structura fluxului de numerar sunt:

• fluxul de numerar generat din exploatare este de 432.931mii lei, cu 3.576 mii lei mai mare decât în anul 2019;
• fluxul de numerar din activitatea de investiţii este de 1.156.717mii lei, cu 230.107 mii lei mai mic decât în anul 2019;
• fluxul de numerar din activitatea de finanțare este de 751.006 mii lei, cu 583.471mii lei mai mare decât în anul 2019.

La data de 31 decembrie 2020, soldul disponibilităților în conturi bancare ale societății era de 276.174 mii lei, din care 10% reprezentau disponibilități denominate în valută, majoritatea în EURO.

6.4 Analiza factorială a activității

Realizări 2020 versus Realizări 2019

Situația rezultatelor financiare realizate la 31 decembrie 2020 față de anul 2019 este prezentată în tabelul de mai jos:

Denumirea	Realizat 2020	Realizat 2019	Modificări
0	1	2	3=1/2×100-100
Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.333.504	1.576.667	-15%
Venituri din activitatea de echilibrare	199.239	324.688	-39%
Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.587.548	868.357	83%
Venituri financiare	60.666	98.952	-39%
Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.165.836	1.228.699	-5%
Cheltuieli cu gazele de echilibrare	199.239	324.688	-39%
Costul activelor conform cu IFRIC12	1.587.548	868.357	83%
Cheltuieli financiare	19.156	27.818	-31%
PROFITUL BRUT -total, din care:	209.178	419.102	-50%
din exploatare	167.668	347,968	-52%
din activitatea financiară	41.510	71.134	-42%
Impozitul pe profit	34.177	70.843	-52%
PROFITUL NET	175.001	348.259	-50%
Alte elemente ale rezultatului global	7.342	-4.637	×
Rezultatul global total aferent perioadei	182.343	343.622	-47%

Veniturile din activitatea de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de construcții conform cu IFRIC12 scad cu 15% față de realizările din anul 2019, înregistrându-se o diminuare de 243.163 mii lei.

Veniturile au fost influențate în principal de următorii factori:

• veniturile obținute din componenta volumetrică mai mici cu 106.379 mii lei din cauza:
  • tarifului de transport volumetric mai mic cu 0,60 lei/MWh, cu o influență negativă de 73.280 mii lei;
  • cantității de gaze transportate mai mică față de anul 2019 cu 12.380.000MWh/847.235 mii mc (▼9%), cu o influență negativă de 33.098 mii lei, detaliată pe categorii de consumatori astfel:

		12 luni 2020	12 luni 2019	Diferente
Cantitate transportată pentru MWh		57.162.565	69.513.278	-12.350.713
consumatori direcți	Mii mc	5.309.374	6.147.306	-837.932
Cantitate transportată pentru MWh		76.073.028	76.102.315	-29.287
distribuții	Mii mc	7.070.892	7.080.195	-9.303
	MWh	133.235.593	145.615.593	-12.380.000
Total	Mii mc	12.380.266	13.227.501	-847.235

Scăderea tarifelor volumetrice în anul 2020 față de anul 2019 se datorează în principal:

• 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 2019-2020 componenta variabilă a venitului total care stă la baza tarifelor volumetrice reprezenta 25% din venitul total în timp ce în anul gazier 2020-2021 a scăzut la 20% din venitul total;

• la fundamentarea tarifelor pentru anii gazieri 2019-2020 și 2020-2021 impozitul pe monopol nu a fost recunoscut de către ANRE în categoria costurilor preluate direct și implicit în venitul reglementat.

• veniturile obținute din rezervarea de capacitate mai mari cu 64.246 mii lei datorită:
  • tarifului de rezervare a capacității mai mare cu 0,19 lei/MWh, cu influență pozitivă
    de 69.510 mii lei, creștere determinată în principal de facturarea veniturilor din prima de licitație, ca urmare a licitațiilor de rezervare de capacitate desfășurate conform CAM-NC pe punctele de interconectare.
  • capacității rezervate mai mică cu 2.213.274 MWh, cu influență negativă de 5.264 mii lei;
• veniturile din transportul internațional al gazelor naturale mai mici cu 213.474 mii lei din cauza încetării contractului de transport cu Gazprom Export Ltd pentru conducta Isaccea 2-Negru Voda 2 și a reglementării venitului din transport pe conducta Isaccea 1-Negru Voda 1 în conformitate cu prevederile metodologiei aprobate prin Ordinul ANRE nr.41/2019 ca urmare a conectării acestei conducte cu SNT începând din 01 octombrie 2019;
• alte venituri din exploatare mai mari cu 12.444 miii lei.

Veniturile din activitatea de echilibrare au înregistrat o scădere de 125.449 mii lei pe seama următorilor factori:

• preț de tranzacționare mai mic cu 35,21 lei/MWh, cu o influență negativă de 108.948 mii lei;
• cantitate mai mică cu 165.680 MWh cu influență negativă de 16.501 mii lei;

Veniturile din activitatea de construcţii mai mari cu 719.192 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 negativă de 38.286 mii lei în principal pe seama înregistrării actualizării valorii activelor reglementate cu rata inflației pentru anul 2020, în anul precedent această actualizare realizându-se cu rata inflației din perioada 2015-2019.

Cheltuielile de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12 scad cu 5% față de anul 2019, nivelul acestora fiind cu 62.864 mii lei mai mic.

Societatea a înregistrat economii de 152.140 mii lei, la următoarele elemente de cheltuieli:

• alte cheltuieli de exploatare: 24.542 mii lei, în principal pe seama reducerii ajustărilor pentru deprecierea activelor curente cu 21.648 mii lei;
• cheltuieli cu impozite și alte sume datorate statului: 39.420 mii lei în principal pe seama reducerii cheltuielii cu taxa privind licența de transport gaze naturale cu 28.884 mii lei și a cheltuielii cu impozitul pe monopol cu 10.501 mii lei;
• cheltuieli cu redevența pentru concesionarea SNT: 43.660 mii lei; Transgaz datorează redevență de 0,4% din valoarea veniturilor brute realizate din operațiuni de transport și tranzit al gazelor naturale prin sistemele naționale de transport, aflate în proprietatea publică a statului, ulterior intrării în vigoare a Legii 244/09.11.2020; anterior cota era de 10%;
• cheltuieli cu provizionul pentru riscuri și cheltuieli: 43.746 mii lei în principal pe seama înregistrării în anul 2019 a provizionului privind investigația derulată de Consiliul Concurenței în valoare de 41.758 mii lei, și a reducerii valorii acestuia în anul 2020 cu suma de 7.591 mii lei, urmare a deciziei Consiliului Concurenței de a sancționa societatea cu suma de 34.166 mii lei;
• alte cheltuieli materiale: 771 mii lei.

S-au înregistrat depășiri de 89.276 mii lei, la următoarele elemente de cheltuieli:

• consum de gaze naturale pe sistemul de transport 12.930 mii lei, din cauza a doi factori:
  • cantitatea de gaze naturale destinată consumului de gaze în SNT mai mare față de anul 2019 cu 64.293 MWh, cu o influență negativă de 6.649 mii lei;
  • prețul mediu de achiziție realizat mai mare față de cel realizat în anul 2019 cu 8,91 lei/MWh cu o influență negativă de 6.281 mii lei;
• = cheltuieli cu personalul: 18.305 mii lei;
• cheltuieli cu amortizarea: 53.386 mii lei pe seama finalizării și punerii in funcțiune a proiectelor majore de investiții;
• " cheltuieli cu întreținere și transport: 471 mii lei;
• cheltuieli cu materiale auxiliare: 4.184 mii lei.

Cheltuielile financiare au înregistrat o scădere de 8.662 mii lei în principal pe seama cheltuielilor din diferențe de curs valutar.

Comparativ cu realizările anului 2019 profitul brut realizat în anul 2020 este mai mic cu 50%, respectiv cu 209.923 mii lei.

Realizări 2020 versus Buget 2020

Principalii indicatori economico-financiari realizați în anul 2020, comparativ cu bugetul de venituri și cheltuieli aprobat prin HAGOA nr. 2 din 4 martie 2020 sunt prezentați în tabelul următor: (mii lei)

Denumirea	BVC 2020	Realizat 2020	Modificări
0	1	2	3=1/2x100-100
Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.400.382	1.333.504	-5%
Venituri din activitatea de echilibrare	120.150	199.239	66%
Venituri din activitatea de construcții conform cu IFRIC12	2.083.209	1.587.548	-24%
Venituri financiare	49.458	60.666	23%
Cheltuieli de exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții conform cu IFRIC12	1.297.494	1.165.836	-10%
Cheltuieli cu gazele de echilibrare	120.150	199.239	66%
Costul activelor conform cu IFRIC12	2.083.209	1.587.548	-24%
Cheltuieli financiare	22.736	19.156	-16%
PROFITUL BRUT -total, din care:	129.609	209.178	61%
din exploatare	102.888	167.668	63%
din activitatea financiară	26.721	41.510	55%
Impozitul pe profit	21.151	34.177	62%
PROFITUL NET	108.458	175.001	61%

Tabel 27- Rezultate financiare 2020 vs.Buget 2020

Veniturile din activitatea de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de construcții conform cu IFRIC12 scad cu 66.878 mii lei față de cele prevăzute în BVC.

Veniturile au fost influențate de următorii factori:

• serviciile de transport gaze au înregistrat o scădere de 16.411 mii lei, datorită:
  • capacității rezervate mai mari cu 7.874.692 MWh cu o influență pozitivă de 18.997 mii lei, creștere influențată și de facturarea contravalorii depășirilor de capacitate rezervată aferente anului 2020 (45.808 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;
  • cantității de gaze transportate mai mică față de cea planificată cu 13.240.087 MWh (▼9%) cu o influență negativă de 35.408 mii lei;
• veniturile din serviciile de transport internațional gaze naturale au înregistrat o scădere de 1.669 mii lei determinată în principal de variațiile cursurilor valutare a monedelor de derulare a contractelor;

■ alte venituri din exploatare au scăzut cu 48.797 mii lei față de nivelul prevăzut în BVC. În situațiile financiare Transgaz nu prezintă valoarea veniturilor din producția de imobilizari 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 79.089 mii lei pe seama următorilor factori:

• cantitate mai mare cu 2.039.715 MWh cu influență favorabilă de 232.364 mii lei;
• preț de tranzacționare mai mic cu 49,53 lei/MWh, cu o influență nefavorabilă de 153.275 mii lei.

Veniturile financiare au înregistrat o creștere de 11.208 mii lei față de nivelul prevăzut în BVC în principal datorită veniturilor din diferențe de curs valutar.

Cheltuielile de exploatare înainte de activitatea de echilibrare și de construcții conform cu IFRIC12 înregistrează o scădere de 10% față de programul aprobat, nivelul acestora fiind cu 131.658 mii lei mai mic decât prevederile din BVC.

S-au înregistrat economii de 164.802 mii lei, la următoarele elemente de cheltuieli:

• = cheltuieli cu personalul: 50.116 mii lei;
• ™ cheltuieli cu materiale auxiliare și alte cheltuieli materiale: 21.307 mii lei;
• = cheltuieli cu întreținere și transport: 51.731 mii lei;
• ™ consum de gaze naturale pe sistemul de transport 7.847 mii lei;
• cheltuieli cu impozite și taxe: 8.929 mii lei
• cheltuieli cu redevența pentru concesionarea SNT: 20.654 mii lei;
• cheltuieli cu provizionul pentru riscuri și cheltuieli: 4.218 mii lei.

S-au înregistrat depășiri de 33.144 mii lei, la alte cheltuieli de exploatare și cheltuieli cu amortizarea.

Cheltuielile financiare sunt mai mici decât nivelul prevăzut în BVC cu 3.581 mii Iei în principal pe seama cheltuielilor din diferențe de curs valutar.

Profitul brut este cu 61% mai mare față de program, nivelul acestuia fiind cu 79.569 mii lei superior prevederilor din BVC, iar profitul net cu 61% mai mare decât cel programat, respectiv cu 66.543 mii lei mai mare decât cel din BVC.

	Realizat 12 luni 2020 vs. Realizat 12 luni 2019	Realizat 12 luni 2020 vs. BVC 12 luni 2020
Venituri din exploatare înainte de activitatea de echilibrare si de construcții conform cu IFRIC12	-15%	-5%
Cheltuieli de exploatare înainte de activitatea de echilibrare si de construcții conform cu IFRIC12	-5%	-10%
Rezultatul brut	-50%	61%
lmpozit pe profit	-52%	62%
Profitul net	-50%	61%

Tabel 28 – Realizări 12 luni 2020 vs. realizări 12 luni 2019 și Realizări 12 luni 2020 (%)

Grafic 35- Realizări 12 luni 2020 vs. realizări 12 luni 2019 și realizări 12 luni 2020 vs. BVC 2020

Realizări 2020 versus Plan de administrare 2020

Indicatorii cheie de performanță financiari au fost fundamentați pe baza datelor din Bugetul de venituri și cheltuieli al societății aprobat prin HAGOA nr. 2/2020.

Nivelul indicatorilor de performanță financiari realizați comparativ cu cei prevăzuți în planul de administrare este redat în următorul tabel: (mii lei)

Nr. crt.	Criteriu de performanță	Plan administrare 2020	Realizat	Procent	Diferentă
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	1.095.239	846.555	129%	248.684
3.	Rata lichidității imediate	1.11	1,29	116%	0,18
4.	Rata de îndatorare netă	5,50	3,88	142%	1,62
5.	EBITDA-mii lei	349.317	414.677	119%	65.360

Tabel 29 - Realizări 2020 vs. Plan de administrare 2020

6.5 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 și riscul de credit și riscul de lichiditate. Programul Societăţii privind managementul riscului se concentrează asupra imprevizibilităţii piețelor financiare

și caută să minimalizeze potențialele efecte adverse asupra performanţelor financiare ale Societăţii. Societatea nu utilizează instrumente financiare derivate pentru a se proteja de anumite expuneri la risc.

Riscul de piață

Riscul valutar

Societatea este expusă riscului valutar prin expunerile la diferite devize, în special la EUR. Riscul valutar este asociat activelor și obligațiilor recunoscute.

Societatea nu întreprinde acţiuni formale de minimalizare a riscului valutar aferent operaţiunilor sale; Societatea nu aplică contabilitatea acoperirii împotriva riscului. Conducerea consideră că Societatea este acoperită în ce priveşte riscul valutar, având în vedere că încasările în devize (în special veniturile din transport internațional) sunt utilizate pentru stingerea obligaţiilor 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 2020	31 decembrie 2019
Impactul asupra profitului și pierderii și a capitalurilor proprii a:
Aprecierii USD cu 10%	123.351	125.419
Deprecierii USD cu 10%	(123.351)	(125.419)
Aprecierii EUR cu 10%	(26.462.323)	(36.331.510)
Deprecierii EUR cu 10%	26.462.323	36.331.510

Riscul de preţ

Societatea este expusă riscului mărfurilor aferent gazului achiziţionat pentru consumul propriu. Dacă preţul gazului ar fi fost cu 5% mai mare/ mai mic, profitul net al perioadei ar fi fost mai mic/ mai mare cu 3.325.834 lei la decembrie 2020 (decembrie 2019: 2.989.892 lei).

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

Societatea este expusă riscului ratei dobânzii prin depozitele la bănci și împrumuturile încheiate cu dobândă variabilă. 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 7.556.613 lei mai mare/ mai mic (decembrie 2019:

497.755 lei mai mic/mai mare), ca efect net al modificării ratei dobânzii la împrumuturile cu dobândă variabilă, respectiv al ratei dobânzii la depozitele bancare.

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 și servicii se efectuează către clienți 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 47% din soldurile de creante comerciale la 31 decembrie 2020 (31 decembrie 2019: 47%). Deşi colectarea creanţelor poate fi influenţată de factori economici, conducerea consideră că nu există un risc semnificativ de pierdere care să depăşească ajustările deja create. La sfârșitul anului 2020 societatea are la dispoziție garanții de bună plată de la clienți în valoarea de 204.839.304 lei.

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

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Fără rating	1.565.253	1.183.999
BB+	129.210.884	61.134.709
BBB-	71.152.016	7.691.934
BBB+	73.331.714	240.441.135
A	136.721	137.355
AA-	643.159	363.482
	276,039,747	310.952.614

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 legale.

Departamentul financiar al Societății investește 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 2020 după maturitatea contractuală

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

	Suma Totală	mai puțin de 1 an	1-5 anı	peste 5 ani
mprumuturi	1.783.112.184	102.130.515	801.654.534	879.327.136
Datorii comerciale și alte datorii	340 396 992	323.914.552	16.482.440
	2.123.509.176		426.045.067 818.136.974	879.327.136

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2020 este următoarea:

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2019 este următoarea:

	Suma totalā	mai puțin de 1 an	1-5 anı	peste 5 ani
Imprumuturi	733.796.269	12.395.649		181.382.883 540.017.737
Datorii comerciale și alte datorii	311.146.989	257.868.151	53.278.838
		1.044.943.258 270.263.800	234.661.721 540.017.737

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

Categorii de instrumente financiare:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Active financiare
Numerar şi echivalente de numerar	95.394.681	297.906.921
Depozite bancare la termen	180.779.589	13.231.240
Credite și creanțe	2.025.294.235	1.205.939.118
Active financiare - participatii	308.851.085	240.773.955
Ajustări privind activele financiare- participatii	(24.578.237)	(24.887.146)
	2.585.741.353	1.732.964.088

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Datorii financiare
Datorii evaluate la cost amortizat:
İmprumuturi	1.607.676.689	663.930.000
Datorii evaluate la valoare justă:
Garanții financiare contracte	19.125.114	75.006.895
Datorii comerciale și alte datorii	304.789.438	182.861.256
	1.931.591.241	921.798.15

În categoria credite şi creanţe nu sunt incluse creanţele în relaţia cu salariaţii şi 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 a capitalului astfel încât să reducă costurile de capital. Nu există cerințe de capital impuse din exterior.

La fel ca și 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 poziției financiare plus datoria netă.

În 2020, strategia Societăţii, care a rămas neschimbată din 2019, 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 2020 şi la 31 decembrie 2019 se reflectă în tabelul de mai jos:

	31 dececembrie 2020	31 decembrie 2019
Total împrumuturi	1.607.676.689	663.930.000
Mai puţin: numerar şi echivalente de numerar	(276.174.270)	(311.138.161)
Poziția netă de numerar	1.331.502.419	352.791.839

Estimarea valorii juste

Valoarea justă a instrumentelor financiare care sunt tranzacţionate pe o piaţă activă se bazează pe prețurile de piață 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.

6.6 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 21 -Indicatori de performanță

6.6.1.Indicatori standard de performanță

Criteriul de performanță	Obiectiv de performanță	Plan de administrare 2020	Realizat 2020	Grad de realizare %
Investiții puse în funcțiune mii lei	Realizarea nivelului programat	524.685	2.020.454	385,08%
EBITDA-mii lei	Creșterea EBITDA	349 317	414.677	118,71%
muncii-mii Productivitatea lei/pers.	productivității muncii Creșterea in valorice de unități (cifra afaceri/nr.mediu de personal)	345	355	102,90%
Plăți restante-mii lei	în termenul Efectuarea plăților contractual (în prețuri curente)	0	0	100,00%
Creanțe restante-mii lei	Reducerea volumului de creanțe restante (în preturi curente)	387.842	464.287	83,53%
Consumul de gaze în SNT-%	Incadrarea în cantitățile de gaze naturale reprezentând consumul de gaze în SNT	100%	92,38%	108,25%
Cheltuieli de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare-lei	cheltuielilor de Reducerea exploatare la 1000 lei venituri din exploatare	927	874	106,06%

Tabel 30 - Gradul de realizare al indicatorilor standară la 31 decembrie 2020 vs Plan de administrare 2017-2021

6.6.2. Indicatori de profitabilitate, lichiditate, risc și gestiune

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

Nr. crt.	Indicatori	Formula de calcul	Realizat 2017	Realizat 2018	Realizat 2019	Realizat 2020	Program 2021
1.	Indicatori de profitabilitate
	EBITDA în	EBITDA
	total vânzări	Cifra de afaceri	47,18%	43,03%	29,27%	28,13%	34,25%
	EBITDA în	EBITDA		20,19%	14,32%	10,96%	14,50%
	capitaluri proprii	Capitaluri proprii	22,53%
	Rata	Profitul brut	39,17%	33,46%	22,65%	14,19%	17,94%
	profitului brut	Cifra de afaceri
	Rata	Profit net			9,21%	4,63%	6,48%
	rentabilității capitalului	Capitaluri proprii	15,48%	13,35%
2.	Indicatori de lichiditate
	Indicatorul	Active circulante	5,57
	lichidității curente	Datorii pe termen scurt		3,59	2,58	1,56	1,30
	Indicatorul	Active circulante - Stocuri	5,27	2,99	1,60	1,29	1,22
	lichidității imediate	Datorii pe termen scurt
3.	Indicatori de risc
	Indicatorul	Capital împrumutat		6,28%	17,48%	39,31%	85,26%
	gradului de îndatorare	Capitaluri proprii	1,85%
	Rata de	EBIT	X	222,77	80,40	9,73	11,92
	acoperire a dobânzii	Cheltuieli cu dobânda
4.	Indicatori de gestiune
	Viteza de rotație a debite or - clienți	Sold mediu clienți x 365	142,85	141,49	137,09	167,42	77,94
		zile
		Cifra de afaceri
	Viteza de rotație a	Sold mediu furnizori x 365 zile	19,43	35,52	40,78	55,23	105,64
	creditelor - furnizori	Cifra de afaceri

Tabel 31– Realizarea indicatorilor de profitabilitate, risc și gestiune în 2017 – 2021

7. RAPORTARE NEFINANCIARĂ CONSOLIDATĂ

7.1 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 acționari, exprimate în scrisoarea de așteptări, sunt:

• Alinierea la cerinţele cadrului de reglementare european şi naţional privind transportul de qaze 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 și diversificarea relațiilor de colaborare internă și 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 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.

7.2 Management responsabil și strategii sustenabile

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

Politica de dezvoltare durabilă ajută organizaţia 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.

7.2.1 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 2020 urmărindu-se menținerea nivelului de evaluare a satisfacției clienților la un punctaj de peste 7, ținta fiind de 8. (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 127 de chestionare utilizatorilor reţelei de transport gaze naturale. Din datele centralizate rezultă că 72 dintre aceștia au comunicat chestionare completate. Analiza chestionarelor a scos în evidență următoarele:

• · nu au fost înregistrate reclamații de la clienți;
• se constată o implicare bună a clienților pentru a sprijini îmbunătățirea serviciilor de transport gaze naturale prin sugestiile transmise.

Politica de Calitate

Tematica abordată în baza Programului anual de instruiri privind Sistemul de Management al Calității aferent anului 2019, a fost Analiza 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 centralizată 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
র্য	Contextul organizației	85,81
ನ	Leadership	91,75
6	Planificare	85,83
7	Suport	92,20
8	Operare	89,69
ರಿ	Performanța procesului	87,56
10	Imbunătățire	84,90
	Total	88,50

Tabel 32-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.

7.2.2 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 și responsabil atât din punct de vedere economic cât și social.

Principalele activități din domeniul protecției mediului în anul 2020 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 16 autorizații de mediu, prin care sunt autorizate un număr de 1223 obiective ale SNTGN Transgaz SA, în 2020 a fost depusă o solicitare de reînnoire a autorizației de mediu, aferentă Exploatării Teritoriale Bacău, actul de reglementare fiind obținut de la Agenția de Protecția Mediului Bacău.

La nivelul serviciului a fost demarată revizuirea autorizației de la Depozit Botorca, având în vedere modificarea cantității de depozitare a etilmercaptanului în cadrul depozitului, ea fiind în procedură, fază fiind depuse toate completările solicitate de autorități.

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 141 de autorizații de gospodărire a apelor pentru traversări cursuri de ape cu conducte de transport gaze naturale, și s-au depus 12 solicitări de reînnoire pentru dintre acestea, obținându-se 10 acte de reglementare noi.

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 52 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

In primul trimestru 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, în primul trimestru nu au fost efectuate inspecții interne la unitățile teritoriale, ele au fost demarate în luna septembrie.

Evaluare externă

În anul 2020 S.N.T.G.N. Transgaz S.A a fost supus unui număr de 7 inspecții externe prezentate în tabelul de mai jos. Acestea au fost realizate de structurile de control din cadrul Administratiei Nationale 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	22.01.2020
2	ABA OLT	Exploatarea Teritorială Brașov - Sector Bățani	29.01.2020
3.	ABA DOBROGEA - LITORAL	Exploatarea Teritorială Constanța – SMG Isaccea	15.06.2020
4.	GNM ALBA	Exploatarea Teritorială Mediaș	29.07.2020
5.	ABA JIU	Exploatarea Teritorială Craiova	09.10.2020
6	SGA TULCEA	Exploatarea Teritorială Constanța	16.10.2020
7	GNM SIBIU	Depozit Botorca	10.11.2020

Tabel cu inspecțiile externe realizate în cursul anului 2020

În urma inspecțiilor nu au fost aplicate sancțiuni.

Au fost stabilite măsuri de îmbunătățire, așa cum rezultă din rapoartele de inspecții ale autorităților de control, în domeniul gospodăririi apelor și a 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 trimestrială a Registrului 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;
• se calculează și completează formularul de statistică aferent cheltuielilor de protecția mediului la nivelul societății, conform solicitării anuale ale Institutului Național de Statistică;
• se monitorizează consumul de substanțe și preparate chimice periculoase și se raportează datele conform solicitărilor primite de la autorități;

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.

În programele societății, respectiv Programul Anual de Servicii Executate de Terți 2020 au fost fundamentate și bugetate servicii de mediu necesare, cele mai importante fiind :

• Servicii de gestionare a deșeurilor din cadrul societății;

• Servicii de analize fizico-chimice pentru caracterizarea și clasificarea deșeurilor 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 primul trimestru al anului 2020 s-a finalizat achiziția Servicii întocmire documentații tehnice pentru obţinerea autorizaţiilor de gospodărire a apelor, şi a fost demarată achiziţia aceluiaşi tip de servicii pentru ultimele 6 bazine hidrografice.

Prin Programul de Aprovizionare pentru anul 2020 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 In luna aprilie a avut loc auditul intern pe procesul de Monitorizare / gestionare a deșeurilor din cadrul societății, conform standardului ISO 14001 : 2015, din partea Serv. Managementul Calității.

De asemenea, 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 pe anul 2020 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, NO», 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.

Tabel cu gradul de realizare a monitorizării surselor de poluare 2020

Tipul activității/ Perioada de raportare - 2020	Numar de Numar de monitorizari monitorizāri realizate propuse		Gradul de realizare (%)
TOTAL an 2020 (după replanificarea din septembrie)	266	174	65,41%

Notă: Pe perioada lunilor aprilie - august din cauza pandemiei cu COVID 19 nu au existat planificări la MSP și EAM.

Pe baza dotărilor cu aparatură, s-au efectuat activitățile de monitorizarea surselor de poluare și evaluarea aspectelor de mediu concretizate în rapoarte de monitorizare cu buletine de măsurare urmate de planuri de măsuri corective. Aceste planuri pentru remedierea neconformităților constatate se supun aprobării conducerii SNTGN Transgaz SA - Mediaș și reprezintă și activitate de control și îndrumare pentru Exploatările Teritoriale.

Reducerea consumului de gaze în SNT și menținerea în limite rezonabile raportat la starea SNT

În urma întocmirii bilanţurilor anuale de gaze naturale, la nivelul SNTGN Transgaz SA, între cantitățile de gaze intrate și respective ieșit în/din SNT rezultă anumite diferențe denumite consumuri de gaze în SNT.

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

Consumuri de gaze în SNT determinate	Consumuri de gaze în SNT nedeterminate
Consum în stații de comprimare	Consum de gaze în SNT aferent echipamentelor din instalaţiile tehnologice (NT,SRMP.s,a)- înlocuire, verificare, reglare, evacuări supape de siguranţă, neetanşeităţi la îmbinările demontabile la conducte și SRM-uri;
Consum spații și procese	Consum de gaze în SNT pierderi/defecte neidentificate ale materialului tubular;
Consum reparații, reabilitări conducte, dezvoltarea SNT	Consum de gaze în SNT eroare de măsură -funcționarea 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 de gaze în SNT include consumul propriu al societății și pierderile tehnologice. Raportat la cantitatea totală de gaze naturale vehiculate, consumul de gaze în SNT 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 de gaze în SNT reprezintă un important indicator de performanţă operaţională.

În perioada 2013-2020, ponderea consumului de gaze în SNT în total gaze naturale vehiculate prin SNT a fost următoarea:

Indicator	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
0	2	3	4	5	6	7	8	9
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	12.456.201
Consum de gaze în SNT -mii mc	160.140	96.940	88.103	108.874	95.242	81.034	65.208	69.325
Pondere consum de gaze în SNT/ gaze vehiculate -mii mc	1,17%	0,74%	0,71%	0,89%	0,73%	0,62%	0,49%	0,56%
1,17% 0,89% 0,73% 0,74% 0,71% 0,62% 0,49% 0,56%
2013	2014	2015	2016	2017		2018	2019	2020

Grafic 36 - Ponderea consumului de gaze în SNT în total gaze naturale vehiculate prin SNT în perioada 2013-2020

Costul cu consumul de gaze în SNT este recuperat prin tariful de transport, acesta fiind inclus în cheltuielile operaţionale. Scăderea ponderii consumului de gaze în SNT în total gaze naturale vehiculate prin SNT, de la 1,17% în anul 2013 la 0,56% în anul 2020 este rezultatul măsurilor întreprinse de managementul în ceea ce privește îmbunătățirea eficienței activității de operare și exploatare a SNT, al măsurilor tehnice angajate în acest scop.

7.2.3 Resurse Umane

Strategia societății în domeniul resurselor umane urmărește acoperirea necesităților operaționale ale organizației, prin utilizarea eficientă a resurselor umane.

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

Indicator personal	2017 11	2018 1	2010
Reducere de personal (pe cale naturală-pensionări)		80	48	58
Număr mediu de personal aprobat prin BVC		4605	4210
lumăr mediu de personal realizat		4 284	4746 1	4.153

Evoluția numărului mediu de personal în perioada 2017-2020:

Tabel 33- Evoluția numărului de angajați în perioada 2017-2020 aprobată în componenta de management

Grafic 37- Evoluţia numărului de angajaţi în perioada 2017-2020 aprobat vs realizat

Evoluţia numărului de personal în perioada 2017-2020 este următoarea:

Specificatie			2017 2018 2019	2020
Număr de salariați la începutul perioadei	4.607	4.405	4.202	4.089
Număr de persoane angajate/reluat activitate	187	187	233	282
Număr de persoane care au încetat/suspendat raporturile de muncă cu societatea	389	390	346	226
Număr de salariaţi la sfârşitul perioadei			4.405 4.202 4.089 4.145

Tabel 34- Evoluția numărului de angajați în perioada 2017-2020

În anul 2020 au fost angajate un număr de 282 de persoane și au încetat raporturile de muncă cu compania un număr de 226 de angajați.

Specificație	lan	Feb	Mar	Apr	Mai	lun	lul	Aug	Sep	Oct	Noi	Dec
Număr de la salariați începutul perioadei	4.089	4.132	4.187	4.194	4.157	4.137	4.127	4.137	4.140	4.147	4.148	4.160
de Număr persoane angajate/reluat activitate	54	59	13	10	9	19	21	26	21	19	26	5
Număr de persoane care incetat/ au suspendat raporturile de muncă cu societatea	11	4	6	47	29	29	11	23	14	18	14	20
de Numar la salariați sfârșitul perioadei	4.132	4.187	4.194	4.157	4.137	4.127	4.137	4.140	4.147	4.148	4.160	4.145

Evoluția numărului de personal în anul 2020:

Tabel 35- Evoluția numărului mediu de angajați în anul 2020

Evoluţia numărului de personal în anul 2020 comparativ cu anul precedent este următoarea:

Grafic 38- Evoluţia numărului de angajaţi-în anul 2020 vs. 2019

Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii, relevă interesul societăţii de a acoperi nevoile de personal prin angajarea de specialiști cu înaltă calificare precum și perfecționarea continuă a personalului existent, fiind evidente tendințele de creștere a numărului de angajați cu studii superioare în paralel cu scăderea numărului de angajați 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 2017-2020:

Nr. crt.	Categorie	2017	2018	2019	2020
1.	Absolvenți studii superioare	1.370	1.424	1.430	1.521
2.	Absolvenți studii liceale	1.346	1.275	1.246	1.252
3.	Absolvenţi studii profesionale	708	620	611	598
4.	Absolvenţi studii generale + curs de calificare	981	883	802	774
	TOTAL angajați	4.405	4.202	4.089	4.145

Tabel 36- Evoluția structurii pe categorii de studii în perioada 2017-2020

Grafic 39- Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2017-2020

În scopul eficientizării personalului calificat pentru efectuarea în integralitate a atribuțiilor de serviciu în noile condiții de lucru, în acord cu Planul de Administrare a SNTGN Transgaz SA, în cursul anului 2020 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 și de personal pentru 220 lucrări tehnice rămase de normat.

Având în vedere instituirea stării de urgență pe teritoriul României la 16.03.2020, pentru a nu favoriza răspândirea virusului COVID 19, au fost sistate pe perioada stării de urgență deplasările la lucrări pentru efectuarea măsurătorilor, nemaifiind astfel posibilă întocmirea documentațiilor necesare.

Pe perioada stărilor de urgență și de alertă a fost realizată acțiunea de întocmire a fișelor pentru măsurători în teren și extragerea normelor de timp pentru lucrările tehnice rămase de normat, ale căror activități specifice sunt similare din punct de vedere tehnic cu normele de timp ale lucrărilor tehnice cuprinse în Normativul cu norme de timp și normarea personalului pentru exploatarea, operarea, intervențiile și mentenanța SNT.

Ca urmare a investițiilor și modernizărilor efectuate la nivelul societății, pe parcursul anului 2020 au fost identificate suplimentar 38 de lucrări tehnice necesar a fi normate și au fost eliminate 14 lucrări tehnice care nu se mai execută la nivelul S.N.T.G.N. Transgaz S.A.

În anul 2020, Comisia de validare a lucrărilor tehnice constituită la nivelul societății a validat normele de timp și de personal pentru 244 de lucrări tehnice, acestea reprezentând 110% din totalul lucrărilor estimate a fi validate în anul 2020.

Norme de timp și de personal validate în anul 2020:

Unitate	Estimate 2020	Validate 2020
Exploatări teritoriale
Stații de comprimare	14	10
Sucursala Mediaș	206	234
offi	220	244

Tabel 37 - Lucrări estimate a fi validate/lucrări validate în anul 2020

VESTMOLDTRANSGAZ - resurse umane

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

Numărul actual de salariați este de 32 din care 23 la sediul din Chișinău și 9 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 2017-2020, este prezentată în tabelul următor:

Nr.		Perioada
	Indicator	2017	2018	2019	2020
	Număr salariați VMTGN	20	22	25	32
	Număr mediu de salariați VMTGN		23	24	33
2	Număr mediu de salariați Eurotransgaz		0		D

Tabel 38- Evoluția numărului de personal în cadru

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 formare profesională 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 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 necesare pentru desfășurarea activității societății.

În acest sens, prin Biroul Formare Profesională, în perioada 01.01-31.12.2020 au fost organizate 111 cursuri de formare și perfecționare profesională cu furnizori de formare profesională externi din țară și din străinătate, pentru 1.314 participanți. În această perioadă au fost date în plată, facturi aferente a 104 cursuri la care au participat 1.093 persoane, 7 din cursurile organizate, pentru 221 participanți, fiind gratuite.

Referitor la cursurile plătite specificăm următoarele:

• un curs organizat în anul 2019, continuat în anul 2020, a fost plătit în luna ianuarie 2020, din bugetul aferent anului 2019;
• un curs organizat în anul 2019, început în anul 2020, a fost plătit în luna ianuarie 2020, din bugetul aferent anului 2020;
• un curs organizat în anul 2019, a fost plătit etapizat, parțial din bugetul aferent anului 2019 și, respectiv în februarie 2020, din bugetul aferent 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/specializare), fie dezvoltarea/ perfecționarea competenţelor profesionale în cadrul aceleiași ocupații înrudite (cursuri de instruire și perfecționare).

Astfel, prin Centrul de Instruire și Formare Profesională, în perioada 01.01-31.12.2020, au fost desfășurate următoarele activități:

• A. organizarea unei sesiuni de examinare pentru 2 salariați care au participat, în anul 2019, la cursurile de calificare pentru meseria de "agent de securitate"-Cod Nomenclator 5169.1.1, seria 8 și seria 9, pentru care SNTGN TRANSGAZ SA deține autorizații emise de AJPIS Sibiu; acești salariați nu s-au putut prezenta la examenele organizate în decembrie 2019;
• B. depunerea dosarului, la Agenția Județeană pentru Plăți și Inspecție Socială Sibiu și obținerea autorizării SNTGN Transgaz SA ca furnizor de formare autorizat de Ministerul Muncii și Ministerul Educației, pentru cursul de specializare "formator", cod nomenclator 242401:
• C. organizarea cursurilor de specializare pentru cursul de "formator", susținute de formatori interni, pentru 35 salariați, dintre care au susținut examenul 34 salariați, 1 salariat neprezentându-se la examen din motive medicale;
• organizarea cursurilor de perfecționare susținute de formatori interni pentru dezvoltarea competențelor profesionale pentru 37 salariați, după cum urmează:
  • 13 salariați (1 grupă) la cursul de "Managementul timpului";
  • 11 salariați (1 grupă) la cursul de "Abilități de lucru în echipă";
  • 13 salariați (1 grupă) la workshopul de "Abilități de lucru în echipă", susținut în cadrul evenimentului comun SNTGN TRANSGAZ SA-Sindicat transport gaz Mediaș.
• D. organizarea cursurilor de perfecționare, finalizate cu examinare scrisă, la nivelul fiecărui sector din cadrul Exploatărilor Teritoriale, realizate cu personal specializat din cadrul structurilor SNTGN TRANSGAZ SA, pentru 808 salariați instruiți, din care 792 salariați au promovat examenul de absolvire, după cum urmează:
  • 68 de salariați instruiți și promovați, pentru meseria de "electrician";
  • 212 de salariați instruiți și promovați pentru meseria de "lăcătuș mecaniie";
  • 511 salariați instruiți din care 495 de salariați promovați, pentru meseria de "operator transport conducte și reglare gaze";
  • 17 de salariați instruiți și promovați pentru meseria de "sudor".

Situația numărului de cursuri organizate, respectiv, date în plată, pentru angajații societății, pentru fiecare lună din perioada 01.01.-31.12.2020, este prezentată în următorul tabel:

Nr. crt.	Categorie						Anu 2020
		Cursuri organizate
		lan		Feb Mar Apr Mai				lun lul			Aug Sep Oct	Noi	Dec
1.	Nr. cursuri cu formatori externi (organizate prin Biroul Formare Profesională)			5 17 7 7		8 7 8 7 10 6					11 15 1	8	9
TOTAL				5 17 17 7 1	8				8 7 7 10 6 11 15			8	9

Tabel 39- Situația cursurilor de calificare/perfecționare organizate în anul 2020

Nr. crt.	Categorie	Anul 2020
		Cursuri plătite
		lan							Feb Mar Apr Mai lun lul Aug Sep Oct Noi Dec
1.	Nr. cursuri cu formatori externi (organizate prin Biroul Formare Profesională)								4 14 8 0 4 4 22 7 4 21 7 9
ITOTTAL									4 14 14 8 0 0 0 4 4 22 7 7 4 4 22 7 7 1			0

Tabel 40- Situația cursurilor de calificare/perfecționare plătite în anul 2020

Situația numărului de cursuri organizate, respectiv, date în plată, pentru angajații în perioada 2017-2020, este prezentată în următoarele tabele:

		2017	2018	2019	2020
Nr. crt.	Categorie	Total cursuri organizate	Total cursuri organizate	Total Cursuri organizate	Total cursuri organizate	Din care cursuri platite
1.	Nr. cursuri cu formatori externi (organizate prin Biroul Formare Profesională)	110	144	139	111	104
2.	Nr. cursuri cu formatori interni (organizate prin Centrul de Instruire si Formare Profesională)	13	17	10	5
TOTAL		123	154	149	116	104

Tabel 41- Situația cursurilor de calificare/perfecționare pentru anggjații societății în perioada 2017-2020 Situația numărului de angajați care au participat la cursuri în perioada 2017-2020, este următoarea:

		2017	2018	2019	2020
Nr. crt.	Categorie	Nr. participanți la cursuri organizate	Nr. participanți la cursuri organizate	Nr. participanți la cursuri organizate	Nr. participanți la cursuri organizate	Din care nr. participanți la cursuri platite
1.	Nr. personal calificat prin cursuri cu formatori externi	1.169	1.245	1.626	1.314	1.093
2.	Nr. personal calificat prin cursuri cu formatori interni	834	903	1.092	863
TOTAL		2.003	2.148	2.718	2.177	1.093

Tabel 42- Situația numărului de personal care au participat la cursuri de calificare/perfecționareîn perioada 2017-2020

La 31 decembrie 2020 gradul de sindicalizare al forței de muncă era de 96%, din totalul de 4.145 salariați, 3.976 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 angajați sunt reglementate prin Contractul colectiv de muncă la nivelul societății, precum și prin contractele individuale de muncă ale salariaților.

Începând cu 25.06.2018 a intrat în vigoare actualul Contract colectiv de muncă încheiat la nivelul SNTGN TRANSGAZ S.A., cu o perioadă de valabilitate de 24 de luni, înregistrat la Inspectoratul Teritorial de Muncă Sibiu sub nr. 121/21.06.2018 în Registrul Unic de Evidență.

În anul 2020 au fost negociate și încheiate 4 acte adiționale la Contractul colectiv de muncă, în data de 12.02.2020, 07.05.2020, 06.08.2020 și în 30.09.2020.

Prin Actul adițional din 07.05.2020 înregistrat la Inspectoratul Teritorial de Muncă Sibiu sub nr. 121/5/04.06.2020 a fost prelungit Contractul colectiv de muncă pe o perioadă de 12 de luni începând cu 25.06.2020.

Raporturile dintre angajați se încadrează în prevederile legale în vigoare, pe parcursul anului 2020 neexistând elemente conflictuale în legătură cu aceste raporturi.

Având în vedere instituirea stării de urgență pe teritoriul României începând cu 16.03.2020, urmată de starea de alertă începând cu 18.05.2020 în cadrul SNTGN TRANSGAZ SA au fost luate măsuri active pentru a limita răspândirea virusului COVID 19, fiind introdusă activitatea în regim de telemuncă și muncă la domiciliu pentru salariații ai căror sarcini de serviciu au fost posibil de realizat de la distanță prin mijloace electronice.

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 și 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 există un Comitet sindical format la 02.02.2021. Contractul colectiv de muncă a fost negociat pentru perioada 07.11.2019 – 07.11.2020, cu prelungire automată, acesta fiind la moment în vigoare. Înregistrarea CCM a avut loc la 14.11.2019, aceasta fiind o acțiune obligatorie, potrivit Codului muncii din Republica Moldova.

În esentă, 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.

7.2.4 Social și Responsabilitate corporativă

Responsabilitatea Socială Corporativă reprezintă un aspect al guvernării corporative, prin intermediul căreia s-au inițiat, la nivelul companiilor, o serie de acțiuni 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 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 2020

SPONSORIZĂRI

Ca urmare a art. XIV, din OUG nr. 2/2015, pentru modificarea și 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, acțiuni sau orice alte activități în legătură cu acest domeniu, inclusiv susţinerea unor tratamente sau intervenţii medicale ale unor persoane și pentru programe nationale;
• b) minimum 40% din suma aprobată, în domeniile educaţie, învăţământ, social şi sport, pentru dotări cu echipamente, servicii, acțiuni sau orice alte activități în legătură cu aceste domenii, inclusiv programe naționale;
• 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 Bugetului de Venituri şi Cheltuieli pe anul 2020, aprobat prin HAGOA nr. 2/04.03.2020, care se prezintă astfel: mii loil

	(TITLE TEC)
CATEGORII SPONSORIZĂRI	BVC 2020
Cheltuieli de sponsorizare în domeniul medical și sănătate	2.000
Cheltuieli de sponsorizare în domeniul educație, învățământ, social, sport, din care: -pentru cluburile sportive	2.000 800
Alte cheltuieli de sponsorizare	1.000
TOTAL	5.000

Nr. Gir.	CATEGORII SPONSORIZĂRI	SUMA BUGETATA Anul 2020	SUMA BUGETATA RECTIFICATA 23.11.2020	SUMA ACORDATĂ Anul 2020	SUMA RAMASA 2020
0	1	2	3	4	5=3-4
1.	DOMENIUL MEDICAL ŞI SANATATE	2.000.000	2.000.000	1.992.000	8.000
2.	DOMENIUL EDUCAȚIE, ÎNVAȚAMÂNT, SOCIAL, SPORT, din care:	2.200.000	2.000.000	1.571.000	429.000
	pentru cluburi sportive	800.000	0	O	0
3.	ALTE CHELTUIELI CU SPONSORIZAREA	800.000	1.000.000	870.000	130.000
	TOTAL CHELTUIELI SPONSORIZARE	5.000.000	5.000.000	4.433.000	567.000

Tabel 43- Situația bugetului de sponsorizare 2020-BVC 2020

Tabel 44- Situația bugetului de sponsorizare 2020 și a sumelor bugetate/acordate până la 31.12.2020

Grafic 40- Situaţia bugetului de sponsorizare pe anul 2020 şi a sumelor bugetate/acordate până la 31.12.2020

(lei)

În cursul anului 2020, s-au acordat 79 sponsorizări, în sumă totală de 4.433.000 lei, în domeniile:

• Medical si sănătate 1.992.000 lei;
• = Educație, învățământ, social și sport 1.571.000 lei;
• " Alte cheltuieli cu sponsorizarea 870.000 lei.

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

• a fost elaborată și implementată "Politica companiei de acordare a sponsorizărilor și ajutoarelor financiare în anul 2020", 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, în luna septembrie 2019, procedura de proces PP-51 privind elaborarea documentelor de sponsorizare;
• s-a constituit prin Decizia nr. 61/21.01.2020 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 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 sociale salariaţilor este reglementată prin procedura de proces PP-DJ-04-"Elaborarea documentelor de ajutor social" și se derulează prin Serviciul Managament Activități Corporative care instrumentează cererile de ajutor social primite din partea angajaţilor (în conformitate cu prevederile Hotărârilor Consiliului de Administrație, Contractului Colectiv de Muncă, în vigoare, etc), sunt prezentate spre avizare Direcției Juridice, Avizare și Contencios, iar apoi spre analiză și aprobare Consiliului de Administrație.

În cursul anului 2020 au fost instrumentate un număr de 47 cereri de acordare de ajutor social din care au fost acordade 39 de cereri (în suma de 334.587,94 lei), 4 sunt în curs de instrumentare, iar 4 au fost închise.

7.2.5 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 o	Creşterea transparenţei instituţionale şi a proceselor decizionale
buna 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 vulnerabilităților instituționale
reducerea Consolidarea integrității, vulnerabilităților și a riscurilor de corupție în sectoare și domenii de activitate prioritare	Creşterea integritătii, reducerea vulnerabilităţilor şi a riscurilor de corupție in mediul de afaceri
Creşterea gradului de cunoaştere şi înţelegere a	Creşterea gradului de educaţie anticorupţie a personalului din cadrul companiei
standardelor de integritate de către angajați și beneficiarii serviciilor publice	Creșterea gradului de informare a publicului cu privire la impactul fenomenului corupției

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

SNTGN TRANSGAZ SA – Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2020

OBIECTIV GENERAL	OBIECTIVE SPECIFICE
Consolidarea performanței de combatere a corupției prin mijloace penal și administrative	Consolidarea mecanismelor de control administrativ
Creşterea gradului de implementare a măsurilor anticorupție prin aprobarea planului de integritate şi autoevaluarea periodică la nivelul societăţii	Consolidarea integrității instituționale prin planuri dezvoltate pe bază de analiză de risc și 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 atribuţiilor de serviciu a responsabililor cu implementarea.

Aceste principii sunt:

• = Principiul transparenței implementarea Planului va fi permanent orientată spre maximizarea căilor şi posibilităţilor 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 sfârșit cu asumarea răspunderii pentru consecințe; Principiul competenţei - în implementarea Planului vor fi implicate persoane care dispun de cunoştinţele şi abilităţile necesare, investiţi 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 și 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 și se va caracteriza prin prisma responsabilității și 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 și conducerea, atât în mass media cât și 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, 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 și 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.

7.2.6 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 corupție;
• 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 şi evaluarea riscul de apariţie a corupției
• 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.

7.2.7 Sistemul de Control Intern/Managerial și Managementul Riscului

1. Generalități

Definirea controlului intern/managerial

Necesitatea şi obligativitatea organizării controlului intern/managerial în entităţile publice sunt reglementate prin Ordonanţa Guvernului nr. 119/1999 privind controlul intern/managerial şi controlul financiar preventiv.

Conform acestui act normativ, 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 fondurilor publice în mod economic, eficient şi eficace; acesta include de asemenea structurile organizatorice, metodele şi procedurile.

În SNTGN Transgaz SA, activitatea de control este percepută ca un mijloc de analiză a activităților societăţii, de adoptare şi aplicare a unui nou tip de management intern care se asociază frecvent cu activitatea de cunoaștere, permițând astfel managementului să coordoneze activitățile din cadrul societății într-un mod eficient.

Controlul intern/managerial este privit ca funcţie managerială și nu ca operațiune de verificare.

Prin exercitarea funcției de control, 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 SA 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 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, îndrumarea metodologică şi supravegherea 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 EUROPEANA;

  • 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 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice, publicat în Monitorul Oficial al României nr. 387/07.05.2018, Partea I, este prezentată în figura următoare:

Figura 22 -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 Deciziile nr. 36/14.01.2020 și nr. 736/30.06.2020, iar Regulamentul de Organizare și Funcționare a Comisiei de monitorizare SCI/IVI, a fost înregistrat cu nr. 37020/23.07.2018, actualizat cu nr. înregistrare 36804/02.07.2020

Comisia de monitorizare (CM) are următoarea componență:

¤ Preşedinte al Comisiei de monitorizare este Directorul General Adjunct al societăţii domnul Haţegan Gheorghe. Prin Decizia nr. 736/30.06.2020 este desemnat ca președinte al Comisiei de Monitorizare d-na Ghidiu Elisabeta, Director Departament Strategie și Management Corporativ;

■ 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 Direcției Strategie Bugetară, Departamentul Strategie și Management Corporativ.

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

Activitatea Comisiei de monitorizare este consiliată de Direcția Audit Intern.

Au fost numiți Responsabilii Sistemului de Control Intern/Managerial din cadrul SNTGN Transgaz SA prin Decizia nr. 38 din 14.01.2020.

4. Standardele de control intern/managerial

Stabilirea sistemului de control intră în responsabilitatea conducerii fiecărei entități publice și trebuie să aibă la bază standardele de control intern/managerial promovate de Secretariatul General al Guvernului. Standardele de control intern/managerial sunt stabilite, conform Ordinului Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 pentru aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităților publice.

Scopul standardelor de control intern/managerial, aplicate în SNTGN Transgaz SA este de a crea un sistem de referinţă care să permită evaluarea sistemului de control intern/managerial, la momente diferite şi să evidenţieze zonele şi direcţiile de schimbare.

Se poate spune că standardele furnizează bunele practici, pe care conducerea SNTGN Transgaz SA trebuie să le pună în aplicare.

Controlul intern/managerial cuprinde standarde grupate pe 5 secțiuni, denumite în OSGG 600/2018 componente ale controlului intern/managerial, strâns interdependente între ele, care decurg din maniera în care sunt administrate activităţile şi care sunt integrate acestor activităţi, aşa 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. PERFORMANTE SI 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 performantelor
performanțelor)și gestionarea riscurilor;	Standardul 8 - Managementul riscului
III. ACTIVITĂȚI DE CONTROL
Se focalizează asupra: elaborării procedurilor, continuității	Standardul 9 - Proceduri
derulării proceselor și activităților, separării atribuțiilor,	Standardul 10 - Supravegherea
supravegherii;	Standardul 11 - Continuitatea activităţii
IV. INFORMARE SI COMUNICARE
Vizează problemele ce țin de crearea unui sistem informațional Standardul 12 - Informarea și comunicarea
adecvat și a unui sistem de rapoarte privind execuția planului de Standardul 13 ~ Gestionarea documentelor
management, a bugetului, a utilizării resurselor, precum și Standardul 14 - Raportarea contabilă și gestionării documentelor.	financiară
V. EVALUARE SI AUDIT
Vizează dezvoltarea capacității de evaluare a controlului Standardul 15 - Evaluarea sistemului de control intern/managerial, în scopul asigurării continuității procesului de	intern/managerial
perfecționare a acestuia.	Standardul 16 - Auditul intern

5. Acțiuni întreprinse în anul 2020

Pentru a răspunde prevederilor Ordinului SGG nr. 600/2018, în anul 2020 au fost întreprinse următoarele actiuni:

• |uarea la cunoștiință a Listei activităților procedurabile și a Listei procedurilor documentate, din cadrul SNTGN Transgaz, elaborată de către Serviciul Managementul Calității, în baza adresei de solicitare nr. 75091/17.12.2019; s-a evidențiat un număr de 287 activități/procese declarate procedurabile; din acestea un număr de 7 proceduri de sistem și 125 proceduri de proces erau elaborate la 31.12.2019; s-a stabilit că ponderea activităților procedurabile documentate este de 45,99%;
• ™ demararea etapei de autoevaluare a realizării obiectivelor la nivelul departamentelor/direcțiilor independente/serviciilor independente/Sucursalei Mediaș, prin adresa nr. 1628/14.01.2020;
• analizarea și centralizarea Rapoartelor privind monitorizarea performanțelor pentru anul 2019, de către Serviciul Implementare și Monitorizare SCI/M, și elaborarea Informării transmise către Directorul General al SNTGN Transgaz SA 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 pe baza indicatorilor de performanță, stabiliţi pentru anul 2019;
• analizarea și centralizarea, de către Serviciul Implementare și Monitorizare SCI/M a datelor din Chestionarele de autoevaluare transmise de către entitățile organizatorice;

• stabilirea concluziei rezultate în urma acțiunii de la punctul de mai sus; concluzia a fost aceea că la nivelul societăţii Sistemul de Control Intern/Managerial este conform, sunt implementate 16 standarde din cele 16 standarde prevăzute de Ordinul Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/ managerial al entităţilor publice; întocmirea documentelor centralizatoare privind rezultatele autoevaluării;
• elaborarea Informării transmise către Directorul general al SNTGN Transgaz SA privind stadiul implementării Sistemului de Control Intern/Managerial, la nivelul SNTGN 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; standardele de control intern/managerial sunt considerate a fi implementate, parţial implementate sau neimplementate în funcţie de îndeplinirea criteriilor specifice fiecărui standard; gradul de conformitate a sistemului de control intern/managerial este stabilit în funcţie de numărul standardelor implementate; stadiul de implementare a sistemului de control intern/ managerial, pentru cele 307 structuri organizatorice, s-a analizat la nivelul fiecărui standard de control intern/managerial din cadrul celor 5 componente ale controlului intern/managerial;
• stabilirea concluziilor Informării transmise către Directorul general al SNTGN Transgaz SA privind stadiul implementării Sistemului de Control Intern/Managerial, la nivelul SNTGN Transgaz, pentru anul 2019, după cum urmează:
  • gradul de conformitate a sistemului de control intern/managerial, în SNTGN Transgaz este 100%;
  • gradul mediu de implementare al standardelor de control intern/managerial, la nivelul celor 307 structuri, la data de 31.12.2019 este 99,39% standarde implementate, în creștere cu 0,20% față de 2018.
• organizarea și desfășurarea ședinței Comisiei de monitorizare, care s-a finalizat cu Procesul Verbal nr. 2031/15.01.2020; documentele avizate în cadrul ședinței Comisiei de monitorizare au fost transmise spre informare/aprobare Directorului General, după cum urmează:
  • chestionarul de autoevaluare a stadiului de implementare a standardelor de control intern/managerial la data de 31.12.2019, la nivelul societății, conform OSGG 600/2018;
  • situația centralizatoare privind stadiul implementării sistemului de control intern managerial la data de 31 decembrie 2019;
  • situația sintetică a rezultatelor autoevaluării la data de 31 decembrie 2019;
  • "Programul de dezvoltare a SCI/M de la nivelul SNTGN Transgaz SA" pe anul 2020, înregistrat cu nr. 1264/10.01.2020;
  • registrul de riscuri pe societate pe anul 2020, înregistrat cu nr. 1173/10.01.2020;
  • planul de măsuri pentru minimizarea riscurilor majore identificate în cadrul SNTGN TRANSGAZ SA, anul 2020, înregistrat cu nr. 1434/13.01.2020;
  • informarea privind monitorizarea și gestionarea riscurilor la nivelul SNTGN Transgaz SA pentru anul 2019, înregistrată cu nr. 1518/13.01.2020;
  • profilul de risc și limita de toleranță a riscurilor înregistrate cu nr. 1512/13.01.2020.
• organizarea și desfășurarea ședinței Comisiei de monitorizare, care s-a finalizat cu Procesul Verbal nr. 10745/24.02.2020; documentele avizate în cadrul ședinței Comisiei de monitorizare au fost transmise spre informare/aprobare Directorului General, după cum urmează:

• informarea transmisă către Directorul general al SNTGN Transgaz SA privind stadiul de implementare a SCI/M la 31.12.2019, înregistrată cu nr. 8209/12.02.2020;
• informarea către Directorul general al SNTGN Transgaz SA privind monitorizarea performanțelor la nivelul societății pentru anul 2019, înregistrată cu nr. 8211/ 12.02.2020;
• transmiterea documentelor prezentate spre aprobare Directorului General, către Ministerului Economiei, prin adresa nr. 1446/13.01.2020 (nr. intrare SGG 20/1035/AT/ 16.01.2020); acestea sunt:
  • "Situaţia sintetică a rezultatelor autoevaluării la data de 31 decembrie 2019", întocmită conform modelului prevăzut în Anexa nr. 4.2. din Instrucțiunile prevăzute la Ordinul Secretariatului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţilor publice, nr. 1385/13.01.2020;
  • "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 Instrucțiunile prevăzute la Ordinul Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţilor publice, nr.1383/13.01.2020;
  • "Raportul directorului general asupra Sistemului de Control Intern/Managerial la data de 31 decembrie 2019", conform modelului prevăzut în Anexa nr. 4.3. din Instrucțiunile prevăzute la Ordinul Secretarului General al Guvernului nr. 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern/managerial al entităţior publice, nr. 1427/13.01.2020.
  • "Situația Centralizatoare privind stadiul implementării și dezvoltării sistemului de control intern/managerial în cadrul SNTGN Transgaz SA, la data de 31 decembrie 2019", conform format Anexa nr. 3 din Ordinul SGG nr. 600/2018, nr. 1387/13.01.2020, împreună cu următoarele documente anexate:

    • Decizia nr. 751/23.07.2018 actualizată;

    • Programul de Dezvoltare a SCIM conform OSGG nr. 600/2018, actualizat;

    • Obiectivul general, obiectivele strategice și direcțiile de acțiune ale SNTGN A Transgaz SA;

    • Lista Obiective Indicatori de performanță anul 2019;

    • Lista proceselor (activităților procedurabile) actualizată la data de 31.12.2019;

    • Lista procedurilor documentate actualizată la data 31.12.2019;

    • Registrul de Riscuri la nivelul SNTGN Transgaz SA, anul 2020.

• postarea documentelor relevante pentru anul 2019, în zona publică la adresa: http://zonapublica.transgaz.ro/Sistem de Control Intern Managerial;
• actualizarea Anexei 1 a Deciziei de constituire a Comisiei de monitorizare nr. 751 din 23.07.2018, prin Decizia nr. 36 din 14.01.2020;
• solicitarea actualizării/elaborării documentelor Sistemului de Control Intern/Managerial pentru anul 2020 (prin adresele nr. 10744/24.02.2020 și 17176/19.03.2020), în conformitate cu structura organizatorică actuală, cu obiectivele generale/strategice stabilite la nivelul societății și cu luarea în considerare 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", actualizat în anul 2020 și aprobat de conducerea societății.

• monitorizarea postării documentelor solicitate conform punctului de mai sus, atât în format editabil cât şi în format pdf, în folderele dedicate anului 2020 din zona "Trgaz (\intranet)\ZoneInterDep\ControlInternManagerial";
• verificarea conținutului documentelor postate și transmiterea corecțiilor necesare;
• actualizarea "Listei obiectivelor și indicatorilor de performanță, Anul 2020", cod F01 00/PS 05 SMI, pentru Exploatările Teritoriale, astfel încât să se țină cont de "Planul de acțiune și calendarul implementării propunerilor/recomandărilor", stabilit ca urmare a consilierii Exploatărilor Teritoriale, în perioada iulie 2019-noiembrie 2020, cu privire la Sistemul de Control Intern/Managerial și Managementul riscului;
• inventarierea, la nivelul structurilor organizatorice, a situațiilor care pot genera întreruperi în derularea activitățiilor în vederea elaborării de către Direcția Mediu, Protecție și Securitate a Planului de continuitate la nivelul SNTGN Transgaz SA;
• Consiliul de Administrație a luat act de Informarea nr. DG 21004/06.04.2020 privind "Stadiul implementării sistemului de control intern/managerial și Monitorizarea performanțelor, decembrie 2019", prin HCA nr. 14/29.04.2020;
• actualizarea Deciziei de constituire a Comisiei de monitorizare nr. 751 din 23.07.2018, prin Decizia nr. 736 din 30.06.2020;
• solicitarea monitorizării și implementării acțiunilor stabilite pentru anul 2020 în Programul de Dezvoltare SCI/M, prin adresa nr. 25186/05.05.2020;
• analizarea de către Secretariatul Tehnic al Comisiei de Monitorizare, în 29.06.2020, a stadiului implementării acțiunilor prevăzute în Programul de dezvoltare a Sistemului de Control Intern/managerial Transgaz 2018-2021, actualizat pentru anul 2020;
• consilierea responsabililor SCI/M din 18 structuri organizatorice, ca urmare a actualizării obiectivelor și a indicatorilor de performanță, pentru anul 2020;
• actualizarea Regulamentului de Organizare și Funcționare al Comisiei de Monitorizare, nr. 36804/02.07.2020, ca urmare a actualizării Deciziei de constituire a Comisiei de monitorizare nr. 751/ 23.07.2018, prin Decizia nr. 736 din 30.06.2020;
• elaborarea/aprobarea "Politicii privind funcțiile sensibile, la nivelul SNTGN Transgaz SA" și postarea acesteia în zona publică la adresa: http://zonapublica.transgaz.ro/Sistem de Control Intern Managerial/Funcții sensibile;
• diseminarea în data de 10.08.2020 a Declarației de politică a Directorului General privind funcțiile sensibile în cadrul SNTGN Transgaz SA;
• elaborarea/aprobarea și publică a Planului de Continuitate a activității, la nivelul SNTGN Transgaz și a Planului de Măsuri pentru asigurarea continuității, anul 2020:
• întocmirea/transmiterea Referatului de necesitate privind bugetarea produsului Platformă WEB pentru gestionarea Sistemului de Control Intern/Managerial pentru achizitionarea unei platforme electronice de gestionare a întregului Sistem de Control Intern/Managerial, nr. DSMC/49966/04.09.2020, în scopul:
  • raportării în timp real a gradului de realizare a indicatorilor de performanţă;
  • avertizării nerealizării indicatorilor, astfel încât să existe posibilitatea de a lua măsuri de corecție în timp util.
• organizarea și desfășurarea ședinței Comisiei de monitorizare, finalizată cu Procesul Verbal nr. DSMC/51312/14.09.2020, având ca ordine de zi stabilirea măsurilor de organizare și realizare a operațiunii de Autoevaluare a sistemului de control intern/managerial, anul 2020, la nivelul entitățiilor organizatorice din cadrul societății.
• demararea operațiunii de autoevaluare a sistemului de control intern/managerial, anul 2020, la nivelul departamentelor/direcțiilor independente/serviciilor independente/ Sucursalei Mediaș, prin adresa nr. 51503/14.09.2020;

■ completarea de către fiecare structură din organigrama societății a "Chestionarului de autoevaluare a stadiului de implementare a standardelor de control intern managerial", şi postarea acestuia în baza de date ControlInternManagerial.

6. Analiza stadiului implementării standardelor de control intern/managerial la nivelul SNTGN Transgaz SA, la data de 31.12.2020

În anul 2020, conform organigramei valabilă la 31 decembrie, 309 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 2020 este CONFORM, fiind implementate toate cele 16 standarde de control intern/managerial.

Evoluția gradului de conformitate a SCI/M, față de anii precedenți se prezintă în figura de mai jos:

Figura 23- Evoluția gradului de conformitate a SCI/M la nivelul SNTGN Transgaz SA în perioada 2013-2020

b) Analiza implementării standardelor de control intern/managerial, la nivelul departamentelor/ direcțiilor independente/ serviciilor independente/ Exploatării Teritoriale/ Sucursala Mediaș, la data de 31.12.2020

Aprecierea Gradului mediu de implementare al standardelor de control intern/managerial, la nivelul celor 309 structuri organizatorice la data de 31.12.2020 este de 99,21%.

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

Figura 24-Evoluția gradului mediu de implementare a standardelor sistemului de control intern/managerial, la nivelul societății, anii 2017, 2018, 2019, 2020

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;
• 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;
• întocmirea de către secretariatul tehnic al Comisiei de Monitorizare a Situației sintetice a rezultatelor autoevaluării, prin centralizarea informațiilor din chestionarele de autoevaluare privind stadiul implementării și dezvoltării sistemului de control intern managerial;
• aprecierea gradului de conformitate a sistemului propriu de control intern managerial cu standardele de control intern,în raport cu numărul de standard implementate;
• elaborarea raportului asupra sistemului de control intern managerial, pentru anul 2020;
• organizarea și desfășurarea ședinței Comisiei de monitorizare, având ca ordine de zi avizarea documentelor elaborate conform cerințelor comunicate prin machetele de raportare transmise de SGG;
  • CHESTIONARUL DE AUTOEVALUARE a stadiului de implementare a standardelor de control intern/managerial la data de 31.12.2020, conform OSGG 600/2018,
  • SITUAȚIE CENTRALIZATOARE privind stadiul implementării și dezvoltării sistemului de control intern managerial la data de 31 decembrie 2020,
  • SITUAȚIA SINTETICĂ a rezultatelor autoevaluării la data de 31 decembrie 2020.
  • RAPORTUL asupra sistemului de control intern managerial la data de 31 decembrie 2020
• transmiterea documentelor aprobate Secretariatului General al Guvernului;
• aprobarea Programului de dezvoltare SCI/M, actualizat pentru anul 2021;

▪ analizarea și centralizarea Rapoartelor privind monitorizarea performanțelor pentru anul 2020, de către Serviciul Implementare și Monitorizare SCI/M, și elaborarea Informării transmise către Directorul General al SNTGN Transgaz SA privind monitorizarea performanțelor, la nivelul SNTGN Transgaz, pentru anul 2020;

■ elaborarea Informării transmise către Directorul general al SNTGN Transgaz SA privind stadiul implementării Sistemului de Control Intern/Managerial, la nivelul SNTGN Transgaz pentru anul 2020,

• solicitarea monitorizării și implementării acțiunilor stabilite pentru anul 2021 în Programul de Dezvoltare SCI/M
• 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;

• utilizarea fișelor de standarde prezentate în Procedura de sistem PS 07 SMI. Acestea au scopul de a clarifica procesul de implementare și dezvoltare a sistemului de control intern/managerial și de a orienta personalul către acțiuni concrete și documente relevante.
• verificarea în continuare a elaborării/actualizării și postării documentelor SCI/M, pentru anul 2021, 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;
• 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;
• analiza stadiului implementării acțiunilor prevăzute în Programul de dezvoltare a Sistemului de Control Intern/managerial Transgaz 2018-2021 - actualizat pentru anul 2021;
• transformarea sistemului de monitorizare/evaluare într-un sistem de autoevaluare și de învăţare în cadrul societăţii ceea ce ar conduce la realizarea cadrului de revizuiri a obiectivelor și definirii strategiilor de viitor.

7.2.8 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 și amenințări 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 ISO 31000:2018, Managementul riscului-Linii directoare.

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 Direcției Strategie Bugetară/ Departamentul Strategie şi Management Corporativ.

În cadrul SNTGN Transgaz SA , 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 şi Funcţionare 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 documente:

• 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 în strategia şi programele de dezvoltare ale societății;
  • 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 "valori" 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. Actiuni întreprinse în anul 2020

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; 트
• 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 "ZonelnterDep" și "zonapublica.transgaz.ro".

În anul 2020, s-au întreprins următoarele acțiuni:

• elaborarea Raportului Consilierii structurilor organizatorice din cadrul SNTGN Transgaz cu privire la Standardul 8 Managementul Riscului din cadrul Sistemului de Control Intern/Managerial, și a Planului de Acțiune și Calendarul implementării propunerilor/recomandărilor, ca urmare a consilierii structurilor organizatorice în conformitate cu Programul de Consiliere, cu privire la Managementul Riscului.
• demararea acțiunii de evaluare a portofoliului de riscuri existente în SNTGN Transgaz SA, prin adresa nr. DSMC 189/06.01.2020; în acest sens s-a solicitat tuturor Departamentelor/Direcţiilor Teritoriale/Sucursalei Mediaş (conform organigramei valabilă în decembrie 2019), transmiterea Rapoartelor privind desfăşurarea procesului de gestionare a riscurilor, pentru anul 2019;
• elaborarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, a Informării privind gestionarea şi monitorizarea riscurilor la nivelul societății-anul 2019, în baza Rapoartelor privind desfăşurarea procesului de gestionare a riscurilor pentru anul 2019;
• ™ propunerea menținerii Limitei de toleranță, pentru anul 2020, stabilită prin Strategia de Managementul Riscurilor;
• elaborarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, a Profilului de risc al Transgaz, decembrie 2019;
• încheierea procesului de monitorizare a riscurilor strategice, de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, prin integrarea informațiilor/datelor/aspectelor constatate pe parcursul anului 2019, în Fișele de Urmărire a Riscurilor Strategice;
• reanalizarea/evaluarea riscurilor strategice; riscurile stategice pentru anul 2020 sunt prezentate în tabelul de mai jos:

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 prețurilor 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

Fluctuația sezonieră a consumului de gaz

Variaţiile preţului gazului achiziţionat de SNTGN Transgaz

Categoria: Financiar

Creditarea

Cursul valutar

Rata dobânzii

Lichidităti

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

• elaborarea Registrului de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2020; acesta cuprinde riscurile strategice, precum și riscurile operaționale majore, escaladate de structurile organizatorice, selectate de Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor;
• elaborarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, în baza Fișelor de Urmărire a Riscurilor strategice și a Raportelor privind gestionarea riscurilor transmise de structurile organizatorice, a Planului de minimizare a riscurilor, la nivelul societății pentru anul 2020;
• elaborarea raportului cu privire la clasificarea riscurilor operaționale;
• organizarea și desfășurarea ședinței Echipei de Gestionare a Riscurilor, care s-a finalizat cu Procesul Verbal nr. 2030/15.01.2020; documentele avizate în cadrul ședinței Echipei de Gestionare a Riscurilor au fost transmise spre aprobare Comisiei de Monitorizare, după cum urmează:
  • informarea privind gestionarea şi monitorizarea riscurilor la nivelul societății, anul 2019 nr. 1518/13.01.2020;
  • limita de toleranță, pentru anul 2020 nr. 1512/13.01.2020;
  • profilul de risc al SNTGN, decembrie 2019, nr. 1512/13.01.2020;
  • registrul de riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2020, nr. 1173/10.01.2020;
  • planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2020, nr. 1434/13.01.2020;
  • raportul consilierii structurilor organizatorice din cadrul SNTGN Transgaz cu privire la Standardul 8 Managementul Riscului din cadrul Sistemului de Control Intern/ Managerial și a Planului de Acțiune și Calendarul implementării propunerilor/ recomandărilor, nr. 539/08.01.2020;
  • raportul cu privire la clasificarea riscurilor operaționale nr. 1516/13.01.2020.
• declanșarea acțiunii de actualizare/elaborare a documentelor (prin adresele nr. 10744/24.02.2020 și 17176/19.03.2020) în conformitate cu Procedura de Sistem PS 05 SMI Managementul Riscului;

• postarea în baza de date ˝Trgaz (\intranet)\ZoneInterDep\ControlInternManagerial˝ a următoarelor documente:
  • 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.
• verificarea documentelor postate de către structurile organizatorice, pentru conformitate cu cerințele Procedurii de Sistem PS 05 SMI;
• actualizarea Anexei 1 a Deciziei de constituire a Echipei de Gestionare a Riscurilor nr. 750 din 23.07.2018, prin Decizia nr. 37 din 14.01.2020;
• inițierea Fișelor de Urmărire a Riscurilor strategice, pentru anul 2020;
• actualizarea, în 29 aprilie 2020, a Declarației-Angajament a Directorului general privind Managementul riscului;
• postarea pe site-ul societății, în secțiunea "Managementul Riscului", a Declarației-Angajament a Directorului general privind Managementul riscului, actualizată;
• Consiliul de Administrație a luat act de Informarea nr. DG 21001/06.04.2020 privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul Transgaz, pentru anul 2019, prin HCA nr. 14/29.04.2020;
• actualizarea Anexei 1 a Deciziei de constituire a Echipei de Gestionare a Riscurilor nr. 750 din 23.07.2018, prin Decizia nr. 737 din 30.06.2020;
• completarea Fișelor de Urmărire a Riscurilor strategice, pentru anul 2020 cu stadiul implementării măsurilor de control intern/managerial, dificultățile întâmpinate și propuneri de acțiuni noi;
• analizarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscului, a stadiului implementării măsurilor de control intern/managerial stabilite în Planul de măsuri de minimizare a riscului, la nivelul SNTGN Transgaz, anul 2020;
• · consilierea responsabililor SCI/M din 8 departamente, 2 Servicii independente, 4 Exploatări Teritoriale, ca urmare a actualizării registrelor de riscuri și a planurilor de măsuri de minimizare riscuri, anul 2020;
• încadrarea riscurilor operaționale în categoriile stabilite prin Raportul cu privire la clasificarea riscurilor operaționale;
• clasificarea riscurilor operaționale în următoarele categorii: resurse umane; informare/comunicare; controlul activităților; mediul organizatoric; disponibilitate de locație; resurse material/financiare; proiectare/construcție; infrastructura/mediul de lucru; conformitate; tehnic; forță majoră;
• încadrarea în categoriile de riscuri, stabilite, a riscurilor operaționale identificate de structurile organizatorice.
• revizuirea Registrelor de Riscuri, de la nivelul tuturor structurilor organizatorice, acțiune declanșată prin adresa DSMC 65824/17.11.2020 și finalizată la data 21.12.2020;
• întocmirea de către structurile organizatorice a Rapoartelor privind desfășurarea procesului de gestionare și monitorizare a riscurilor, pentru anul 2020 și postarea în baza de date ControllnternManagerial;
• aprobarea Fișelor de Urmărire a Riscurilor strategice;
• analiza Planului de măsuri pentru minimizare a riscurilor la nivel de societate, anul 2020;
• revizuirea Registrului de Riscuri, de la nivelul societății, decembrie 2020, nr. înregistrare 73794/30.12.2020;

■ elaborarea documentului Analiza adoptării, la nivelul SNTGN Transgaz SA, a Limitei de Toleranță la risc, în scala cu 5 trepte.

Una dintre preocupările conducerii societății este 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;
• 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.
• analiza stadiului de implementare a Programului de implementare a măsurilor stabilite în Strategia de Managementul Riscului;
• instruiri interne ale structurilor organizatorice nou înfințate, cu privire la elaborarea documentelor aferente Procedurii de Sistem PS 05 SMI Managementul Riscului;
• consilierea structurilor organizatorice, ori de câte ori este necesar, cu privire la implementarea/dezvoltarea procesului de management al riscului;
• a) elaborarea Registrului de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2021;
• b) elaborarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, în baza Fișelor de Urmărire a Riscurilor strategice a Planului de minimizare a riscurilor, la nivelul societății pentru anul 2021;
• elaborarea de către Secretariatul Echipei de Gestionare a Riscurilor, în baza Raportelor privind gestionarea riscurilor transmise de structurile organizatorice, a Informării privind gestionarea și monitorizarea riscurilor la nivelul societății, anul 2020;
• organizarea și desfășurarea ședinței Echipei de Gestionare a Riscurilor, pentru avizarea în cadrul ședinței Echipei de Gestionare a Riscurilor a documentelor:
  • informarea privind gestionarea şi monitorizarea riscurilor la nivelul societății, anul 2020;
  • limita de toleranță, pentru anul 2021;
  • profilul de risc al SNTGN, decembrie 2020;
  • registrul de riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2021;
  • planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2021;

7.2.9 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 și colaborare, culturii și valorilor organizaționale.

Monitorizarea infografică a știrilor privind activitatea Transgaz

În urma monitorizării ştirilor privind activitatea Transgaz apărute pe canalele media în anul 2020, menţionăm că acestea au fost în număr de 222, din care:

Nr.	Categorie știri	12 luni			Procent
crt.		2020	2019	9/9	2020	2019
1.	Ştiri neutre	191	167	14	86%	87%
2.	Ştiri pozitive	31	20	55	14%	11%
3.	Ştiri negative	0	4	-100	0%	2%
Total ştiri		222	191	16	100%	100%

Tabel 45-Monitorizarea infografică a știrilor privind activitatea Transgaz - 2020 vs. 2019

Ştiri neutre ■ Ştiri pozitive Ştiri negative

Grafic 41-Ponderea știrilor pozitive, neutre, negative privind activitatea Transgaz-în anul 2020

Distribuţia pe luni în anul 2020, a referirilor media pozitive, neutre, negative apărute este următoarea:

Grafic 42-Distribuția știrilor pozitive, neutre, negative privind activitatea Transgaz în anul 2020

Distribuţia totală anul 2020 a referirilor apărute în funcţie de tema abordată, investiţii, rezultate financiare, finanţare europeană, piaţa de capital, program de dezvoltare se prezintă astfel:

Monitorizarea știrilor în funcție de tema abordată la data de 31.12.2020

Distribuția pe luni în anul 2020, a referirilor apărute funcție de tema abordată se prezintă astfel:

Monitorizarea știrilor în funcție de tema abordată pe luni

Grafic 44-Monitorizarea lunară a știrilor funcție de tema abordată în anul 2020

Ponderea referirilor apărute în anul 2020 funcție de tema abordată se prezintă astfel:

Monitorizarea știrilor funcție de tema abordată

Grafic 45-Ponderea știrilor funcție de tema abordată în anul 2020

7.2.10 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

	Indicator	Obiectiv	INT. crt.	2020
Nr. crt.				Planificat	Realizat	Grad de realizare
	Operaționali
6	Monitorizare Strategie de	Realizarea proiectelor FID din Planul de dezvoltare pe 10 ani l = (acțiuni realizate +demarate) / acțiuni propuse
	investiții și implementare	Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA faza 1).	6.1	Construcție Faza 1; - Lot 1, Lot 2 și secțiunea Pui-Jupa -STC Bibesti	Finalizat	100%
		Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea	6.2	- Finalizarea proiectului tehnic și a detaliilor de execuție/ obținerea autorizațiilo de construire -etapa 2 - Construcție și PIF	-Finalizat
		Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1	6.3	Isaccea 1 - construcție și PIF Negru Vodă 1 -	- SMG Isaccea 1-Finalizat -Proiect Tehnic finalizat
				construcție
		Proiect 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 Republica Moldova	6.4	- Construcție (PIF în 2021)	-în derulare execuție conductă (Lot 1 și Lot 2); -Stații de Comprimare Onești și Gherăști- Finalizate
		Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la țărmul Mării Negre	6.5	- Construcție (PIF în 2021)	-în derulare execuție lucrări
7	Cresterea eficienței energetice	Menținerea ponderii consumului de gaze în SNT- în total gaze naturale vehiculate sub 1%	7.1	<1	0,56%	100%
	Orientați către servicii publice
8	Indicatori de performanță ai serviciului de transport gaze naturale	Realizarea țintelor prevăzute în Standardul de performanță pentru serviciului de transport și de sistem al gazelor naturale (ordinul ANRE 161/26.11.2015 intrat în vigoare la 1 octombrie 2016)	8.1	IPg ≥ 90%	99,72%	100%
			8.2	IP ≥ 95%	*
			8.3	IP2 ≥ 95%	米
			8.4	IP3 ≥ 95%	100,00%
			8.5	IP ≥ 95%	100,00%
			8.6	IP ≥ 95%	100,00%
			8.7	IP2 ≥ 95%	97,06%
			8.8	IP2 ≥ 95%
			8.9	IP3 ≥ 95%	100,00%
			8.10	IP3 ≥ 95%	*

IP3 ≥ 95% 8.11 IP ≥ 95% ★ 8.12 IP ≥ 95% 8.13 IPg ≥ 98% 100,00% 8.14 IP2 ≥ 98% 100,00% 8.15 IPa ≥ 98% 100,00% 8.16 IP2 ≥ 98% 100,00% 8.17 IP; ≥ 80% 87,86%% 8.18 IPa ≥ 98% 100,00% 8.19 IPg ≥ 98% * 8.20 IP3 ≥ 90% ★ 8.21

	Guvernunța corporativa
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. = standarde implementate/standarde prevăzute de ordinul 600/2018*100	9.7	94%	Realizat - Adresa transmisă către Secretariatul DSMC/ al Guvernului nr General Stadiul 1277/08.01.2021, privind implementării și dezvoltării SCI/M în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2020; Nr. intrare SGG 20/1041/DC data 18.01.2021. -Situația centralizatoare privind stadiul implement-tării și dezvoltării SCI/M la 31.12.2020, nr. de data DSMC/1139/08.01.2021. -Chestionar Autoevaluare a stadiului de implementtare a standardelor SCI/M la 31.12.2020, nr. data de DSMC/1138/08.01.2021. rezultatelor sintetică a -Situatia autoevaluării la data de 31.12.2020, nr. 1146/08.01.2021. -Raportul directorului general asupra data 31.12.2020, SCI/M la nr.DSMC/1144/08.01.2021 - Actualizarea Deciziei nr. 751/23.07.2018 constituirea Comisiei de privind monitorizare cu Decizia nr.36/14.01.2020 și Decizia nr.736/30.06.2020. - Actualizarea Deciziei nr. 282/15.03.2019 privind numirea Responsabililor SCI/M, cu Decizia nr.38/14.01.2020; -Actualizarea Programului de dezvoltare a SCI/M de la nivelul SNTGN Transgaz SA" pe anul 2020 nr. 1264/10.01.2020; stadiul de Informare privind implementare a SCI/M la 31.12.2020, nr. 4975/ 26.01.2021; monitorizare privind -Informare performanțe la nivelul societății pentru anul 2020, nr. 4973/26.01.2021. -Informarea Consiliului de Administrație privind "Stadiul implementării sistemului intern/managerial Si control de Monitorizarea performanțelor 2019", nr. înregistrare DG 21004/ 06.04.2020, HCA nr. 14/ 29.04.2020 -Declarația de Politică privind funcțiile sensibile în cadrul SNTGN Transgaz SA/ 10.08.2020	100%

					-Politica privind funcțiile sensibile, la nivelul SNTGN Transgaz SA nr. înregistrare DSMC/42754/30.07.2020 -Plan de continuitate a activității, la SA, SNTGN Transgaz nivelul nr. înregistrare DSMC/53823/23.09.2020
70	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)	10.7	8	8	100%
77	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	77.7	Actualizarea documentelor specifice Managementului riscului	Realizat -Decizia de actualizare a Echipei di Gestionare a Riscurilor nr. 737/30.06.2020; -Limita de toleranță, pentru anul 2020 ni 1512/ 13.01.2020; - Profilul de risc al SNTGN, decembrie 2015 nr. 1512/13.01. 2020. -Declarația - Angajament a Directorului General privind Managementul Riscului, actualizată în 29.04.2020.	100%
		entităților publice.	11.2	Actualizare Registrul riscului Actualizare Plan de masuri pentru minimizare riscuri	Realizat - Registrul de Riscuri, la nivel de societate, pentru anul 2020, nr. 1173/10.01.2020; -Planul de măsuri de minimizare a riscurilor, la nivelul societății, anul 2020, nr. 1434/13.01.2020. -Registrul de Riscuri, la nivelul societățu, revizuit, decembrie 2020, nr. înregistrare 73794/30.12.2020.
			11.3	Raportare monitorizare riscuri	Realizat gestionarea privind SI -Informare monitorizarea riscurilor în cadrul societății, pentru anul 2020, nr. 3108/ 19.01.2021; -Informarea Consiliului de Administrație privind gestionarea și monitorizarea riscurilor în cadrul Transaz, pentru anul 2019, nr. înreg. DG 21001/06.04.2020, HCA nr. 14/29.04.2020.
12	Raportarea la timp a indicatorilor	Incadrarea în termenele legale de raportare = termene efective de	12.1	Calendar de comunicare financiară către BVB	Realizat (a se vedea pe site-ul societății)	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/11471/26.02.2020 Termen 1 martie 2020
			12.3	Raportare SCI/M	Realizat Adresa transmisă către Secretariatul General al Guvernului nr DSMC/1277/ 08.01.2021, privind Stadiul implementării și dezvoltării SCI/M în cadrul SNTGN Transgaz SA la 31.12.2020; Nr. intrare SGG 20/1041/DC data 18.01.2021. (se raportează anual)
			12.4	Raportare privind realizarea	Realizat

			12.5	indicatorilor de performanță ai serviciului de transport gaze naturale Raportare formular S1100 privind monitorizarea aplicării prevederilor OUG	-adresa nr. 66442/19.11.2020 raportare ANRE pt. anul gazier 2019-2020 (se raportează anual) Realizat Adresa DSMC 36417/01.07.2020 Raportare S1100 aferenta semestrului I 2020 și KPI pentru anul 2019 Adresa DSMC 126/04.01.2021
				109/2011	Raportare S1100 aferentă semestrului II 2020
13	Creșterea integrității institutionale prin includerea măsurilor de prevenire a corupției ca element al planurilor manageriale	Respectarea măsurilor asumate prin Planul de integritate aprobat l = măsuri realizate în termen /măsuri propuse*100	13.1	Publicarea rezultatelor evaluării SCIM	Realizat Publicat Raport asupra Sistemului de Intern/Managerial la data Control 31.12.2020, nr. 1144/08.01. 2021 la adresa: http://zonapublica.transgaz.ro/Sistem%2 0de%20Control%20Intern%20Managerial /Sistem%20de%20Control%20Intern%20 Managerial/6.%20Documente%20de%20 evaluare%20interna%20si%20raportare/ 3.%20Raport%20anual%20al%20SCIM/R aportare%20c%C4%83tre%20SGG%20la %2031.12.2020/	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 SNTGN TRANSGAZ SA a fost realizată evaluarea anuală, iar prin Adresa nr. DG 6410/29.01.2021, a fost transmis către Secretariatul General al Guvernului Raportul la data de 31.12.2020 privind evaluarea Planului de Integritate al SNTGN TRANSGAZ SA, Situația incidentelor de integritate (Anexa 1) și Raportare implementare măsuri SNA (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.transqaz.ro/Strategia %20de%20lupta%20anticoruptie/

Tabel 46 -Estimări ale indicatorilor cheformanță nefinaciari pentru calculul componentei variabile a remuneraţiei în anul 2020

8. 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 dministraţie, 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 și competitivitatea.

În acest context, implementarea și dezvoltarea principiilor guvernanței corporative, dezvoltarea practicilor de afaceri responsabile, transparente, devine tot mai mult o necesitate în fundamentarea și aplicarea strategiilor și 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 deținătorilor de acțiuni: drepturile deținătorilor de acțiuni, tratamentul deținătorilor de acțiuni.
• 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 și tranzacțiile cu persoane implicate: conflictul de interese; tranzacțiile cu persoane implicate.
• Cap.6-Regimul informaţiei corporative.
• Cap.7-Responsabilitatea socială.
• Cap.8-Sistemul de administrare.
• Cap.9-Dispoziţii finale.

8.1 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 parţială 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.

lmplementarea noilor reguli se bazează pe principiul "aplici" 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.

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă partial	Motivul de neconformitate
	Secțiunea A-Responsabilități
A.1	Toate societăţile trebuie să aibă un regulament intern Consiliului care include termenii de al referinţă/responsabilităţile Consiliului şi funcţiile cheie	X

Tabel privind conformitatea sau neconformitatea cu prevederile noului Cod

Prevederile noului Cod			Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	de conducere ale societăţii, şi care aplică, printre altele, Principiile Generale din Secțiunea A.
A.Z	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 și să se abțină de la participarea la discuţii (inclusiv prin neprezentare, cu excepţia cazului în care neprezentarea ar impiedica formarea cvorumului) și de la votul pentru adoptarea unei hotărâri privind chestiunea care dă naștere conflictului de interese respectiv.	X
A.3	Consiliul de Administrație sau Consiliul de Supraveghere trebuie să fie format din cel puţin 5 membri.	×
A.4	Majoritatea membrilor Consiliului de Administrație trebuie să nu aibă funcţie executivă. Cel puţin un membru al Consiliului de Administrație sau al Consiliului de Supraveghere trebuie să fie independent în cazul societăților 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 independenți. 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 și 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:	×
	A.4.1. Nu este Director General/director executiv al societăţii sau al unei societăţi controlate de aceasta şi nu a deținut o astfel de funcție în ultimii 5 ani.	X
	A.4.2. Nu este angajat al societăţii sau al unei societăţi controlate de aceasta și nu a deținut o astfel de funcție în ultimii 5 ani.	×
	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 relație contractuală cu un acţionar semnificativ al societăţii, acţionar care controlează peste 10% din drepturile de vot, sau cu o companie controlată de acesta.	×
	A.4.5. Nu are și 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 societăți daca, prin	×

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	caracterul sau substanţial, acest raport îi poate afecta objectivitatea.
	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.	×
	A.4.7. Nu este director general/director executiv al altei societăți unde un alt director general/director executiv al societăţii este administrator neexecutiv.	×
	A.4.8. Nu a fost administrator neexecutiv al societăţii pe o perioadă mai mare de 12 ani.	×
	A.4.9. Nu are legaturi de familie cu o persoana în situaţiile menţionate la punctele A.4.1 si A.4.4.	×
A.5	Alte angajamente şi obligaţii profesionale relativ permanente ale unui membru al Consiliului, inclusiv pozitii executive sau neexecutive în Consiliul unor societăți și instituții non-profit, trebuie dezvăluite acționarilor și investitorilor potențiali înainte de nominalizare și în cursul mandatului său.	×
A.6	Orice membru al Consiliului trebuie să prezinte Consiliului informații 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	Informațiile fi vor membrilor solicitate CA. Transgaz va BVB transmite un raport in curent momentul conformării.
A.7	Societatea trebuie să desemneze un secretar al responsabil de sprijinirea activității Consiliului Consiliului.	×
A.8	Declarația privind guvernanța corporativă va informa dacă a avut loc o evaluare a Consiliului sub conducerea Președintelui sau a comitetului de nominalizare şi, în caz afirmativ, va rezuma măsurile cheie și schimbările rezultate în urma acesteia. Societatea trebuie să aibă o politica/ghid privind evaluarea Consiliului cuprinzând scopul, criteriile şi frecvenţa procesului de evaluare.		×	Activitatea CA este evaluată baza pe criteriilor de performanță incluse planul de in administrare precum și în contractele de mandat, gradul de îndeplinire al acestora este cuprins în raportul anual al CA. Societatea nu are o politică/ghid pentru evaluarea activității CA, evaluarea fiind realizată baza pe criterii or mai sus menționate. TGN va transmite un raport curent de în conformare

Prevederile noului Cod		Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
				momentul elaborării acestei politici.
A.9	Declarația privind guvernanța corporativă trebuie să conțină informații 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 activitățile acestora.	×
A.10	Declarația privind guvernanța corporativă trebuie să cuprindă informaţii referitoare la numărul exact de membri independenți din Consiliul de Administrație sau Consiliul de Supraveghere.	×
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 și va face recomandări Consiliului. Majoritatea membrilor de nominalizare trebuie fie comitetului să independentă	×
	Secțiunea B-Sistemul de administrare a riscului și sistemul de control intern
B.1	Consiliul trebuie să inființeze un comitet de audit în care cel puțin 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.Z	Președintele 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.	×
3.4	Evaluarea trebuie sa aibă în vedere eficacitatea și cuprinderea funcției de audit intern, gradul de adecvare al rapoartelor de gestiune a riscului şi de control intern prezentate către comitetul de audit al Consiliului, promptitudinea și eficacitatea cu care conducerea executivă solutionează deficienţele sau slabiciunile identificate în urma controlului intern şi prezentarea de rapoarte relevante în atenţia Consiliului.	×
3.5	Comitetul de audit trebuie să evalueze conflictele de interese în legatură cu tranzacţiile societăţii şi ale filialelor acesteia cu părțile afiliate.	×
3.6	Comitetul de audit trebuie să evalueze eficienţa sistemului de control intern şi a sistemului de gestiune a riscului.	×
3.7	Comitetul de audit trebuie să monitorizeze aplicarea standardelor legale şi a standardelor de audit intern	×

Prevederile noului Cod		Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	general acceptate. Comitetul de audit trebuie să primească și să evalueze rapoartele echipei de audit intern.
3.8	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.	×
3.9	Niciunui acţionar nu i se poate acorda tratament preferențial față de alți acționari în legatură cu tranzacţii şi acorduri încheiate de societate cu acţionari şi afiliaţii acestora.	×
B.10	Consiliul trebuie sa adopte o politică prin care să se asigure că orice tranzacţie a societaţii cu oricare dintre societățile cu care are relații 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 cerințelor de raportare.		×	Această politică va fi elaborată și aprobată conform ROF CA si 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.	×
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 și în cadrul obligațiilor conducerii de a monitoriza şi reduce riscurile, acesta trebuie să raporteze direct directorului general.	×
	Secțiunea C-Recompense echitabile și motivare
C.1	Societatea trebuie să publice pe pagina sa de intrenet politica de remunerare și să includă în raportul anual o declarație privind implementarea politicii de remunerare în cursul perioadei anuale care face obiectul analizei. Politica de remunerare trebuie formulată astfel încat să permită acționarilor înțelegerea principiilor și a argumentelor care stau la baza remuneraţiei membrilor Consiliului și a Directorului General, precum și 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 acțiunilor, beneficii în natura, pensii și altele) și să descrie scopul, principiile şi prezumţiile ce stau la baza fiecărei componente (inclusiv criteriile generale de performanță aferente oricărei forme de remunerare variabilă). În plus, politica de remunerare trebuie să specifice durata contractului directorului executiv şi a		×	aplică Transgaz parţial această prin prevedere respectarea prevederilor OUG 109/2011 art.39 şi art. 55 (2).

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	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 esențială intervenită în politica de remunerare trebuie publicată în timp util pe pagina de internet a societății.
	Secțiunea D-Construind valoare prin relația cu investitorii
D.1	Societatea trebuie să organizeze un serviciu de Relaţii Investitorii-indicându-se publicului larg cu 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 informațiile relevante de interes pentru investitori, inclusiv:	×
	D.1.1. Principalele reglementări corporative: actul constitutiv, procedurile privind adunările generale ale acţionarilor.	×
	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 societăți sau din instituții non-profit.	×
	D.1.3. Rapoarte curente și rapoartele periodice (trimestriale, semestriale și anuale) - cel puțin cele prevazute la punctul D.8 - inclusiv rapoartele curente cu informații detaliate referitoare la neconformitatea cu prezentul Cod;	X
	D.1.4. Informații referitoare la adunările generale ale acţionarilor: ordinea de zi şi materialele informative; procedura de alegere a membrilor Consiliului; argumentele care susțin propunerile de candidați pentru alegerea în Consiliu, împreună cu CV-urile profesionale ale acestora; întrebările acționarilor cu privire la punctele de pe ordinea de zi și răspunsurile societăţii, inclusiv hotărârile adoptate.		×	Compania aplică parțial această prevedere, în conformitate cu art. 29 OUG 109/2011 din guvernanța privind corporativă a întreprinderilor publice, modificările ડાં cu completările ulterioare.
	D.1.5. Informații privind evenimentele corporative, cum ar fi plata dividendelor și a altor distribuiri către acționari, 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.	×
	D.1.6. Numele şi datele de contact ale unei persoane care va putea să furnizeze, la cerere, informaţii relevante.	×
	D.1.7. Prezentările societății (de ex., prezentările pentru investitori, prezentările privind rezultatele	×

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
	trimestriale etc.), situaţiile financiare (trimestriale, semestriale, anuale), rapoarte de audit și rapoarte anuale.
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 societății.		×	Repartizarea profitului societății se realizează conformitate cu în prevederile OUG privind 64/2001 repartizarea profitului societățile a naționale, companiile naționale și societățile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și 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 (așa- 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 frecvența, perioda avută în vedere și 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.		×	Activitatea societății este reglementată de către ANRE. Planul de administrare al include Transgaz de strategia administrare pe perioada mandatului. Acesta este structurat şi cuprinde riguros direcții strategice de privind acțiune administrarea tuturor resurselor, proceselor operationale de şı management ale societății în scopul cu maximă realizării eficiență a de objectivelor
D.4	Regulile adunărilor generale ale acţionarilor nu trebuie să limiteze participarea acţionarilor la adunările drepturilor și exercitarea acestora. generale Modificările regulilor vor intra în vigoare, cel mai devreme, începand cu următoarea adunare a acţionarilor.	×		performanță stabilite.
D.5	Auditorii externi vor fi prezenți la adunarea generală a acționarilor atunci când rapoartele lor sunt prezentate în cadrul acestor adunări.	×
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		informații Aceste cuprinse in sunt anual al raportul Consiliului de Administrație si în precum Declarația conducerii întocmită in conformitate cu art. din 30 Legea

	Prevederile noului Cod	Respectă	Nu respectă sau respectă parțial	Motivul de neconformitate
				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 acreditați pot, de asemenea, să participe la adunarea generală a acţionarilor, cu excepţia cazului în care Președintele Consiliului hotarăște în alt sens.	X
D.8	Rapoartele financiare trimestriale și semestriale vor include informaţii atât în limba româna, cât şi în limba factorii cheie care la referitoare engleză influențeazămodificări în nivelul vânzărilor, al profitului operațional, profitului net și al altor indicatori financiari relevanți, atât de la un trimestru la altul, cât și de la un an la altul.	X
D.9	va organiza cel putin două societate O şedinţe/teleconferinţe cu analiştii şi investitorii în fiecare an. Informaţiile prezentate cu aceste ocazii vor fi publicate în secţiunea relaţii cu investitorii a paginii societății data a de internet a sedintelor/teleconferintelor.	×
D.10	In cazul în care o societate susţine diferite forme de expresie artistică și culturală, activități sportive, activități educative sau științifice și consideră că impactul acestora asupra caracterului inovator și competitivităţii societăţii fac parte din misiunea şi strategia sa de dezvoltare, va publica politica cu privire la activitatea sa în acest domeniu.	×

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 24.08.2020, 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 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 și grijă fără a divulga informaţiile confidenţiale și secretele comerciale ale societăţii atât pe perioada mandatului cât și după încetarea acestuia.

Actul Constitutiv al Transgaz actualizat la 24.08.2020 şi aprobat de Consiliul de Administraţie prin Hotărârea nr.27/24.08.2020, reglementează atribuţiile, răspunderile şi competenţele Consiliului de Administrație precum și obligațiile 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 declarație 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

Componenta 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
LĂPUSAN REMUS-GABRIEL	Administrator neexecutiv, independent Presedinte 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 și obligațiile Consiliului de Administrație

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 administrație poate însărcina pe un alt administrator cu îndeplinirea funcției de presedinte.

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

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

În anul 2020 au avut loc 44 ședințe ale Consiliului de Administrație iar prezența membrilor Consiliului de Administrație la aceste ședințe a fost următoarea:

	Participare ședințe
Administrator	În persoană	În absență (prin mandatar)
STERIAN ION	43	1 prin mandatar
petru ion văduva	39	5 prin mandatar
BOGDAN GEORGE ILIESCU	41	3 prin mandatar
MINEA NICOLAE	44
LĀPUSAN REMUS GABRIEL	43	1 prin absență

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 îndatoririlor lor, în aceleaşi condiţii ca şi membrii consiliului de administrație.

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 completările 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 acţionarii care deţin controlul asupra societăţii sau cu o societate controlată de aceştia;

-tranzacţiilor încheiate cu 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 modificările şi completãrile ulterioare.

Atribuțiile Consiliului de administrație

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 de performanţă stabilite prin contractele de mandat;
• aprobă regulamentul intern privind organizarea și funcționarea 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 închirieze, 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, agenţii, reprezentanţe 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 producție;
• 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 competența adunării generale a acționarilor.

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 și 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 și funcționarea 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 Administrație.

Ultima actualizare a regulamentului a vizat atribuțiile comitetului de audit și rating.

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

COMITETUL CONSULTATIV	MENTIUNI	ATRIBUȚII
COMITETUL DE NOMINALIZARE ડા REMUNERARE	va fi format din cel putin doi membri ai Consiliului de Administratie; format din fi va administratori ne- executivi, cel putin unul dintre membrii comitetului fi va administrator neexecutiv independent; atribuțiile acestui comitet sunt stabilite Codul prin de Guvernanță 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 și ocuparea posturilor vacante în cadrul Consiliului de Administrație; evaluează cumulul de competenţe profesionale, cunoştinţe şi experienţe la nivelul Consiliului de Administrație, directorilor și a altor funcții de conducere; stabileşte cerinţele pentru ocuparea unei anumite poziţii a în administrarea societății; 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 I prin îmbunătăţirea cunoştinţelor privind activitatea societăţii și actualizarea permanentă a competențelor profesionale ale membrilor Consiliului de Administrație; elaborează politica de remunerare pentru I administratori; supune spre aprobarea Adunării Generale a Acţionarilor E 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 I directe şi indirecte a administratorilor şi directorilor, separat pe componentă fixă și variabilă a acestor remunerații; în stabilirea remuneraţiei administratorilor ne-executivi va respecta principiul proporţionalităţii acestei remuneraţii cu responsabilitatea şi timpul dedicat exercitării funcțiilor de către aceştia; elaborează un raport anual cu privire la remuneraţiile şi alte avantaje acordate administratorilor şi directorilor în cursul anului financiar, raport ce se prezintă adunării generale a acţionarilor şi cuprinde informaţii prevăzute în art. 55 alin.(3) din OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice;

COMITETUL CONSULTATIV	MENTIUNI	ATRIBUTII
		poate apela, dacă este cazul, la asistenţă din partea unor experți externi pentru îndeplinirea atribuțiilor cerute.
COMITETUL DE ર્ટા AUDIT RATING	va fi format din cel putin trei membri ai Consiliului de Administratie ડાં majoritatea membrilor trebuie să fie independenți; fi format din va administratori ne- executivi, cel putin unul dintre membrii comitetului fi va administrator neexecutiv independent; cel puțin un membru al comitetului trebuie să aibă experiență de audit sau contabilitate dovedită ડાં corespunzătoare; președintele comitetului trebuie să fie un membru neexecutiv independent; atribuțiile acestui comitet sunt stabilite Codul de prin Guvernanță Corporativă.	asistă și recomandă Consiliului de Administrație, ! propuneri privind stabilirea sistemului contabil şi de control financiar și 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 미 tranzacțiile societății și ale filialelor acesteia cu părțile afiliate; ■ monitorizează aplicarea standardelor legale și standardelor de audit intern general acceptate; ■ primește și evaluează rapoartele echipei de audit intern; prezintă rapoarte periodice Consiliului de Administrație; I ■ 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 și 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 Administrație in 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 relațiile existente între acesta din urmă pe de o parte, și societatea și 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

COMITETUL CONSULTATIV	MENTIUNI	ATRIBUŢII
		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; ■ îndeplinește 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 SIGURANȚĂ ȘI SECURITATE A SNT	va fi format din cel puțin doi membri ai Consiliului de Administrație; cel puțin un membru al comitetului trebuie să fie administrator neexecutiv independent; atribuțiile acestui comitet sunt stabilite Codul prin de Guvernanță Corporativă.	■ analizează periodic lista obiectivelor de infrastructură critică a Transgaz și măsurile de securitate stabilite; asigură condiţiile necesare implementării măsurilor de protecţie a tuturor obiectivelor de infrastructură critică ale societății sau aflate sub autoritatea/coordonarea societății; monitorizează/reactualizează programele proprii de D prevenire și combatere a terorismului prin măsuri optime de protecţie fizică şi organizatorică, cu recomandări în acest sens către Consiliul de Administrație; monitorizează îndeplinirea programelor de mentenanţă 미 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 ટા DEZVOLTARE	va fi format din cel putin doi membri ai Consiliului de Administratie; cel puțin un membru al comitetului trebuie să fie administrator neexecutiv independent;	asistă Consiliul de Administrație în îndeplinirea I responsabilităţilor acestuia în domeniul elaborării şi actualizării strategiei generale de dezvoltare a societăţii; analizează oportunităţile identificate privind dezvoltarea 미 emite recomandări Consiliului de şi afacerii Administraţie cu privire la acestea; analizează și asigură asistență Consiliului de I Administraţie în ceea ce priveşte direcţiile de dezvoltare şi cooperare internaţională ale societăţii; analizează îndeplinirea monitorizează şi ш planurilor/programelor strategice şi de acţiune privind

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

COMITETUL CONSULTATIV	MENTIUNI	ATRIBUTII
	atributiile acestui comitet sunt stabilite Codul de prin Guvernanță Corporativă.	obligaţiile Transgaz în calitate de operator tehnic al SNT și emitent la bursă; îmbunătățirea elaborează propuneri privind ડા I eficientizarea activității strategice, de dezvoltare și colaborare; adresează recomandări Consiliului de Administrație cu privire la operaționalitatea eficientă a planurilor/ programelor strategice și de acțiune; ■ monitorizează și analizează îndeplinirea indicatorilor de performanță ai sistemului de transport și de performanță economico- financiară a activității societății.
COMITETUL DE REGLEMENTARE SI RELAȚII CU AUTORITATILE PUBLICE	va fi format din cel puțin doi membri ai Consiliului de Administrație; cel puțin un membru al comitetului trebuie să fie administrator neexecutiv independent; acestui atribuțiile comitet sunt stabilite Codul de prin Guvernanță Corporativă.	■ asistă Consiliul de Administrație în analiza activității de reglementare şi a obligaţiilor legale ce revin societăţii în acest domeniu; monitorizează îndeplinirea de către societate a obligaţiilor prevăzute de reglementările incidente activității desfășurate; analizează și înaintează Consiliului de Administrație a 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	lliescu Bogdan George	administrator neexecutiv, independent
Comitetul de Audit și	lliescu Bogdan George	administrator neexecutiv, independent, președinte al Comitetului de Audit și Rating
Rating	Minea Nicolae	administrator neexecutiv, independent
	Lăpușan Remus Gabriel	- administrator neexecutiv, independent
	Sterian lon	administrator executiv

Denumirea Comitetului Consultativ		Componența Comitetului
Comitetul de Siguranță și	Văduva Petru Ion	administrator neexecutiv
Securitate a SNT	Lăpușan Remus Gabriel	administrator neexecutiv, independent
Comitetul de Strategie și Dezvoltare	Sterian Ion	administrator executiv
	Văduva Petru Ion	administrator neexecutiv
	lliescu Bogdan George	administrator neexecutiv, independent
	Minea Nicolae	administrator neexecutiv, independent
Comitetul de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice	Sterian Ion	administrator executiv
	Văduva Petru Ion	administrator neexecutiv
	Lăpusan 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:

• Legii 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);
• Legii 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 evidențiază:

• modul în care au fost consultate de către membrii Comitetelor Consultative materialele si 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 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 constituite la nivelul CA în anul 2020 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 2020	Comitetul Consultativ de Nominalizare și Remunerare	Văduva Petru Ion Minea Nicolae lliescu Bogdan George
2.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Strategie și Dezvoltare în perioada ianuarie - iunie 2020	Comitetul Consultativ de Strategie si Dezvoltare	Sterian lon Văduva Petru Ion lliescu Bogdan George Minea Nicolae
3.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice în perioada ianuarie - iunie 2020	Comitetul Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice	Sterian lon Văduva Petru Ion Lăpușan Remus Gabriel
4.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT în perioada ianuarie - iunie 2020	Comitetu 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 2020	Comitetul Consultativ de Audit și Rating	lliescu Bogdan George Minea Nicolae Lăpușan Remus Gabriel
6.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Nominalizare și Remunerare în perioada ianuarie - decembrie 2020	Comitetul Consultativ de Nominalizare și Remunerare	Văduva Petru Ion Minea Nicolae lliescu Bogdan George
7.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Strategie și Dezvoltare în perioada ianuarie - decembrie 2020	Comitetul Consultativ de Strategie și Dezvoltare	Sterian Ion Văduva Petru Ion lliescu Bogdan George Minea Nicolae
8.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice în perioada ianuarie - decembrie 2020	Comitetul Consultativ de Reglementare și Relații cu Autoritățile Publice	Sterian lon Văduva Petru Ion Lăpușan Remus Gabriel
9.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT în perioada ianuarie - decembrie 2020	Comitetul Consultativ de Siguranță și Securitate a SNT	Sterian lon Văduva Petru Ion Lăpușan Remus Gabriel
10.	Raport de activitate a Comitetului Consultativ de Audit și Rating în perioada ianuarie - decembrie 2020	Comitetul Consultativ de Audit și Rating	lliescu Bogdan George Lăpușan Remus Gabriel Minea Nicolae

Secțiunea B-Informații privind riscurile și controlul intern

La nivelul Transgaz a fost înfiil 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 dedicaţii, în firma de audit şi adresează recomandări Consiliului de Administraţie privind selectarea, 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 Cominalizare și Remunerare care elaborează politica de remunerare pentru administratori şi directori înfiinţat 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 sunt consemnate în situaţiile financiare anuale şi în raportul anual al comitetului de nominalizare şi remunerare.

Secțiunea D-Informații privind acționarii

Toți deținătorii de instrumente 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 Administrație și/sau ai conducerii, precum și a exercitării depline a drepturilor acestora. Participarea acţionarilor la lucrărilor 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 secțiune 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 și 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.

Transparența

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 și 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, 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 guvernanță proprie, asigurarea unui cadru riguros de dimensionare și 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 inițiat, 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 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 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, 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 2020 au fost riguros dimensionate atât în structură cât şi valoric şi au răspuns cerinţelor de revin Transgaz în calitate de emitent de valori mobiliare dar şi cerinţelor de creştere a capitalului de imagine şi reputaţional al companiei. Informaţii detaliate privind responsabilitatea socială se găsesc pe site-ul Transgaz la adresa: http://www.transgaz.ro/responsabilitate-socială.

ACTE JURIDICE ÎNCHEIATE ÎN CONDIȚIILE ART.52 ALIN.(1) ŞI ALIN.(6) DIN O.U.G nr.109/30.11.2011

În conformitate cu prevederile art. 82 din legea nr. 24/2017, Transgaz a raportat în anul 2020 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. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 335L/18.12.2019 pentru luna ianuarie 2020
Objectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	1.192.284,80 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte părţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1), OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreate de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul Capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard&Poors, Moody's sau Fitch, cel

Clauze contractuale prevăzute în contract Datele Contractului
	puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16
	(1) În situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se
	vor solicita şi explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens.
	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) Garanția financiară de plată 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) In cazul în care plata în avans respectivă nu acoperă valoarea facturii de regularizare a lunii respective, diferența este plătită de către UR la data scadentă a facturii.
	Penalități: ART. 23
	(1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate,
	egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzută în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în
	termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei
	de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de
	grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24
	În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer al capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru

	Datele Contractului Clauze contractuale prevăzute în contract
	perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum și orice alte obligații stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr. 1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare"), după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare în SNT. (6) în situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR, 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (5) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 337L/18.12.2019 pentru luna ianuarie 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	1.231.572,65 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parti o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în
	favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract;
	b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării.
	ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau
	c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției.
	(2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16
	(1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă.
	(2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. 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) Garanția financiară de plată conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport și își 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, opțiunea 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) In 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.
	Penalități:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plății, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată; c) limitarea/intreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24 În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum și orice alte obligații stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz;

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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 sfârșitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 295L/18.12.2019 pentru luna ianuarie 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	3.275.784,17 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării și să facă dovada îndeplinirii obligațiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agentiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puțin la nivel de "investment grade". Echivalența dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	ART. 16 (1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă.
	(2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. 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 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, opțiunea 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.
	Penalități: ART. 23
	(1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage:
	a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenței;
	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligației de plată;
	c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24
	În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum şi tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeaşi perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT. (6) In 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 capacității pentru aceeași 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și COMPLEXUL ENERGETIC HUNEDOARA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 134T/18.12.2019 pentru trimestrul 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Valoarea contractului	512.193,97 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanția financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) In situația în care UR face dovada bonității conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. ART. 17 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (3) Garanția financiară de plață 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 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opţiunea de plată în avans.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(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) In 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15. ART. 20
	(1) Garanția de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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. (2) În cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este
	obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2). (3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform
	art. 17 alin. (2). (4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere. (5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligațiile care nu au fost respectate. (6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui garanţia în termen de 5 zile de la executare.
	Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1),
	atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenței;
	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii
	obligaţiei de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24
	În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacității de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT. (6) In 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 capacității pentru aceeași 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii și	Contract nr. 438L/22.01.2020 pentru luna februarie 2020
natura contractului
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Valoarea contractului	868.435,52 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) În situația în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. 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.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(4) UR poate înlătura opţiunea de a constitui o garanţie pentru prestarea serviciului de transport prin efectuarea de plăţi în avans. In 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) In 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.
	Penalități:
	ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligației de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage:
	a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data
	scadentei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată;
	c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) în cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24
	În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite și să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta.
	(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum și orice alte obligații stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum şi tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeaşi perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 403L/22.01.2020 pentru luna februarie 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	2.121.696,40 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) în vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului rețelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract;

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenția agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15
	(1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS.
	ART. 16 (1) în situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relația comercială cu UR. Cerințele pentru o garanție sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este
	în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. 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 conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport și își 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.
	Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1),
	atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată;
	c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) în cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător.
	ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta.
	(2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum şi tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza
	alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după
	caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul
	contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz:
	a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz;
	c) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT.
	(6) In 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

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	adaugă valoarea componentei volumetrice, calculată la nivelul contractual al capacității pentru aceeași 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi COMPLEXUL ENERGETIC HUNEDOARA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 135T/11.02.2020 pentru trimestrul II 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	309.433,42 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligația de a constitui garanția financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agențiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plătește în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanție bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanție bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puțin la nivel de "investment grade". Echivalența dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) In situația în care UR face dovada bonității conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanții financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relația comercială cu UR. Cerințele pentru o garanție sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens.
	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 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 opțiunea de a constitui o garanție pentru prestarea serviciului de transport prin efectuarea de plăți 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) In 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. Penalități:
	ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1),
	atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la
	data scadenței; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii
	obligației de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) în cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod
	corespunzător. ART. 24 În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu
	de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de
	transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
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. 155T/11.02.2020 pentru trimestrul II 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de intrare în SNT
Valoarea contractului	2.117.177,79 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte părți o garanție în conformitate cu prevederile Codului rețelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1), OTS va face dovada ratingului de creditare.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreate de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport.
	(4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul Capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15
	(1) Garanția financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanție bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau
	c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard&Poors, Moody's sau Fitch, cel puțin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate
	de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) în situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanții financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă.
	(2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. ART. 17
	(1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor 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 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opțiunea 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) In 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15.
	ART. 20

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(1) Garanția de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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.(2) În cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2). (3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2). (4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu își îndeplinește integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere. (5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui garanţia în termen de 5 zile de la executare.
	Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate,
	egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plății, sau până la executarea garanţiei prevăzută în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei;
	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei
	de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24
	In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer al capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta.
	(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacității de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr. 1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare"), după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare în SNT. (6) In situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR, 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (5) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
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. 156T/11.02.2020 pentru trimestrul II 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	2.565.400,93 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agențiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) În situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15
	(1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau
	c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel
	puțin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16
	(1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă.
	(2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens.
	ART. 17 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare.
	(3) Garanţia financiară de plată 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 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opțiunea 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) In 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea
	unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15. ART. 20 (1) Garanția de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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.
	(2) În cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător;

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2). (3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2). (4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere. (5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui garanția în termen de 5 zile de la executare.
	Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzator. ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum și orice alte obligații stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacității de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum şi tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeaşi perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT. (6) In 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la
	data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 463L/19.02.2020 pentru luna martie 2020
Objectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	665.794,86 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului rețelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agențiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15
	(1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanție bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din
	ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16
	(1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanții financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă.
	(2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. 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, opțiunea 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) In 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.
	Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1),
	atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plății, sau pănă la

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenței; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) în cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzator. ART. 24 În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării
	contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacității rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum şi tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeaşi perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale.
Termene și modalități de plata	(2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a
	prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT.
	(6) In 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

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 510L/19.02.2020 pentru luna martie 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	938.260,26 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Garanții constituite, penalități stipulate	ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agențiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) În situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	ART. 18 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puțin 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 și își încetează valabilitatea în a 60-a zi calendaristică de la încetarea contractului prin ajungerea lui la termen. (4) UR poate înlătura opțiunea de a constitui o garanție 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.
	Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT. (6) In 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 sfârșitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligația de a constitui garanția financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agențiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau
	b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției; și/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției.
	(2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agențiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16
	(1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relația comercială cu UR. Cerințele pentru o garanție sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă.
	(2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. 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 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.
	Penalități: ART. 23
	(1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate,
	egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei;
	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Părți contractante	BENEFICIAR: Vestmoldtransgaz S.R.L. PRESTATOR: S.N.T.G.N. Transgaz S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract de prestări servicii nr. 6, încheiat la data de 20.03.2020, înregistrat la SNTGN TRANSGAZ S.A. cu nr.172 la data de 23.03.2020.
Obiectul Contractului	Acordarea de către Prestator a asistenței tehnice in favoarea Beneficiarului în cadrul procesului de implementare a proiectului investițional "Conducta de interconectare a Sistemului Național de Transport gaze din România cu Sistemul de Transport gaze din R. Moldova, faza II, pe direcția Iași - Ungheni - Chișinău", cu respectarea intereselor VMTG.
Valoarea contractului	Valoarea contractului a fost calculată conform Art. 2.1. și Art. 2.3. din Contract, respectiv 104.470 euro: "2.1. În schimbul oferirii Asistenței, Beneficiarul se obligă să plătească Prestatorului facturile aferente îndeplinirii obiectivelor contractuale conform ofertei transmise de Prestator. 2.3. La Preţul contractului se pot adăuga cheltuieli diverse și neprevăzute în valoare de 10%, pentru servicii aferente obiectului contractului."
Creanțe reciproce	Nu este cazul
Garanții constituite, penalități stipulate	Penalitățile au fost stabilite în conformitate cu Art. 7 din Contract: "7.1. În cazul în care Prestatorul nu execută, execută cu întârziere sau defectuos obligaţiile asumate prin Contract, va plăti Beneficiarului, cu titlu de penalităţi, un procent de 0,05 din contravaloarea serviciilor neprestate, prestate cu întârziere sau defectuos. 7.2 În cazul în care Beneficiarul nu execută obligația de plată la scadență, atunci Prestatorul are dreptul de a pretinde, cu titlu de penalități, un procent de 0,05 din valoarea facturii neachitate pentru fiecare zi de întârziere, de la data scadenței și până la îndeplinirea efectivă a obligației."
Termene și modalități de plata	Termenele și modalitățile de plată au fost stabilite în conformitate cu Art. 6 din Contract: · În vederea efectuării plății se va prezenta lunar factura pentru serviciile prestate. · Factura va fi însoțită de actul de primire predare care va detalia:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	- Cheltuielile cu remunerarea personalului - se va indica pontajul orelor lucrate cu descrierea serviciilor prestate beneficiarului în cadrul lunii calendaristice precedente, precum și alte documente de justificare a lucrărilor prestate; - Cheltuielile rambursabile (cazare diurnă, transport) pentru luna precedentă; - Cheltuieli indirecte, în cuantum de 10%; Profitul, în cuantum de 5%. Plățile se vor efectua în cel mult 30 zile calendaristice de la data semnării actului 0 de primire predare a facturilor. Plata se va face în Euro, prin transfer bancar, în baza facturii transmise de către Prestator și acceptate de către Beneficiar.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și ELECTROCENTRALE BUCUREȘTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 547L/18.03.2020 pentru luna aprilie 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	1.902.753,59 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanție bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puțin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) în situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relația comercială cu UR. Cerințele pentru o garanție sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este
	în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	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 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, opțiunea 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) In 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. Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1),
	atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la
	data scadentei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii
	obligației de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) în cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24
	In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate și aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta.
	(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacității de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT. (6) In 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 capacității pentru aceeași 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. E comine ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
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. 589L/18.03.2020 pentru luna aprilie 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	1.944.211,29 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului rețelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15
	(1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau
	c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agentiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS.
	ART. 16 (1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens.
	ART. 18 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puțin 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 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 opțiunea de a constitui o garanție 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, opțiunea 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) In 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. Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate,
	egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plății, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadentei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligației
	de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător.
	ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacității rezervate și neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta.
	(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeaşi perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocarilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza
	capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract.
	(5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale;
	b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz;
	c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT. (6) In situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(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 sfârșitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. In cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
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. 188T/12.05.2020 pentru trimestrul III 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	2.480.816,80 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) În situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) în situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. ART. 17
	(1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare.
	(3) Garanţia financiară de plată conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport și își 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 plăți în avans. În acest sens, UR declară OTS, în scris, în termen de maximum 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opțiunea 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15.
	ART. 20 (1) Garanția de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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.
	(2) In cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător;
	b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2).
	(3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2).
	(4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere.
	(5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate.
	(6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui
	garanția în termen de 5 zile de la executare. Penalități: ART. 23
	(1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage:
	a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată;
	c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) în cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzator.
	ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta.
	(2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplinește obligația de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale.
	(2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după
	caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract.
Termene și modalități de plata	(5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă,
	întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul rețelei, după caz;
	c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT.
	(6) In 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

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	adaugă valoarea componentei volumetrice, calculată la nivelul contractual al capacităţii pentru aceeaşi perioadă; (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârșitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 755L/17.06.2020 pentru luna iulie 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	703.861,20 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creante reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanție bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției; și/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanție bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) În situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. 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 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) In 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. Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plății, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24 În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful
	pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își

	Datele Contractului Clauze contractuale prevăzute în contract
	îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeaşi perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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 capacității pentru aceeași perioadă; (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârșitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare.
	(2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens. Beneficiar: Vestmoldtransgaz S.R.L.
Părți contractante	Prestator: Societatea Natională de Transport Gaze Naturale Transgaz S.A.
Data încheierii și natura contractului	Contract de prestări servicii nr.8, încheiat la data de 24.06.2020, înregistrat la SNTGN TRANSGAZ S.A. cu nr. 390 la data de 25.06.2020.
Obiectul Contractului	Transmiterea în locațiune de catre Executant către VMTG, pentru perioada termenului locațiunii, a dreptului de posesie și folosință asupra a patru (4) stații de reglare- măsurare a gazelor naturale.
Valoarea contractului	Valoarea chiriei a fost calculată conform Art. 3.1. și Anexei 2 din Contract, respectiv 938.053 Euro: "3.1. VMTG va plăti Executantul pentru posesia şi folosinţa SRM-urilor chiria în sumă totală de 938.053 EUR, fără TVA, (în continuare "Chiria") în rate lunare conform scadențarului detaliat în Anexa 2 la Contract."

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Creanțe reciproce	Nu este cazul
Garantii constituite, penalități stipulate	Penalitățile au fost stabilite în conformitate cu Art. 10.5 și Art. 10.6 din Contract: "10.5. Penalități plătibile de Executant VMTG va putea solicita Executantului plata de penalități în cazul în care Executantul: a) nu îndeplinește, total sau îndeplinește cu întârziere Lucrările angajate în termenul convenit în Contract la articolul 4.1. b) nu asigura folosința netulburată a SRM-urilor pe durata Contractului. În aceste cazuri Executantul va datora VMTG penalități, după cum urmează: a) începând cu prima de întârziere si până în ziua a 90-a: 0,00%/zi de întârziere din prețul contractului; b) începând cu ziua a 91-a și până și până la data remedierii efective: 0,10%/zi de întârziere din prețul contractului În nici un caz valoarea cumulată a penalităților nu va depăși 10% din valoarea Contractului. 10.6. Penalități plătibile de VMTG Executantul va putea solicita VMTG penalități pentru neplata/plata cu întârziere a ratelor lunare de plată a Chiriei în cuantum de 0.1% per zi de întârziere din suma datorată și neplătită."
Termene și modalități de plată	Termenele și modalitățile de plată au fost stabilite în conformitate cu Art. 2 din Contract: "2.1. Contractul intră în vigoare de la data emiterii de către VMTG a unui ordin de începere a contractului ("Ordin de Începere"). 2.2. Termenul locațiunii SRM-urilor va începe la data la care s-au îndeplinit cumulativ următoarele: a) A fost emis de către VMTG Ordinul de Începere a Contractului și b) A fost semnat de către Parți un Proces Verbal de predare-primire în forma convenită de Părți, prin care se va confirma livrarea și recepția SRM-urilor în amplasamentele indicate în Anexa 3. 2.3. Contractul va înceta la expirarea a 12 luni calculate de la data începerii termenului de locațiune (în continuare "Termenul locațiunii"), cu excepția cazului când Părțile vor conveni prelungirea termenului locațiunii prin Act adițional."
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. 820L/22.07.2020 pentru luna august 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	1.007.097,00 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) în situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției; și/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenții este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16
	(1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanții financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare
	în acest sens. 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 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 plăți 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, opțiunea 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.
	Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor
	bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată;
	c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare.

corespunzător. ART. 24 contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite și să primească o sumă determinată în funcţie de tariful transport rezervată de acesta. şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract. ART. 6 alocărilor finale. capacitatea rezervată. caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. contract. întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: întocmită în baza alocărilor finale; Termene și modalități de plata 101 din Codul reţelei, după caz; punct de ieşire din SNT. capacităţii pentru aceeaşi perioadă; de regularizare a plății, întocmită în baza alocării finale. ART. 7	Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
		(2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării
		pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum
		(1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un (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 (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârșitul lunii de prestare a serviciilor, o factură (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 24/21.08.2020 (perioada 1 octombrie 2020 - 1 octombrie 2021)
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent
Valoarea contractului	125.254.495,47 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte părți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1), OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreate de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul Capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard&Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) în situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. ART. 17 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(3) Garanţia financiară de plată 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 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opțiunea 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) In 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15.
	ART. 20 (1) Garanţia de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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.
	(2) In cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată:
	a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat
	să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2).
	(3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2).
	(4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere.
	(5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligațiile care nu au fost respectate.
	(6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui garanția în termen de 5 zile de la executare.
	Penalități: ART. 23
	(1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1),
	atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate,
	egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzută în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în
	termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei
	de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer al capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
l ermene și modalitați de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacității de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr. 1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare"), după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacității rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantități de gaze naturale care depășește capacitatea rezervată de UR într-un punct de intrare în SNT. (6) In situaţia în care UR optează pentru plata în avans, OTS emite şi transmite UR, 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (5) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
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. 90/21.08.2020 (perioada 1 octombrie 2020 - 1 octombrie 2021)
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT

18.894.707,13 Iei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei) Valoarea contractului Creanțe reciproce Garanții: ART. 14 celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului reţelei.	Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
face dovada ratingului de creditare. favoarea OTS dacă: derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: anexa nr. 4); şi/sau Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau ziua emiterii garanției. Garanții constituite, penalități stipulate de cele trei agenții este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 vor solicita și explica UR în formă scrisă. în acest sens. ART. 17 serviciului de transport. de utilizare. ajungerea lui la termen. capacitate, opțiunea de plată în avans.		(1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din (2) OTS acceptă scrisoare de garanție bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate (1) în situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 zile lucrătoare înainte de începerea perioadei de prestare a (2) Nivelul garanţiei financiare de plată constituite de UR va fi egal cu valoarea medie a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade (3) Garanția financiară de plată conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport și își încetează valabilitatea în a 60-a zi calendaristică de la încetarea contractului prin (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 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(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) In 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15. ART. 20
	(1) Garanţia de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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. (2) In cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat
	să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2).
	(3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2).
	(4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere.
	(5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate.
	(6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui garanţia în termen de 5 zile de la executare. Penalități:
	ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1),
	atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei;
	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligației de plată;
	c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător.
	ART. 24 În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menționate la alin. (1) și (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depășire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, și/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacității rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi	Contract nr. 17T/21.08.2020 pentru trimestrul IV 2020
natura contractului Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Valoarea contractului	965.919,05 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) În situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanție bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) în situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. ART. 17 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (3) Garanția financiară de plată 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 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opţiunea de plată în avans.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15. ART. 20
	(1) Garanţia de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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. (2) In cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la
	art. 17 alin. (2). (3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2). (4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile
	contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere. (5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) în situația executării garanției parțial sau total, UR are obligația de a reconstitui garanţia în termen de 5 zile de la executare. Penalități:
	ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenței;
	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligației de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) în cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător.
	ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract. (5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacității rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și S.N.G.N. ROMGAZ S.A.
Data încheierii şi	Contract nr. 885L/19.08.2020 pentru luna septembrie 2020
natura contractului Obiectul Contractului	prestarea serviciilor lunare de transport aferent punctelor de ieșire din SNT

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
Valoarea contractului	1.038.870,00 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) în vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) In scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) În situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de: a) scrisoare de garanție bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); si/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) În situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. ART. 18 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puțin 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) Garanția financiară de plață conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport și își 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.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(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) In 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. Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage:
	a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenței;
	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligației de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu
	preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24
	In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacității rezervate și neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum și orice alte obligații stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată.
	(3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) și (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, și/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT. (6) In 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 capacității pentru aceeași 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. şi ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI S.A. (în insolvență)
Data încheierii și natura contractului	Contract nr. 47/21.08.2020 (perioada 1 octombrie 2020 - 1 octombrie 2021)
Objectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	37.478.410,97 lei - Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) în situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanției. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenții este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare
	în acest sens. ART. 17 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (3) Garanţia financiară de plată 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 opțiunea de a constitui o garanție pentru prestarea serviciului de
	transport prin efectuarea de plăţi în avans. În acest sens, UR declară OTS, în scris, în termen de maximum 7 zile lucrătoare de la terminarea 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15. ART. 20
	(1) Garanţia de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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 a termen. (2) In cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2). (3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2).

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere. (5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) în situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui garanția în termen de 5 zile de la executare.
	Penalități:
	ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage:
	a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu
	preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii
	obligației de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător.
	ART. 24 In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului.
	ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta.
	(2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum și orice alte obligații stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacității de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum și tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza
	tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport și de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei.
	(4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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 sfârșitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și ELECTROCENTRALE CONSTANȚA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 48/21.08.2020 (perioada 1 octombrie 2020 - 1 octombrie 2021)
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor anuale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	1.476.928,99 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) În vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agențiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) în situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării și să facă dovada îndeplinirii obligațiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii
	Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din
	ziua emiterii garanţiei.
	(2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenții este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16
	(1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relația comercială cu UR. Cerințele pentru o garanție sau plată în avans se vor solicita şi explica UR în formă scrisă.
	(2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situaţia în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens.
	ART. 17 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare.
	(3) Garanţia financiară de plată 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 opțiunea de a constitui o garanție pentru prestarea serviciului de transport prin efectuarea de plăţi în avans. În acest sens, UR declară OTS, în scris, în termen de maximum 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opțiunea 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) In 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15. ART. 20
	(1) Garanția de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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. (2) In cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2).
	(3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2).

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere. (5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui garanţia în termen de 5 zile de la executare. Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1),
	atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării
	termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligației de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24
	In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25 (1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful
	pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite și să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum şi tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul reţelei, şi/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Parti contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și ELECTROCENTRALE CONSTANȚA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 7T/21.08.2020 pentru trimestrul IV 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire din SNT
Valoarea contractului	407.213,05 lei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) In vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parți o garanție în conformitate cu prevederile Codului rețelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) în situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanţia financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); şi/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; şi/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din
	ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenţii este publicată pe pagina de internet a OTS.
	ART. 16 (1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este
	în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. ART. 17
	(1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie
	a facturilor lunare estimate pentru serviciile de transport aferente următoarei perioade de utilizare. (3) Garanția financiară de plață conform alin. (2) este valabilă începând cu ziua bancară precedentă datei de început a prestării serviciului de transport și își 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 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opțiunea 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) In 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. (8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15. ART. 20
	(1) Garanţia de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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.
	(2) In cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2).
	(3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2).

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplineşte cu întârziere. (5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui
	garanția în termen de 5 zile de la executare. Penalități: ART. 23
	(1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage:
	a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenţei;
	b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligației de plată;
	c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzator. ART. 24
	In cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta.
	(2) In cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situația în care OTS nu își îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacităţii de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum şi tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacității de transport neasigurată, stabilită în baza
	tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul
	contract.

	Datele Contractului Clauze contractuale prevăzute în contract
	(5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul rețelei, și/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacităţii suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieșire din SNT. (6) In 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 capacității 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. ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi ucrătoare. (2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.
Părți contractante	încheiat între S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. și COMPLEXUL ENERGETIC HUNEDOARA S.A. (în insolvență)
Data încheierii şi natura contractului	Contract nr. 190T/12.05.2020 pentru trimestrul III 2020
Obiectul Contractului	prestarea serviciilor trimestriale de transport aferent punctelor de ieșire în SNT
Valoarea contractului	322.472,41 Iei – Valoarea estimată a actului juridic cu TVA (lei)
Creanțe reciproce
Garanții constituite, penalități stipulate	Garanții: ART. 14 (1) în vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale, fiecare parte va constitui în favoarea celeilalte parţi o garanţie în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) în scopul îndeplinirii obligaţiei prevăzute la alin. (1) din prezentul articol OTS va face dovada ratingului de creditare. (3) UR este exceptat de la obligaţia de a constitui garanţia financiară de plată în favoarea OTS dacă: a) face dovada unui rating de creditare, emis de una dintre agenţiile de rating agreată de OTS sau cel puţin la acelaşi nivel cu cel acordat OTS, valabil pe perioada derulării prezentului contract; b) plăteşte în avans contravaloarea serviciilor de transport. (4) In situaţia în care, pe durata prezentului contract, se schimbă fie nivelul de rating acordat UR, fie agenţia agreată de OTS, UR este obligat să notifice OTS în termen de 3 zile lucrătoare de la producerea modificării şi să facă dovada îndeplinirii obligaţiilor privind garanţiile cuprinse în prezentul capitol în termen de cel mult 5 zile lucrătoare de la data producerii modificării. ART. 15 (1) Garanția financiară de plată este prezentată de către UR sub formă de:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	a) scrisoare de garanţie bancară în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei (conform modelului prevăzut în anexa nr. 4); și/sau b) cont garantat (depozit colateral) în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei; și/sau c) cont escrow în lei sau echivalentul în euro la cursul Băncii Centrale Europene din ziua emiterii garanţiei. (2) OTS acceptă scrisoare de garanţie bancară eliberată de către o bancă care are rating emis de una dintre agenţiile de rating: Standard & Poors, Moody's sau Fitch, cel puţin la nivel de "investment grade". Echivalenţa dintre nivelurile de rating acordate de cele trei agenții este publicată pe pagina de internet a OTS. ART. 16 (1) In situaţia în care UR face dovada bonităţii conform art. 14 alin. (3) lit. a), OTS poate cere, în anumite cazuri justificate, constituirea unei garanţii financiare de plată în conformitate cu prevederile art. 15 sau plata în avans a obligaţiilor de plată care decurg din relaţia comercială cu UR. Cerinţele pentru o garanţie sau plată în avans se vor solicita și explica UR în formă scrisă. (2) Pentru serviciile de transport este considerat caz justificat situația în care UR este în întârziere de plată pentru o sumă de cel puţin 10% din valoarea ultimei facturi sau din valoarea obligaţiilor de plată parţiale, după ce a fost primită de la OTS o notificare în acest sens. ART. 17 (1) UR are obligaţia să prezinte OTS garanţia financiară de plată în suma prevăzută la alin. (2), cu cel puţin 5 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 medie a facturilor 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 7 zile lucrătoare de la terminarea perioadei de rezervare de capacitate, opțiunea 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) In 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.
	(8) UR poate renunţa la opţiunea privind plata în avans, condiţionat de constituirea unei garanţii financiare de plată în condiţiile art. 14 alin. (3) sau art. 15.
	ART. 20 (1) Garanția de plată emisă conform art. 17 alin. (1) 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. (2) In cazul în care nivelul garanţiei financiare de plată: a) scade cu mai mult de 5% sub nivelul precizat la art. 17 alin. (2), UR este obligat să suplimenteze nivelul garanţiei financiare în mod corespunzător; b) se situează cu mai mult de 5% peste nivelul precizat la art. 17 alin. (2), OTS este obligat să restituie UR diferenţa dintre nivelul efectiv al garanţiei şi cel precizat la art. 17 alin. (2). (3) Ajustarea nivelului garanţiei de plată se face în termen de cel mult 5 zile lucrătoare
	de la data la care s-a înregistrat diminuarea/majorarea faţă de nivelul stabilit conform art. 17 alin. (2).

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(4) OTS are dreptul de a emite pretenţii asupra garanţiei prevăzute în prezentul articol în limita prejudiciului creat dacă UR nu îşi îndeplineşte integral sau parţial obligaţiile contractuale sau le îndeplinește cu întârziere. (5) Anterior emiterii unei pretenţii asupra garanţiei, OTS are obligaţia de a notifica UR, precizând obligaţiile care nu au fost respectate. (6) Notificarea privind executarea garanţiei va fi transmisă pe fax de către OTS, în termen de 24 ore de la expirarea perioadei prevăzută la art. 23 alin. (1) lit. a). (7) In situaţia executării garanţiei parţial sau total, UR are obligaţia de a reconstitui garanţia în termen de 5 zile de la executare. Penalități: ART. 23 (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la art. 7 alin. (1), atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul dobânzii de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 91-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, sau până la executarea garanţiei prevăzute în contract, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată la data scadenţei; b) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 90 de zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată; c) limitarea/întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare în care suma aferentă dezechilibrelor UR depăşeşte valoarea garanţiilor pentru echilibrare. (2) In cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de grație este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. ART. 24 În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervate şi neutilizate, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate și aceea a încetării contractului. ART. 25
	(1) UR este îndrituit să solicite şi să primească o sumă determinată în funcţie de tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. (2) în cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS nu îşi îndeplineşte obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract.
Termene și modalități de plata	ART. 6 (1) UR va plăti OTS contravaloarea capacității de transport rezervate, stabilită în baza tarifului de rezervare de capacitate, aplicabil la momentul în care poate fi utilizată capacitatea rezervată, precum şi tariful aferent componentei volumetrice, aplicabil în aceeași perioadă, pentru cantitatea de gaze naturale transportată, stabilită în baza alocărilor finale. (2) OTS va plăti UR contravaloarea capacităţii de transport neasigurată, stabilită în baza tarifului de neasigurare capacitate aplicabil la momentul în care UR nu a putut utiliza capacitatea rezervată. (3) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului de transport şi de sistem, suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (4) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr.1 la prezentul contract.

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute în contract
	(5) OTS va transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport, facturi separate (denumite în continuare "facturi lunare") întocmite pe baza alocărilor finale, după caz: a) o factură aferentă serviciilor de transport, prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate,
	calculată în conformitate cu prevederile art. 99 din Codul rețelei, și/sau a contravalorii tarifului pentru neasigurarea capacităţii rezervate, calculată în conformitate cu prevederile art. 101 din Codul reţelei, după caz; c) o factură aferentă contravalorii capacității suplimentare, calculată în conformitate cu prevederile art. 51 din Codul reţelei, rezultată în urma nominalizării de către UR a unei cantităţi de gaze naturale care depăşeşte capacitatea rezervată de UR într-un punct de ieşire din SNT. (6) In 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 capacității rezervate, calculată pentru perioada lunii de prestare a serviciilor, la care se adaugă valoarea componentei volumetrice, calculată la nivelul contractual al capacității pentru aceeași perioadă; (ii) în termen de 15 zile lucrătoare de la sfârșitul lunii de prestare a serviciilor, o factură de regularizare a plăţii, întocmită în baza alocării finale.
	ART. 7 (1) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (ii) se face în termen de 90 zile calendaristice de la data emiterii facturilor. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare.
	(2) Plata contravalorii facturilor prevăzute la art. 6 alin. (6) pct. (i) se realizează până la data de începere a prestării serviciului de transport în baza facturii de avans emise în acest sens.

În conformitate cu prevederile art. 234 alin. 1, lit. i) din Regulamentul ASF nr. 5/2018, Transgaz a raportat în anul 2020 următoarele acte juridice a căror valoare depaseste 10% din cifra de afaceri neta aferenta anului financiar 2019:

Datele Contractului	Clauze contractuale prevăzute in contract
Parti contractante	Contract incheiat intre SNTGN Transgaz SA si Banca Transilvania
Data incheierii si natura contractului	Contract de imprumut incheiat in data de 15 iulie 2020
Obiectul Contractului	Acoperirea necesarului de capital de lucru
Valoarea imprumutului	300.000.000 Lei
Durata contractului	2 ani
Parti contractante	Contract incheiat intre SNTGN Transgaz SA si Banca Comerciala Romana
Data incheierii si natura contractului	Contract de imprumut din 28 octombrie 2020
Obiectul Contractului	Finantarea a doua dintre proiectele investitionale ale SNTGN Transgaz SA, respectiv Dezvoltari ale Sistemului National de Transport in zona de Nord-Est a Romaniei (Onesti - Gheraesti - Letcani) si Interconectarea Sistemului National de Transport cu conducta de transport international a gazelor naturale T1 si reverse flow Isaccea Faza II (Onesti - Silistea)
Valoarea imprumutului	360.000.000 Lei
Durata contractului	13 ani

8.2 Activitatea pe piața de capital

SNTGN TRANSGAZ SA, 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 în Top 10 tranzacţionare la Bursa de Valori București, în funcție de valoarea tranzacționată. De asemenea, în luna decembrie 2020 Transgaz s-a situat pe locul 9 în Top 15 companii listate, în funcție de capitalizarea bursieră.

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

În conformitate cu prevederile Hotărârii nr. 4 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din data de 27.04.2020, Societatea Națională de Transport Gaze Naturale Transgaz SA efectuează plata dividendelor aferente exercițiului financiar 2019 prin intermediul Depozitarului Central SA și Banca Transilvania, agentul de plată desemnat, începând cu data de 17 iulie 2020 (data plății), pentru acționarii înregistrați la data de înregistrare 26 iunie 2020, valoarea dividendului brut/acțiune fiind de 15,47 lei.

Acțiunea TGN

În anul 2020, în contextul pandemiei provocată de apariția virusului SARS Cov-2, prețul de închidere al acțiunii TGN a urmat un trend descendent, cu valori inferioare celor din anul 2019, maximul perioadei fiind înregistrat în prima zi de tranzacționare din anul 2020, respectiv de 357,50 lei/acțiune.

În ultima zi de tranzacționare a lunii ianuarie 2020 prețul de închidere al acțiunii TGN a fost de 330,50 lei/acțiune, cu 0,15% mai mult decât la sfârșitul lunii ianuarie 2019. Apoi, în cursul lunilor februarie și martie prețul de închidere al acțiunii TGN a urmat un trend descendent, cu valori sub cele ale anului 2019, înregistrând la sfârșitul lunii februarie valoarea de 297,00 lei/acțiune, iar la data de 31.03.2020 valoarea de 240,00 lei/acțiune, cu 29% mai puțin față de perioada similară a anului precedent.

Ulterior, pe parcursul lunilor aprilie și mai, pe fondul așteptării investitorilor privind aprobarea de către AGA a valorii dividendului aferent anului financiar 2019, prețul de închidere al acțiunii TGN a înregistrat un trend ascendent, însă cu valori inferioare celor din 2019.

În luna iunie, după data de înregistrare pentru plata dividendelor aferente anului financiar 2019, respectiv 26 iunie 2020, pe fondul ex-datei de dividend, acțiunea TGN a înregistrat o scădere comparativ cu lunile anterioare, atingând prețul de 292,00 lei/acțiune. Apoi, pe fondul publicării rezultatelor financiare aferente primului semestru al anului 2020, prețul de închidere al acțiunii Transgaz a înregistrat o creștere de 6% în luna august, comparativ cu luna precedentă, urmată de scăderea până la valoarea de 284,00 lei/acțiune în luna septembrie.

În ultimul trimestru al anului 2020, prețul de închidere al acțiunii TGN a oscilat în jurul valorii de 286 lei/acțiune, înregistrându-se o scădere medie de 21% comparativ cu valorile atinse în intervalul similar al anului 2019.

330,50		341,00 339,00 355,00 370,00 360,00 360,00 351,50 365,00 369,00 369,50							360,00
330,00	297,00	240,00	268,00	300,00	292,00	277,00 293,00 284,00 285,00 290,00			283,00
ıan.	feb.	mar. apr. apr.			mai iun. iul.		aug. sept.	oct. noi. noi. dec.
				Close price TGN 2019 - Close price TGN 2020

Grafic 46-Prețul de închidere TGN în perioada 01.01.2020-31.12.2020 vs. 01.01.2019-31.12.2019

Valorile tranzacțiilor și volumele tranzacționate au evoluat similar pe parcursul anului 2020, înregistrând în principal valori superioare comparativ cu aceeași perioadă a anului 2019. Maximele perioadei au fost atinse în data de 17.09.2020, cu un volum de 127.156 acțiuni tranzacționate și o valoare de 36.748 mii lei, datorate tranzacției deal, constând în rearanjarea de portofoliu a acționarului Dedeman, respectiv transfer de la Dedeman SRL către Pavăl Holding.

În contextul pandemiei generate de Covid-19, prețul acțiunii TGN a scăzut în anul 2020, ceea ce a avut o influență pozitivă asupra lichidității acțiunii, astfel că volumul anual al tranzacțiilor efectuate a înregistrat o valoare superioară comparativ cu anul precedent, respectiv 1.051.616 acțiuni tranzacționate pe parcursul anului 2020 față de 447.082 acțiuni tranzacționate pe parcursul anului 2019. Valoarea anuală a tranzacțiilor cu acțiuni TGN a evoluat similar cu volumele tranzacționate, înregistrând în anul 2020 valoarea de 300 mil. Iei, comparativ cu 157 mil, lei în anul 2019.

Principalele evenimente corporative care au influențat prețul acțiunii în anul 2020

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

Data			DIVY	EPS
31.12.2020	20	057	5.47	29.58
31.12.2019		855	h 114	42 10

*valori raportate la data de 31 decembrie 2020, respectiv 31 decembrie 2019

În perioada încheiată la 31 decembrie 2020, indicatorul bursier P/BV (raportul prețului pe valoarea contabilă a unei acțiuni) a înregistrat o ușoară scădere comparativ cu anul 2019, indicând faptul că acțiunea TGN este subevaluată 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 31.12.2019, este cauzată de valoarea mai mică a dividendului aferent anului financiar 2019, respectiv 15,47 lei/acțiune (conf. AGOA nr. 4 din 27 aprilie 2020) față de 21,66 lei/acțiunedividend brut aferent anului financiar 2018 (conf. AGOA din data de 06.06.2019).

De asemenea, din datele prezentate se poate observa că EPS (profitul pe acțiune) a înregistrat la data de 31.12.2020, o scădere față de aceeași perioadă a anului 2019, înregistrând valoarea de 29,58.

Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz comparativ cu cei ai companiilor similare din Europa, la începutul anului 2021, este următoarea:

Compania		P/E	P/BV	EV/EBITDA
Enagas	Spania	11,30	1,50	9,20
SNAM Rete Gas	Italia	13,30	2,40	12,60
Fluxys	Belgia	29,46	3,70
Media			2,53
Transgaz	Romania		0,90
Premium /Discount			-64,47%

Sursa: Bloomberg la data de 24.01.2021

Tabel 47-Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz comparativ cu companii similare din Europa

Capitalizarea bursieră

Capitalizarea bursieră a companiei la data 31.12.2020 a fost de 3,33 miliarde lei (~684 mil. euro), respectiv cu 906 milioane lei (~ 203 milioane euro) sub nivelul înregistrat la 31.12.2019.

	Anul 2020		Anul 2019
Moneda	03.01.2020	31.12.2020	03.01.2019	31.12.2019
LEI	4.209.149.230	3.331.997.852	3.696.987.016	4.238.583.840
EURO	880.777.842	683.570.871	792.392.622	887.011.372
Curs Euro/BNR	4.7789	4,8744	4,6656	4.7785

Astfel, urmare a valorii capitalizării bursiere înregistrate de către companie în luna decembrie 2020, Bursa de Valori București a clasat Transgaz pe poziția a 9-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 2020

TGN VERSUS BET-BK

Grafic 50-Evoluția acțiunii TGN comparativ cu indicii bursieri BET, BET-NG și BET-BK în anul 2020

După cum se poate observa, pe întreaga perioadă a anului 2020, acţiunea TGN a avut o evoluţie similară cu cea a principalilor indici bursieri, dar cu valori inferioare acestora.

8.3 Politica cu privire la dividend

În anul 2020, valoarea dividendelor aferente anului financiar 2019 s-a determinat în baza prevederilor O.G. nr. 64 din 30 august 2001 privind repartizarea profitului la societățile naționale, companiile naţionale şi societăţile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome în condițiile aplicării cotei de 50,02608% la repartizarea profitului sub formă de dividende.

Astfel, în conformitate cu prevederile Hotărârii nr. 4 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din data de 27.04.2020, Societatea Națională de Transport Gaze Naturale Transgaz SA efectuează plata dividendelor aferente exercițiului financiar 2019 prin intermediul Depozitarului Central SA și Banca Transilvania, agentul de plată desemnat, începând cu data de 17 iulie 2020 (data plății), pentru acționarii înregistrați la data de înregistrare 26 iunie 2020, valoarea dividendului brut/acțiune fiind de 15,47 lei.

Până la sfârșitul anului 2020, societatea a plătit acționarilor dividende nete aferente anului financiar 2019 în valoare de 179.071.499,76 lei pentru un număr de 11.703.065 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 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, iar în data de 10 iulie 2019, urmare a încheierii unui contract de publicare și supraveghere a ratingului obținut, Agenția Internațională de Rating Fitch a făcut public la solicitarea Transgaz, ratingul acordat companiei, respectiv 'BBB-' cu Perspectivă Stabilă, în data de 17.07.2019.

În data de 8 iulie 2020, Agenția de Rating Fitch a reconfirmat ratingul acordat companiei, respectiv 'BBB-' cu Perspectivă Stabilă, rating care 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 sușinut 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.

8.4 Fuziuni sau reorganizări semnificative

În anul 2020 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 participația 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 și 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 obligatii 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 și 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 lași—Ungheni pe teritoriul Moldovei.

9. MANAGEMENTUL SOCIETĂȚII

9.1 Oblective strategice privind administrarea sntgn Transgaz Sa în PERIOADA 2017-2021

Urmărind atingerea deplină a dezideratelor propuse și 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 al 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 obiecții de acțiune noi specifice activității societății în contextul actual.

Structurate în funcţie de cele patru perspective ale Balance Score Card (BSC), direcţiile 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 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: Menținerea echilibrului financiar și a stabilității operaționale Directii 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.

9.2 Managementul executiv

Membrii conducerii executive au încheiate contracte individuale de muncă pe perioade nedeterminate. Personalul de conducere şi execuţie din cadrul Transgaz este numit, angajat şi concediat de directorul general.

Conform informațiilor deținute nu există vreun acord, înțelegere sau legătură de familie între persoanele menţionate şi o altă persoană datorită căreia acestea au fost numite ca membrii ai conducerii executive.

Membrii conducerii executive a companiei care dețin acțiuni Transgaz la data de 31.12.2020:

Nr. crt.	Nume şi prenume	Functia	Număr acţiuni la 31.12.2020	Cota de participare (%)
	Lupean Marius	Director	20	0,000169
2	Tătaru Ion	Director	25	0,000212
3	Comanita Adela	Director	P	0,000059
4	Şai Alexandru	Director	10	0,000084
5	Nita Viorel	Director	5	0,000042

Tabel 48- Membrii conducerii executive a Transgaz, care deţin acţiuni la companie la data de 31.12.2020

Nr. Departament/Direcţie Functia Nume şi prenume crt Administrator executiv Director 1. Sterian Ion SNTGN Transgaz SA General Director / cu delegare atributii Departament Proiectare Cercetare Leahu Mihai Leontin 2. Director General Adjunct SNTGN Transgaz SA 3. Târsac Grigore Director General Adjunct Director / cu delegare atributii luga Alexandru Departamentul Logistică 4. Director General Adjunct Departament Economic 5. Lupean Marius Vasile Director Economic

Conducerea executivă a societăţii la 31.12.2020:

SNTGN TRANSGAZ SA – Raportul administratorilor consolidat pentru anul 2020

6.	Ghidiu Elisabeta	Director	Departament Strategie si Management Corporativ
7.	Tataru lon	Director	Departament Dezvoltare
8.	Stroia Gheorghe Marius	Director	Departament Operare
9.	Cosma Emil Florin	Director	Departament Exploatare și Mentenanță
10.	Beldiman lon	Director	Departament Management Energetic, Automatizări și SCADA
11.	Luca Bogdan Avram	Director	Departamentul Achiziții Sectoriale și Contractari
12.	Mates Angela Aneta	Director	Departament Organizare, Resurse Umane
13.	Sârbu lonel	Director	Departamentul Reglementări și Formalități Terenuri
14.	Sasu Elena	Director	Direcția Buget, Finanțe
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 Bugetara
18.	Mihai Cornel	Director	Direcția Activități Corporative și Reprezentare
19.	Oniga Ciprian	Director	Direcția Proiecte Speciale și Suport Tehnic
20.	Banu Larisa	Director	Direcția Operare PVT
21.	Bunea Florin	Director	Dispeceratul National de Gaze Naturale
22.	Rău loan	Director	Direcția Comerciala
23.	Şai loan Alexandru	Director	Directia Masurare Calitate Gaze Naturale
24.	Dragoman Irina Georgiana	Director	Direcția Reglementări Gaze Naturale
25.	Barbu Viorel	Director	Directia Reabilitare SNT
26.	Petrescu Monica Alexandra	Director	Direcția Achiziții Proiecte Speciale
27.	Grajdan Vasilica	Director	Direcția Organizare și Planificare Resurse Umane
28.	Ene Alin	Director	Direcția Inspecție Generală
29.	Codreanu Liudmila Gabriela	Director	Direcția Audit Intern
30.	Constantin Razvan Anghel	Director	Directia Management Administrativ
31.	Drăghici Aurelian	Director	Direcția Analiză, Verificare și Avizare Projecte
32.	Achim Viorel Ciprian	Director	Direcția Mediu, Protecție și Securitate
33.	Lupu Emil	Director	Direcția Arheologică
34.	lancu Cristina Daniela	Director	Direcția Asistență Juridică Proiecte

35.	Vlahbei Andra loana	Director adjunct	Direcția Reglementări Gaze Naturale
36.	Voican Nicolae Adrian	Șef serviciu cu atributii Director sucursală	Sucursala Medias
37.	Velicea Angela	Director economic	Sucursala Medias
38.	Gurgu Victorel	Director exploatare / cu delegare atribuții Manager proiect UMP	Exploatarea Teritorială București
39.	Alexandru lonel	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	Exploatarea 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 49-Conducerea executivă a SNTGN Transgaz SA la 31.12.2020

10. DESCĂRCAREA DE GESTIUNE A ADMINISTRATORILOR

În temeiul art. 55 şi art. 56 din OUG 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, administratorii SNTGN Transgaz SA supun aprobării Adunării Generale a Acţionarilor, Raportul consolidat al administratorilor pe anul 2020.

În baza următoarelor prevederi legale:

• Art. 111 alin (2) lit.(d); 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

administratorii societății supun aprobării Adunării Generale a Acționarilor, descărcarea de gestiune pentru activitatea desfăşurată în anul 2020, 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:

INSTRUMENTAR METODOLOGIC Analiza Sistemul de Instrumente Raport lunar diagnostic, Sistemul de privind economicoindicatori de vizualizare Planuri/ Şedinţa/ Delegarea/ control intern a datelor si activitate financiară şi ai Comitete Programe Dezbaterea managerial informațiilor desfășurată strategic performanţei bugetară

LĂPUȘAN REMUS GABRIEL - Administrator neexecutiv- Președințe al Consiliului de Administrație

Ul NO

ION STERIAN – Administrator executiv - Director general

PETRU ION VĂDUVA - Administrator neexecutiv

BOGDAN GEORGE ILIESCU - Administrator neexecutiv

MINEA NICOLAE - Administrator neexecutiv

LISTĂ TABELE

Tabel 1-Structura Acționariatului la 31.12.2020
Tabel 2 – Indicatori standard de performanţă consolidaţi 2020 vs. 2019 …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Tabel 3- Evoluția principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2020
Tabel 4- Evoluția indicatorilor de profitabilitate, risc și gestiune în perioada 2017-2020
Tabel 5 – Evoluţia indicatorilor standard de performanţă în 2020 vs. 2019
Tabel 6- Evoluția principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2020
Tabel 7 - Evoluția indicatorilor de profitabilitate, risc și gestiune în perioada 2017-2020
Tabel 8 –Indicatorilor cheie de pentru calculul componentei variabile a remuneraţiei în anul 2020 realizat vs buget 2020
Tabel 9-Indicatori cheie de performanță nefinaciari pentru calculul componentei variabile a remunerației în anul
2020
Tabel 10- Gradul de realizare a proiectelor majore din Planul de dezvoltare pe 10 ani…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Tabel 11 -Principalele componente ale SNT la 31.12.2020
Tabel 12 - Principalele componente ale SNT la 31.12.2020, din perspectiva duratei de funcţionare
Tabel 13- Evoluţia cantităţilor de gaze naturale, transportate şi a consumului de gaze în SNT………………… 93
Tabel 14- Cantităţile de gaze naturale cu titlu de consum de gaze în SNT realizate vs. programate în perioada 2017- 2020
Tabel 15 - Situaţia contracte prin proceduri de achiziţie (proceduri simplificate/licitaţii deschise/NFIPPCOJ în perioada 01.01- 31.12.2020
Tabel 16 - Situația contractelor în achiziții directe în perioada 01.01-31.12.2020
Tabel 17- Situația poziției financiare consolidații la 31 decembrie 2020 vs 31 decembrie 2019
Tabel 18-Situația contului de profit și pierdere consolidat 2020 vs 2019
Tabel 19 - Situația fluxurilor de trezorerie consolidate - 2020 vs 2019 ------------------------------------------------------------------------------------------------------
Tabel 20 - Rezultatele financiare consolidate 2020 vs.2019
Tabel 21- Situația poziției financiare a societății la 31 decembrie 2020 vs 31 decembrie 2019 …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Tabel 22-Situaţia contului de profit şi pierdere individual 2020 vs 2019
Tabel 23- Veniturile activității de exploatare- Realizări 2020 vs 2019
Tabel 24- Cheltuieile activității de exploatare realizate 2020 vs 2019 ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Tabel 25 - Situația fluxurilor de trezorerie individuale - 2020 vs 2019 ------------------------------------------------------------------------------------------------------
Tabel 26 - Rezultatele financiare 2020 vs.2019 -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Tabel 27- Rezultate financiare 2020 vs.Buget 2020
Tabel 28 - Realizări 12 luni 2020 vs. realizări 12 luni 2020 vs. BVC 12 luni 2020 (%) 134 Tabel 29 - Realizări 2020 vs. Plan de administrare 2020
Tabel 30 - Gradul de realizare al indicatorilor standare 2020 vs Plan de administrare 2017-2021.
Tabel 31- Realizarea indicatorilor de profitabilitate, risc și gestiune în 2017 - 2021
Tabel 32-Cerințe instruire 2020
Tabel 33- Evoluția numărului medioada 2017-2020 aprobată în componenta de management148
Tabel 34- Evoluția numărului de angajați în perioada 2017-2020
Tabel 35- Evoluția numărului mediu de angajați în anul 2020 ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Tabel 36- Evoluţia structurii pe categorii de studii în perioada 2017-2020
Tabel 37 - Lucrări estimate a fi validate în anul 2020 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Tabel 38- Evoluția numărului de personal în cadrul Vestmoldtransgaz 2017-2020
Tabel 39- Situația cursurilor de calificare/perfecționare organizate în anul 2020 …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Tabel 40- Situația cursurilor de calificare/perfecționare plătite în anul 2020
Tabel 41- Situația cursurilor de calificare/perfecționare pentru angajații în perioada 2017-2020
Tabel 42- Situația numărului de personal care au participat la calificare/perfecționareîn perioada 2017- 2020
Tabel 43- Situația bugetului de sponsorizare 2020-BVC 2020
Tabel 44- Situația bugetului de sponsorizare 2020 și a sumelor bugetate/acordate până la 31.12.2020 …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Tabel 45-Monitorizarea infografică a știrilor privind activitatea Transgaz - 2020 vs. 2019
Tabel 46 -Estimări ale indicatorilor cheie de performanță nefinaciari pentru calculul componentei variabile a
remuneraţiei
Tabel 47-Valoarea indicatorilor bursieri la nivelul Transgaz companii similare din Europa………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Tabel 48- Membrii conducerii executive a Transgaz, care dețin acțiuni la companie la data de 31.12.2020
Tabel 49-Conducerea executivă a SNTGN Transgaz SA la 31.12.2020

LISTĂ GRAFICE

Grafic 1- Profitul net 2017-2020 (mil lei)
Grafic 2 -Cifra de afaceri 2017-2020 (mil lei)
Grafic 3- Evoluția veniturilor și profitului din exploatare, înainte de activitatea de construcții conform cu IFRIC12 în perioada 2017-2020 (mii lei) ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 4-Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2020 (mii lei) ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 5-Evoluţia cheltuielilor de investiţii şi reabilitare în perioada 2017-2020 (mii lej)
Grafic 6- Evoluția indicatorilor de profitabilitate în perioada 2017-2020
Grafic 8-Profitul net 2017-2020 (mii lei) Grafic 7 -Cifra de afaceri 2017-2020 (mii lei)
Grafic 9- Evoluția veniturilor și profitului din exploatare, înainte de activitatea de echilibrare si de
construcții conform cu IFRIC12 în perioada 2017-2020
Grafic 10-Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2017-2020 ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 11-Evoluţia cheltuieilor de investţii şi reabilitare în perioada 2017-2020 (mii lei)……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 12-Evoluţia indicatorilor de profitabilitate în perioada 2017-2020
Grafic 13-Evoluţia indicatorilor de lichiditate în perioada 2017 - 2020
Grafic 14- Ponderea principalilor utilizatori ai SNT în perioada 01 ianuarie -31 decembrie 2020
Grafic 15- Cantităţile de gaze naturale, transportate şi consumul de gaze în SNT
Grafic 16- Evoluţia cantităţilor de gaze naturale și transportate și a consumului de gaze în SNT
Grafic 17- Evoluţia ponderii consumului de gaze în SNT în total gaze vehiculate în perioada 2017-2020
Grafic 18- Nivelul consumului de gaze în SNT total programat-2020
Grafic 19-Stadiul PMDI-ianuarie 2020
Grafic 20-Stadiul PMDI 2020-decembrie 2020
Grafic 21 - PRRASM 2020 - Reparații și reabilitare SNT -Stadiu Ianuarie 2020
Grafic 22 - PRRASM 2020 - Reparații și reabilitare SNT -Stadiu Decembrie 2020
Grafic 23 - Gradul de influența al factorii
Grafic 24-PRRASM 2020-Servicii de asigurare a mentenanței SNT-ianuarie 2020
Grafic 25- PRRASM 2020-Servicii de asigurare a mentenanței SNT-decembrie 2020 ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 26-Situaţia procedurilor de achiziţii la 31.12.2020
Grafic 27-Situatia achiziţiilor directe la 31.12.2020
Grafic 28-Situația procedurilor PAAS pentru Moldova la 31.12.2020
Grafic 29-Situaţia procedurilor PAAS pentru BRUA la 31.12.2020
Grafic 30-Situaţia procedurilor PAAS TransGasFormation 2020 la 31.12.2020
Grafic 31 - Rezultate financiare consolidate 2020 vs. 2019 (mii lei)
Grafic 32- Rezultate financiare consolidate 2020 vs. 2019 (%)
Grafic 33 - Rezultate financiare 2019 vs. 2018 (mii lei)
Grafic 34- Rezultate financiare 2020 vs. 2019 (%)
Grafic 35- Realizări 12 luni 2020 vs. realizări 12 luni 2019 și realizări 12 luni 2020 vs. BVC 2020
Grafic 36 - Ponderea consumului de gaze în SNT în total gaze naturale vrin SNT în perioada 2013-2020148
Grafic 37- Evoluţia numărului de angajaţi în perioada 2017-2020 aprobat vs realizat
Grafic 38- Evoluţia numărului de angajaţi-în anul 2020 vs. 2019
Grafic 39- Evoluţia structurii pe categorii de studii în perioada 2017-2020 ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 40- Situaţia bugetului de sponsorizare pe anul 2020 și a sumelor bugetate/acordate până la 31.12.2020 157
Grafic 41-Ponderea știrilor pozitive, negative privind activitatea Transgaz-în anul 2020 …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 42-Distribuția știrilor pozitive privind activitatea Transgaz în anul 2020
Grafic 43-Monitorizarea știrilor funcție de tema abordată în anul 2020 …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 44-Monitorizarea lunară a știrilor funcție de tema abordată în anul 2020 …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Grafic 45-Ponderea știrilor funcție de tema abordată în anul 2020
Grafic 46-Preţul de închidere TGN în perioada 01.01.2020-31.12.2019-31.12.2019
Grafic 47-Volum tranzacții TGN în perioada 01.01.2020 - 31.12.2019 - 31.12.2019 - 31.12.2019 -
Grafic 48-Valoare tranzacții TGN-mil lei în perioada 01.01.2020-31.12.2019-31.12.2019-
Grafic 49 - Evoluţia capitalizării bursiere a Transgaz la data de 31.12.2019
Grafic 50-Evoluția acțiunii TGN comparativ cu indicii bursieri BET, BET-BK în anul 2020

LISTĂ FIGURI

Figura 1-Harta Proiectelor majore din SNT
Figura 2 - Punctele de interconectare ale sistemului românesc de
Figura 3-Harta proiectului major de dezvoltare al coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Faza 1
Figura 4-Harta proiectului major de dezvoltare al coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Faza II
Figura 5- Harta proiectului major de dezvoltare pentru preluarea gazelor de la ţărmul Mării Negre prin extinderea32

,都

Figura 6- Harta proiectului major de dezvoltare pentru interconectarea SNT cu conducta de transport internaţional35
Figura 7-Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României
Figura 8-Dezvoltare BRUA faza III
Figura 9-Dezvoltări ale SNT la Marea Neagră
Figura 10-Interconectarea SNT cu Serbia pe direcția Recaș-Mokrin
Figura 11-Modernizare SMG Isaccea 1 și Negru Vodă 1
Figura 12- Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale România ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Figura 13- Dezvoltarea/Modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale
Figura 14- Creșterea capacității de transport gaze naturale a interconectării
Figura 15- Eastring
Figura 16 - Modernizare SMG Isaccea 2 și SMG Negru Voda 2 în vederea realizării curgerii bidirecționale pe conducta
T2 ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Figura 17- Modernizare SMG Isaccea 3 și SMG Negru Vodă 3 în vederea realizării curgerii bidirecționale pe conducta
T3
Figura 18 - Interconectarea SNT la Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
Figura 19-Harta Sistemului Național de Transport al Gazelor Naturale…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Figura 20-Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT
Figura 21 -Indicatori de performanță………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Figura 22 -Structura organizatorică a Sistemului de control intern/managerial din cadrul SNTGN Transgaz SA 163
Figura 23- Evoluția gradului de conformitate a SCI/M la nivelul SNTGN Transgaz SA în perioada 2013-2020
Figura 24-Evoluția gradului mediu de implementare a standardelor sistemului de control intern/managerial, la nivelul
societății, anii 2017, 2018, 2019, 2020

SOCIETATEA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE "TRANSGAZ" S.A.

SITUAȚII FINANCIARE CONSOLIDATE PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2020

ÎNTOCMITE ÎN CONFORMITATE CU STANDARDELE INTERNAȚIONALE DE RAPORTARE FINANCIARĂ ADOPTATE DE UNIUNEA EUROPEANĂ

SITUAȚII FINANCIARE

CUPRINS	PAGINA
Situația consolidată a poziției financiare	1 - 2
Situația consolidată a rezultatului global	3
Situaţia consolidată a modificărilor capitalurilor proprii	ব
Situația consolidată a fluxurilor de trezorerie	5
Note la situaţiile financiare consolidate	6 - 83

SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A POZIŢIEI FINANCIARE (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)

Nota 31 decembrie 2020 31 decembrie 2019

ACTIV
Active imobilizate
Imobilizări corporale	7	731.437.847	622.962.093
Drepturi de utilizare a activelor luate in leasing	9	19.192.069	9.359.179
Imobilizări necorporale	9	3.931.692.560	3.058.597.272
Fond comercial	10	9.082.127	9.775.599
Creanțe comerciale și alte creanțe	12	1.364.268.828	723.921.414
Impozit amanat	18	4.985.106
		6.060.658.537	4.424.615.557
Active circulante
Stocuri	11	194.141.876	494.614.492
Creanțe comerciale și alte creanțe	12	677.396.485	524.500.459
Numerar și echivalent de numerar	13	289.452.040	352.985.119
		1.160.990.401	1.372.100.070
Total activ		7.221.648.938	5.796.715.627
CAPITALURI PROPRII ȘI DATORII
Capitaluri proprii
Capital social	14	117.738.440	117.738.440
Ajustări ale capitalului social la hiperinflaţie	14	441.418.396	441.418.396
Primă de emisiune	14	247.478.865	247.478.865
Alte rezerve	15	1.265.796.861	1.265.796.861
Rezultatul reportat	15	1.693.268.334	1.699.175.132
Diferențe de conversie din consolidare		(19.432.339)	3.668.307
		3.746.268.557	3.775.276.001
Datorii pe termen lung
Imprumuturi pe termen lung	16	1.593.385.489	661.062.420
Provizion pentru beneficiile angajaților	21	118.611.004	119.858.608
Venituri înregistrate în avans	17	1.043.635.227	647.728.922
Impozit amânat de plată	18		8.071.065
Datorii comerciale și alte datorii	19	16.482.440	53.278,838
		2.772.114.160	1.489.999.853

Notele alăturate de la 1 la 33 sunt parte integrantă din aceste situații financiare

SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A POZIŢIEI FINANCIARE (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)

		Nota 31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Datorii curente
		434.132.013	432.292.265
Datorii comerciale și alte datorii	19	69.030.913	22.186.786
Venituri înregistrate în avans
Provizion pentru riscuri și cheltuieli	20	75.794.781	72.239.710
Imprumuturi pe termen Scurt	16	121.410.422	2.867.580
Provizion pentru beneficiile angajaților	21	2.898.092	1.853.432
		703.266.221	531.439.773
Total datorii		3.475.380.381	2.021.439.626
Total capitaluri proprii și datorii		7.221.648.938	5.796.715.627

Avizate şi semnate în numele Consiliului de Administraţie la data de 22 martie 2021 de către:

Președinte Consiliul de Aministrație Lăpușan Remus Gabriel Diregto Denera NSGE 32/30 JADOD

Director Economic Lupean Marius

Notele alăturate de la 1 la 33 sunt parte integrantă din aceste situaţii financiare

SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A REZULTATULUI GLOBAL (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)

		Anul încheiat la	Anul încheiat la
	Nota	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Venituri din activitatea de transport intern		1.150.464.877	1.192.597.737
Venituri din activitatea de transport internațional		114.222.513	327.696.392
Alte venituri	22	73.327.808	55.630.757
Venituri din exploatare înainte de echilibrare și
de activitatea de construcții conform cu IFRIC12		1.338.015.198	1.575.924.886
Amortizare	7,9	(248.718.205)	(195.700.887)
Cheltuieli cu angajații	24	(434.561.188)	(415.818.106)
Consum gaze SNT, materiale și consumabile utilizate		(115.609.386)	(99.266.835)
Cheltuieli cu redevente		(107.760.493)	(151.374.380)
Intreţinere şi transport		(30.406.540)	(29.899.092)
Impozite și alte sume datorate statului		(71.869.930)	(111.290.048)
Venituri/ (Cheltuieli) cu provizioane pentru
riscuri și cheltuieli		(6.121.086)	(49.818.887)
Alte cheltuieli de exploatare	23	(158.473.942)	(181.453.361)
Profit din exploatare înainte de echilibrare și de
activitatea de construcții conform cu IFRIC12		164.494.428	341.303.290
Venituri din activitatea de echilibrare		199.239.242	324.687.807
Cheltuieli cu gazele de echilibrare		(199.239.242)	(324.687.807)
Venituri din activitatea de construcții conform cu
IFRIC12	32	1.587.548.396	868.356.796
Costul activelor construite conform cu IFRIC12	32	(1.587.548.396)	(868.356.796)
Profit din exploatare		164.494.428	341.303.290
Venituri financiare	25	68.929.384	101.618.158
Cheltuieli financiare	25	(33.871.638)	(30.778.655)
Venituri financiare, net		35.057.746	70.839.503
Profit înainte de impozitare		199.552.174	412.142.793
Cheltuiala cu impozitul pe profit	18	(34.327.858)	(70.748.512)
Profit net aferent perioadei		165.224.316	341.394.281
Diferențe de conversie		(19.432.339)	3.668.307
Rezultatul pe acțiune, de bază și diluat
(exprimat în lei pe acţiune)	28	14,03	29,00
(Castig)/Pierdere actuariala aferenta perioadei		7.341.946	(4.636.774)
Rezultatul global total aferent perioadei		153.133.924	340.425.814

Președinte Consiliul de Administrație Lăpușan Remus Gabriel

Director Economic Lupean Marius

Notele alăturate de la 1 la 33 sunt parte integrantă din aceste situații financiare

SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)						RANSGA
	Nota	Capital social	Ajustări ale capitalului social	emisiune Primă de	Alte rezerve	reportat Rezultatul	proprii capitaluri Total
Sold la 1 ianuarie 2019, retratat		117-738.440	441.418.396	247.478.865	1.265.796.861	1.636.830-544	3.709.263.106
Câștigul/pierderea actuarială aferentă perioadei Pierdere din ajustarea impozitului amânat Diferențe de conversie din consolidare Profit net aferent perioadei, raportat Dividende aferente anului 2018	15					(19.391.459) (4.636.774) (255.021.461) 3.668.307 341.394.281	3.668.307 (255.021.461) (19.391.459) (4.636.774) 341.394.281
Sold la 31 decembrie 2019		117.738.440	441-418-396	247.478.865	1.265.796.861	1.702.843.439	3.775.276.001
Câştigul/(pierderea)actuarială aferentă perioadei Diferențe de conversie din consolidare Profit net aferent perioadei raportat Dividende aferente anului 2019	15					165.224.316 7.341.946 (182.141.367) (19.432.339)	7.341.946 (182.141.367) 165.224.316 (19.432.339)
Sold la 31 decembrie 2020		40 117.738.4	441.418.396	247.478.865	1.265.796.861	1.673.835.995	3.746.268.557
la 33 sunt parte integrantă din aceste situații financiare Președinte Consiliul de Administrație Lăpuşan Remus Gabriel Director St						Director Economic Lupean Marius	(4)

SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE TREZORERIE (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)

		Anul încheiat la Nota 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Numerar generat din exploatare	26	387.454-357	413.207.215
Dobânzi platite		(3.667.607)
Dobânzi primite		2.104.548	2.066.705
Impozit pe profit platit		(61.436.932)	(69.822.103)
Intrări de numerar net generat din activitatea de exploatare		324.454.366	345.451.817
Flux de trezorerie din activități de investiții
Plăţi pentru achiziţia de imobilizări
corporale și necorporale		(1.499.119.494)	(1.026.337.953)
Incasări din cedarea de imobilizări corporale		214.050	146.396
Investitii financiare/ participatii			(70.432)
Numerar din taxe de racordare și fonduri nerambursabile		252,243.711	151.274.740
Numerar net utilizat în activități de
investiții		(1.246.661.733)	(874.987.249)
Flux de trezorerie din activități de finanțare Contribuții ale asociaților
Trageri împrumuturi pe termen lung		745.338.331	423.477.000
Ramburări împrumuturi termen lung		(2.785.320)
Trageri credit pentru capital de lucru		299.720.329
Dividende plătite		(183.867.440)	(255.942.380)
Numerar net utilizat în activităţi de
finanţare		858.405.900	167.534.620
Diferența de conversie Modificarea netă a numerarului şi		268.388	3.668.307
echivalentului de numerar		(63.801.467)	(358.332.505)
Numerar și echivalent de numerar la început de an	O	352.985.119	711.317.624
Numerar și echivalent de numerar la sfârşit de perioadă	O	289.452.040	352.985.119
Președinte Consiliul de Administrație
Lăpușan Remus Gabriel
QUMAN etor Gen Di iah 1992 S			Director Economic Lupean Marius
1 la 33 sunt parte integrantă din aceste situatii financiare.

estii în la 33 sunt parte integrantă din aceste situaţii financiare.

(5)

NOTE LA SITUAŢIILE FINANCIARE CONSOLIDATE (exprimate în lei, dacă nu se specifică contrariul)

INFORMAȚII GENERALE 1.

Societatea Națională de Transport Gaze Naturale - SNTGN Transgaz SA ("Societatea") are ca activitate principală transportul gazelor naturale. De asemenea, Societatea întreţine şi exploatează sistemul naţional de transport al gazelor naturale şi desfăşoară activităţi de cercetare şi proiectare în domeniul transportului de gaze naturale. La 31 decembrie 2020, acţionarul majoritar al Societăţii este Statul român, prin Secretariatul General al Guvernului.

Societatea a fost înfiinţată în mai 2000, în urma mai multor reorganizări ale sectorului de gaze din România; predecesoarea sa a făcut parte din fostul monopol naţional de gaz SNGN Romgaz SA ("Societatea predecesoare") care a fost reorganizată în baza Hotărârii Guvernului 334/2000.

Sectorul de gaze este reglementatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei" - "ANRE". Principalele responsabilităţi ale ANRE sunt următoarele:

• emiterea sau retragerea licenţelor pentru companiile care operează în sectorul gazelor naturale;
• publicarea contractelor cadru de vânzare, transport, achiziţie şi distribuţie a gazelor naturale;
• stabilirea criteriilor, cerinţelor şi procedurilor legate de selecţia consumatorilor eligibili;
• stabilirea criteriilor de fixare a preţurilor şi a metodelor de calcul pentru sectorul de gaze naturale.

Societatea are sediul social în Piaţa C.I. Motaş nr. 1, Mediaş, România.

Din ianuarie 2008, Societatea este listată la Bursa de Valori Bucureşti, la categoria întâi a pieţii, sub simbolul TGN

La data de 18 decembrie 2017 s-a constituit Societatea cu Răspundere Limitată EUROTRANSGAZ SRL Chişinău (EUROTRANSGAZ S.R.L.), în Republica Moldova. În relatia cu EUROTRANSGAZ S.R.L., SNTGN Transgaz SA Mediaş este asociat unic, în baza Hotărârii A.G.E.A nr.10/12 decembrie 2017, privind înființarea acestei societăți.

Obiectul principal de activitate al EUROTRANSGAZ constă în:

1. Producerea gazelor naturale; transportul gazelor naturale; distribuţia gazelor naturale; stocarea gazelor naturale; furnizarea gazelor naturale

2. Transporturi prin conducte

3. 1. Depozitări
4. 1. Activităţi de consultantă pentru afaceri şi management.

Capitalul social al EUROTRANSGAZ S.R.L. la 31 decembrie 2020 este în suma de 1.170.997.657 lei moldoveneşti (echivalent în RON de 269.914.960 lei), şi este deţinut în totalitate de SNTGN Transgaz SA Medias - fondatorul Societății, ca și asociat unic.

Prin HCA din martie 2018 s-a aprobat semnarea Contractului de vanzare cumparare a I.S Vestmoldtransgaz și achitarea prețului ofertat pentru privatizare și toate taxele și impozitele aferente procesului de privatizare.

NOTE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE (exprimate în lei, dacă nu se specifică contrariul)

INFORMAȚII GENERALE (CONTINUARE) 1.

Situaţiile financiare vor fi autorizate pentru publicare la data de 22 martie 2021. Situaţiile financiare nu se modifică după publicare.

În baza Hotărârii nr.39/05.09.2019 Consiliului Consiliului de Administraţie al SNTGN Transgaz S.A a aprobat împuternicirea administratorilor Eurotransgaz (ETG) de a înregistra contractul de vânzare-cumpărare și transferul dreptului de proprietate asupra complexului patrimonial unic IS "Vestmoldtransgaz" și de asemenea efectuarea oricăror acţiuni necesare pentru realizarea procedurii de reorganizare a Vestmoldtransgaz ( VTMG) în societate cu răspundere limitată.

CADRUL OPERATIONAL AL SOCIETĂȚII 2.

România

Continuarea de către autoritățile române a reformelor economice reprezintă o necesitate pentru consolidarea cadrului macrofinanciar intern. Se creează astfel premisele gestionării adecvate a unor eventuale evoluţii nefavorabile apărute în cazul în care aversiunea ridicată faţă de risc ar reveni pe piețele financiare internaționale. Performanțele pozitive înregistrate de economia românească trebuie întărite prin aplicarea unui mix consecvent de politici. In acest context putem observa că:

(i) Conform publicației Comisia Europeană a publicat previziunile economice din iarna anului 2021, potrivit cărora PIB-ul României va creşte cu 3,8% în 2021, respectiv cu 4% în 2022. În noiembrie 2020, Comisia Europeană preconiza pentru economia românească un avans de 3,3% în 2021, şi de 3,8% în 2022. La nivelul zonei euro, economia va creşte cu 3,8 % atât în 2021, cât şi în 2022, iar la nivelul statelor UE, economia va creşte cu 3,7 % în 2021 şi cu 3,9 % în 2022.

Raportul Comisiei preconizează că economiile din zona euro şi din UE vor atinge nivelurile de productie anterioare crizei mai devreme decât se anticipase în previziunile economice din toamna anului 2020, în mare parte din cauza ritmului de creştere peste aşteptări preconizat în a doua jumătate a anului 2021 și în 2022. "După o creștere puternică în T3/ 2020, activitatea economică s-a redus din T4/2020, pe măsură ce al doilea val al pandemiei a declanşat noi măsuri de limitare a răspândirii virusului. Având în vedere că aceste măsuri sunt încă în vigoare, se preconizează că economiile UE şi din zona euro se vor contracta în primul trimestru al anului 2021", notează raportul Comisiei Europene.

Creşterea economică urmează să fie reluată în primăvară şi să se accelereze în timpul verii, pe măsură ce programele de vaccinare progresează şi măsurile de limitare a răspândirii virusului se vor relaxa treptat. Se preconizează, de asemenea, o îmbunătăţire a perspectivelor economiei mondiale pentru a sprijini redresarea economică, cu menţiunea că impactul economic al pandemiei rămâne inegal de la un stat membru la altul şi se preconizează, de asemenea, că ritmul redresării va varia în mod semnificativ. "Economia UE ar trebui să

NOTE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE (exprimate în lei, dacă nu se specifică contrariul)

CADRUL OPERAȚIONAL AL SOCIETĂȚII (CONTINUARE) 2.

revină la nivelurile PIB-ului dinainte de pandemie în 2022 - mai devreme decât se preconizase anterior - deşi producţia pierdută în 2020 nu va fi recuperată atât de repede, nici în acelaşi ritm în întreaga Uniune. Această previziune este supusă unor riscuri multiple, legate, de exemplu, de noile variante ale COVID-19 şi de situaţia epidemiologică globală. Pe de altă parte, impactul Next Generation EU ar trebui să ofere un impuls puternic economiilor celor mai afectate în următorii ani, care nu sunt încă integrate în proiecţiile de astăzi", spune Paolo Gentiloni, comisarul pentru economie.

În ceea ce privește inflația, în cazul României, în 2021 se va înregistra o ușoară creştere la 2,6%, fiind urmată de o ușoară scădere la 2,4% în 2022. În toamnă, CE prognoza o creştere a inflației de 2,5% pentru 2021 și de 2,4% pentru 2022.

(ii) În ședința din 15 ianuarie 2021 Consiliul de administrație al Băncii Naționale a României a hotărât:

•reducerea ratei dobânzii de politică monetară la nivelul de 1,25 la sută pe an, de la 1,50 la sută pe an, începând cu data de 18 ianuarie 2021;

• reducerea ratei dobânzii pentru facilitatea de depozit la 0,75 la sută pe an, de la 1,00 la sută pe an, şi a ratei dobânzii aferente facilităţii de creditare (Lombard) la 1,75 la sută pe an de la 2,00 la sută pe an;

•păstrarea nivelurilor actuale ale ratelor rezervelor minime obligatorii pentru pasivele în lei și în valută ale instituțiilor de credit;

(iii) Având în vedere Raportul BNR asupra inflației din noiembrie 2020 Rata anuală a inflaţiei IPC şi-a continuat şi în trimestrul III 2020 parcursul descendent observat de la începutul acestui an, plasându-se în luna septembrie în vecinătatea punctului central al țintei staționare, respectiv la valoarea de 2,45 la sută, comparativ cu 2,58 la sută în luna iunie. Tendința ușor dezinflaționistă a reflectat cu precădere efectele recoltei favorabile de legume și fructe din acest an pe plan local și comunitar.

În acelaşi timp, însă, suprapunerea şocurilor pe partea cererii şi a ofertei, cele din urmă asociate măsurilor adoptate în scopul ținerii sub control a pandemiei, a imprimat o tendință de stabilitate ratei anuale a inflației CORE2 ajustat, aceasta continuând să se situeze în jurul valorii de 3,7 la sută. Dată fiind traiectoria sub așteptări a prețurilor volatile, în luna septembrie, dinamica anuală a IPC s-a plasat cu 0,3 puncte procentuale sub nivelul din cea mai recentă proiecţie macroeconomică (Raportul asupra inflaţiei din august 2020). În același timp, pe parcursul trimestrului III, rata medie anuală a inflației IAPC s-a redus marginal comparativ cu media europeană, coborând până la nivelul de 2,8 la sută.

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

CADRUL OPERAȚIONAL AL SOCIETĂȚII (CONTINUARE) 2.

• (iv) Agenția de evaluare internațională Fitch a reconfirmat în data de 08. 07.2020, rating-ul "BBB-" cu perspectivă stabilă companiei Transgaz Mediaș (TGN), conform comunicatului remis Bursei de Valori Bucuresti (BVB). Ratingul confirmat 'BBB-' cu Perspectivă Stabilă "reflectă profilul solid al activității Transgaz în calitate de concesionar și operator al rețelei de transport gaze naturale din România, precum și preconizarea unei diminuări progresive a activităţii internaţionale de tranzit al gazelor care derivă din traseele tradiţionale. Ratingul este susținut de reglementările naționale privind transportul gazelor și așteptările noastre că o investiţie actuală semnificativă în coridorul Bulgaria-Austria (BRUA) va fi adăugată la Baza Reglementată a Activelor Transgaz (RAB) care stă la baza unor încasări viitoare", se arata în raportul agenției.
• (v) Conform unui comunicat pe 30 octombrie 2020 agenţia de evaluare financiară Fitch Ratings a confirmat ratingul suveran al României la "BBB minus" cu perspectivă negativă, aceasta fiind ultima notă din categoria "investment-grade", recomandat pentru investiţii. Potrivit Fitch, ratingul României este susținut de nivelul moderat al datoriei guvernamentale, precum şi de un PIB per capita şi indicatorii privind guvernanţa şi dezvoltarea umană, care sunt peste cele ale altor țări care beneficiază de un rating din categoria "BBB". Însă acestea puncte tari sunt contrabalansate de un deficit bugetar şi un deficit de cont curent mari comparativ cu ale altor ţări.

"Perspectiva negativă reflectă deteriorarea finanțelor publice din cauza unor politici prociclice din ultimii ani, precum şi impactul pandemiei de coronavirus asupra performanţelor economice şi fiscale. Deşi Fitch se aşteaptă ca economia să îşi revină începând din 2021, incertitudinea cu privire la evoluțiile polițice, combinată cu o nouă explozie a numărului de cazuri de infecţie, atât pe plan intern cât şi la nivel global, continuă să afecteze perspectiva economică şi fiscală. Istoricul slab în ceea ce priveşte consolidarea fiscală în pofida creşterii economice mari din ultimii ani, precum şi nivelul ridicat al rigidităţilor bugetare vor continua să reprezinte o provocare semnificativă la adresa finanțelor publice pe termen mediu" susţine Fitch Ratings.

La finalul anului 2019 leul a suferit deprecieri atât față de EURO ("EUR") cât și față de dolarul SUA ("USD"). Astfel față de sfârșitul anului 2018 leul s-a devalorizat cu 2,47% față de EUR (4,7793 la 31 decembrie 2019; 4,6639 la 31 decembrie 2018) și s-a depreciat 4,60% față de USD ( 4,2608 la 31 decembrie 2019 ; 4,0736 la 31 decembrie 2018).

CADRUL OPERAȚIONAL AL SOCIETĂȚII (CONTINUARE) 2.

La finalul anului 2020 leul a suferit deprecieri față de EURO ("EUR") și s-a apreciat față de dolarul SUA ("USD"). Astfel faţă de sfârşitul anului 2019 leul s-a devalorizat cu 1,89% faţă de EUR (4,8694 la 31 decembrie 2020; 4,7793 la 31 decembrie 2019) și s-a apreciat cu 6,92% față de USD ( 3,9660, la 31 decembrie 2020 ; 4,2608 la 31 decembrie 2019).

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE 3.

Principalele politici contabile aplicate la întocmirea prezentelor situaţii financiare sunt prezentate în continuare. Aceste politici au fost aplicate în mod consecvent pentru toate exerciţiile prezentate, exceptând cazurile în care se specifică contrariul.

Bazele întocmirii 2.1

Situaţiile financiare ale Societăţii au fost întocmite în conformitate cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană ("IFRS UE"). Situaţiile financiare au fost întocmite în baza convenţiei costului istoric, cu excepţia activelor financiare care sunt masurate la valoare justă prin contul de profit sau pierdere sau la valoare justă prin alte elemente ale rezultatului global.

Întocmirea situaţiilor financiare în conformitate cu IFRS UE necesită utilizarea unor estimări contabile critice. De asemenea, solicită conducerii să folosească raţionamentul în procesul de aplicare a politicilor contabile ale Societăţii. Domeniile care presupun un grad mai mare de raţionament sau complexitate, sau domeniile în care ipotezele şi estimările sunt semnificative pentru situaţiile financiare sunt prezentate în Nota 5.

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

Incepând cu anul 2018, ca urmare a achiziţionării Vestmoldtransgaz SRL din Moldova de către Eurotransgaz SRL, Transgaz, în calitate de societate-mamă depune situaţii financiare consolidate de grup includ și consolidarea Eurotransgaz SRL cu Vestmoldtransgaz SRL din Moldova.

Consolidarea Transgaz cu ETG-ul s-a făcut în trepte, respectiv consolidarea ETG cu VTMG în primă fază, urmată de consolidarea acestora în situaţiile financiare ale societăţii –mamă, Transgaz.

Situaţiile financiare anuale ale societăţilor nerezidente sunt convertite după metoda cursului de închidere care presupune că pentru bilanţ se utilizează cursul BNR emis la 31 decembrie 2020 ( curs de închidere) iar pentru contul de profit și pierdere exprimarea veniturilor și cheltuielilor s-a făcut la un curs mediu anual publicat de BNR pentru anul 2020. Utilizarea acestor cursuri diferite are drept consecință evidențierea unei diferențe de conversie.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

În conformitate cu Legea contabilității nr. 82/1991 republicată, cu modificări și completări și cu OMFP 2844/2016, cu modificări și completări, pentru aprobarea reglementărilor contabile coonforme cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară, societate-mamă trebuie să întocmească atât situații financiare proprii cât și situații financiare consolidate ale Grupului.

IFRS 10 stabilește modul de aplicare a principiului pentru a identifica dacă un investitor controlează o entitate în care s-a investit şi, prin urmare, trebuie să consolideze entitatea în care s-a investit si de asemenea stabile contabile pentru întocmirea situațiilor financiare consolidate.

Societatea mamă trebuie să întocmească situații financiare consolidate utilizând politici contabile uniforme pentru tranzacţii şi evenimente asemănătoare în circumstanţe similare. Consolidarea unei entități în care s-a investit trebuie să înceapă la data la care investitorul a obținut controlul și trebuie să înceteze când investitorul pierde controlul entității în care s-a investit.

Societatea mamă trebuie să prezinte interesele care nu controlează în situația poziției financiare consolidată, în cadrul capitalurilor proprii, separat de capitalurile proprii ale proprietarilor societăţii mamă. Modificările participațiilor unei societăți mamă în capitalurile proprii ale unei filiale care nu au drept rezultat pierderea controlului de către societatea mamă asupra filialei reprezintă tranzacţii de capitaluri proprii (adică, tranzacții cu proprietarii, în calitatea lor de proprietari).

Dacă o societate mamă pierde controlul asupra unei filiale, societatea mamă: (a) va derecunoaște activele şi datoriile fostei filiale din situaţia poziţiei financiare consolidate; (b) va recunoaşte orice investiție nerepartizată în fosta filială la valoarea justă a acesteia atunci când a pierdut controlul și va contabiliza ulterior aceste investiții și valorile datorate de sau către fosta filială în conformitate cu IFRS-urile relevante. Acea valoare justă trebuie considerată valoarea justă la momentul recunoaşterii inițiale a unui activ financiar în conformitate cu IFRS 9 sau, dacă este cazul, costul la recunoașterea inițială a unei investiții într-o entitate asociere în participație; (c) recunoaște câștigul sau pierderea asociate cu pierderea controlului, atribuibile fostului interes majoritar.

Situaţiile financiare consolidate încorporează situaţiile financiare ale Societăţii şi ale entităţii afiliate, EUROTRANSGAZ aflată sub controlul Societăţii combinând elementele similare de active , datorii, capitaluri proprii, cheltuieli și fluxurile de trezorerie ale societăţii mamă cu cele ale societăţii afiliate, compensând (eliminând) valoarea contabilă a investiţiei făcute de societatea-mamă în fiecare filială şi partea societăţii-mamă din capitalul propriu al fiecărei filiale şi eliminând în totalitate activele şi datoriile, capitalurile proprii, veniturile, cheltuielile și fluxurile de trezorerie din interiorul grupului care sunt aferente tranzacţiilor intra-grup.

O companie controlează o entitate în care s-a investit atunci când este expusă sau are drepturi la venituri variabile pe baza participării sale în entitatea în care s-a investit și are capacitatea de a influenţa acele venituri prin autoritatea sa asupra entităţii în care s-a investit. Prin urmare, principiul de control stabileşte următoarele trei elemente de control:

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

• 1. Autoritatea asupra entităţii în care s-a investit;
• 1. Expunerea sau drepturile variabile în baza participării în entitatea în care s-a investit; și
• 1. Capacitatea de a utiliza autoritatea asupra entităţii în care s-a investit pentru a influenţa valoarea rezultatelor investitorului.

Societatea prezintă investițiile în entitatea afiliată, în situațiile financiare individuale ca "Active financiare".

IFRS 3 impune dobânditorului, după recunoasterea activelor identificabile, a datoriilor și a tuturor intereselor care nu controlează să identifice orice diferenţe dintre:

a) Agregarea contraprestatiei transferate, orice interese care nu controlează în entitatea dobândita şi intr-o combinare de intreprinderi realizata in etape, valoarea justă de la data achiziţiei , a participaţiilor în capitalurile proprii ale entităţii dobândite deţinute anterior de către dobânditor si b) Activele identificabile nete dobandite;

În general diferenţa va fi recunoscută drept fond comercial. În conformitate cu IAS 36- Deprecierea activelor, fondul comercial dobândit într-o combinare de intreprinderi va fi testat pentru depreciere anual.

Proceduri de consolidare conform IFRS 10

Situatiile financiare consolidate:

-combină elementele similare de active, datorii, capitaluri proprii, venituri, cheltuieli și fluxuri de trezorerie ale societăţii mamă cu cele ale filialelor;

• compensează (elimină) valoarea contabilă a investiţiei făcută de societatea mamă în filială şi partea societăţii mamă din capitaluri proprii al filialei ; contabilizarea este conform IFRS 3;

• elimină în totalitate activele, capitalurile proprii, veniturile , cheltuielile și fluxurile de trezorerie din interiorul grupului care sunt aferente tranzacţiilor între entităţile grupului: profiturile sau pierderile rezultate din tranzacţiile în interiorul grupului care sunt recunoscute în active , precum stocurile și activele imobilizate sunt eliminate în totalitate.

Reglementări contabile aplicabile incepând cu anul 2016

Amendamente la diverse "Îmbunătăţiri ale IFRS (ciclul 2014-2016)" care rezultă din proiectul de îmbunătățire a IFRS (IFRS 1, IFRS 12 și IAS 28) cu scopul principal de a elimina inconsecvențele și de a clarifica anumite formulări (Amendamente la IFRS 12 sunt aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017 iar amendamentele la IFRS 1 și IAS 28 sunt aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018).

(a) Standarde și interpretări care au intrat în vigoare în anul 2017

Următoarele standarde şi amendamente ale standardelor existente, emise de Comitetul privind Standardele Internaționale de Contabilitate (International Accounting Standard Board – "IASB") şi adoptate de Uniunea Europeană (UE) au intrat în vigoare în anul 2017 :

Amendamente la IAS 12 "Impozitul pe profit"

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Recunoașterea activelor cu impozitul amânat pentru pierderile nerealizate (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017);

Amendamentele in Recunoasterea impozitelor amanate pentru activele nerealizate clarifica urmatoarele aspecte :

• Pierderile nerealizate din instrumentele de datorie masurate la valoarea justa si la cost in scop fiscal vor da nastere unei diferente temporale deductibile indiferent daca posesorul instrumentului de debit se asteapta sa recupereze valoarea contabila a instrumentului de debit prin vanzare sau prin utilizare.
• Valoarea contabilă a unui activ nu limitează estimarea unor profituri impozabile viitoare;
• • Estimările privind profiturile impozabile viitoare exclud deducerile de taxe rezultate din anularea diferenţelor impozabile temporale
• Entitate estimeaza un impozit amanat in combinatie cu alte impozite amanate. Acolo unde legislatia fiscala restrictioneaza utilizarea pierderilor fiscale, o entitate va estima un impozit amanat in combinatie cu alte impozite amanate de acelaşi tip.

Amendamentele sunt aplicabile pentru perioada începând cu sau după anul 2017. Aplicarea anterioara este permisă;

Amendamente la IAS 7 "Situațiile fluxurilor de trezorerie" - Inițiativa privind cerințele de prezentare (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017);

b) Standarde şi interpretări care au intrat în vigoare în anul 2018

La data raportării acestor situaţii financiare, următoarele standarde, revizuiri şi interpretări au intrat în vigoare:

IFRS 9 "Instrumente Financiare" – adoptate de UE pe 22 noiembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018); Inlocuiește IAS 39- Instrumente financiare, recunoastere si masurare;

IFRS o include cerințe privind instrumentele financiare, referitoare la recunoașterea, clasificarea și evaluarea, pierderile din depreciere, derecunoașterea și contabilitatea de acoperire împotriva riscurilor:

• Clasificarea şi evaluarea: IFRS 9 introduce o nouă abordare privind clasificarea activelor financiare și cuprinde trei categorii principale de active financiare: măsurate la cost amortizat, la valoare justă prin alte elemente ale rezultatului global, la valoare justă prin contul de profit sau pierdere. Clasificarea pe IFRS 9 este determinată de caracteristicile fluxurilor de numerar şi de modelul de business în cadrul căruia este deţinut un activ. Această abordare unitară bazată pe principii elimină categoriile de clasificare a activelor financiare din IAS 39: deținute până la scadență, credite și avansuri și active financiare disponibile în vederea vânzării. Noul model va determina de asemenea existența unui singur model de depreciere aplicabil tuturor instrumentelor financiare.

3.

Conform IFRS 9, derivativele în contracte, în care instrumentul gazdă este un instrument financiar în scopul acestui standard, nu sunt separate, ci întregul instrument hibrid este considerat pentru clasificare.

• Pierderi din depreciere: IFRS 9 introduce un model nou privind anticiparea pierderilor din depreciere, bazat pe pierderile așteptate, care va impune recunoașterea anticipată a pierderilor din deprecierea creanțelor. Standardul prevede ca entitățile să înregistreze pierderile anticipate din depreciere creanţelor din momentul recunoaşterii iniţiale a instrumentelor financiare şi totodată să recunoască pierderile anticipate din depreciere pe întreaga durată de viață a acestora. Valoarea pierderilor anticipate va fi actualizată pentru fiecare perioadă de raportare astfel încât să reflecte modificările în riscul de credit fată de recunoașterea iniţială.
• Depreciere: se aplica in cazul creantelor comerciale care nu contin o componenta de finantare se evalueaza la cost amortizat ( conditia este ca activele sa fie detinute in cadrul unui model de afacere al carui obiectiv este de a colecta fluxurile de trezorerie;
• Contabilitatea de acoperire: IFRS 9 introduce un model semnificativ îmbunătăţit privind contabilitatea de acoperire, ce cuprinde cerințe suplimentare a informațiilor privind activitatea de administrare a riscurilor. Noul model reprezintă o revizuire semnificativă a principiilor contabilității de acoperire, care permite alinierea tratamentului contabil cu activitățile de administrare a riscurilor.

IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienţii" cu amendamentele ulterioare" şi amendamente la IFRS 15 "Data efectivă a IFRS 15" – adoptate de UE pe 22 septembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018);

IFRS15 stabilește un model unic pentru entități în contabilizarea veniturilor rezultăbud din contractele cu clienții înlocuind următoarele și interpretări de la data intrării în aplicabilitate:

• IAS 18- Venituri;
• IAS 11- Contracte de construcţii
• IFRIC 13- Programe de fidelizare a clienţilor;

Standarde şi interpretări care vor intra în vigoare /aplicabile din anul 2019 sau la o dată viitoare

• IFRIC 15- Acorduri privind construcia propietăţilor imobiliare;
• IFRIC 18- Transferuri de active de la clienţi;
• SIC 31- Venituri- Tranzacţii barter care presupun servicii de publicitate

Principiul esenţial al IFRS 15 este că o entitate recunoaște venituri pentru a îlustra transferul bunurilor sau serviciilor promise către clienţi la o valoare care reflectă contraprestaţia la care entitatea se așteptă să aibă dreptul în schimbul acelor bunuri sau servicii. O entitate recunoaște

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

venituri în conformitate cu acest principiu esenţial prin aplicarea următorilor paşi: identificarea contractului; identificarea obligaţiilor de executare din contract; determinarea preţului tranzacţiei; alocarea preţului tranzacţiei pentru obligaţiile de executare din contract; recunoaşterea veniturilor atunci când ( sau pe măsură ce) îndeplinește o obligaţie de executare.

Veniturilor din prestări de servicii sunt recunoscute astfel:

• pe baza tarifelor reglementate de ANRE pentru servicii ferme/intreruptibile de transport al gazelor naturale prin Sistemul Național de Transport;
• pe baza tarifelor de transport aprobate de ANRE pentru rezervarea capacităţii de transport pe punctele de intrare/ieşire în/din conducta de transport gaze naturale Isaccea 2-Negru Vodă 2;
• pe baza tarifelor negociate în cadrul contractului de transport pentru rezervarea capacităţii de transport pe conducta de transport gaze naturale Isaccea 3-Negru Vodă 3;
• prin licitație, pe Platforma Regională de Rezervare a Capacității (RBP) pentru tranzacționarea capacităţii grupate şi negrupate în punctele de interconectare transfrontalieră cu sistemele de transport din țări membre ale Uniunii Europene,
• pe baza tarifelor reglementate pentru activitățile conexe celei de operare a sistemului de transport al gazelor naturale;
• preţurilor determinate în baza reglementărilor ANRE pentru activitatea de echilibrare și neutralitate în cadrul prestării serviciului de transport;
• -

Pentru bunurile dezvoltate în cadrul Acordului de concesiune, realizate cu forţe proprii, venitul se recunoaște la nivelul costurilor efectuate.

Amendamente la IAS 40 "Investiţii imobiliare" - Transferuri de investiţii imobiliare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018);

IFRIC 22 "Tranzacții cu valută și avansuri" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018); interpretarea se referă la determinarea datei tranzacţiei în vederea stabilirii cursului de schimb ce trebuie folosit la recunoaşterea iniţială a unui activ, a unei cheltuieli sau a unui venit(sau parte din acesta) la derecunoşterea unui activ ne-monetar sau a unei datorii nemonetare generate de o plată în avans în valută . IFRIC 22 nu oferă indicaţii privind definirea elementelor monetare şi ne-monetare. O plată sau o încasare în general duce la recunosterea unui activ/unei datorii ne-monetare, însă poate conduce şi la recunoşterea unui activ/unei datorii monetare.

La data raportării acestor situaţii financiare, următoarele şi interpetări nu sunt aplicabile, urmand a intra in vigoare începând cu sau după 1 ianuarie 2019:

• IFRS 16 "Leasing" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2019); La data aplicării, IFRS 16 va înlocui următoarele standarde și interpretări:

IAS 17 - Leasing;

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

• IFRIC 4- Determinarea măsurii în care un angajament coţine un contract de leasing;
• SIC 15- Leasing operaţional- Stimulente;
• SIC 27- Evaluarea fondului economic al tranzacţiilor care implică forma legală a unui contract de leasing.

IFRS 16 oferă un model de control pentru identificarea leasingului ( închirierilor) stabilind principii pentru recunoașterea, evaluarea și prezentarea contractelor de leasing, respectiv dreptul de a controla utilizarea unui activ identificat pentru o anumită perioadă de timp în schimbul unei contravalori. Dreptul de a controla utilizarea activului identificat există dacă clientul are dreptul de a obţine, în mare măsură, toate beneficiile economice și de asemenea, dreptul de a stabili modul și scopul în care este folosit activul respectiv.

IFRS 16 introduce modificative în contabilizarea leasingului, în special eliminând distincția între leasingul financiar și cel operațional și cere locatarului să recunoască un activ aferent dreptului de utilizare și o datorie aferenta închirierii, la data începerii contractului, cu excepţia închirierilor pe termen scurt sau în cazul închirierii unor active de valoare scăzută.

Începând cu 1 iunie 2020, IFRS 16 a fost modificat pentru a oferi un instrument practic pentru locatari care contabilizează concesiunile de chirie care apar ca o consecinţă directă a pandemiei COVID-19 și îndeplinesc următoarele criterii:

Modificarea plăţilor de leasing are ca rezultat o contraprestaţie revizuită pentru leasing, care este în mod substanțial aceeași sau mai mică decât contraprestația pentru leasingul imediat anterior schimbării; (b) Reducerea dacă plăţile de leasing afectează numai plăţile datorate iniţial la 30 iunie 2021 sau înainte de aceasta; și (c) Nu există nicio modificare substanțială a altor termeni și condiții ale contractului de închiriere.

Concesiunile de chirie care îndeplinesc aceste criterii pot fi contabilizate în conformitate cu oportunitatea practică, ceea ce înseamnă că locatarul nu evaluează dacă concesiunea de chirie îndeplineşte definiţia unei modificări a contractului de închiriere. Chiriaşii aplică alte cerinţe în IFRS 16 în contabilitatea concesiunii.

Amendamente la IFRS 2 "Plata pe bază de acțiuni" – Clasificarea și evaluarea tranzacțiilor cu plată pe bază de acţiuni (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după i ianuarie 2018);

• Amendamente la IFRS 4 "Contracte de asigurare" Aplicarea IFRS 9 Instrumente financiare împreună cu IFRS 4 Contracte de asigurare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018 sau la aplicarea pentru prima dată a IFRS 9 "Instrumente financiare");
• Amendamente la IFRS 10 "Situații financiare consolidate" și IAS 28 "Investiții în entități asociate și asocieri în participație"- Vânzarea de sau contribuția cu active între un investitor și entitățile asociate sau asocierile în participaţie ale acestuia şi amendamentele ulterioare (data intrării în vigoare a fost amânată pe perioadă nedeterminată, până când se va finaliza proiectul de cercetare privind metoda punerii în echivalență);

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

•IFRIC 23- "Incertitudine legată de tratamentele fiscale", a fost elaborat ca o interpretare privind IAS 12 Impozitul pe profit, pentru a specifica modul de prezentare a incertitudinii în ceea ce priveste contabilizarea impozitelor pe profit.

Comitetul pentru Interpretări IFRS a elaborat IFRIC 23 pentru a trata potenţialele neclarităţi legate de modul în care legislația fiscală se aplică unei anumite tranzacții sau circumstanțe ori de măsura în care o autoritate fiscală va accepta tratamentul fiscal utilizat de o companie. IAS 12 Impozitul pe profit specifică modul de contabilizare a impozitelor curente și amânate, dar nu și modul în care trebuie reflectate efectele incertitudinii.

In anul 2020 IASB finalizeaza amendamentele la IAS 1 și IAS 8 privind definiția "semnificativului" " Informaţia este importantă dacă omiterea, declaraţia greşită sau ascunderea acesteia ar putea, în mod rezonabil, să influențeze deciziile pe care utilizatorii principali ai declaraţiilor financiare cu scop general le iau pe baza acelei situaţii financiare, care oferă informaţii financiare despre o anumită entitate raportoare".

Noi standarde, interpetări și amendamente cu aplicabilitate ulterioară

Societatea a ales să nu aplice anticipat aceste standarde, interpetări și amendamente cu aplicabilitate ulterioară

Următoarele modificări sunt valabile pentru perioada care începe la 1 ianuarie 2022:

• Contracte oneroase - Costul îndeplinirii unui contract (Amendamente la IAS 37); • Imobilizări corporale: încasări înainte de utilizarea intenţionată (modificări la IAS 16); • Îmbunătăţiri anuale la standardele IFRS 2018-2020 (Amendamente la IFRS 1, IFRS 16 și IAS 41); și • Referințe la cadrul conceptual (Amendamente la IFRS 3).

Următoarele modificări sunt valabile pentru perioada care începe la 1 ianuarie 2023 Comitetul pentru standarde internaționale de contabilitate (IASB) a emis "Clasificarea pasivelor ca curente sau necurente (Amendamente la IAS 1)" oferind o abordare mai generală a clasificării pasivelor în conformitate cu IAS 1 pe baza acordurilor contractuale existente la raportare Data.

Modificările au fost iniţial valabile pentru perioadele de raportare anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2022. Cu toate acestea, în mai 2020, data efectivă a fost amânată la perioadele de raportare anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2023:

Modificările din Clasificarea pasivelor ca și curente (Amendamente la IAS 1) afectează doar prezentarea pasivelor în situația poziției financiare - nu cuantumul sau momentul recunoașterii oricărui activ, venituri sau cheltuieli sau informațiile pe care entitățile le prezintă despre aceste elemente.

Se clarifică următoarele :

Clasificarea pasivelor ca curente ar trebui să se bazeze pe drepturi care există la sfârşitul perioadei de raportare și se aliniază formularea în toate paragrafele aferente pentru a se face referire la "dreptul" de a amâna decontarea cu cel puţin douăsprezece luni şi se clarifică faptul că numai drepturile în vigoare "la sfârșitul perioadei de raportare" ar trebui să afecteze clasificarea unei datorii;

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Clasificarea nu este afectată de aşteptări cu privire la faptul că o entitate îşi va exercita dreptul de a amâna decontarea unei datorii;

Decontarea se referă la transferul către contrapartidă a numerarului, instrumentelor de capitaluri proprii, altor active sau servicii.

O entitate aplică prezenta interpretare pentru perioadele de raportare anuală care încep la 1 ianuarie 2019 sau ulterior acestei date. Aplicarea anterior acestei date este permisă.

Termenul "regim fiscal incert" desemnează un tratament fiscal în legătură cu care există o incertitudine referitoare la faptul că autoritatea fiscală competentă îl va accepta în temeiul legislației fiscal.

Raportarea pe segmente 3.2

Raportarea pe segmente de activitate se face într-un mod consecvent cu raportarea internă către principalul factor decizional. Principalul factor decizional operaţional operaţional, care este responsabil cu alocarea resurselor şi evaluarea performanţei segmentelor de activitate, a fost identificat ca fiind consiliul de administraţie care ia deciziile strategice.

Tranzacţii în monedă străină 3.3

Moneda funcţională a)

Elementele incluse în situaţiile financiare ale Societăţii sunt evaluate folosind moneda mediului economic în care operează entitatea ("moneda funcţională"). Situaţiile financiare sunt prezentate în leul românesc ("lei"), care reprezintă moneda funcţională şi de prezentare a Societății.

Nivelul de rotunjire utilizat în prezentarea situaţiilor financiare b)

În situaţiile financiare valorile sunt prezentate rotunjite la unităţi.

Tranzacţii şi solduri C)

Tranzacţiile în monedă străină sunt convertite în monedă funcţională folosind cursul de schimb valabil la data tranzacţiilor sau evaluării la data bilanţului. Profitul şi pierderea rezultate din diferenţele de curs de schimb în urma încheierii acestor tranzacţii şi din conversia la cursul de schimb de la sfârşitul perioadei de raportare a activelor monetare şi obligaţiilor denominate în monedă străină se reflectă în situaţia rezultatului global.

3.4 Contabilitatea efectelor hiperinflaţiei

România a trecut prin perioade de inflaţie relativ ridicată şi a fost considerată hiperinflaţionistă conform IAS 29 "Raportarea financiară în economiile hiperinflaţioniste". Acest standard impunea ca situaţiile financiare întocmite în moneda unei economii hiperinflaţioniste să fie prezentate în

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

termenii puterii de cumpărare la data de 31 decembrie 2003. Întrucât caracteristicile mediului economic din România indică încetarea hiperinflaţiei, începând cu 1 ianuarie 2004, Societatea nu mai aplică prevederile IAS 29.

Prin urmare, valorile raportate în termenii puterii de cumpărare la data de 31 decembrie 2003 sunt tratate ca bază pentru valorile contabile din aceste situaţii financiare.

Imobilizări necorporale 3.5

Programe informatice

Licenţele achiziţionate aferente drepturilor de utilizare a programelor informatice sunt capitalizate pe baza costurilor înregistrate cu achiziţionarea şi punerea în funcţiune a programelor informatice respective. Aceste costuri sunt amortizate pe durata de viaţă utilă estimată a acestora (trei ani). Costurile aferente dezvoltării sau întreţinerii programelor informatice sunt recunoscute ca şi cheltuieli în perioada în care sunt înregistrate.

Acordul de concesiune a serviciilor

Începând cu anul 2010, Societatea, a început să aplice IFRIC 12, Angajamente de concesiune a serviciilor, adoptat de către UE. Domeniul de aplicare al IFRIC 12 cuprinde: infrastructura existentă la momentul semnării acordului de concesiune şi, de asemenea, modernizările şi îmbunătăţirile aduse sistemului naţional de transport gaze naturale, care sunt transferate autorităţii de reglementare la sfârşitul acordului de concesiune.

Aşa cum este prezentat în Nota 8, Societatea are dreptul de a taxa utilizatorii serviciului public, şi, în consecinţă, un activ necorporal a fost recunoscut pentru acest drept.

Datorită faptului că Acordul de Concesiune a Serviciilor ("ACS") nu a avut substanţă comercială (adică nu a modificat nimic substanţial în modul în care Societatea a operat activele; fluxurile de numerar s-au modificat numai cu plata redevenţei, dar, pe de altă parte, tariful de transport a crescut pentru a acoperi redevenţa), activul necorporal a fost măsurat la valoarea netă rămasă a activelor derecunoscute (clasificate în situaţiile financiare ca şi imobilizări corporale la data aplicării IFRIC 12). În consecinţă, Societatea a continuat să recunoască activul, dar l-a reclasificat ca şi activ necorporal. Societatea a testat activele necorporale recunoscute la acea dată fără a identifica depreciere.

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

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

3.

Imobilizări corporale 3.6

Imobilizările corporale cuprind clădiri, terenuri, active folosite pentru activitatea de transport internațional nereglementată (eg. Conducte, compresoare, instalaţii de filtrare, dispozitive). Politica societății este de a reflecta imobilizările corporale la costul lor, minus orice amortizare acumulată și orice pierderi acumulate din depreciere

Clădirile cuprind în special clădiri auxiliare activelor operaţionale, un centru de cercetare şi clădiri de birouri.

Cheltuielile ulterioare sunt incluse în valoarea contabilă a activului sau recunoscute ca activ separat, după caz, doar când intrarea de beneficii economice viitoare pentru Societate asociate elementului este probabilă iar costul elementului respectiv poate fi evaluat în mod credibil. Valoarea contabilă a activului înlocuit este scoasă din evidenţă. Toate celelalte cheltuieli cu reparaţii şi întreţinere sunt recunoscute în situaţia rezultatului global în perioada financiară în care acestea apar.

Terenurile nu se amortizarea altor elemente de imobilizări corporale este calculată pe baza metodei liniare în vederea alocării costului lor mai puţin valoarea reziduală, pe parcursul duratei lor de viață utilă, după cum urmează:

Număr de ani

Clădiri	50
Active din sistemul de transport al gazelor	20
Alte mijloace fixe	4 - 20

Înainte de 31 decembrie 2008, costurile îndatorării erau suportate pe măsură ce apăreau. Începând cu 1 ianuarie 2009, costurile îndatorării care sunt atribuibile direct achiziţiei, construcţiei sau producţiei unui activ cu ciclu lung de producţie sunt capitalizate ca parte a costului respectivului activ. Costurile îndatorării care sunt atribuibile direct achiziţiei, construcţiei sau producţiei unui activ cu ciclu lung de producţie sunt acele costuri de îndatorare care ar fi fost evitate în cazul în care cheltuielile cu activul nu ar fi fost efectuate. În măsura în care fondurile sunt împrumutate special pentru obţinerea unui activ cu ciclu lung de producţie, valoarea costurilor îndatorării eligibile pentru capitalizarea activului în cauză este determinată prin costul real generat de acel împrumut în decursul perioadei, mai puţin veniturile din investiţiile temporare ale acestor împrumuturi. În măsura în care fondurile sunt împrumutate, în general, şi utilizate în scopul obţinerii unui activ cu ciclu lung de producţie, valoarea costurilor îndatorării eligibile pentru capitalizare este determinată prin aplicarea unei rate de capitalizare a cheltuielilor pentru acel activ.

Rata de capitalizare este media ponderată a costurilor îndatorării aplicabile împrumuturilor entităţii, care sunt scadente în decursul perioadei, altele decât împrumuturile făcute special pentru obţinerea activului cu ciclu lung de producție.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Consturile fondurilor împrumutate special pentru obţinerea unui activ cu ciclu lung de producţie (realizarea de investiţii) sunt capitalizate de societate asupra activului ca diferenţă între costurile actuale ale îndatorării suportate în legătură cu împrumutul respectiv în cursul perioadei și orice venituri din investiţii obţinute din investirea temporară a acelor împrumuturi.

Costurile îndatorării atribuibile angajamentului se recunosc drept cheltuială în perioada în care acestea sunt suportate, cu excepţia cazului în care operatorul deţine dreptul contractual de a primi o imobilizare necorporală, caz în care costurile îndatorării atribuibile unui acord sunt capitalizate pe parcursul etapei de elaborare a angajamentului.

Valorile reziduale ale activelor şi duratele de viaţă utilă sunt revizuite, şi ajustate în mod corespunzător, la sfârşitul fiecărei perioade de raportare.

Valoarea contabilă a unui activ este redusă imediat la valoarea recuperabilă dacă valoarea contabilă a activului respectiv este mai mare decât valoarea recuperabilă estimată (Nota 3.7).

Câştigurile şi pierderile rezultate în urma cedării sunt determinate prin compararea sumelor de încasat cu valoarea contabilă şi sunt recunoscute în situaţia rezultatului global în care a avut loc vânzarea.

Deprecierea activelor nefinanciare 3.7

Activele supuse amortizării sunt revizuite pentru identificarea pierderilor din depreciere ori de câte ori evenimente sau schimbări în circumstanţe indică faptul că valoarea contabilă nu mai poate fi recuperată.

Pierderea din depreciere este reprezentată de diferenţa dintre valoarea contabilă şi valoarea recuperabilă a activului respectiv. Valoarea recuperabilă este maximul dintre valoarea justă a activului minus costurile de vânzare şi valoarea de utilizare. O pierdere din depreciere recunoscută pentru un activ în perioadele anterioare este stornată dacă apar modificări ale estimărilor utilizate la determinarea valorii recuperabile a activului de la data la care a fost recunoscută ultima pierdere din depreciere. Pentru calculul acestei pierderi, activele sunt grupate până la cel mai mic nivel de detaliu pentru care pot fi identificate fluxuri independente de trezorerie (unităţi generatoare de numerar).

Activele nefinanciare care au suferit deprecieri sunt revizuite în vederea unei posibile stornări a deprecierii la fiecare dată de raportare.

Active aparținând domeniului public 3.8

În conformitate cu Legea Domeniului Public 213/1998, conductele pentru transportul gazelor sunt proprietate publică. Hotărârea de Guvern 491/1998, confirmată de Hotărârea de Guvern 334/2000, precizează că mijloacele fixe cu o valoare contabilă istorică statutară brută de 474.952.575 lei (31 decembrie 2017: 474.952.575 lei) reprezentând conducte de gaz, se află în administrarea

3. REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE)

Societăţii. Prin urmare, Societatea are dreptul exclusiv de utilizare a acestor active pe perioada concesionării şi le va restitui Statului la sfârşitul acestei perioade (vezi Nota 8). Societatea încasează cea mai mare parte din beneficiile asociate activelor şi este expusă celei mai mari părţi dintre riscuri, inclusiv obligaţia de a menţine activele reţelei pe parcursul unei perioade cel puţin egale cu durata de viaţă utilă rămasă, iar performanţele financiare ale Societăţii sunt direct influenţate de starea acestei reţele. Prin urmare, înainte 2010, Societatea a recunoscut aceste active ca imobilizări corporale, împreună cu o rezervă corespunzătoare în capitalurile proprii (vezi Nota 5.2).

Politicile contabile aplicate acestor active au fost aceleaşi cu cele aplicate imobilizărilor corporale ale Societăţii (Notele 3.7 şi 3.6).

Societatea a adoptat IFRIC 12 din 1 ianuarie 2010 şi a reclasificat aceste active şi îmbunătăţirile ulterioare ca active necorporale (cu excepţia conductelor pentru transport internaţional).

Începând cu 01.01.2018 a devenit aplicabil în Romania IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții". Acest standard înlocuieşte o serie de standarde mai vechi (cum ar fi IAS 11, IAS 18) și modifică IFRIC 12 aducând interpretări noi noțiunii de contract. Drept urmare societatea a înregistrat creanța actualizată aferentă valorii reglementate rămase neamortizate la sfârşitul acordului de concesiune ca o contraprestație și un activ necorporal la o valoare diminuată cu suma creanței actualizate.

În conformitate cu Legea Concesiunii Publice nr. 238/2004, este datorată o redevenţă pentru bunurile publice administrate de societăţi altele decât cele de stat. Rata redevenţei pentru utilizarea conductelor de transport al gazelor este stabilită de guvern. Începând din octombrie 2007, redevenţa a fost stabilită la 10% din venituri. Durata acordului de concesiune este de 30 de ani, până în 2032.

Ulterior intrării în vigoare a prevederilor art. 103 alin. 2 din Legea nr. 123/2012, începând cu 12 noiembrie 2020 redevența a fost stabilită la 0,4%, din serviciile de transport intern și internațional gaze naturale realizate de societate.

Active financiare 3.9

Societatea îşi clasifică activele financiare în următoarele categorii: măsurate la valoarea justă prin profit sau pierdere, măsurate la cost amortizat și măsurate la valoarea justă prin alte elemente ale rezultatului global. Clasificarea se face în funcţie de scopul în care au fost achiziţionate activele financiare. Conducerea stabileşte clasificarea acestor imobilizări la momentul recunoaşterii iniţiale.

(a) Împrumuturi şi creanţe

Împrumuturile şi creanţele sunt active financiare nederivate cu plăţi fixe sau determinabile şi care nu sunt cotate pe o piaţă activă. Ele sunt incluse în activele circulante, cu excepţia celor care au o perioadă de maturitate mai mare de 12 luni de la sfârşitul perioadei de raportare. Acestea sunt clasificate ca active imobilizate. Împrumuturile şi creanţele Societăţii cuprind "creanţe comerciale şi alte creanţe" şi numerar şi echivalente numerar în situaţia poziţiei financiare (Notele 3.11 şi 3.13).

Legea 127/2014 intrată în vigoare din 5 octombrie 2014 menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul sistemului naţional de transferă către proprietarul sistemului naţional de transport sau către un alt concedent în schimbul plăţii unei

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

compensaţii egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE. Societatea a recunoscut pentru investiţiile efectuate până la data bilanţului o creanţă actualizată aferentă valorii reglementate rămase neamortizate la sfârșitul acordului de concesiune ca o contraprestație și un activ necorporal la o valoare diminuată cu suma creanţei actualizate. Rata de actualizare folosită pentru a calcula valoarea prezentă a creanţei este cea a obligațiunilor guvernamentale pe termen lung cu cupon zero, pe o perioadă apropiată de durata rămasă a acordului de concesiune. Evaluarea iniţială a compensaţiei se face la valoarea justă care reflectă riscul de credit, ce se aplică la valoarea reglementată rămasă neamortizată la sfărșitul contractului. Evaluarea ulterioară se face la costul amortizat, folosind metoda dobânzii efective. Rata dobânzii efective utilizată este bazată pe date istorice și nu se modifică în funcție de rata dobânzii pe piață.

În anul 2019 a intrat în vigoare Ordinul ANRE nr. 41/2019 care prevede ajustarea valorii reglementate a activelor cu rata inflaţiei. Societatea înregistrează valoarea actualizată a fluxurilor de trezorerie contractuale recalculate ca urmare a ajustării valorii activelor reglementate cu inflația și recunoște un câștig sau pierdere din modificare în contul de profit sau pierdere.

(b) Active financiare măsurate la valoarea justă prin contul de profit sau pierdere sau măsurate la valoarea justă prin alte elemente ale rezultatului global

IFRS 9 introduce o nouă abordare privind clasificarea activelor financiare şi cuprinde trei categorii principale de active financiare: măsurate la cost amortizat, la valoare justă prin alte elemente ale rezultatului global, la valoare justă prin contul de profit sau pierdere. Clasificarea pe IFRS 9 este determinată de caracteristicile fluxurilor de numerar şi de modelul de business în cadrul căruia este deţinut un activ. Această abordare unitară bazată pe principii elimină categoriile de clasificare a activelor financiare din IAS 39: deținute până la scadenţă, credite şi active financiare disponibile în vederea vânzării. Noul model va determina de asemenea existenţa unui singur model de depreciere aplicabil tuturor instrumentelor financiare.

La recunoaşterea iniţială o entitate poate face o alegere irevocabilă pentru a prezenta la alte elemente ale rezultatului global modificările ulterioare în valoarea justă a unei investiţii întrun instrument de capitaluri proprii care nu este nici deţinut in vederea tranzacţionarii şi nici nu este o contraprestație contingentă recunoscută de un dobânditor într-o combinare de intreprinderi la care se aplica IFRS3. În acest caz va recunoaște în profit sau pierdere dividendele din investiția respectivă.

Deprecierea activelor financiare (c)

La fiecare dată de raportare, Societatea evaluează dacă există probe obiective conform cărora un activ financiar sau un grup de active financiare a suferit o depreciere. Un activ financiar sau un grup de active financiare este depreciat şi sunt suportate pierderi din depreciere numai dacă există dovezi obiective ale deprecierii ca rezultat al unuia sau mai multor evenimente care au apărut după recunoaşterea iniţială a activului (un "eveniment care ocazionează pierderi") şi dacă acel eveniment (sau evenimente) care ocazionează pierderi are

3.

(au) un impact asupra fluxurilor de trezorerie viitoare estimate ale activului financiar sau ale grupului de active financiare care poate fi estimat în mod credibil.

Criteriile pe care Societatea le foloseşte pentru a determina că există dovezi obiective ale unei pierderi din depreciere includ:

• dificultate financiară semnificativă a emitentului sau debitorului;
• o încălcare a contractului, cum ar fi neplata sau întârzieri la plata dobânzii sau a creditului;
• societatea, din motive economice sau juridice legate de dificultatea financiară a debitorului, acordă debitorului o concesiune pe care creditorul nu ar fi avut-o altfel în vedere;
• este probabil ca debitorul să intre în faliment sau altă formă de reorganizare financiară;
• dispariţia pieţei active pentru acel activ financiar din cauza dificultăţilor financiare; sau
• date observabile indică faptul că există o diminuare măsurabilă a fluxurilor de trezorerie viitoare estimate dintr-un portofoliu de active financiare de la recunoaşterea iniţială a acelor active, chiar dacă diminuarea nu poate fi încă identificată pentru activele financiare individuale din portofoliu, inclusiv:
• schimbări nefavorabile în situaţia plăţilor debitorilor din portofoliu; şi
• condiţii economice, la nivel naţional sau local, corelate cu neplata, referitoare la activele din portofoliu.

Societatea evaluează în primul rând dacă există probe obiective ale deprecierii.

Active înregistrate la cost amortizat (i)

Testarea deprecierii creanţelor comerciale este descrisă mai sus.

Pentru împrumuturi şi creanţe, valoarea pierderii este măsurată ca diferenţa dintre valoarea contabilă a activului şi valoarea actualizată a fluxurilor de trezorerie viitoare estimate (excluzând viitoarele pierderi de credit care nu au fost contractate), actualizate la rata iniţială a activului; rata de actualizare pentru evaluarea oricărei pierderi din depreciere este rata actuală a dobânzii efective determinată în conformitate cu contractul. În practică, societatea poate măsura deprecierea pe baza valorii juste a unui instrument utilizând un preţ observabil pe piață.

Dacă, într-o perioadă ulterioară, valoarea pierderii din depreciere scade şi scăderea poate fi corelată obiectiv cu un eveniment care are loc după ce deprecierea a fost recunoscută (cum ar fi o îmbunătăţire în punctajul de credit a debitorului), reluarea pierderii din deprecierea recunoscută anterior este recunoscută ca profit sau pierdere.

(ii) Active măsurate la cost

Participația deținută la Eurotrangaz SRL este recunoscută la valoarea sa justă de la data tranzacţionării, fiind evaluată, după recunoașterea iniţială, la cost în conformitate cu art.4.1.2 din IFRS 9 respectiv art.10.a –IAS 27-Situatii financiare individuale :

3. REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE)

"Atunci cand o entitate întocmește situații financiare individuale, investițiile în filiale, asocieri în participaţie şi entităţi asociate trebuie contabilizate la cost in conformitate cu IFRS9 sau utilizând metoda punerii în echivalenţă".

În anul 2020 Societatea a evaluat participația deținută în Eurotrangaz SRL pentru identificarea posibilelor deprecieri de valoare. Nu au fost constatate deprecieri.

Stocuri 3.10

Stocurile sunt înregistrate la cea mai mică valoare dintre cost şi valoarea realizabilă netă.

Componentele recuperate din dezmembrări reparații de conducte construite de către Societate sunt înregistrate ca și stocuri la o valoare determinată de către o comisie tehnică. Valoarea determinată astfel nu depășeşte valoarea realizabilă netă.

Costul este determinat pe baza metodei primul intrat, primul ieşit. Acolo unde este necesar, sunt înregistrate ajustări pentru stocurile uzate moral şi cu mişcare lentă. Stocurile uzate moral identificate individual sunt ajustate la valoare integrală sau eliminate din bilanţ. Pentru stocurile cu mişcare lentă este efectuată o estimare a vechimii pe fiecare categorie principală, pe baza rotaţiei stocurilor.

Calculul ajustării generale pentru deprecierea stocurilor se face lunar în funcţie de vechimea articolelor existente în stoc, aplicând următoarele procente de ajustare în funcșie de vechime: o - 12 luni 0%; 1 - 2 ani 10%; 2 - 3 ani 30% - 40%; peste 3 ani 75% - 80%.

Costul gazelor naturale utilizate în activitatea de echilibrare a sistemlui național de transport este determinat pe baza metodei costului mediu ponderat.

Stocul minim de gaze naturale pe care societatea are obligaţia să îl deţină în depozitele de înmagazinare, în calitate de titular al licenţei de operare a sistemului naţional de transport gaze naturale se stabileşte prin decizie a Preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei. Prin Decizia Președintelui ANRE nr. 1773/16.10.2019 s-a impus societății obligația de a deține la 31 octombrie 2019 un nivel minim al stocului de gaze naturale de 939.894,097 MWh, iar prin Decizia Președintelui ANRE nr. 588/08.04.2020 s-a impus societatății obligația de a deține până la 31 octombrie 2020 un nivel minim al stocului de gaze naturale de 560.724,517 MWh.

Politica de ajustare a creanţelor conform IFRS9 este prezentată la nota 12.

3.11 Creanţe comerciale

Creanţele comerciale sunt sumele de clienţi pentru serviciile prestate în cadrul operaţiunilor de afaceri. Dacă perioada de colectare este de un an sau mai puţin (sau în ciclul normal de exploatare a activităţii), ele sunt clasificate ca active circulante. Dacă nu, ele sunt prezentate ca active imobilizate.

Creanţele comerciale sunt recunoscute iniţial la valoarea justă, iar ulterior evaluate la costul amortizat pe baza metodei dobânzii efective, mai puţin ajustările pentru depreciere.

3.12 Taxa pe valoarea adăugată

Taxa pe valoarea adăugată trebuie plătită autorităţilor fiscale pe baza decontului TVA lunar până la data de 25 a lunii următoare, indiferent de nivelul de recuperare a creanţelor de la clienţi. Autorităţile fiscale permit decontarea TVA pe o bază netă. Dacă TVA deductibil este mai mare decât TVA colectat, diferenţa este rambursabilă la cererea Societăţii. Respectivul TVA poate fi rambursat după efectuarea unui control fiscal, sau chiar în absenţa acestuia, dacă sunt întrunite anumite condiţii. TVA aferentă vânzărilor şi achiziţiilor care nu au fost decontate la sfârşitul perioadei de raportare este recunoscută

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

în situaţia poziţiei financiare la valoarea netă şi prezentată separat ca un activ sau obligaţie curentă. În cazurile în care au fost create ajutări pentru deprecierea creanţelor, pierderea din depreciere este înregistrată pentru valoarea brută a debitorului, inclusiv TVA. TVA aferent trebuie plătit către Stat şi poate fi recuperat doar în cazul prescrierii debitorului, ca urmare a deciziei de faliment.

3.13 Numerar şi echivalent de numerar

Numerarul şi echivalentele de numerarul în casă, disponibilul din conturilul din conturile curente la bănci, alte investiţii pe termen scurt cu lichiditate ridicată şi cu termene de maturitate iniţiale de până la trei luni şi descoperit de cont la bănci. În situaţia poziţiei financiare, facilităţile de descoperit de cont sunt evidenţiate la împrumuturi, în cadrul datoriilor curente.

Capitaluri proprii 3.14

Capital social

Acţiunile ordinare sunt clasificate drept capitaluri proprii.

Costurile suplimentare care pot fi atribuite direct emisiunii de noi acţiuni sau opţiuni sunt evidenţiate în capitalurile proprii ca deduceri, net de impozit, din încasări.

Dividende

Dividendele sunt recunoscute ca obligaţii şi sunt deduse din capitalurile proprii la sfârşitul perioadei de raportare doar dacă au fost declarate înainte de sau la sfârşitul perioadei de raportare. Dividendele sunt recunoscute atunci când au fost propuse înaintea sfârşitului perioadei de raportare, sau când au fost propuse sau declarate după sfârşitul perioadei de raportare, dar înainte de data la care situaţiile financiare au fost avizate spre a fi emise.

Împrumuturi 3.15

Împrumuturile sunt recunoscute iniţial la valoarea justă, net de costurile de tranzacţionare înregistrate. Ulterior, împrumuturile sunt evidenţiate la cost amortizat; orice diferenţă dintre sumele încasate (net de costurile de tranzacţionare) şi valoarea răscumpărării este recunoscută în profit sau pierdere pe durata împrumuturilor pe baza metodei dobânzii efective.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

fmprumuturile sunt clasificate ca datorii curente, cu excepţia situaţiei în care Societatea are un drept necondiţionat de a amâna achitarea datoriei pentru minimum 12 luni de la sfârşitul perioadei de raportare.

3.16 Impozit pe profit curent şi amânat

Cheltuiala cu impozitul aferentă perioadei include impozitul amânat şi este recunoscută în profit sau pierdere, cu excepţia cazului în care este recunoscut în alte elemente ale rezultatului global sau direct în capitalurile proprii pentru că se referă la tranzacţii care sunt, la

rândul lor, recunoscute în aceeaşi perioadă sau în altă perioadă, în alte elemente ale rezultatului global sau direct în capitalurile proprii.

Cheltuiala cu impozitul pe profit curent se calculează pe baza reglementărilor fiscale în vigoare la sfârşitul perioadei de raportare. Conducerea evaluează periodic poziţiile din declaraţiile fiscale în ceea ce priveşte situaţiile în care reglementările fiscale aplicabile sunt interpretabile şi constituie provizioane, acolo unde este cazul, pe baza sumelor estimate ca datorate autorităţilor fiscale.

Impozitul pe profit amânat este recunoscut, pe baza metodei obligaţiei bilanţiere, pentru diferenţele temporare intervenite între bazele fiscale ale activelor şi valorile contabile ale acestora din situaţiile financiare. Totuşi, impozitul pe profit amânat care rezultă în urma recunoaşterii iniţiale a unui activ sau pasiv dintr-o tranzacţie alta decât o combinare de întreprinderi, şi care la momentul tranzacţiei nu afectează profitul contabil şi nici cel impozabil nu este recunoscut. Impozitul pe profit amânat este determinat pe baza ratelor de impozitare (şi reglementărilor legale) intrate în vigoare până la sfârşitul perioadei de raportare şi care urmează să fie aplicate în perioada în care impozitul amânat de recuperat va fi valorificat sau impozitul amânat de plată va fi achitat.

Impozitul amânat de recuperat este recunoscut numai în măsura în care este probabil să se obţină în viitor un profit impozabil din care să fie deduse diferenţele temporare.

3.14 Datorii comerciale și alte datorii

Furnizorii şi alte datorii sunt recunoscute iniţial la valoarea justă şi evaluate ulterior la cost amortizat pe baza metodei dobânzii efective. Conturile de datorii comerciale și alte datorii se închid ca urmare a plăţii datoriilor, a compensării cu creanţe reciproce sau la prescrierea lor prin contul de profit şi pierdere.

Venituri înregistrate în avans 3.15

Veniturile în avans sunt înregistrate pentru taxele de racordare aplicate clienţilor la racordarea acestora la reţeaua de transport a gazului, pentru obiectivele primite cu titlu gratuit şi pentru fonduri nerambursabile încasate.

Fondurile nerambursabile încasate sunt asimilate subvenţiilor guvernamentale.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Subvenţiile guvernamentale sunt recunoscute la valoarea de piaţă atunci când există o asigurare rezonabilă că acestea vor fi primite şi că vor fi îndeplinite condiţiile aferente.

Pentru taxele de racordare aplicate clienţilor la racordarea acestora la reţeaua de transport a gazului, pentru obiectivele primite cu titlu gratuit, pentru fonduri nerambursabile Societatea a ales sa înregistreze valoarea totală a activului şi un venit în avans.

Legea 127/2014 intrată în vigoare din 5 octombrie 2014 menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul sistemului naţional de transferă către proprietarul sistemului naţional de transport sau către un alt concedent în schimbul plăţii unei compensaţii egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE. Societatea a recunoscut pentru investiţiile efectuate până la data bilanţului o creanţă actualizată aferentă valorii reglementate rămase neamortizate la sfârşitul acordului de concesiune ca o contraprestaţie şi un activ necorporal la o valoare diminuată cu suma creanței actualizate.

Beneficiile angajaţilor 3.16

În cursul normal al activităţii, Societatea face plăţi către Statul român în numele angajaţilor săi, pentru fondurile de sănătate, pensii şi şomaj. Toţi angajaţii Societăţii sunt membri ai planului de pensii al statului român, care este un plan fix de contribuţii. Aceste costuri sunt recunoscute în contul de profit şi pierdere odată cu recunoaşterea cheltuielilor salariale.

Beneficii acordate la pensionare

Conform contractului colectiv de muncă, Societatea trebuie să plătească angajaţilor la momentul pensionării o sumă compensatorie egală cu un anumit număr de salarii brute, în funcţie de perioada lucrată în industria de gaz, condiţiile de lucru, etc. Societatea a înregistrat un provizion pentru astfel de plăţi (vezi Nota 21). Obligaţia recunoscută în bilanţ reprezintă valoarea prezentă a obligaţiei la data bilanţului. Obligaţia este calculată anual de către specialişti independenţi utilizând Metoda Factorului de Credit Proiectat. Valoarea prezentă este determinată prin actualizarea fluxurilor de numerar viitoare cu rata dobânzii obligaţiunilor guvernamentale pe termen lung.

Costul serviciului curent este recunoscut în contul de profit şi pierdere în cheltuiala cu angajaţii. Cheltuiala cu dobânda este inclusă în contul de profit şi pierdere în cheltuieli financiare.

Câştigurile sau pierderile actuariale datorate modificărilor în ipotezele actuariale sunt recunoscute în situaţia rezultatului global în perioada pentru care este efectuat calculul actuarial.

Asigurări sociale

Societatea înregistrează cheltuieli legate de angajaţii săi, ca urmare a acordării unor beneficii legate de asigurări sociale. Aceste sume cuprind în principal costurile implicite ale angajării de muncitori şi, ca urmare, sunt incluse în cheltuielile salariale.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Participarea la profit şi prime

Societatea recunoaşte o obligaţie şi o cheltuială pentru prime şi participare la profit, pe baza unei formule care ţine cont de profitul acţionarilor Societăţii după anumite ajustări. Societatea recunoaşte o obligaţie acolo unde este obligat prin contract sau unde există o practică trecută care a creat o obligaţie implicită.

3.17 Provizioane pentru riscuri şi cheltuieli

Provizioanele pentru riscuri şi cheltuieli sunt recunoscute în momentul în care Societatea are o obligaţie legală sau implicită ca urmare a unor evenimente din trecut, când pentru decontarea obligaţiei este necesară o ieşire de resurse care încorporează beneficii economice şi pentru care poate fi făcută o estimare credibilă în ceea ce priveşte valoarea obligaţiei. Acolo unde există o serie de obligaţii similare, probabilitatea ca o ieşire de resurse să fie necesară pentru decontare este stabilită în urma evaluării clasei de obligaţii ca întreg. Provizionul este recunoscut chiar dacă probabilitatea unei ieşiri de resurse legate de orice element inclus în orice clasă de obligaţii este redusă. Acolo unde

Societatea aşteaptă realuarea la venituri a unui provizion, de exemplu printr-un contract de asigurări, rambursarea este recunoscută ca activ separat, dar numai atunci când rambursarea este teoretic sigură.

Provizioanele sunt evaluate la valoarea actualizată a cheltuielilor estimate ca fiind necesare pentru decontarea obligaţiei, utilizând o rată pre-impozitare care să reflecte evaluările de piaţă curente ale valorii temporale a banilor şi a riscurilor specifice obligaţiei. Majorarea provizionului datorată trecerii timpului este recunoscută ca şi cheltuială cu dobânda.

3.18 Recunoaşterea veniturilor

Veniturile cuprind valoarea justă a sumelor încasat din vânzarea de servicii şi/sau bunuri şi în cursul activităţii normale a Societăţii. Veniturile sunt înregistrate net de taxa pe valoarea adăugată, retururi, rabaturi şi reduceri de preţ.

Societatea recunoaşte veniturile în momentul în care valoarea acestora poate fi estimată cu certitudine, când este probabil ca entitatea să încaseze beneficii economice viitoare şi când se îndeplinesc anumite criterii pentru fiecare din activităţile Societăţii, aşa cum se arată în cele ce urmează. Valoarea veniturilor nu se consideră estimabilă în mod credibil până când nu se soluţionează toate contingenţele aferente vânzării. Societatea îşi bazează estimările pe rezultate istorice, ţinând seama de tipul clientului, tipul tranzacţiei şi specificul fiecărui angajament.

Venituri din servicii a)

Veniturile din transportul intern şi internaţional al gazului sunt constituite din rezervarea capacităţii de transportul prin SNT al cantităţilor determinate de gaze naturale, exprimate în unități de energie, pe perioada de valabilitate a unui contract de transport al gazelor naturale şi sunt recunoscute în momentul livrării lor. Pe durata administrării

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

contractelor de transport, OTS emite şi transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport: o factură aferentă serviciilor de transport prestate pentru luna precedentă, în baza alocărilor finale; o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale înregistrate în luna precedentă; și o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate.

• Veniturile din vânzarea de bunuri b) Veniturile din vânzarea de bunuri se înregistrează în momentul livrării bunurilor.
• Venituri din dobânzi C) Veniturile din dobânzi sunt recunoscute proporţional, pe baza metodei dobânzii efective.
• Venituri din dividende d) Dividendele sunt recunoscute atunci când dreptul de a primi plata este recunoscut.
• Compensări mutuale şi tranzacţii tip barter e)

O parte relativ redusă din vânzări şi achiziţii sunt compensate prin acorduri mutuale, barter sau non-numerar. Aceste tranzacţii au loc în general sub forma anulării soldurilor, fie bilateral, fie printr-un lanţ care implică mai multe societăţi (vezi Nota 28).

Vânzările şi achiziţiile care sunt prevăzute să fie compensate prin acorduri mutuale, barter sau non-numerar sunt recunoscute pe baza estimărilor conducerii referitoare la valoarea justă a acestora care trebuie primită sau cedată în cadrul compensărilor non-numerar. Valoarea justă este stabilită pe baza informaţiilor disponibile pe piaţă.

Tranzacţiile non-numerar au fost excluse din situaţia fluxurilor de trezorerie, astfel încât activităţile de investiţii, de finanţare, precum şi totalitatea activităţilor operaţionale reprezintă fluxuri de trezorerie actuale.

Nu au fost efectuate tranzacţii barter în anul 2020 și anul 2019.

Venituri din penalităţi f)

Veniturile din penalităţi pentru plata cu întârziere sunt recunoscute atunci când sunt preconizate beneficii economice viitoare în favoarea Societăţii.

MANAGEMENTUL RISCULUI FINANCIAR এ.

Factori de risc financiar

Prin natura activităţilor efectuate, Societatea este expusă unor riscuri variate care includ: riscul de piață (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 piață (a)

Riscul valutar (i)

Societatea este expusă riscului valutar prin expunerile la diferite devize, în special la EUR. Riscul valutar este asociat activelor (Nota 12) 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 încasările în devize (în special veniturile din transport internaţional) sunt utilizate pentru stingerea obligaţiilor 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 2020 31 decembrie 2019

Impactul asupra profitului și
pierderii şi a capitalurilor proprii a:
Aprecierii USD cu 10%	123.351	125.419
Deprecierii USD cu 10%	(123.351)	(125.419)
Aprecierii EUR cu 10%	(35.954.181)	(32.214.164)
Deprecierii EUR cu 10%	35.954.181	32.214.164

Riscul de preț (ii)

Societatea este expusă riscului mărfurilor aferent gazului achiziţionat pentru consumul propriu. Dacă preţul gazului ar fi fost cu 5% mai mare/ mai mic, profitul net al perioadei ar fi fost mai mic/ mai mare cu 3.325.834 lei la decembrie 2020 (decembrie 2019: 2.989.892 lei).

4.

(iii) Riscul de rată a dobânzii privind fluxul de trezorerie şi valoarea justă Societatea este expusă riscului ratei dobânzii prin depozitele la bănci și împrumuturile încheiate cu dobândă variabilă. 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 și capitalurile proprii ar fi fost cu 7.705.629 lei mai mic/ mai mare (decembrie 2019: 497.755 lei mai mic/mai mare), ca efect net al modificării ratei dobânzii la împrumuturile cu dobândă variabilă, respectiv al ratei dobânzii la depozitele bancare.

Riscul de credit (b)

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 și servicii se efectuează către clienți 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 47% din soldurile de creanţe comerciale la 31 decembrie 2020 (31 decembrie 2019: 47%). 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 sfârşitul anului 2020 societatea are la dispoziţie garanţii de bună plată de la clienţi în valoarea de 204.839.304 lei.

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

31 decembrie 2020 31 decembrie 2019

Fără rating	1.565.253	43.030.956
BB+	129.228.022	61.134.709
BBB-	71.152.016	7.691.934
BBB	119.791
BBB+	86.472.555	240.441.135
A	136.721	137.355
AA	643.159	363.482
	289.317.517	352-799571

Toate instituțiile financiare sunt prezentate la rating Fitch sau echivalent.

(c)

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

4.

Societatea previzionează fluxurile de trezorerie. Funcția 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 facilităților de împrumut neutilizate (Nota 16) în orice moment, astfel încât Societatea să nu încalce limitele sau acordurile de împrumut (unde e cazul) pentru niciuna din facilităţile sale de împrumut. Aceste previziuni iau în calcul planurile Societăţii de finanţare a datoriei, respectarea acordurilor, respectarea obiectivelor interne referitoare la indicatorii din bilanţul contabil şi, dacă e cazul, a reglementărilor externe sau a dispoziţiilor legale.

Departamentul financiar al Societăţii investeşte numerarul suplimentar în conturi curente purtătoare de dobândă și 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 2020 după maturitatea contractuală rămasă. Sumele prezentate în tabelul scadenţelor reprezintă fluxuri de trezorerie contractualizate

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2020 este următoarea:

	Suma Totală	mai puțin de 1 an	1-5 anı	peste 5 ani
Imprumuturi	1.903.768.715 104.075.855			829.686.798
Datorii comerciale și alte datorii	450.599.080	434.116.640	16.482.440
	2.354.367.795	538.192.495		846.169.238 970.006.062

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2019 este următoarea:

	Suma totală	mai puțin de 1 an	1-5 anı	peste 5 ani
Imprumuturi	733.796.269	12.395.649	181.382.883	540.017.737
Datorii comerciale și alte datorii	344.728.433	291.449.595	53.278.838
	1.078.524.702	303.845.244	234.661.721	540.017.737

Datoriile comerciale şi alte datorii includ datorii comerciale. furnizori de mijloace fixe. dividende de plată şi alte datorii (vezi Nota 19) şi nu sunt incluse: datoriile generate ca rezultat al dispoziţiilor legale impuse de autorităţi. datoriile către salariaţi şi veniturile înregistrate în avans.

4.

Categorii de instrumente financiare:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Active financiare
Numerar şi echivalente de numerar	108.672.451	339.753.879
Depozite bancare la termen	180.779.589	13.231.240
Credite și creanțe	2.077.884.409	1.244.132.492
Active financiare - participatii	24.578.237	24.887.146
Ajustări privind activele financiare-
participatii	(24.578.237)	(24.887.146)
	2.367.336.449	1.597.117.611
Datorii financiare
Datorii evaluate la cost amortizat:
İmprumuturi	1.714.795.911	663.930.000
Datorii evaluate la valoare justă:
Garanții financiare contracte	19.125.114	75.006.895
Datorii comerciale și alte datorii	308.698.920	269.721.538
	2.042.619.945	1.008.658.433

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 (înclusiv "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.

4.

În 2020, strategia Societăţii, care a rămas neschimbată din 2019 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 2020 şi la 31 decembrie 2019 se reflectă în tabelul de mai jos:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Total împrumuturi	1.714.795.911	663.930.000
Mai puţin: numerar şi echivalente de numerar (Nota o)	(289.452.040)	(352.985.119)
Poziţia netă de numerar	1.425.343.871	-310.944.881

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 creanţelor şi datoriilor 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 piață a dobânzii disponibilă Societății pentru instrumente financiare similare.

ESTIMĂRI ŞI RAȚIONAMENTE CONTABILE ESENȚIALE ÎN APLICAREA 5. POLITICILOR CONTABILE

Estimări şi ipoteze contabile esenţiale

Societatea elaborează estimări şi ipoteze cu privire la viitor. Estimările şi ipotezele sunt evaluate permanent şi se bazează pe experienţa din trecut şi pe alţi factori, inclusiv predicţii ale unor evenimente din viitor despre care se crede că sunt rezonabile în anumite circumstanţe.

Estimările contabile rezultate prin definiţie vor egala rar rezultatele reale obţinute. Estimările şi ipotezele care prezintă un risc semnificativ de a cauza o ajustare importantă a valorii contabile a activelor şi pasivelor în următorul exerciţiu financiar sunt prezentate în continuare.

5.1 Ipoteze pentru stabilirea valorii provizionului pentru beneficii după pensionare

Acest provizion a fost calculat pe baza estimărilor privind salariul mediu, a numărului mediu de angajaţi şi a numărului mediu de salarii de plată la momentul pensionării, precum şi a schemei de

ESTIMĂRI ŞI RAȚIONAMENTE CONTABILE ESENȚIALE ÎN APLICAREA 5 - -POLITICILOR CONTABILE (CONTINUARE)

plată a beneficiilor. Provizionul a fost adus la valoarea actualizată prin aplicarea unui factor de actualizare calculat pe baza ratei dobânzii fără risc (de ex. rata dobânzii la obligaţiuni de stat) Valoarea prezentă a obligaţiilor la 31 decembrie 2020 este de 121.509.097 lei (la 31 decembrie 2019: 121.712.041 lei) (Nota 21).

Analiza maturităţii plăţilor de beneficii:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Până la un an	3.198.877	1.853.432
Intre 1 și 2 ani	2.376.495	3.391.582
Intre 2 și 5 ani	9.156.180	8.555.516
Intre 5 și 10 ani	63.538.232	46.416.350

5.2 Tratamentul contabil al acordului de concesiune

După cum se arată în Nota 8, în mai 2002, Societatea a încheiat un Acord de concesiune cu Agenţia Națională pentru Resurse Minerale ("ANRM"), care îi dă Societății dreptul de utilizare a principalelor conducte din sistemul naţional de transport gaz pe o perioadă de 30 de ani. Înainte de încheierea acestui acord, conductele erau în administrarea Societăţii conform Legii Domeniului Public nr. 213/1998, Hotărârii de Guvern ("HG") nr. 491/1998 și HG nr. 334 din 2000 prin care se înființează Societatea. Conform clauzelor prezentului acord, Societatea primeşte majoritatea beneficiilor asociate activelor şi este expusă majorităţii riscurilor. Prin urmare, Societatea a recunoscut aceste active în situaţia poziţiei financiare, împreună cu o rezervă corespunzătoare în capitalurile proprii.

Referitor la infrastructura deja existentă la data semnării Acordului de Concesiune, dat fiind că Societatea nu are obligaţii de plată la momentul terminării Acordului de Concesiune (ci doar obligaţii referitoare la întreţinere şi modernizare, investiţii în noi conducte), managementul Societăţii a considerat că aceasta este, în substanţă, o componentă de capitaluri proprii, definit ca interesul rezidual în activele Societăţii după deducerea tuturor datoriilor. În plus, datorită faptului că Societatea şi predecesoarea sa, SNGN Romgaz SA, au fost controlate de Statul Român, publicarea Legii Patrimoniului Public (i.e. pierderea proprietăţii) şi reorganizarea SNGN Romgaz SA în 5 societăți, pot fi considerate tranzacții cu acționarul, în capacitatea sa de acționar, ceea ce susține recunoaşterea tranzacţiilor în capitaluri proprii. Începând cu anul 2010, Societatea a aplicat IFRIC12 (Nota 3.5).

ESTIMĂRI ȘI RAȚIONAMENTE CONTABILE ESENȚIALE ÎN APLICAREA 5. POLITICILOR CONTABILE (CONTINUARE)

5.3 Tratamentul contabil al redevenţelor de plată pentru utilizarea sistemului naţional de transport al gazelor

După cum se arată în Nota 8, Societatea achită redevenţe, calculate ca procentaj din veniturile brute realizate din operarea conductelor din sistemul național de transport gaz. Aceste costuri au fost recunoscute drept cheltuieli, mai degrabă decât ca deducere din venituri, deoarece ele nu sunt de natura taxelor colectate de la clienţi şi transmise statului având în vedere natura activităţii şi mediul de reglementare:

• veniturile Societăţii se bazează pe tarifele aprobate de un alt reglementator decât cel care stabileşte nivelul redevenţelor;

• cheltuiala cu redevenţele este un element luat în considerare la calcularea tarifului de transport.

Conform Ordinului ANRE nr.18/2019, în calitate de titular al licenței de operare a sistemului național de transport gaze naturale emisă de ANRE, în anul 2019 Societatea avea obligația de a plăti anual ANRE o contribuţie bănească egală cu 2% din cifra de afaceri realizată din activităţile ce fac obiectul licenţelor acordate iar începând cu 1 ianuarie 2020, conform Ordinului ANRE nr.1/2020, Societatea are obligaţia de a plăti anual ANRE un tarif pentru activităţilor din sectorul gazelor naturale pe bază de licenţă în cuantum de 0,062 lei MWh aplicat asupra cantităţii de gaze naturale transportate.

Creante pe termen lung 5.4

Legea 127/2014 intrată în vigoare din 5 octombrie 2014 menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul sistemului naţional de transferă către proprietarul sistemului naţional de transport sau către un alt concedent în schimbul plăţii unei compensaţii egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE.

Societatea consideră că modificarea legislativă reprezintă o compensaţie pentru valoarea investiţiilor efectuate pe care Societatea nu le va recupera prin tarif, implicit valoarea activului necorporal nerecuperată prin tarif, recunoscut pentru dreptul de a taxa utilizatorii.

Începând cu 01.01.2018 a devenit aplicabil în Romania IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții". Acest standard înlocuiește o serie de standarde mai vechi (cum ar fi IAS 11. IAS 18) și modifică IFRIC 12 aducând interpretări noi noțiunii de contract. Drept urmare Societatea, aplică modelul bifurcat, înregistrând creanţa actualizată aferentă valorii reglementate rămase neamortizate la sfârşitul acordului de concesiune ca un activul necorporal urmând a fi prezentat în situațiile financiare prin metoda reziduală, rezultată prin diminuarea valorii lucrărilor de construcţii, realizate la valoarea justă, cu suma creanței pe termen lung (compensației) actualizate la data punerii în funcţiune a investiţiei.

Valoarea prezentă a fost determinată pe perioada rămasă a contractului de concesiune (anul 2032), deoarece se estimează că acesta nu va fi terminat înainte de termen (a se vedea Nota 3.9 (a)).

În anul 2019 a intrat în vigoare Ordinul ANRE nr. 41/2019 care prevede ajustarea valorii reglementate a activelor cu rata inflaţiei. Societatea înregistrează valoarea actualizată a fluxurilor de trezorerie contractuale recalculate ca urmare a ajustării valorii activelor reglementate cu inflaţia şi recunoşte un câştig sau pierdere din modificare în contul de profit sau pierdere.

Segmentele de raportare sunt stabilite în funcţie de natura activităţilor pe care societatea le desfăşoară: activitate reglementată, activitate nereglementată şi alte activităţi. În calitate de operator de transport şi de sistem, societatea raportează anual Autorităţii Naţionale de Reglementare activitatea desfăşurată pe cele patru segmente de raportare.

INFORMAȚII PE SEGMENTE 6.

Informaţiile pe segmente furnizate consiliului de administraţie care ia deciziile strategice pentru segmentele raportabile, aferente perioadei încheiate la 31 decembrie 2020 sunt:

		Transport
	Transport	internațional
	intern de gaz	de gaz	Echilibrare	Nealocat	Total
Venituri din activitatea de
transport intern	1.150.464.877				1.150.464.877
Venituri din activitatea de
transport internaţional		114.222.513			73.327.808
Alte venituri	35.482.494			37.845.314	73.327.808
Venituri din exploatare
înainte de echilibrare și de
activitatea de construcţii
conform IFRIC12	1.185.947.371	114.222.513		37.845.314	1.338.015.198
Amortizare	(210.753.927)	(32.832.755)		(5.131.523)	(248.718.205)
Cheltuieli de exploatare altele
decât amortizarea	(873.080.040)	(30.433.535)		(21.288.989)	(924.802.565)
Profit din exploatare
înainte de echilibrare și de
activitatea de construcții
conform IFRIC12	102.113.404	50.956.223		11.424.801	164.494.428
Venituri din activitatea de
echilibrare			199.239.242		199.239.242
Cheltuieli cu gazele de
echilibrare			(199.239.242)		(199.239.242)
Venituri din activitatea de
construcții conform cu IFRIC12				1.587.548.396	1.587.548.396
Costul activelor construite
conform cu IFRIC12				(1.587.548.396)	(1.587.548.396)
Profit din exploatare	102.113.404	50.956.223		11.424.801	164.494.428 35.057.746
Câştig financiar net
Profit înainte de impozitare					199.552.174
Impozit pe profit					(34.327.858)
Profit net					165.224.316
Active pe segmente	6.055.456.830	279.152.072	195.837.081	691.202.955	7.221.648.938
Datorii pe segmente	3.328.503.170	4.163.151	28.904.878	113.809.182	3.475.380.381
Cheltuieli de capital -creşteri
ale activelor în curs de execuţie	1.685.352.244	165.633			1.685.517.877
Cheltuieli nemonetare altele
decât amortizarea	69.618.015	2.630.286	-	520.504	72.768.805

6.

În anul 2020 subsidiarele Eurotransgaz SRL și Vestmoldtransgaz nu au desfășurat activitate de transport, activele înregistrate de acestea în valoare de 390.592.250 lei și respectiv datoriile în valoare de 110.856.374 lei fiind prezentate la segmentul nealocat.

Activele prezentate pentru cele două segmente operaţionale cuprind în principal imobilizări corporale şi necorporale, stocuri şi creanţe şi exclud în principal numerarul şi conturile la bănci. Activele prezentate pentru segmentul echilibare cuprind în principal stocuri de gaze naturale achiziţionate în scopul echilibrării SNT şi creanţe comerciale din activitatea de echilibrare.

	691.202.955
Alte active	______________________________
Numerar	289.452.041
Impozit amânat	4.995.106
Fond comercial	9.082.127
Imobilizări financiare
Dreptul de utilizare a activelor luate in leasing	19.192.069
Imobilizări corporale și necorporale	314.037.923
Activele nealocate includ:

Datoriile nealocate includ:

Dividende de plata	2.710.686
Alte datorii	111.098.496
	119 800 180

Datoriile prezentate pentru cele două segmente operaţionale principale constau în datorii din exploatare şi împrumuturile contractate de Societate pentru achiziţionarea activelor destinate segmentelor respective. Datoriile prezentate pentru segmentul echilibrare cuprind în principal datorii comerciale din activitatea de echilibrare.

Cheltuielile nemonetare, altele decât amortizarea, constau în cheltuiala cu deprecierea creanţelor şi cheltuiala cu deprecierea stocurilor, alte provizioane pentru riscuri.

Serviciile de transport internațional sunt efectuate pentru mai mulți clienți externi, în timp ce activitatea de transport intern este efectuat pentru mai mulţi clienţi interni

	Clienți interni	Clienți externi	1 Otal
Venituri din activitatea de transport intern	1.133.243.470	17.221.407	1.150.464.877
Venituri din activitatea de transport internațional		114.222.513	114.222.513
Alte venituri	72.401.793 1.205.645.263	926.015 132.369.935	73.327.808 1.338.015.198

INFORMAȚII PE SEGMENTE (CONTINUARE) 6.

Clienţii interni cu peste 10% din total venituri includ:	Procent din total venit

OMV PETROM S.A.. ENGIE ROMANIA S.A. SNGN ROMGAZ S.A.

16% 15% 11%

Toate activele Societăţii mama se află în România. Toate activităţile Societăţii mama se desfâşoară în România.

Societatea are creanţe externe în sumă de 12.203.130 lei (31 decembrie 2019: 22.635.726 lei).

Segmentul transport intern de gaz cuprinde informațiile aferente activității de transport intern al gazelor naturale care este reglementată de către Autoritatea Națională de Reglementare, precum și veniturile din exploatare şi financiare aferente creanţei pentru valoarea reglementată rămasă neamortizată a bazei de active reglementate la sfârşitul Acordului de Concesiune; segmentul transport internațional de gaz cuprinde informațiile aferente activității desfăşurate prin conducte de transport fără transbordare pe teritoriul României, din care activitatea desfăşurată pe conductele Isaccea 2 – Negru Vodă 2 și Isaccea 3 – Negru Vodă 3 nu este reglementată, tarifele aferente fiind stabilite pe baze comerciale prin negociere între părţi iar activitatea desfăşurată pe conducta Isaccea 1 – Negru Vodă 1 este reglementată începând cu 1 octombrie 2016; segmentul echilibrare cuprinde cheltuielile şi veniturile aferente activităţii de echilibrare a sistemului naţional de transport, activitate desfăşurată începând cu 1 decembrie 2015, neutră din punct de vedere financiar, orice profit sau pierdere din această activitate urmând a fi distribuită clienţilor pentru care sunt prestate servicii de transport intern; segmentul nealocat cuprinde activități cu o pondere scăzută în veniturile societății cum sunt: vânzări de active, chirii, redevenţe.

6.

Informaţiile pe segmente furnizate consiliului de administraţie care ia deciziile strategice pentru segmentele raportabile. aferente exerciţiului încheiat la 31 decembrie 2019 sunt:

		Transport
	Transport	internațional
	intern de gaz	de gaz	Echilibrare	Nealocat	Total
Venituri din activitatea de
transport intern	1.192.597.737				1.192.597.737
Venituri din activitatea de
transport international		327.696.392			327.696.392
Alte venituri	21.800.936			33.829.821	55.630.757
Venituri din exploatare
înainte de echilibrare și de
activitatea de construcţii
conform IFRIC12	1.214.398.673	327.696.392		33.829.821	1.575.924.886
Amortizare	(155.537.705)	(32.526.688)		(7.636.494)	(195.700.887)
1.
heltuieli de exploatare altele
2.
decât amortizarea	(882.272.506)	(60.509.135)		(96.139.068)	(1.038.920.709)
Profit din exploatare
înainte de echilibrare și de
activitatea de construcţii
conform IFRIC12	176.588.462	234.660.569		(69.945.741)	341.303.290
Venituri din activitatea de
echilibrare			324.687.807		324.687.807
Cheltuieli cu gazele de
echilibrare			(324.687.807)		(324.687.807)
Venituri din activitatea de
construcții conform cu IFRIC12				868.356.796	868.356.796
Costul activelor construite
conform cu IFRIC12				(868.356.796)	(868.356.796)
Profit din exploatare	176.588.462	234.660.569		(69.945.741)	341.303.290
Câştig financiar net					70.839.503
Profit înainte de impozitare					412.142.793
Impozit pe profit					(70.748.512)
Profit net					341.394.281
Active pe segmente	4.658.293.396	322.200.917	193.537.441	622.683.873	5.796.715.627
Datorii pe segmente	1.889.794.698	19.136.500	64.937.857	47.570.571	2.021.439.626
Cheltuieli de capital -creşteri
ale activelor în curs de execuţie	938.315.311	2.056		117.150.665	1.055.468.032
Cheltuieli nemonetare altele
decât amortizarea	139.384.077	3.811.365		7.992.841	151.188.283

6.

IN Orania și a cele două segmente operaționale principale cuprind în principal imobilizări corporale şi necorporale, stocuri şi creanţe şi exclud în principal numerarul şi conturile la bănci. Activele prezentate pentru segmentul echilibare cuprind în principal stocuri de gaze naturale achiziţionate în scopul echilibrării SNT și creanțe comerciale din activitatea de echilibrare.

Activele nealocate includ:
Imobilizări corporale şi necorporale	179.597.749
Dreptul de utilizare a activelor luate în leasing	9.359.179
Imobilizări financiare	O
Fondul Comercial	9.775.599
Numerar	352.985.119
Alte active	70.966.227
	622.683.873
Datoriile nealocate includ:
Impozit amânat	8.071.065
Impozit de plată
Dividende de plată	4.436.759
Alte datorii	-35.062.747
	47.570.571

Datoriile prezentate pentru cele două segmente operaţionale principale constau în datorii din exploatare şi în prozeciile contractate de Societate pentru achiziţionarea activelor destinate segmentelor ţi - mapraminate pentru segmentul echilibrare cuprind în principal datorii comerciale din activitatea de echilibrare.

Cheltuielile nemonetare, altele decât amortizarea, constau în cheltuiala cu deprecierea creanţelor şi cheltuiala cu deprecierea stocurilor, alte provizioane pentru riscuri.

Serviciile de transport internaţional sunt efectuate pentru mai mulţi clienţi externi, în timp ce activitatea de transport intern este efectuată pentru mai mulţi clienţi interni.

	Clienți interni	Clienți externi	Total
Venituri din activitatea de transport intern	1.135.092.073	57.505.664	1.192.597.737
Venituri din activitatea de transport internaţional	335.328	327.361.064	327.696.392
Alte venituri	54.451.915 1.189.879.316	1.178.842 386.045.570	55.630.757 1.575.924.886

Clienţii interni cu peste 10% din total venituri includ:	Procent din total venit
ENGIE ROMANIA S.A.	15%
OMV PETROM GAS SRL	12%
SNGN ROMGAZ S.A.	11%
Toate activele Societății se află în România. Toate activității se desfâșoară în România. P

IMOBILIZĂRI CORPORALE 7.

		Active din	Alte
	Terenuri şi	sistemul de	mijloace	Active în
	clădiri	transport	fixe	curs	Total
La 31 Decembrie 2019
Cost la 1 ianuarie 2019	280.587.744	957.069.630	315.757.267 (222.779.945)	5.278.644	1.558.693.285 (1.013.400.168)
Amortizare cumulată Ajustări pentru depreciere	(154.054.392)	(636.565.831)		(1.656.183)	(1.656.183)
Valoare contabilă netă
iniţială	126.533.352	320.503.799	92.977.322	3.622.461	543.636.934
Intrări				139.909.884	139.909.884
Intrări/Reclasificări	1.193.893		1.513.773		2.707.666
Transferuri	796.177		18.226.792	-19.022.969
Ieşiri (valoare contabilă netă)	(5.334)	(302)	(40.446)		(46.082)
Cheltuiala cu amortizarea	(6.708.249)	(30.809.468)	(25.728.592)		(63.246.309)
Valoare contabilă netă
finală	121.809.839	289.694.029	86.948.849	124.509.376	622,962.093
Cost	282.547.989	957.068.832	327.794.571	126.165.558	1.693576.950
Amortizare cumulată	(160.738.150)	(667.374.803)	(240.845.722)		(1.068.958.675)
Ajustări pentru depreciere				(1.656.182)	(1.656.182)
Valoare contabilă netă
finală	121,809,839	289.694.029	86.948.849	124.509.376	622,962.093
La 31 decembrie 2020
Valoare contabilă netă
iniţială	121.809.839	289.694.029	86.948.849	124.509.376	622.962.093
Intrari			1.395.120	187.454.782	188.849.902
Reclasificari	(7.179.646)				(7.179.646)
Transferuri	40.913.681	4.673.800	248.815.630	(294.403.111)
Ieșiri (valoare contabilă netă)	(52.065)		(17.338)		(69.403)
Cheltuiala cu amortizarea	(6.369.306)	(30.762.377)	(25.671.795)		(62.803.478)
Diferenta de conversie	(9.787)		(2.004.610)	(8.307.224)	(10.321.621)
Valoare contabilă netă
finală	149.112.716	263,605.452	309.465.856	9.253.823	731.437.847
Cost	315.990.135	961.742.372	566.670.110	10.910.005	1.855.312.622
Amortizare cumulată	(166.899.579)	(698.136.920)	(257.867.504)		(1.122.904.003)
Ajustări pentru depreciere				(1.656.182)	(1.656.182)
Diferenta de conversie	22.160		663.250		685.410
Valoare contabilă netă finală	149.112.716	263.605.452	309.465.856	9.253.823	731.437.847

IMOBILIZĂRI CORPORALE (CONTINUARE) 7.

Valoarea contabilă brută a activelor amortizate întegral, utilizate în continuare, este de 309.479.594lei (31 decembrie 2019: 292.791.713 lei).

La data de 31 decembrie 2020, nu sunt inregistrate avansuri acordate pentru achiziţia de imobilizări corporale pentru a fi prezentate la active în curs (366.000 lei la 31 decembrie 2019).

Cu privire la activele dezvoltate de Societate care sunt complementare prestării serviciilor conform acordului de concesiune, statul are opţiunea de achiziţie a acestor active la sfârşitul acordului de concesiune. Societatea nu are obligaţia de a păstra aceste active până la sfârşitul acordului de concesiune şi îi este permis să le vândă. Aceste active nu se încadrează în domeniul de activitate al IFRIC 12. Toate celelalte active aferente desfâşurării activităţii de transport intern şi care fac parte din sistemul național de transport al gazelor, inclusiv îmbunătăţirile făcute ulterior semnării acordului de concesiune şi care trebuie predate către ANRM la sfârşitul acordului de concesiune se încadrează în domeniul de activitate al IFRIC 12.

Activele folosite pentru prestarea serviciilor de transport internaţional pe conductele Isaccea 2 – Negru Vodă 2 și Isaccea 3 – Negru Vodă 3 nu se încadrează în domeniul de activitate al IFRIC 12.

Societatea nu amortizează imobilizările corporale aprobate la casare.

ACORDUL DE CONCESIUNE A SERVICIILOR વર્

În mai 2002, Societatea a încheiat un acord de concesiune a serviciilor ("ACS") cu ANRM, care îi dă Societăţii dreptul să opereze conductele principale (conductele magistrale) ale sistemului naţional de transport gaz pe o perioadă de 30 de ani. Înainte de încheierea acestui acord, conductele erau în administrarea Societăţii conform Legii Domeniului Public nr. 213/1998, HG nr. 491/1998 şi HG nr. 334 din 2000 prin care se înfiinţează Societatea. Toate modernizările sau îmbunătăţirile efectuate de Societate la sistem sunt considerate parte a sistemului şi devin proprietatea ANRM la sfârşitul duratei lor de viaţă utilă. Societatea nu poate vinde sau casa nici un activ care face parte din sistemul naţional de transport; ieşirile se pot face numai cu aprobarea Statului.

La expirarea acordului, activele aparţinând domeniului public existente la momentul semnării acordului şi toate investiţiile realizate în sistem vor reveni Statului. Societatea deţine şi va dezvolta alte active care nu fac parte direct din sistemul naţional de transport gaz, ci reprezintă active complementare pentru operaţiunile de transport de gaz. ANRM are opţiunea de a cumpăra aceste active la finalul acordului de concesiune la valoarea justă.

8.

Termenii principali ai Acordului de concesiune sunt următorii:

• Societatea are dreptul de a opera direct activele care fac obiectul Acordului de concesiune şi . de a aplica şi colecta tarife de transport intern şi internaţional de la clienţi în schimbul serviciilor furnizate; Societatea este singura entitate autorizată să opereze conductele sistemului naţional de transport gaz, nefiind permise nici un fel de sub-concesionări;
• Orice modificare a tarifelor trebuie propusă de Societate şi apoi aprobată de ANRE;
• Societatea este scutită de la plata taxelor de import pentru activele achiziţionate în scopul operării, îmbunătăţirii sau dezvoltării sistemului;
• anual, Societatea trebuie să publice capacitatea disponibilă a sistemului pentru anul următor, până la 30 octombrie;
• anual, trebuie să se răspundă comenzilor clienţilor până la 30 noiembrie, iar ANRM trebuie . informată în legătură cu toate comenzile refuzate decise de conducerea Societăţii;
• Societatea trebuie să menţină un nivel specific de funcţionare (garantat printr-un program minim obligatoriu de investiţii);
• redevenţele sunt plătite ca procentaj (până la 30 septembrie 2007: 5%. începând cu octombrie 2007: 10%) din venitul brut din operarea sistemului naţional de transport (transport intern şi internaţional);
• toate cheltuielile de exploatare pentru operarea sistemului sunt suportate de Societate; .
• Societatea poate anula acordul prin notificarea ANRM cu 12 luni înainte;
• ANRM poate anula acordul printr-o notificare cu 6 luni înainte, dacă Societatea nu respectă clauzele contractuale; aceasta are şi opţiunea de a anula acordul cu o notificare de 30 de zile din motive de "interes naţional"; în acest caz, Societatea va primi compensaţii egale cu profitul mediu net al ultimilor 5 ani înmulţit cu durata rămasă a acordului.

Acordul de concesiune nu include o clauză de prelungire automată.

Nu s-au făcut modificări ale termenilor Acordului de concesiune după luna iunie 2003, cu excepţia aprobării planurilor minimale de investiţii.

IMOBILIZĂRI NECORPORALE 9.

A.A. L. I date do, buyer the hunder deck backs and a for a land to I do hards	Active aferente ACS	Fond Comercial din consolidare	Programe informatice	Imobilizări necorporale în curs	Total
La 31 decembrie 2019					6.733.605.227
Cost la 1 ianuarie 2019	6.157.978.033		54.066.289	521.560.905	(3.994.240.083)
Amortizare cumulată	(3.944.317.080)	9.413.102	(49.923.003)		9.413.102
Fond comercial din consolidare				(7.014.250)	(7.014.250)
Ajustare pentru depreciere Creanta Acord de concesiune					(551.741.263)
Amortizare active creanta AC	(551.741.263)				121,196.619
contabilă netă Valoare	121.196.619
inițială	1.783.116.309	9.413.102	4.143.286	514.546.655	2.311.219.352
Valoare contabilă netă
finală	1.783.116.309	9.413.102	4.143.286	514.546.655 915.558.148	2.311.219.352 915.558.148
Intrări Reclasificari	(1.206.388)		43.626	(590)	(1.163.352)
Transferuri	36.264.864		2.111.363	(38.376.227)
					(166.710.568)
Amortizare	(164.137.743)		(2.572.825)
Ajustare pentru depreciere Creanta Acord de concesiune				(2.128.527)	(2.128.527)
	(21.872.728)				(21.872.728)
Amortizare active creanță AC	33.108.049	362.497			33.108.049
Diferenta de conversie contabilă netă Valoare					362.497
finală	1.665.272.363	9-775-599	3.725.450	1.389.599.459	3.068.372.871
Cost	6.193.036.508		56.221.278	1.398.742.236	7.648.000.022
Amortizare cumulate	(4.108.454.822)		(52.495.828)		(4.160.950.650)
Ajustare pentru depreciere				(9.142.777)	(9.142.777)
Fond comercial din consolidare		9.413.102			9.413.102
Creanta Acord de concesiune	(573.613.990)				(573.613.990)
Amortizare active creanță AC	154.304.667				154.304.667
Diferenta de conversie		362.497			362.497
Valoare contabilă netă	1.665.272.363	9-775-599	3.725.450	1.389.599.459	3.068.372.871
La 31 decembrie 2020
Valoare contabilă netă	1.665.272.363	9-775-599	3.725.450	1.389.599.459	3.068.372.871
Intrări				1.637.034.903	1.637.034.903
Reclasificări	7.179.646				7.179.646
Transferuri	1.971.010.381		2.316.198	(1.973.326.579)
Ieşiri	(2.245)				(2.245)
Amortizare	(228.783.590)		(2.612.428)		(231.396.018) (585.582.081)
Creanta Acord de concesiune Amortizare active creanta AC	(585.582.081)				45.863.492
	45.863.492	(693.473)			(695.881)
Diferenta de conversie Valoare contabilă netă			(2.408)
finală	2.874.957.966	9.082.126	3.426.812	1.053.307.783	3.940.774.687
Cost	8.171.222.202		58.534.013	1.062.450.560	9.292.206.774
Amortizare cumulată	(4.337.236.324)		(55.108.164)		(4.392.344.488)
Ajustare pentru depreciere				(9.142.777)	(9.142.777)
Fond comercial din consolidare		9.413.102			9.413.102
Creanta Acord de concesiune	(1.159.196.071)				(1.159.196.071)
Amortizare active creanță AC	200.168.159				200.168.159
Diferenta de conversie		(330.976) 9.082.126	do3		(330.013)
Valoare contabilă netă	2.874.957.966		3.426.812	1.053.307.783	3.940.774.687

IMOBILIZĂRI NECORPORALE (CONTINUARE) 9.

Cantitatea minimă de gaze naturale din SNT necesară asigurării presiunilor și debitelor la consumatorii finali în condiţii contractuale (zestrea SNT) este recunoscută în valoarea drepului de utilizare, ca activ necorporal. La 31 decembrie 2020 zestrea SNT este de 689.357 MWh și are o valoare de 56.389.212 lei. La 31 decembrie 2019 zestrea SNT era de 398.504 MWh și avea valoarea de 28.997.944 lei).

În anul 2020 Societatea a capitalizat cheltuieli cu amortizarea de 2.646.453 lei și cheltuieli cu dobânda în valoare de 16.332.693 lei (în anul 2019 Societatea a capitalizat cheltuieli cu amortizarea de 3.695.598 lei și cheltuieli cu dobânda în valoare de 4.382.216 lei).

La data de 31 decembrie 2020, avansurile acordate pentru achiziţia de lucrări de dezvoltare a sistemului național de transport în valoare de 99.594.303 lei sunt prezentate la imobilizări necorporale în curs (42.259.826 lei la 31 decembrie 2019).

La data de 31 decembrie 2020 avansuri în valoare de 26.794.807 lei, recunoscute la decembrie 2019 la creanţe comerciale şi alte creanţe, sunt prezentate la imobilizări necorporale în curs.

Durata de viață rămasă a imobilizărilor necorporale este prezentată la Nota 3.5 şi Nota 3.8.

Ca urmare a achiziţionării Vestmoldtransgaz SRL ( VTMG) de către Eurotransgaz SRL ( ETG), s-a înregistrat în situaţiile financiare consolidate, ca imobilizare necorporală, fondul comercial calculat ca diferenţă între valoarea participaţiei şi valoarea capitalurilor proprii ale VTMG ponderată cu procentul de participaţie deţinut, respeciv de 100%. Calcului comercial s-a efectuat la data achiziţionării, respectiv la martie 2018, în situaţiile financiare consolidate fiind prezentat la cursul de închidere.

Drepturi de utilizare a activelor luate în leaging (IFRS 16)

De la 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:

	Active luate în leasing
	conform IFRS16
Cost la 1 ianuarie 2020	12.254.498
Amortizare cumulată	(2.895.319)
Valoare contabilă netă iniţială	9.359.179
Intrări	14.596.522
lesiri	(453.974)
Amortizare	(4.309.658)
Valoare contabilă netă finală la 31 decembrie 2020	19.192.069

9.

Detalierea informaţiilor privind IFRS 16 la 31 decembrie 2020:

	31 decembrie 2020	Din care aferent clasei de active cu valoare mică-Convenţii forestiere
Valoare drept utilizare (DU)	26.397.047	11.824.197
Amortizare aferentă DU	7.204.978	1.746.588
Dobândă aferentă DU	1.213.101	861.679
Datoria privind DU	19.834.45	10.440891
Din care
Termen scurt	3.352.014	735.198
Termen lung	16.482.440	9.705693

Datoria conform IFRS 16 este prezentată în bilanţ la Datorii comerciale pe termen lung şi scurt.

În anul 2020 societatea a ales să recunoască o clasă de active suport cu valoare cumulată mai mare de 5000 USD – convenţii forestiere.

Impactul recunoașterii activ de natură necorporală asupra anului 2019:

31 decembrie 2019
11.824.197
870.275
442.701

Cheltuiala aferentă convenţiilor forestiere îndeplineţte condiţiile pentru a fi capitalizată şi nu are impact fiscal.

În anul 2020 s-au capitalizat cheltuieli cu amortizarea în valoare de 657.500 lei și dobândă în valoare de 310.805 lei .

Valoarea cheltuielilor aferentă contractelor de valoare mică sau cu durată sub un an pentru care nu s-a recunoscut drept de utilizare conform IFRS 16: 453.510 lei din care sub un an 42.682 lei, mai mare de un an si cu valoare mica 370.832 și alte chirii 39.996 lei.

IMOBILIZARI FINANCIARE 10.

Activele financiare constau în participaţii necotate în următoarele societăţi:

		10
		Procent	Procent
		detinut	deținut	31 decembrie	31 decembrie
Societatea	Activitate	2020	2019	2020	2019
Resial SA	Producție Producție distribuție și	68,16	68,16	18.116.501	18.116.501
Mebis SA	furnizare gaz	17,47	17,47	6.461.736	6.461.736
Phaedra's SHA Minus ajustări pentru deprecierea investiţiilor în:Resial SA, Mebis SA	Transport gaz		33,33		308.909
si Phaedra's SHA				(24.578,237)	(24.887.146)

0/

Participaţia în Resial SA

Acţiunile deţinute la Resial SA au fost obţinute în decembrie 2003 ca urmare a unei proceduri de recuperare a creanţelor datorate de un client. Resial SA a intrat în procedură de lichidare în 2006; procedura este desfăşurată de un executor judecătoresc numit de instanţa de judecată şi este în afara controlului Societăţii, motiv pentru care participaţia nu este consolidată şi este înregistrată la cost mai puţin ajustarea pentru depreciere constituit la 100% din cost. Împrumutul acordat la Resial SA este de asemenea ajustat în întregime. Conducerea nu se aşteaptă ca Societatea să recupereze vreo sumă din această participaţie şi Societatea nu garantează niciun fel de obligaţii reziduale pentru Resial SA.

Participaţia în Mebis SA

Acţiunile deţinute la Mebis SA au fost obţinute în februarie 2004 ca urmare a unei proceduri de recuperare a creanţelor datorate de un client. Mebis SA este în procedură de lichidare, motiv pentru care participaţia în Mebis SA a fost ajustată în întregime. Societatea nu are nici un fel de obligaţii faţă de Mebis SA.

Participaţia în "Phaedra's SHA"

Consorţiului format din Reganosa, Transgaz şi BERD a depus o ofertă pentru participarea în cea dea doua rundă a procesului de privatizare a 66% din compania DESFA, operatorul elen al reţelei de transport gaze naturale. Consorțiul nu a câștigat licitația pentru achiziția DESFA. Societatea a vândut participaţia în Phaedra's SHA şi a diminuat ajustările de depreciere constituite în anii anteriori în procent de 100% din valoarea participației.

10.

În cazul activelor financiare deţinute de Transgaz, respectiv Mebis SA și Resial SA aplicarea IFRS 9 nu are nici un impact, aceste active fiind măsurate la valoarea justă prin contul de profit și pierdere și s-au constituit ajustări de depreciere în procent de 100%.

Fond Comercial

La 28 martie 2018 Societatea moldovenească Eurotransgaz S.R.L. aflată în proprietatea "SNTGN Tansgaz" S.A. Romania, a încheiat în calitate de cumpărător cu Agenția Proprietăți publice din Republica Moldova, contractul de vânzare a complexului patrimonial unic întreprinderea de stat Vestmoldtransgaz.

Denumire	Valoare justa MDL
Active nete	140.798.149
Valoarea justă a contraprestației plătite	180.200.000
Fond comercial - MDL	39.401.851
Fond comercial- echivalentul in lei la 31.12.2020	9.082,127

La data procurării activele nete ale Vestmoldtransgaz SRL au constituit suma de 140.798.149 MDL, iar capitalul social și capitalul neînregistrat 177.408.819 MDL. Valoarea justă a contraprestației plătite la data procurării a fost 180.200.000 MDL. Diferenţa dintre valoarea justă a contraprestaţiei plătite şi capitalul social inclusiv capitalul neînregistrat se regăseşte în fondul comercial şi reprezintă suma de 2.791.181 MDL.

Fondul Comercial se regăseşte în poziţia financiară a societăţii Eurotransgaz S.R.L. (entitate mamă) ca rezultat al consolidării situațiilor financiare, obținut prin diferența dintre valoarea de vânzare a societăţii fiice - Vestmoldtransgaz S.R.L. și valoarea activelor nete înregistrate în contabilitatea entităţii fiice la data procurării.

Prin HAGEA nr. 10 din data de 12.12.2017 s-a aprobat înfiinţarea, pe teritoriul Republicii Moldova, a societății Eurotransgaz S.R.L. în vederea participării cu succes la procedura de privatizare a întreprinderii de Stat Vestmoldtrasgaz.

Investiţia efectuată în scopul cumpărării a fost compensată cu capitalul social al entităţii cumpărate Vestmoldtransgaz S.R.L. Pe parcursul anului 2019 Eurotransgaz SRL a efectuat aporturi aferente majorării capitalului social al Vestmoldtransgaz în suma de 491.665.568 MDL, investiţia totală a Eurotransgaz SRL la 31 decembrie 2019 fiind de 675.587.478 MDL, iar în anul 2020 aportul aferent majorarii capitalului social este in suma de 477.816.169 MDL.

STOCURI 11.

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
		43.828.469
Stoc de gaze	68.130.252	39.924.352
Gaze naturale pentru consum de gaze în SNT	21.728.153
Piese de schimb şi materiale	72.009.330	117.176.515
Materiale în custodie la terți	60.851.179	323.094.475
Ajustări pentru deprecierea stocurilor	(28.577.038)	(29.409.319)
	194.141.876	494.614.492

Prin Ordinul ANRE nr. 160/2015 se stabilesc obligaţiile societăţii privind echilibrarea sistemului național de transport. în calitate de operator de transport şi de sistem.

În cadrul materialelor în custodie la terţi sunt cuprinse stocuri în valoare 25.490.142 lei achiziţionate de societate pentru realizarea proiectului BRUA faza I şi 25.416.561 lei pentru proiectul " Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre Republica Moldova".

Mişcările în contul de ajustări sunt analizate mai jos:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Ajustare la 1 ianuarie	29.409.319	28.762.730
(Venit)/cheltuială cu ajustări pentru deprecierea stocurilor (Nota 23)	(832.281)	646.589
Ajustare la sfârșitul perioadei	28.577.038	29.409.319

În cursul anului 2020 au fost constituite ajustări pentru deprecierea stocurilor conform Notei 3.10.

CREANȚE COMERCIALE ȘI ALTE CREANȚE 12.

	31 decembrie 2020	IT HEADTHINT IN EVER
Creanţe comerciale Avansuri către furnizori de bunuri și servicii Imprumut către Resial SA (Nota 10)	718.257.047 279.444 1.770.346	698.644.947 102.931.731 1.770.346
Creanța privind valoarea reglementată rămasă neamortizată la încetarea
acordului de concesiune Imprumuturi nerambursabile cu character	1.364.268.828	723.921.414
de subvenții	234.652.532	3.127.035
Alte creante	229.378.063	157.936.652
Ajustare pentru deprecierea creanţelor comerciale Ajustări pentru deprecierea altor creanțe	(453.599.959) (53.340.988)	(407.023.748) (32.886.504)
	2,041,665,313	1,248.421.873

Societatea a contestat administrativ decizia de impunere privind obligaţii fiscale suplimentare de plată în valoare de 25.409.833 lei emisă de ANAF în anul 2016 constând în impozit pe profit, TVA, penalităţi şi majorări de întârziere şi a constituit o ajustare. Societatea a achitat sumele menţionate în decizia de impunere pentru a putea desfâşura activitatea în direcţiile impuse de management şi pentru a facilita obţinerea finanţării proiectelor viitoare.

În anul 2020 Societatea a contestat administrativ decizia de impunere privind obligații fiscale suplimentare de plată în valoare de 7.462.671 lei emisă de ANAF în anul 2020 constând în impozit pe profit și TVA și a constituit o ajustare.

La 31 decembrie 2020 Societatea înregistrează TVA de rambursat în valoare de 109.814.918 lei care este prezentată la Alte creanţe (31 decembrie 2019: 61.612.362 lei).

Avansurile acordate de Societate în cadrul relațiilor contractuale sunt garantate de furnizori cu scrisori de garanție bancară.

La 31 decembrie 2020, suma de 195.182.480 lei (31 decembrie 2019: 25.442.815 lei) reprezentând creanţe comerciale şi alte creanţe net este exprimată în monedă străină dintre care 1% în USD (31 decembrie 2019: 5%) şi 99% în EUR (31 decembrie 2019: 95%).

În vederea consolidării anului 2020, tranzacţiile interne au fost eliminate, respectiv datorii comerciale in valoare de 1.341.155 lei şi creanţe comerciale în valoare de 1.356.528 lei ( anul 2019: 102.853 lei)

Creanţele aferente TVA reprezintă creanţe la buget formate de la TVA deductibil prind procurările de servicii şi materii prime aferente procesului de construcţie a reţelelor de distribuţie gaze care este gestionat de către Vestmoldtransgaz S.R.L.. Avansurile acordate în țară reprezintă avansurile acordate partenerilor dezvoltatori și terților pentru executarea lucrărilor de construcție a gazoductului Ungheni – Chișinău. În cursul anilor 2019 și 2020, nu au fost constituite provizioane

12.

pentru creanțe de la societăți în insolvență sau societăți care au întâmpinat dificultăți financiare semnificative.

Potrivit Ordinului ANRE nr.41/2019 valoarea activelor recunoscute în Baza de Active Reglementată se ajustează cu inflația. Societatea a recalculat valoarea creanței privind Acordul de Concesiune și a recunoscut un câștig în valoare de 27.749.154 lei în conformitate cu IFRS 9. Tranzacţiile intragrup eliminate sunt în sumă de de 1.356.528 lei.

Analiza creanţelor comerciale conform IFRS9 este următoarea:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Curente și nedepreciate
Creanțe tranzit	8.498.496	21.230.996
Creanţe incerte si in insolventa	164.471.856	183.501.584
Creanţe parti afliate	297.317.672	224.348.642
Alte creanțe comerciale	198.371.653	269.563.725
	668.659.677	698.644.947
Depreciere
Creanțe tranzit
Creanțe incerte si in insolventa	164.468.159	182.858.709
Creanţe parti afliate	196.531.429	172.569.149
Alte creanţe comerciale	92.600.371	51.595.890
Total depreciere	453.599.959	407.023.748
Total creanţe comerciale net de provizion	215.059.718	291.621.199

IFRS 9 introduce un model nou privind anticiparea pierderilor din depreciere, bazat pe pierderile aşteptate, model care presupune recunoaşterea anticipată a pierderilor din deprecierea creanţelor. Standardul prevede ca entităţile să înregistreze pierderile anticipate din depreciere creanţelor din momentul recunoaşterii iniţiale a instrumentelor şi totodată să recunoască pierderile anticipate din depreciere pe întreaga durată de viaţă a acestora. Valoarea pierderilor anticipate va fi actualizată pentru fiecare perioadă de raportare astfel încât să reflecte modificările în riscul de credit față de recunoașterea inițială.

Valoarea creanţelor ajustate integral la 31 decembrie 2020 este de 196.167.798 lei.

În vederea aplicării IFRS 9 asupra creanţelor deţinute, în baza aplicării unui model de estimare a pierderii, au fost reconsiderate categoriile de clienți, pornind de la principiul IFRS o de anticipare a unui risc de neîncasare aferent creanțelor curente.

Pentru estimarea riscului de neîncasare aferent creanţelor comerciale s-a aplicat un procent de neîncasare în funcţie de categoriile de risc astfel:

• Creanțe transport internațional – creanțe fără risc de încasare la termen;

12.

• Creanțe incerte sau în litigiu altele decât părți afiliate creanțe cu risc crescut de neîncasare care fac obiectul uneor acțiuni în instanță. Sunt calculate ajustări pentru depreciere în procent de 100% din valoarea creanței;
• Creanțe părți afiliate creanțele fără risc sunt provizionate pe tranșe de vechime, respectiv: în intervalul 31-60 un procent de 10%, 61-90 un procent de 20%. 91-120 un procent de 30%, 121-150 un procent de 35%, 151-180 un procent de 60% iar cele peste 181 cu un provent de 100%. Crenţele incerte și care fac obiectul unor acţiuni în instanţă sunt provizionate cu până la 100% din valoarea creanţei. Pentru creanţele care nu fac obiectul unor acţiuni în instanţă şi prezintă risc de neîncasare se contituie provizion de 100% în cazul celor care depăşesc 30 de zile şi de 5% în cazul celor curente.
• Clienți diverși (alte creanțe debitori diverși) creanțe debitori diverși) creanțele fără risc sunt provizionate pe transe de vechime, în intervalul 31-60 un procent de 10%, 61-90 un procent de 20%, 91-120 un procent de 30%, 121-150 un procent de 35%, 151-180 un procent de 60% iar cele peste 181 cu un provent de 100%. Crențele incerte și care fac obiectul unor acțiuni în instanță sunt provizionate cu până la 100% din valoarea creanței. Pentru creanțele care nu fac obiectul unor acțiuni în instanță și prezintă risc de neîncasare se contituie provizion de 100% în cazul celor care depăşesc 30 de zile şi de 5% în cazul celor curente.

În contextul pandemiei, societatea a menținut Societatea consideră că menținerea procenteleor de ajustare a creanțelor comerciale utilizate în anul precedent care acoperă riscurile de neîncasare, Societatea prestând un serviciu public de interes național, inclus în segmentul reglementat al pieței interne de gaze naturale. Activitatea de transport gaze naturale este reglementată de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei. Societatea analizează permanent situația clienților și înregistrează ajustări atunci când sunt indicii privind creșterea riscului de neîncasare.

Plata contravalorii facturilor pentru serviciile de transport gaze naturale, emise conform prevederilor din Codul reţelei, se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturii. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare.

Mişcările în contul de ajustări sunt analizate mai jos:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Ajustare la 1 ianuarie	439.910.253	359.649.878
(Venit)/cheltuiala cu ajustarea pentru
clienți incerți (Nota 23)	67.030.695	80.260.375
Ajustare la sfârșitul perioadei	506.940.947	439.910.253

În cursul anului 2020 au fost constituite ajustări pentru creanţe de la societăţi în insolvenţă sau societăţi care au întâmpinat dificultăţi financiare semnificative.

Societatea a înregistrat în anul 2020 cheltuieli cu ajustarea pentru clienți care înregistrează risc crescut de neîncasare, în principal pentru creanțele înregistrate cu grupul AIK (30.656.450), Complexul Energetic Hunedoara și Donau Chem pentru care a crescut riscul de neîncasare în anul 2020.

13.

	31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Numerar în bancă în lei Numerar în bancă în devize Alte echivalente de numerar	248.540.934 29.833.747 11.077.359 289.452.040	104.237.988 248.561.584 185.547 352.985.119

Numerarul în bancă în devize este denominat în majoritate în EUR.

La data de 31 decembrie 2020 Societatea are constituite garanții în favoarea terților două scrisori de garanție bancară în valoare totală de 11.000.000 lei emise de Banca Comercială Română. valabile până la data de 31.03.2021.

Scrisorile sunt garantate cu depozite colaterale de aceeași valoare. sumele aferente fiind indisponibilizate până la expirarea unei perioade de 5 zile lucrătoare care urmează expirării valabilităţii scrisorilor.

Rata medie ponderată a dobânzii efective aferente depozitelor bancare pe termen scurt a fost de 2,38% la 31 decembrie 2020 (0,98% la 31 decembrie 2019) iar aceste depozite au scadenţa maximă de 30 zile, cu excepţia celor menţionate la paragraful anterior.

CAPITAL SOCIAL ŞI PRIMĂ DE EMISIUNE 14.

	Număr de acțiuni ordinare	Capital social	Primă de emisiune	Total
TFRS
La 31 decembrie 2019	11.773.844	117.738.440	247.478.865	365.217.305
La 31 decembrie 2020	11.773.844	117.738.440	247.478.865	365.217.305
Ajustarea capitalului social la hiperinflație cumulată la 31 decembrie 2003		441.418.396		441.418.396
La 31 decembrie 2019, 31 decembrie 2020	11.773.844	559.156.836	247.478.865	806.635.701

Numărul autorizat de acțiuni ordinare este de 11.773.844 (31 decembrie 2019: 11.773.844) cu o valoare nominală de 10 lei fiecare. Fiecare acţiune reprezintă un vot. Structura acţionariatului la 31 decembrie 2020 este următoarea:

Număr de acțiuni ordinare	Valoare statutară	Procentaj
	(lei)	(%)
6.888.840	68.888.400	58,5097
4.885.004	48.850.040	41,4903
11.773.844	117.738.440	100.0000

14. CAPITAL SOCIAL ŞI PRIMĂ DE EMISIUNE (CONTINUARE)

Structura acționariatului la 31 decembrie 2019 este următoarea:

	Număr de actiuni ordinare	Valoare statutară (lei)	Procentaj (%)
Statul Român, reprezentat de	6.888.840	68.888.400	58,5097
Secretariatul General al Guvernului	4.885.004	48.850.040	41,4903
Alți acționari	11.773.844	117.738.440	100,0000

În contabilitatea statutară, înainte 2012, Societatea a inclus în capitalul social rezerve din reevaluare pentru reevaluările efectuate înainte de 31 decembrie 2001. În scopul întocmirii prezentelor situaţii financiare în conformitate cu IFRS EU, astfel de majorări nu au fost recunoscute întrucât ajustările la hiperinflaţie pentru mijloace fixe erau recunoscute anual în situaţia rezultatului global până la 31 decembrie 2003. Prin urmare, în aceste situaţii financiare, Societatea a înregistrat doar capitalul social din aport în numerar sau în natură, ajustat la inflaţie de la data aportului iniţial la 31 decembrie 2003 iar majorarea capitalului social care a avut loc după 1 ianuarie 2004 a fost recunoscută în termeni nominali.

ALTE REZERVE. REZERVE LEGALE ŞI REZULTATUL REPORTAT 15.

Alte rezerve

Înainte de adoptarea IFRIC 12, o rezervă corespunzătoare activelor aparţinând domeniului public (Notele 3.8 şi 5.2) a fost inclusă în capitalurile proprii cu titlul de "Rezerva domeniului public" la valoarea activelor respective retratate în funcţie de inflaţie până la 1 ianuarie 2004. Aceasta a fost redenumită "Alte rezerve" la adoptarea IFRIC 12 (Nota 3.5), pentru a reflecta modificarea statusului activelor aferente.

Rezerva legală

În conformitate cu legislaţia românească şi cu actul constitutiv al Societăţii, aceasta trebuie să transfere cinci procente din situaţiile financiare statutare într-o rezervă statutară de până la 20% din capitalul social statutar. Soldul rezervei statutare, care nu este disponibil pentru distribuţie la 31 decembrie 2020, este în sumă de 23.547.688 lei (31 decembrie 2019: 23.547.688 lei). Rezerva legală este inclusă în "Rezultatul reportat" în aceste situaţii financiare.

Distribuţia dividendelor

În cursul anului 2020, Societatea mamă a declarat şi distribuit un dividend în valoare de 14,35 lei/acţiune aferent profitului anului anterior (2019: 21,66 lei/acţiune). Totalul dividendelor declarate din profitul anului 2019 este de 182.141.366,68 lei (dividende declarate din profitul anului 2018: 255.021.461,04 lei).

ÎMPRUMUTURI PE TERMEN LUNG 16.

Valoarea împrumuturilor pe termen lung înregistrate la 31 decembrie 2020:

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
BEI 8364RO	240.548.360	238.965.000
BEI 88825RO	243.470.000	238.965.000
BEI ETG 90703	107.119.222
BCR 20190409029	186.000.000	186.000.000
BCR 20201028056	360.000.000
BERD	277.938.000
BT	299.720.329
Total	1.714.795.911	663.930.000

Banca Europeană de Investiții (" BEI")

Societatea a semnat cu BEI următoarele împrumuturi pentru finanţarea proiectului "Dezvoltarea pe Teritoriul României a Sistemului National de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România - Ungaria - Austria" ("BRUA Faza 1"):

• Contract de împrumut nr.83644RO încheiat în data de 27.10.2017 pentru suma de 50 milioane EUR, dobândă fixă, maturitate 15 ani, perioada de grație de 3 ani la rambursarea principalului.
• Contract de împrumut nr.88825RO încheiat în data de 14.12.2017 pentru suma de 50 milioane EUR, cu tragere în Lei sau EUR (la alegerea Societăţii), cu dobânda fixă sau variabilă (la alegerea Societății), maturitate 15 ani, perioada de grație de 3 ani la rambursarea principalului.

Societatea a semnat cu BEI Contractul de împrumut nr.89417RO în data de 17.12.2018 în scopul finanţării proiectului "Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre" (Marea Neagră – Podișor), pentru suma de 50 milioane EUR, maturitate 15 ani, perioada de grație de 3 ani la rambursarea principalului. Contractul fiind de tip deschis permite utilizarea împrumutului în Lei sau în EUR (la alegerea Societăți), cu dobândă fixă sau variabilă (la alegerea Societății).

În data de 24 ianuarie 2019 Societatea a semnat un contract de împrumut cu Banca Europeană de Investiţii pentru suma de 100 milioane EUR, maturitate 15 ani, perioada de graţie de 3 ani la rambursarea principalului, în scopul finanţării proiectului "Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre".

În data de 24 ianuarie 2019 Societatea a semnat un contract de împrumut cu Banca Europeană de Investiţii pentru suma de 38 milioane EUR, maturitate 15 ani, perioada de graţie de 3 ani la rambursarea principalului, în scopul finanţării proiectului "Construcţia conductei de interconectare a sistemului național de transport al gazelor naturale din Republica Moldova cu sistemul de transport gaze naturale din Uniunea Europeană, prin România, pe direcţia Ungheni – Chişinău".

16.

Angajamentele financiare asumate prin contractele de împrumut obligă Societatea să respecte încadrarea în limitele negociate ale următorilor indicatori financiari: Raportul datoriilor nete totale față de RAB propriu al împrumutatului, Rata de îndatorare netă și Rata de acoperire a dobânzii. În cursul anului 2017 Societatea a încasat, din Contractul de împrumut nr.83644RO, prima tranşă, de 15 milioane EUR, eliberată de 30 noiembrie 2017, în data de 28 februarie 2018 a fost încasată a doua tranșă de împrumut de 15 milioane EUR iar în 30 aprilie 2018 a fost încasată a treia tranşă de 20 milioane EUR.

Scadenţa împrumutului 83644RO de la BEI este prezentată mai jos:

		T UUUUUUUUU EUEU
În termen de 1 an	15.582.080	2.867.580
Între 1 şi 5 ani	77.910.400	73.601.220
Peste 5 ani	147.055.880	162.496.200
	240.548.360	238.965.000

În cursul anului 2019 Societatea a încasat din Contractul de împrumut nr.88825RO două transe totalizând 50 milioane EUR.

Scadenţa împrumutului 88825RO de la BEI este prezentată mai jos:

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
În termen de 1 an
Între 1 și 5 ani	77.665.783	55-333-340
Peste 5 ani	165.804.217	183.631.660
	243.470.000	238.965.000

Valoarea contabilă a împrumuturilor pe termen scurt aproximează valoarea justă a acestora.

În data de 24 aprilie 2020 Societatea a încasat din împrumutul BEI nr.90703RO prima tranșă, de 22 milioane EUR.

Scadenţa împrumutului 90703RO de la BEI este prezentată mai jos:

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
În termen de 1 an	370.940
Între 1 și 5 ani	22.183.602
Peste 5 ani	84.564.680
	107.119,222

16. ÎMPRUMUTURI PE TERMEN LUNG (CONTINUARE)

Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare (" BERD")

Societatea a semnat cu Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare în data de 23 februarie 2018 un contract în valoare de 278 milioane lei, echivalentul a 60 milioane euro, pentru finanțarea proiectului BRUA.

Împrumutul a fost încasat integral în două tranșe egale: în data de 29 aprilie 2020, respectiv în data de 29 mai 2020.

Scadenta împrumutului BERD este prezentată mai jos:

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
În termen de 1 an	22.235.040
Între 1 și 5 ani	88.940.160
Peste 5 ani	166.762.800
	277.938.000

Banca Comercială Română (BCR)

Societatea a semnat în data de 24.04.2019 contractul nr. 20190409029 cu Banca Comercială Română pentru angajarea finanțării în sumă de 186 milioane lei, echivalentul a 40 milioane EUR, cu tragere și rambursare în lei, maturitate 15 ani, perioadă de grație rambursare principal de 3 ani, dobândă variabilă, în scopul finanţării proiectului "Dezvoltarea pe Teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – Ungaria – Austria" ("BRUA Faza 1").

Împrumutul BCR nr.20190409029 este încasat integral iar scadenţa acestuia este prezentată mai jos:

31 decembrie 2020 31 decembrie 2019

In termen de 1 an	14.880.000
Între 1 și 5 ani	59.520.000	29.760.000
Peste 5 ani	111.600.000	156.240.000
	186.000.000	186.000.000

În data de 29.10.2020 Societatea a semnat cu Banca Comercială Română contractul nr.20201028056 prin care beneficiază de împrumut de 360 milioane lei pentru o perioadă de 13 ani, destinat refinanţării a două proiecte majore derulate de Transgaz: Dezvoltări ale Sistemului National de Transport în zona de Nord Est a României (Oneşti – Gherăeşti – Leţcani)" şi "Interconectarea Sistemului Național de Transport cu conducta de transport internațional a gazelor naturale T1 și reverse flow Isaccea Faza II (Oneşti - Siliştea)".

16.

Împrumutul BCR nr.20201028056 este încasat integral iar scadenţa acestuia este prezentată mai jos:

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
În termen de 1 an	14.400.000
Între 1 şi 5 ani	115.200.000
Peste 5 ani	230.400.000
Total	360.000.000

Banca Transilvania (BT)

Societatea a semnat în data de 15 iulie 2020, în urma unei proceduri de negociere competitivă un contract cu Banca Transilvania prin care beneficiază de o linie de credit de 300 milioane lei pentru o perioadă de 2 ani, destinată acoperirii necesarului de capital de lucru. La data de 31 decembrie 2020 este utilizată suma de 299.720.329 lei. Rambursarea liniei de credit de 300.000.000 lei este scadentă în cursul anului 2022.

La data de 31 decembrie 2020 soldul dobânzii datorate pentru împrumuturile angajate de societate este de 3.538.011 lei, defalcată pe împrumuturi astfel:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
BEI 83644KU	625.124	616.616
BEI 88825RO	13.748	44.501
BCR 20190409029	419.738	599.521
BCR 20201028056	1.575.794
BERD	903.607
Total	3.538.011	1.260.638

Expunerea împrumuturilor Societăţii la modificările ratei dobânzii se prezintă astfel:

31 decembrie 2020	31 decembrie 2019

Rata variabilă a dobânzii

424.065.000

VENITURI ÎNREGISTRATE ÎN AVANS 17.

Veniturile înregistrate în avans constau în taxe de racordare aplicate clienţilor pentru racordarea acestora la sistemul național de transport al gazelor naturale, în active preluate cu titlu gratuit pentru conectarea la reţea, fondurile nerambursabile şi dreptul de a recupera valoarea reglementată rămasă neamortizată a bunurilor aferente investiţiilor realizate în calitate de concesionar. Societatea utilizează taxa de racordare pentru a realiza racordarea la sistemul naţional de transport a obiectivelor clientului. Veniturile înregistrate în avans (prezentate drept "venituri din taxe de racordare") sunt înregistrate la venituri pe perioada în care sunt amortizate activele aferente şi care estimează durata relaţiei cu clientul (Nota 22).

31 decembrie 2020 31 decembrie 2019

NOTE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE (exprimate în lei, dacă nu se specifică contrariul)

17. VENITURI ÎNREGISTRATE ÎN AVANS (CONTINUARE)

În baza contractelor de racordare se construiește infrastuctura necesară asigurării capacității de transport estimată a fi utilizată pe perioada acordului de concesiune.

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Sold initial	669.915.709	541.987.503
Cresteri	486.886.462	151.274.740
Venituri din taxe de racordare (Nota 22)	(12.848.165)	(12.795.370)
Venituri din fonduri nerambursabile și bunuri preluate cu titlu gratuit (Nota 22)	(31.290.538) 1.112.663.468	(10.551.164) 669.915.709
Sold final

La 31 decembrie 2020 valoarea de 69.030.913 lei reprezentând partea curentă a veniturilor înregistrate în avans este prezentată la datorii comerciale și alte datorii (la 31 dcembrie 2019: 22.268.687 lei).

Soldul veniturilor în avans este compus din:

Racorduri şi bunuri primite cu titlu gratuit	237.013.637	249.756.541
Finanţare nerambursabilă	875.652.503	420.159.168
	1.112.666.140	669,915.709

Societatea a obținut din partea Uniunii Europene prin Agenția Națională pentru Inovare și Rețele (INEA), pentru proiectul BRUA, un grant în valoare de 1.519.342 Euro, reprezentând 50% din cheltuielile eligibile estimate, acordat pentru finanțarea proiecțării pentru cele trei stații de comprimare din cadrul proiectului (Podișor, Bibești și Jupa) și un grant în valoare de 179,320.400 Euro, reprezentând 40% din cheltuielile estimate, acordat pentru finanțarea lucrărilor de implementare a proiectului BRUA Faza I.

Pentru finanţarea lucrărilor de implementare a proiectului BRUA Faza I s-au încasat cu titlu de prefinanţare următoarele sume: 25.834.489,60 EUR (în anul 2016), 13.839.087,37 EUR (în anul 2018) și 29.192.463,92 EUR în anul 2019.

Societatea derulează formalităţile necesare prelungirii duratei contractului de finanţare, urmare a prelungirii termenelor de finalizare a proiectului BRUA faza I.

Societatea a semnat în data de 22.11.2018 cu Ministerul Fondurilor Europene AM POIM Contractul de Finanţare nr.226 care are ca obiect acordarea finanţării nerambursabile pentru implementarea proiectului cod MYSMIS 2014 – 122972 "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de

17. VENITURI ÎNREGISTRATE ÎN AVANS (CONTINUARE)

transport spre Republica Moldova" în cadrul Obiectivului specific 8.2 – Creşterea gradului de interconectare a Sistemului Național de Transport a gazelor naturale cu alte state vecine. Valoarea finanţarii nerambursabile este de 214.496.026,71 lei, adică 32,53% din valoarea cheltuielilor eligibile. Pentru finanțarea lucrărilor de implementare a proiectului " Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova" s-a încasat cu titlul de rambursare cheltuieli eligibile suma de 77.067.478,60 lei.

Societatea a semnat în data de 18.06.2020 cu Ministerul Fondurilor Europene, în calitate de Autoritate de Management pentru Programul Operaţional Capital Uman, Contractul de Finaţare nr.POCU/685/3/8/132556 pentru implementarea proiectului "TransGasFormation" Cod 132556 în sumă de 624.326 euro.

Societatea recunoaște un drept de a încasa subvenția când există siguranța rezonabilă că va respecta condiţiile ataşate acordării acesteia şi că subvenţia va fi primită. Anterior anului 2020, din motive de prudenţă, societatea a recunoscut subvenţia în baza cererilor de rambursare aprobate. Începând cu anul 2020 Societatea consideră că siguranţa rezonabilă că subvenţia va fi primită poate fi confirmată de îndeplinirea condiţiilor de eligibilitate din cererile de finanţare, anterior aprobării cererii de finanţare.

Prin urmare societatea a înregistrat la 31 decembrie 2020 dreptul de a încasa finanţare nerambursabilă în valoare de 195.892.346 lei pentru cheltuieli de investiţii eligibile efectuate până la sfârșitul anului 2020 care indeplinesc condițiile din contractele de finanțare și pentru care nu au fost aprobate cereri de rambursare în anul 2020.

Conform contractului de finațare încheiat cu INEA sunt eligibile cheltuielile efectuare cu realizare proiectului până la data de 31 august 2021.

Venitul din subvenţie se recunoaşte proporţional din amortizarea activelor finanţate, aplicandu-se procentul de finanţare al cheltuielilor eligibile asupra amortizării lunare.

IMPOZIT PE PROFIT 18.

Cheltuiala cu impozitul pe profit

	Anul încheiat la	Anul încheiat la
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
	47.384.029	86.675.856
Cheltuiala cu impozitul pe profit - curent	(13.056.171)	(15.927.344)
Impozit amânat - impactul
diferentelor temporare
	34.327.858	70.748.512
Cheltuiala cu impozitul pe profit

În anul 2020 și anul 2019, Societatea mamă a calculat impozit pe profit la rata de 16% aplicată profitului determinat în conformitate cu legislaţia românească.

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Profit înainte de impozitare	209.178.079	412.142.793
Profit/pierdere (ETG = VTMG)	(9.625.905)	(6.958.788)
Cheltuiala teoretică cu impozitul la rata statutară de 16% (2019: 16%)	33.619.035	67.056.253
Cheltuieli nedeductibile, net	708.823	3.692.59
Cheltuiala cu impozitul pe profit	34.327.858	70.748.512
Datoria aferenta impozitului pe profit, curentă

Amortizarea ajustărilor de hiperinflaţie a imobilizărilor corporale reprezintă cheltuială deductibilă odată cu adoptarea IFRS EU ca şi cadru de raportare statutară.

La Eurotransgaz cheltuielile curente privind impozitul pe venit se calculează în baza venitului impozabil din situațiile financiare. În scopuri fiscale, deducțibilitatea anumitor cheltuieli, de exemplu cheltuielile de protocol, este limitată la un anumit procent din profit, specificat în legislația fiscală. La 31 decembrie 2020 rata standard a impozitului pe venit a fost stabilită la 12% (2019: 12%).

IMPOZIT PE PROFIT (CONTINUARE) 18.

Impozit amânat

Impozitul amânat de plată și de recuperat sunta efectivă de impozitare de 16% la 31 decembrie 2020 (30 iunie 2019: 16%). Impozitul amânat de plată şi de recuperat preniturile din) impozit amânat recunoscute în situaţia rezultatului global sunt atribuible umătoarelor elemente:

	31 decembrie 2020		Mişcare 31 decembrie 2019	Miscare	1 ianuarie 2019
Imobilizări corporale şı necorporale Impozit amânat de plată	95-502-442	1.693.076	93.809.366	19.273.965	74-535.401
Impozit amânat de recuperat
Provizion pentru Beneficiile angajaţilor	(21.578.081)	(2.095.407)	(19.482.674)	(1.880.765)	(17.601.909)
Riscuri și cheltuieli	(6.084.129)	(1.758.005)	(4.326.124)	(1.389.893)	(2.936.231)
Creanțe și alte active	(72.825.338)	(10.895.835)	(61.929.503)	(12.530.444)	(49.399.059)
	(4.985.106)	(13.056.171)	_ 8.071.065	_3.472.863	-4.598.202

Datoria privind impozitul pe profit amânat aferentă inecorporale este determinată de faptul că: a) în valoarea fiscală a imobilizăi.lor indiferent de modul în care sunt refectate a înregistrat în anul 2019 o pierdere din ajustarea impozitului amânat aferentă anilor necorporale nu se incluzarea cu rata inflaţiei, şi b) bunurile de natura domeniului public nu reprezintă active amortizabile din punct de vedere fiscal precedenţi în valoare de 19.391.459 lei. Nu au fost retru perioadele anterioare nefiind o eroare seminiticativă. în situațiile consolidate ale ETG cu VTMG, s-a recunoscut amânat in suma de 37.322lei calculată pentru perioada 2016-2018 cu eferinţa la obligaţii fată de personal pentru concezentand impozit de recuperat in suma de 10.474lei, respectiv soldul de plata pentru imobilizari corporale este de 347.786 lei

18.

Sumele prezentate în situaţia poziţiei financiare cuprind următoarele:

31 decembrie2020 31 decembrie 2019

Obligaţii/creanţe privind impozitul amânat în mai (4.985.106) 8.071.065 mult de 12 luni conform raportării

DATORII COMERCIALE ŞI ALTE DATORII 19.

Datorii pe termen scurt

	ST HECCHINTTE SUZU	AT UCCOUNT TO EVEN
Datorii comerciale	103.709.812	154.103.081
Furnizori de mijloace fixe	157.660.975	68.607.676
Dividende de plată	2.710.686	4.436.759
Datorii aferente redevențelor	11.081.799	47.331.297
Alte impozite	42.924.687	25.811.320
Sume de plată către angajaţi	15.176.051	16.325.024
TVA neexigibilă	8.582.016	13.654.334
Venituri în avans	69.030.913	22.186.787
Garantii servicii transport	13.907.055	24.299.678
Avansuri servicii transport	30.029.743	37.720.694
Alte datorii	48.349.190	40.002.401
	503.162.927	454.479.051
Datorii pe termen lung
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Garantii servicii transport		46.167.789
Alte datorii	16.482.440	7.111.049
	16.482.440	53.278.838

La 31 decembrie 2020, din totalul datoriilor comerciale și a altor datorii suma de 1.810.054 lei (31 decembrie 2019: 57.444.558 lei) este exprimată în monedă străină, în special în EUR.

31 decembrie 2020

NOTE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE (exprimate în lei, dacă nu se specifică contrariul)

20. PROVIZIOANE PENTRU RISCURI ŞI CHELTUIELI

Provizion curent
Provizion pentru litigii	39.068.876	47.211.887
Provizion contract de mandat	2.612.537	2.575.281
Provizion pentru participarea
salariaților la profit	16.711.493	15.833.774
Provizion plecari voluntare	12.011.100
Provizion concedii neefectuate	5.500.742	6.618.768
	75.904.748	72,239.710

Participarea salariaților la profit se calculează în limita a 10% din profitul net dar nu mai mult de nivelul unui salariu de bază mediu lunar realizat în exerciţiul financiar de referinţă.

În anul 2017 unul dintre administratorii Societății din perioada 2013-2017 a deschis acțiune în instanţă în vederea recuperării unor sume de bani reprezentând diferenţă neachitată, sume despre care consideră că i se cuvin ca urmare a contractului de mandat pe care l-a derulat în perioada 2014-2016. Pentru această cauză Societatea a constituit un provizion pentru litigii în valoare de 876.882 lei.

Societatea a făcut obiectul unei investigații a Consiliului Concurenței privind modul în care s-au derulat proceduri de atribuire a unor contracte de achizitie de lucrări derulate de Transgaz în perioada 2009-2011, înainte de implementarea managementului privat conform prevederilor OUG109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice și a constituit în anul 2019 un provizion pentru litigii în valoare de 41.758.087 lei.

În anul 2020 Consiliul Concurenței a comunicat Decizia nr. 43/11.08.2020 prin care sancționează Societatea cu amendă în cuantum de 34.166.616 lei. Societatea a diminuat provizionul constituit anterior la nivelul amenzii comunicate și a contestat în instanță Decizia Consiliului Concurenței.

Pentru redefinirea strategică și eficientizare activității, Societatea a elaborat Programul de plecări voluntare pentru perioada 2019-2021 în valoare de 26,948 mii lei, valoarea anuală fiind ajustată prin bugetul de venituri și cheltuieli aprobat de AGA.

Societatea a prevăzut prin bugetul de venituri și cheltuieli pentru anul 2021, un fond pentru acordarea de compensații pentru plecări voluntare și a constituit în anul 2020 un provizion pentru plecări voluntare în valoare de 12.011.100 lei. Acest fond a fost calculat pentru un număr de 150 de angajați.

Societatea nu a înregistrat provizion pentru plecări voluntare anterior anului 2020.

PROVIZION PENTRU BENEFICIILE ANGAJAȚILOR 21.

Beneficiile angajaților

Conform contractului colectiv de muncă, Societatea trebuie să plătească angajaţilor la momentul pensionării o sumă compensatorie egală cu un anumit număr de salarii calculate ca media salariilor lunare realizate în ultimele 12 luni, în funcție de perioada lucrată în industria gazieră, condițiile de lucru, etc. Valoarea actualizată a provizionului a fost determinată pe baza Metodei Factorului de Credit Proiectat. Beneficiile la pensionare primite de un angajat au fost mai întâi majorate cu valoarea contribuțiilor angajatorului și apoi fiecare beneficiu a fost actualizat ținându-se cont de rotația angajaţilor, de concedieri şi de probabilitatea de supravieţuire până la pensionare. Numărul anilor

21. PROVIZION PENTRU BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (CONTINUARE)

până la pensionare a fost calculat ca diferenţa dintre vârsta de pensionare şi vârsta la data raportării. Media previzionată a perioadei de muncă rămasă a fost calculată pe baza numărului de ani până la pensionare, ţinând cont deasemenea de rata concedierilor, rata rotaţiei angajaţilor şi probabilitatea de supravieţuire.

Ipoteze 2020

Valoarea provizionului a fost calculată individual pentru fiecare angajat/beneficiar distinct al companiei utilizând metoda de calcul actuarial și având în vedere Standardele Internaționale de Contabilitate, în special standardul IAS 19. Provizionul este calculat ținând cont de obligațiile pe termen lung asumate de către companie prin contractul colectiv de muncă. Ipotezele de calcul și specificațiile pentru realizarea modelului de calcul au fost stabilite având la baza experiența anterioară a societăţii şi un set de ipoteze privind experienţa viitoare a societăţii. Cele mai importante ipoteze actuariale utilizate sunt prezentate în continuare:

• pentru beneficiul constând în salarii de bază plătite la pensionare acest beneficiu se plăteşte pentru salariaţii companiei care ajung la pensionare;
• rata concedierilor este zero pentru ca nu există un program pentru concedieri colective sau individuale;
• mortalitatea angajaţilor entităţii este calculată conform datelor furnizate de Institutului Național de Statistică pentru anii 2010 – 2019;
• rata rotaţiei angajaţilor este calculata in functie de plecarile din societate şi a fost alocata o probabilitate pentru fiecare grupă de vârstă și gen;
• metoda utilizată este metoda factorului de credit proiectat, valorile fiind alocate pentru fiecare angajat si actualizate la momentul 31.12.2020;
• planul este nefinanţat de entitate şi de angajaţi.
• s-a estimat probabilitatea ca persoanele care se apropie de vârsta de pensionare să se pensioneze anticipat
• pentru indemnizația de deces, pentru pensionari foști angajați, în cazul decesului intervenit la primul an după pensionare, s-a utilizat, prin simplificare, mortalitatea la vârsta de 66 ani bărbaţii şi 64 ani femeile, analizând datele aferente perioadelor 2018-2020

Ipoteze financiare

Rata de actualizare este curba dobanzilor in lei fara ajustari furnizata de EIOPA pentru luna decembrie 2020.

Rata de creştere a salariilor pe termen lung s-a considerat egală cu rata inflației prognozată pentru zona euro, fiind 1,7% iar pe termen scurt s-a considerat egală cu rata inflației prognozată pentru RON fiind 2,5% în decurs de 5 ani atât pentru genul feminin cât și pentru genul masculin.

21. PROVIZION PENTRU BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (CONTINUARE)

Mişcarea în provizionul pentru beneficiile angajaţilor:

1 ianuarie 2019	110.011.929
din care:
Termen scurt	2.939.793
Termen lung	107.072.136
Costul dobânzii	4.217.605
Costul serviciului curent	6.119.488
Plățile din provizioane în cursul anului	(3.273.756)
Câştigul/Pierderea actuarială aferentă perioadei	4.636.774
31 decembrie 2019	121,712.040
din care:
Termen scurt	1.853.432
Termen lung	119.858.608
Costul dobânzii	5.352.541
Costul serviciului curent	6.321.939
Plăţile din provizioane în cursul anului	(4.535.478)
Câştigul/Pierderea actuarială aferentă perioadei	(7.341.948)
31 decembrie 2020	121.509.086
din care:
Termen scurt	2.898.092
Termen lung	118.610.994

ALTE VENITURI 22.

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Venituri din penalităţi pentru plata
cu întârziere, aplicate clienților	8.414.707	10.048.295
Venituri din taxe de racordare	12.848.165	12.795.370
Venituri din taxe de racordare, fonduri
nerambursabile şi bunuri preluate cu titlu gratuit	31.290.538	10.551.164
Venituri din vanzarea materialelor reziduale	2.785.433	961.572
Venituri din chirii	5.534.398	1.561.698
Venituri din materiale recuperate	1.835.333	8.758.767
Venit din litigiu castigat	9.588.662
Alte venituri din exploatare	1.030.572	10.953.891
	73.327.808	55.630.757

În cadrul veniturilor din exploatare în anul 2020 a fost recunoscută suma de 9.821.169 lei (40.070.047 MDL) care reprezintă garanția de ofertă nerambursabilă pentru realizarea lucrarilor de constructie a gazoductului Ungheni – Chișinău.

În anul 2020 veniturle intragrup care trebuiesc eliminate sunt in suma de 5.309.799 lei , iar în anul 2019 veniturile intragrup eliminate sunt în suma de de 1.051.630 lei.

23. ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE

	Antii incheial. Ia	Anul mencial la
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Pierdere / (câștig) din deprecierea creanțelor	67.030.695	87.687.475
Cheltuieli de sponsorizare	4.432.207	3.991.000
Utilităţi	8.617.178	8.641.824
Prime de asigurare	989.349	863.356
Cheltuieli de întreținere	2.347.344	1.111.940
Cheltuieli cu securitatea și paza	23.729.513	23.169.098
Servicii de pregătire profesională	1.237.810	1.409.607
Telecomunicaţii	4.315.084	2.681.899
Pierdere neta din cedarea de mijloace fixe		(102.155)
Comisioane bancare şi alte comisioane	2.416.899	2.729.473
Chirii	906.253	1.014.592
Pierdere din creanțe	489.645	13.044
Pierdere / (câștig) din deprecierea stocurilor	(832.281)	646.589
Cheltuieli cu studii si cercetare	204.497	328.515
Cheltuieli de marketing şi protocol	115.911	368.677
Penalități și amenzi	744.872	1.679.690
Rezervare capacitate de înmagazinare gaze	11.966.614	11.875.976
Cheltuieli privind deprecierea imobilizarilor		2.128.527
necorporale Altele	29.762.352	31.214.234
	158.473.942	181.453.361

24. CHELTUIELI CU ANGAJAȚII

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Salarii și indemnizații	402.805.841	380.732.309
Cheltuieli cu asigurările și protecția socială Alte cheltuieli cu angajații	26.744.433	24.192.135
	5.010.915	10.893.662
	434.561.189	415.818.106

Numărul mediu de salariaţi în cursul exerciţiului financiar:

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Personal muncitor Personal TESA	2.464 1.689 4.153	2.604 1.642 4.246
Eurotransgaz S.R.L. Vestmoldtransgaz S.R.L.	3 33 36	2 ਣਕੋ 26

25. VENITURI /(CHELTUIELI) FINANCIARE NETE

	Anul încheiat la	Anul încheiat la
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Venituri din diferenţe de curs valutar	11.181.504	27.210.706
Venituri din dobânzi	28.044.718	24.682.897
Alte venituri financiare	29.703.162	49.724.555
Venituri financiare	68.929.384	101.618.158
Cheltuieli din diferențe de curs valutar	(24.889.666)	(26.490.617)
Cheltuiala cu dobanda IFRS16	(453.890)
Efectele actualizarii provizionului pentru
beneficiile angajatilor	(5.352.542)	(4.217.605)
Ajustari pentru pierderea de valoare a
imobilizarilor financiare		(70.433)
Cheltuieli cu dobânda	(2.866.631)
Alte cheltuieli financiare	(308.909)
Cheltuieli financiare	(33.871.638)	(30.778.655)

25. VENITURI /(CHELTUIELI) FINANCIARE NETE (CONTINUARE)

Potrivit Ordinului ANRE nr.41/2019 valoarea activelor recunoscute în Baza de Active Reglementată se ajustează cu inflația. Societatea a recalculat valoarea creanţei privind Acordul de Concesiune şi a recunoscut un câștig în valoare de 26.812.574 lei în conformitate cu IFRS 9.

26. NUMERAR GENERAT DIN EXPLOATARE

	Anul încheiat la	Anul încheiat la
	31 decembrie 2020	_31 decembrie 2019
Profit înainte de impozitare	199.552.174	412.142.793
Ajustări pentru:
Amortizare	248.733.551	195.700.887
Ajustari pentru deprecirea imobilizarilor necorporale		2.128.527
Câştig/(pierdere) din cedarea de mijloace fixe	(144.553)	(102.155)
Provizioane pentru riscuri și cheltuieli	3.555.070	53.591.923
Ajustări pentru deprecierea stocurilor	(832.281)	646.589
Venituri din taxe de racordare, fonduri nerambursabile
și bunuri preluate cu titlu gratuit	(44.138.703)	(23.346.534)
Provizioane pentru garantii	(487.404)	(968.881)
Provizioane pentru beneficiile angajatilor	1.834.717	2.845.732
Efectul actualizarii provizionului pentru beneficiile
acordate angajatilor	5.352.542	4.217.605
Pierderi din creanțe și debitori diverși	489.645	13.044
Ajustări pentru deprecierea creanțelor	67.518.099	81.229.256
Ajustări pentru deprecierea imobilizarilor financiare	(308.909)	70.432
Venituri din dobânzi	(28.044.891)	(24.682.897)
Cheltuieli din dobânzi	2.866.632
Ajustare creanței privind Acordul de Concesiune	(29.334.109)	(49.677.210)
Efectul variației ratelor de schimb asupra altor
elemente decât cele din exploatare	16.121.142	6.817.482
Alte cheltuieli și venituri	(704.624)	(305.653)
Profit din exploatare înainte de modificările în
capitalul circulant	442.028.098	660.320.940
(Creştere)/ descreştere creanţe comerciale și alte
creanțe	41.008.776	(99.896.215)
(Creştere)/descreştere stocuri	45.309.337	(239.953.721 )
Creştere/(descreştere) datorii comerciale şi alte datorii	(140.891.854)	92.736.211
Numerar generat din exploatare	387.454.357	413.207.215

TRANZACȚII CU PĂRŢI AFILIATE 27.

Părţile sunt considerate afiliate dacă una din părţi are capacitatea de a controla cealaltă parte, de a exercita o influenţă semnificativă asupra celeilalte părţi în luarea de decizii financiare sau operaţionale, dacă se află sub control comun cu altă parte, dacă există o asociere în cadrul căreia entitatea este asociat sau este membru al conducerii după cum este descris în IAS 24 "Prezentarea informaţiilor privind părţile afiliate". În evaluarea fiecării posibile cu părţile afiliate accentul cade pe esenţa acestei relaţii şi nu neapărat pe forma sa juridică. Părţile afiliate pot încheia tranzacţii pe care părţile neafiliate nu le pot încheia iar în cazul tranzacţiilor între părţi afiliate nu se vor aplica aceiaşi termeni, condiţii şi valori ca pentru părţile neafiliate.

Preţurile/tarifele aferente contractelor de transport şi echilibrare sunt aprobate de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), sunt reglementate și nu sunt stabilite în condiții de piață.

Achizițiile se desfășoară cu reșpectarea reglementărilor legale privind achizițiile publice.

Pe parcursul perioadelor încheiate la 31 decembrie 2019 s-au efectuat următoarele tranzacţii cu părţi afiliate şi următoarele solduri erau de plată / de încasat de la părţi afiliate la datele respective:

i) Compensaţii or consiliului de administraţie şi conducerii

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Salarii plătite membrilor consiliului de
administraţie şi conducerii	17.952.709	17.727.886
Contribuţiile sociale ale Societăţii	392.147	391.965
	18.344.856	18.119.851

Pe parcursul perioadelor încheiate la 31 decembrie 2020 și 31 decembrie 2019 nu au fost acordate avansuri şi credite administratorilor şi conducerii Societăţii cu excepţia avansurilor din salarii şi cele pentru deplasări în interesul serviciului iar aceștia nu datorează nicio sumă Societății la sfârşitul perioadei provenind din aceste avansuri.

Societatea nu are obligații contractuale legate de pensii față de actualii administratori și directori. Provizionul pentru contractul de mandat este prezentat la Nota 20.

Societatea nu are obligații contractuale legate de pensii față de foști directori și administratori ai Societății.

Împrumut către o parte afiliată ii)

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Imprumut către Resial SA	1.770.346	1.770.346
Minus ajustarea pentru deprecierea împrumutului	(1.770.346)	(1.770.346)

Dividendele distribuite sunt prezentate în Nota 15. Redevenţele plătite sunt prezentate în Nota 3.8.

27. TRANZACȚII CU PĂRȚI AFILIATE (CONTINUARE)

iii) Venituri de la părţi afiliate – servicii furnizate (fără TVA)

		Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie
	Relație	2020	2019
SNGN Romgaz Electrocentrale Deva SA Electrocentrale Bucureşti Electrocentrale Constanța Termo Calor Pitesti E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun Fintitate aflată sub control comun	147.295.880 1.294.875 42.235.642 3.621.008 873.940 80.054.563 275.375.909	172.591.525 2.244.386 51.361.684 4.398.855 585.545 76.864.207 308.046.202
(v)	Vânzări alte bunuri și servicii (fără TVA)
		Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	36.286	3.789
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun		74.985
Electrocentrale București	Entitate aflată sub control comun	3.244
Electrocentrale Galați SA	Entitate aflată sub control comun	339.660	428.983
Electrocentrale Constanța	Entitate aflată sub control comun		271.700
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	1.800	35.373
		380.991	814.827

v) Vânzări gaze – activitatea de echilibrare (fără TVA)

		Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	3.898.973	9.790.667
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	9.950.723	7.317.040
Electrocentrale Bucuresti	Entitate aflată sub control comun	6.042.853	4.136.921
Termo Calor Pitesti	Entitate aflată sub control comun	1.666.338	237.432
Electrocentrale Constanta	Entitate aflată sub control comun	12.523.830	17.716.283
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	14.529.556	29.777.924
		48.612.272	68.976.267

27.

vi)

		Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	20.063.741	20.178.007
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	217.789	235.032
Electrocentrale Bucuresti	Entitate aflată sub control comun	14.272.524	19.089.977
Electrocentrale Constanţa	Entitate aflată sub control comun	16.748	1.577.907
Termo Calor Pitesti	Entitate aflată sub control comun	1.377.538	(19.181)
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	41.266.500	19.821.687
		77.214.841	60,883,429

vii)	Creanțe clienți – activitatea de echilibrare (net de ajustări)
	Anul încheiat la

		31 decembrie	31 decembrie
	Relație	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	905	925.753
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	307.252	4.144.671
Electrocentrale Bucuresti	Entitate aflată sub control comun	263.825	1.973.340
Electrocentrale Constanta	Entitate aflată sub control comun	18.517.877	1.238.865
Termo Calor Pitesti	Entitate aflată sub control comun		122.677
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	1.922.192	3.596.095
		21.012.052	12,001,401

viii) Achiziţii de gaz de la părţi afiliate (fără TVA)

	Relatie	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la _31 decembrie 2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	77.109.716 77.109.716	108.165.746 108.165.746

Anul încheiat la

27.

ix)	Achiziții de servicii de la părți afiliate (alte servicii – fără TVA)
		Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	13.448.302	141.151.079
Electrocentrale Bucureşti	Entitate aflată sub control comun	5.676	6.080
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	(179.911)	995.261
		13.274.067	15.152.420
x)	Achiziţii de gaz - activitatea de echilibrare (fără TVA)	Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	3.878.665	22.760.033
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	405.133	974.902
Electrocentrale Bucureşti	Entitate aflată sub control comun	2.398.484	12.352.849
Termo Calor Piteşti	Entitate aflată sub control comun		718.181
Electrocentrale Constanta	Entitate aflată sub control comun	4.398.672	4.088.509
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	17.605.929	38.787.443
		28.686.884	79.681.917

xi) Datorii către părţi afiliate din furnizare de gaze naturale (cu TVA)

		31 decembrie	31 decembrie
	Relație	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun		18.117.465
			18,117,465

xii) Datorii către părţi afiliate din servicii (alte servicii – cu TVA)

		Anul încheiat	Anul încheiat la
		la	31 decembrie 2019
		31 decembrie
	Relatie	2020
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	1.426	1.722.034
Electrocentrale Bucureşti	Entitate aflată sub control comun	511	454
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	851	817.722
		2.788	2.540.210

27. TRANZACȚII CU PĂRȚI AFILIATE (CONTINUARE

	Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie
Relatie	2020	2019
Entitate aflată sub control comun	2.597.055	1.371.051
Entitate aflată sub control comun		61.253
Entitate aflată sub control comun	1.331.820	563.026
Electrocentrale Constanța Entitate aflată sub control comun	91.539	1.745.405
Entitate aflată sub control comun		525.679
Entitate aflată sub control comun	3.721.798	8.367.448
	7.742,212	12,633,862

xiv) Garanții de la părți afiliate (scrisori de garanție bancară)

		Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	25.429.588	33.849.251
Termo Calor Pitesti	Entitate aflată sub control comun	210	1.000
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	4.501.000	1.000
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	28.216.606	22.882.012
		58.147.194	56.723.263

REZULTATUL PE ACŢIUNE 28.

Acţiunile Societăţii sunt cotate la prima categorie a Bursei de Valori Bucureşti.

Rezultatul de bază pe acţiune este calculat prin împărţirea profitului atribuibil deţinătorilor de capitaluri ai Societăţii la numărul mediu de acţiuni ordinare existente pe parcursul anului.

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Profit atribuibil deținătorilor	165.224.316
de capital ai Societății		341.335.709
Media ponderată a numărului de acțiuni	11.773.844	11.773.844
Rezultatul de bază și diluat pe acțiune
(lei pe acțiune)	14,03	29,00

29. TRANZACŢII SEMNIFICATIVE CARE NU AU IMPLICAT NUMERAR

Compensări

Aproximativ 0,82% din creante au fost decontate prin tranzacţii care nu au implicat ieşiri de numerar pe parcursul perioadei încheiate la 31 decembrie 2020 (31 decembrie 2019: 0,58%). Tranzacţiile reprezintă în principal vânzări de produse și servicii în schimbul materiilor prime și serviciilor sau compensări cu clienţi şi furnizori în cadrul ciclului de exploatare.

Tranzacţii barter Nu au fost efectuate tranzacţii barter în anul 2020 și anul 2019.

30. CONTINGENȚE. ANGAJAMENTE ȘI RISCURI OPERAȚIONALE

i) Angajamente

Acordul de concesiune a serviciilor (A.C.S. - Nota 8 prevede că, la sfârşitul acordului, ANRM are dreptul de a primi înapoi toate bunurile proprietate publică existente la momentul la care acordul a fost semnat și toate investițiile care se fac la sistemul național de transport, în conformitate cu programul de investiţii prevăzut în acordul de concesiune a serviciilor. Societatea mai are şi alte obligaţii referitoare la acordul de concesiune, ce sunt descrise în Nota 8.

Legea 127/2014 intrată în vigoare din 5 octombrie 2014 menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul naţional de transport se transferă către proprietarul sistemului național de transport sau către un alt concedent în schimbul plății unei compensaţii egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE, după cum este prezentat și în Nota 3.18.

La 31 decembrie 2020 valoarea obligațiilor contractuale ferme pentru achiziția de imobilizări corporale şi necorporale este de 504.375.834 lei.

Eurotransgaz SRL, societatea înființată și deținută de Transgaz în Moldova, a fost desemnată câștigătoare a concursului investițional de privatizare a complexului patrimonial unic "Intreprindere de Stat Vestmoldtransgaz", care operează conducta de transport gaze naturale Iaşi-Ungheni pe teritoriul Moldovei în următoarele condiții: achitarea prețului de vânzare şi realizarea de investiţii în următorii doi ani pentru construirea unui gazoduct între Ungheni şi Chişinău precum şi a instalaţiilor necesare operării acestei conducte.

Societatea este garantor în contractul de împrumut încheiat în data de 24 ianuarie 2019 între Banca Europeană de Investiții și Eurotransgaz, în valoare de 38 milioane euro, în scopul finanţării constructiei de către Vestmoldtransgaz SRL a conductei de transport gaze naturale Ungheni Chișinău.

30. CONTINGENȚE. ANGAJAMENTE ȘI RISCURI OPERAȚIONALE(CONTINUARE)

La 11 decembrie 2019 Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare a aprobat proiectul nr 50410, ce reprezintă investiții de capital sub forma unei majorări de capital în schimbul participației la capitalul social al Vestmoldtransgaz SRL companie fiica a Eurotrasngaz SRL, care este în cele din urmă deținută și controlată de operatorul român de transport gaze SNTGN Transgaz SA. Investiţia Băncii va finanţa construcţia conductei de gaze naturale Ungheni-Chișinău în Moldova cu o lungime de cca. 120 km și o capacitate planificată de 1,5 bcm.

ii) Impozitare

Sistemul de impozitare din România este într-o fază de consolidare şi armonizare cu legislaţia europeană. Totuşi, încă există interpretări diferite ale legislaţiei fiscale. În România, exerciţiul fiscal rămâne deschis pentru verificare fiscală timp de 5 ani. Conducerea Societății consideră că obligațiile fiscale incluse în aceste situații financiare sunt prezentate adecvat și că nu este necesară constituirea de provizioane suplimentare pentru acoperirea incertitudinilor legate de tratamentele fiscale.

iii) Poliţe de asigurare

Societatea nu deţine poliţe de asigurare aferente operaţiunilor, reclamaţiilor cu privire la produse sau pentru datoria publică. Societatea are poliţe de asigurare pentru clădiri şi poliţe de răspundere civilă obligatorie pentru parcul auto. Mai mult, Societatea a contractat asigurări de răspundere profesională pentru membrii consiliului de administraţie şi pentru 54 de manageri în 2020 (54 de manageri în 2019).

Aspecte legate de mediu iv)

Reglementările în domeniul mediului sunt în curs de dezvoltare în România şi Societatea nu a înregistrat nici un fel de obligații la 31 decembrie 2020 și 31 decembrie 2019 referitoare la cheltuieli anticipate care includ onorarii juridice și de consultanță, analiza locațiilor, elaborarea și implementarea de măsuri de recuperare legate de protecția mediului. Conducerea Societătii consideră că nu există obligaţii semnificative legate de aspecte de mediu.

Acţiuni în instanţă şi alte acţiuni v)

Pe parcursul activităţii normale a Societăţii au fost efectuate plângeri împotriva acesteia. Societatea are pe rol litigii pentru lipsă folosinţă terenuri ocupate cu obiective SNT, litigii comerciale și de muncă. Pe baza propriilor estimări și a consultanţei interne și externe, conducerea Societăţii este de părere că nu vor fi înregistrate pierderi materiale care să depăsească provizioanele care au fost constituite în aceste situații financiare și nu are cunoştinţă de circumstanţe care să dea naştere la obligaţii potenţiale semnificative în această privință.

În 2012, Societatea a primit o solicitare de date şi informaţii în cadrul investigaţiei Consiliului Concurenţei deschise prin Ordinul 759 din 29 septembrie 2011 şi extinsă prin Ordinul 836 din 1 noiembrie 2011. Solicitări suplimentare de date și informații în cadrul investigației Consiliului Concurenței au fost primite în 2015. Societatea a furnizat datele și informațiile solicitate.

30. CONTINGENȚE. ANGAJAMENTE ȘI RISCURI OPERAȚIONALE (CONTINUARE)

Control Y Montajes Industriales SA

La situația din 31 decembrie 2019, Vestmoldtransgaz este implicată într-un litigiu cu entitatea Control Y Montajes Industriales S.A. Litigiu a apărut în cadrul procedurii de achiziții în legătura cu dezacordul participantului Control Y Montajes Industriales S.A referitor la modul de desfășurare a licitației. În instanță, reclamantul solicită anularea rezultatelor procedurii de achiziții invocând unele clauze din regulamentul Agenției Naționale pentru Reglementare în Energetică. Probabilitatea de câștig de către Vestmoldtransgaz este calificată ca fiind mare.

Începând cu data de 6 iunie 2016, Societatea face obiectul unei inspecții desfășurate de Comisia Europeană - Direcția Generală Concurență în temeiul art. 20. alin (4) din Regulamentul (CE) nr 1/2003 al Consiliului Uniunii Europene privind punerea în aplicare a normelor de concurență prevăzute la art. 81 și 82 din Tratatul CE devenite art. 101 și respectiv 102 din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene respectiv:

• să pună la dispoziţie capacităţi minime de export de 1,75 miliarde de metri cubi pe an la punctul de interconectare dintre România și Ungaria (Csanádpalota);
• să pună la dispoziţie capacităţi minime de export la un nivel total de 3,7 miliarde de metri cubi pe an în două puncte de interconectare dintre România și Bulgaria (Giurgiu/Ruse si Negru Vodă I/Kardam);
• să se asigure că tarifele pe care le va propune autorităţii române de reglementare în domeniul energiei (ANRE) nu vor diferenția între piața de export și cea internă, evitându-se astfel tarifele de interconectare care fac exporturile neviabile din punct de vedere comercial;
• să se abţină de la utilizarea oricăror alte mijloace de obstrucţionare a exporturilor.

Pe baza propriilor estimări, conducerea Societăţii consideră că nu există circumstanţe care să dea naştere la obligaţii potenţiale semnificative în această privinţă.

În anul 2017, Societatea a facut obiectul unei inspecții în vederea stabilirii vreunei încălcări a regulilor stabilite de către articolul 101 din Tratatul de Funcționare a Uniunii Europene (TFUE), în cazul AT.40483. Pentru această investigație nu a existat o decizie formală de deschidere. În cadrul acestei etape nu au mai fost desfășurate acțiuni/activități de care Transgaz să ia cunoştinţă. Pe baza propriilor estimări, conducerea Societăţii consideră că nu există circumstanţe care să dea naştere la obligaţii potenţiale semnificative în această privinţă.

În anul 2020 un administrator are deschisă acțiune în instanță în vederea recuperării unor sume de bani reprezentând diferență neachitată sume despre care consideră că i se cuvin ca urmare a contractului de mandat pe care s-a derulat în perioada 2015-2017. Pe baza propriilor estimări conducerea Societății consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligații potențiale semnificative în această privință.

Societatea este în procedură de arbitraj cu Bulgargaz EAD care solicită restituirea sau achitarea cantității de gaze naturale din conducta de transport gaze naturale Isaccea 1- Negru Vodă 1. Societatea nu recunoaște pretențiile și pe baza propriilor estimări, consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligații potențiale semnificative în această privință.

Societatea se află în dispută cu doi utilizatori de reţea care contestă modul de calcul a preţului tranzactiilor de dezechilibru pe motiv că există neconcordanțe între actele normative în materie, de la implementarea prevederilor OUG114/2018 și până la intrarea în vigoare a Ordinului Președintelui ANRE nr. 170/2019. Societatea a încasat facturile aflate în dispută si pe baza propriilor estimări, consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligații potențiale semnificative în această privință.

30.

Societatea are calitatea de intervenient în cadrul unei proceduri prin care un utilizator de reţea solicită anularea hotărârii ANRE din anul 2017 privind intepretarea şi aplicarea prevederilor art. 99 din Codul rețelei. Există un număr de șapte hotărâri pronunțate de către Curtea de Apel București care consfințesc legalitatea hotărârilor comisiei ANRE pronunțate în speţe având acelaşi obiect şi una nefavorabilă care se judecă la Înalta Curte de Casaţie şi Justiție. Dacă ÎCCJ ar menține soluția Curții de Apel nu înseamnă, că utilizatorul de rețea este îndreptățit la suma de bani solicitată întrucât trebuie ca mai întâi să se stabilească care este interpretarea corectă a prevederilor art.99 din Codul reţelei. Mai mult, venitul fiind reglementat, suma diminuată ar face obiectul recuperării din venitul reglementat al anului gazier următor. În anul 2020 utilizatorul de rețea a deschis procedură și solicită în instanță recalcularea tarifului de depășire a capacității rezervate pentru intervalul noiembrie 2016 – februarie 2017 și plata sumei de 57.444.164 lei și respectiv 17.789.789. Pe baza propriilor estimări conducerea Societății consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligaţii potenţiale semnificative în această privinţă.

Societatea se află în dispută cu doi utilizatori de reţea care contestă modul de calcul a preţului tranzacţiilor de dezechilibru pe motiv că există neconcordanţe între actele normative în materie, de la implementarea prevederilor OUG114/2018 și până la intrarea în vigoare a Ordinului Preşedintelui ANRE nr. 170/2019. Societatea a încasat facturile aflate în dispută și pe baza propriilor estimări, consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligații potențiale semnificative în această privință.

Secrieru Stefan

La situația din 31 decembrie 2020, Societatea este implicată într-un litigiu cu Secrieru Ștefan. Litigiu a apărut în legătură cu lucrările aferente proiectului investiţional. În instanţă reclamantul solicită recuperarea prejudiciului cauzat urmare a pretinselor lucrări neconforme ale executantului de lucrări în cadrul proiectului investiţional. Litigiu este în faza de pregătire a cauzei pentru dezbateri judiciare în instanța de fond. Probabilitatea de câștig de către Vestmoldtransgaz este calificată ca fiind mare.

vi) Politici guvernamentale în sectorul de gaz din România

ANRE este o instituţie publică autonomă şi stabileşte tarifele pentru activitatea de transport gaze naturale aplicate de Societate. Este posibil ca Agenţia să decidă implementarea de modificări ale strategiilor guvernamentale în sectorul de gaze care să determine modificări ale tarifelor aprobate pentru Societate şi, astfel, să aibă un impact semnificativ asupra veniturilor Societăţii. În acelaşi fel, guvernul român ar putea decide modificarea redevenţei aplicate Societăţii pentru utilizarea activelor parte a domeniului public conform ACS.

În acest moment nu se pot stabili efectele, dacă ele vor exista, viitoarelor politici guvernamentale în sectorul de gaze din România asupra valorii activului şi pasivului Societății.

Există interpretări diferite ale legislaţiei în vigoare. În anumite situaţii ANRE poate trata în mod diferit anumite aspecte procedând la calculul unor tarife suplimentare şi a unor

31.

penalităţi de întârziere. Conducerea Societăţii consideră că obligaţiile sale către ANRE sunt prezentate adecvat în aceste situaţii financiare.

vii) Situația polițică și economică din Ucraina

Societatea are contracte pentru transportul gazelor din Rusia spre Bulgaria, Turcia, Grecia şi alte țări. De asemenea, România importă anual o parte din necesarul de gaze transportate prin conductele Societăţii. Este posibil ca Gazprom Export să oprească livrările de gaze transportate intern sau internaţional prin România sau ca Ucraina să împiedice tranzitul gazelor livrate de Gazprom Export pe teritoriul său.

viii) de Investiție

Termenul de finalizare a Programului Investițional conform contractului de vânzarecumpărare IS Vestmoldtransgaz este de 23 de luni de la data la care s-au îndeplinit toate condiţiile necesare pentru începerea lucrărilor de construire a Programului Investiţional (gazoduct Ungheni - Chisinau), respectiv luna noiembrie 2021.

Termenul de execuție al proiectului gazoducțului Ungheni Chisinau agreat de Eurotransgaz cu Banca Europeana de Investiție este trimestrul 4 2021.

ix) Impactul COVID-19

În contextul pandemiei COVID-19 Societatea cooperează cu autoritățile și întreprinde măsurile necesare pentru a asigura prestarea serviciului de transport gaze naturale în condiții de siguranță și pentru a asigura siguranța personalului. Societatea a întocmit și publicat un plan de măsuri aprobat de Consiliul de Administrație care are rolul de a minimiza efectele epidemiei asupra sănătății și securității salariaților și de a asigura continuitatea serviciului de transport gaze naturale și siguranța Sistemului Național de Transport.

Societatea prestează un serviciu public de interes național fiind inclusă în segmentul reglementat al pieței interne de gaze naturale. Activitatea de transport gaze naturale este reglementată de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei.

Societatea urmărește realizatorilor prevăzuți în Bugetul de Venituri și Cheltuieli pentru anul 2020 și asigurarea surselor de finanțare necesare derulării programului de investiţii a cărui ritm de realizare ar putea fi influenţat de capacitatea firmelor contractante de a asigura echipamentele și personalul necesar derulării lucrărilor în contextul situațiilor de izolare sau carantină generate de COVID-19.

Modificările legislative adoptate oferă posibilitatea intreprinderilor mici și mijlocii de a amâna plata utilităţilor, ceea ce ar putea avea indirect un impact și asupra activității Societăţii. Deși există încă multe incertitudini, în acest moment considerăm că impactul pe termen scurt al acestor modificări legislative asupra activității și recuperabilității valorii activelor Societăţii nu va fi unul semnificativ.

31.

Onorariile aferente exerciţiului financiar încheiat la 31 decembrie 2020, percepute de BDO Audit SRL sunt: 79.682 lei (fără tva) pentru revizie limitată la 30 iun 2020 si 22.320 lei (fără TVA) pentru alte servicii decât cele de audit statutar.

Onorariile aferente exerciţiului financiar încheiat la 31 decembrie 2019 percepute de BDO Audit SRL, facturate în anul 2020, sunt: 174,989 lei (fara TVA) pentru audit statutar, și 14.880 lei (fără TVA) pentru alte servicii decât cele de audit statutar.

Onorariile facturate în anul 2020 de BDO Audit & Consulting SRL Chisinau, sunt 110.795 lei pentru audit statutar.

32. VENITURI ȘI COSTURI DIN CONSTRUCȚIA DE ACTIVE

In conformitate cu IFRIC 12 veniturile din construcția rețelei trebuie recunoscute în conformitate cu IFRS 15 "Venituri din contracte cu clienții".

	31 decembrie	Anul încheiat la Anul încheiat la _31 decembrie
	2020	2019
Venituri din activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	1.587.548.396	868.356.796
Costul activelor construite conform cu IFRIC12	(1.587.548.396)	(868.356.796)

Societatea nu obține profit din activitatea de construcție, valoarea veniturilor fiind egală cu cea a costurilor din această activitate.

33. EVENIMENTE ULTERIOARE DATEI BILANTULUI

În anul 2021 Transgaz a participat la majorarea capitalului social al EUROTRANSGAZ cu suma de 519.105 EUR în vederea funcționării și asigurării surselor financiare necesare derulării programului de investiţii al intreprinderii de stat Vestmoldtransgaz.

Prin HGEA 10/5 octombrie 2020, se aprobă încheierea unei tranzacții cu BERD ce presupune subscrierea de către BERD a unei părţi sociale nou emise de Vestmoldtransgaz SRL (VTMG) pentru suma de 20 mil. EUR, BERD devenind astfel asociat al VTMG cu 25% din capitalul social şi asumarea de către Eurotransgaz și Transgaz, în solidar, a obligației de a cumpăra de la BERD participația în VTMG la un preţ prestabilit la momentul la care îşi va exercita opţiunea de vânzare a participaţiei BERD în VMTG. Prin Decizia nr.1/4 ianuarie 2021 al Asociatului unic al Eurotransgaz, s-a solicitat diminuarea capitalului social al Eurotransgaz cu suma de 9,6 milioane EUR ulterior finalizării tranzacţiei prin care BERD devine asociat al VMTG.

Încheierea Acordului de Încetare a Contractului istoric între SNTGN Transgaz SA și Gazprom Export LLC creează cadrul necesar pentru încheierea Acordurilor de Interconectare pentru Punctele de Interconectare Isaccea 2,3 și Negru Vodă/Kardam 2,3, asigurarea accesului liber al terților la rezervarea de capacitate de tranzit T2 și T3, asigură încasarea sumelor rămase de achitat din contractul istoric și creează premisele creșterii gradului de utilizare a infrastructurii de transport al gazelor naturale din România. Veniturile încasate din transport sunt reglementate conform Ordin ANRE 41/2019 și respectiv Ordin ANRE 34/2014 în funcție de punctele în care se rezervă capacitate.

Prin Ordinul ANRE nr. 2/2021 s-au aprobat următoarele modificări la metodologia de stabilire a tarifelor reglementate pentru serviciile de transport al gazelor naturale:

• pentru investițiile în imobilizările corporale, puse în funcțiune/recepționate în cadrul perioadei a patra de reglementare, ce constituie obiective ale sistemului de transport al gazelor naturale, realizate din fonduri proprii în cadrul unor proiecte în care au fost atrase şi

33. EVENIMENTE ULTERIOARE DATEI BILANȚULUI (CONTINUARE)

• fonduri europene nerambursabile se stabileşte un stimulent în valoare de 2 puncte procentuale peste rata reglementată a rentabilităţii capitalului investit aprobată, cu excepţia celor realizate în urma derulării proiectelor de investiții prevăzute în Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului din 17 aprilie 2013 pentru care au fost obţinute fonduri europene nerambursabile;
• sunt recunoscute în venitul reglementat redevenţele pentru concesionarea bunurilor aflate în proprietatea publică a statului, redevenţe prevăzute în contractele de concesionare a serviciului de transport al gazelor naturale şi/sau a bunurilor aferente aflate în proprietatea publică a statului sau a unei unităţi administrativ-teritoriale, chirii prevăzute în contractele de închiriere a bunurilor ce alcătuiesc ST, aflate în proprietatea publică a statului sau a unei unităţi administrativteritoriale, precum şi taxe locale stabilite de autorităţi pentru realizarea serviciului de transport, cu excepţia celor aferente perioadei cuprinse între data de intrare în vigoare a Legii nr. 155/2020 pentru modificarea și completarea Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 şi privind modificarea şi completarea altor acte normative şi data intrării în vigoare a Legii nr. 244/2020 privind aprobarea Ordonanţei de urgenţă a Guvernului nr. 103/2020 pentru prorogarea termenului de aplicare a măsurilor prevăzute de Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 26/2018 privind adoptarea unor măsuri pentru siguranţa alimentării cu energie electrică.

Director Economic Lupean/Marius

SOCIETATEA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE "TRANSGAZ" S.A.

SITUAȚII FINANCIARE INDIVIDUALE PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2020

ÎNTOCMITE ÎN CONFORMITATE CU STANDARDELE INTERNAȚIONALE DE RAPORTARE FINANCIARĂ ADOPTATE DE UNIUNEA EUROPEANĂ

SITUAȚII FINANCIARE

CUPRINS	PAGINA
Situaţia poziţiei financiare	1 - 2
Situaţia rezultatului global	3
Situaţia modificărilor capitalurilor proprii	ব
Situaţia fluxurilor de trezorerie	5
Note la situaţiile financiare	6 - 79

SITUAȚIA POZIŢIEI FINANCIARE (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)

Nota 31 decembrie 2020 31 decembrie 2019

ACTIV
Active imobilizate
Imobilizări corporale	7	449.717.871	476.405.816
Drepturi de utilizare a activelor luate in leasing	9	19.192.069	9.359.179
Imobilizări necorporale	9	3.931.662.402	3.058.556.071
Imobilizări financiare	10	284.272.848	215.886.809
Creante comerciale și alte creanțe	12	1.364.268.828	723.921.414
Impozit amânat	12	5.322.418
		6.054.436.436	4.484.129.289
Active circulante
Stocuri	11	191.061.018	488.033.645
Creanțe comerciale și alte creanțe	12	626.162.839	485.867.200
Numerar și echivalent de numerar	13	276.174.270	311.138.161
		1.093.398.127	1.285.039.006
Total activ		7.147.834-563	5.769.168.295
CAPITALURI PROPRII ȘI DATORII
Capitaluri proprii
Capital social	14	117.738.440	117.738.440
Ajustări ale capitalului social la hiperinflaţie	14	441.418.396	441.418.396
Primă de emisiune	14	247.478.865	247.478.865
Alte rezerve	15	1.265.796.861	1.265.796.861
Rezultatul reportat	15	1.709.709.168	1.709.507.825
		3.782.141.730	3.781.940.387
Datorii pe termen lung
Imprumuturi pe termen lung	16	1.486.684.049	661.062.420
Provizion pentru beneficiile angajaților	21	118.611.004	119.858.608
Venituri înregistrate în avans	17	1.043.635.227	647.728.922
Impozit amânat de plată	18		7.860.382
Datorii comerciale și alte datorii	19	16.482.440	53.278.838
		2.665.412.720	1.489.789.170

Notele alăturate de la 1 la 33 sunt parte integrantă din aceste situaţii financiare

SITUAŢIA POZIţIEI FINANCIARE (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)

	Nota	31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Datorii curente
Datorii comerciale și alte datorii	19	431.563.686	398.291.230
Venituri înregistrate în avans	17	69.030.914	22.186.786
Provizion pentru riscuri și cheltuieli	20	75.794.781	72.239.710
Împrumuturi pe termen Scurt	16	120.992.640	2.867.580
Provizion pentru beneficiile angajaţilor	21	2.898.092	1.853.432
		700.280.113	497.438.738
Total datorii		3.365.692.833	1.987.227.908
Total capitaluri proprii și
datorii		7.147.834.563	5.769.168.295

Avizate şi semnate în numele Consiliului de Administraţie la data 22 martie 2021 de către:

Președinte Consiliul de Administrație Lăpuşan Remus Gabriel Director Seneral Sterian 32/30/2000

Director Economic Lupean Marius

Notele alăturate de la 1 la 33 sunt parte integrantă din aceste situații financiare

SITUAŢIA REZULTATULUI GLOBAL (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)

		Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie
	Nota	2020	2019
Venituri din activitatea de transport intern		1.150.464.877	1.192.597.737
Venituri din activitatea de transport internaţional		114.222.513	327.696.392
Alte venituri	22	68.816.438	56.372.901
Venituri din exploatare înainte de echilibrare şi
de activitatea de construcții conform cu IFRIC12		1.333.503.828	1.576.667.030
Amortizare	7,9	(247.008.520)	(193.622.482)
Cheltuieli cu angajații	24	(431.952.348)	(413.647.347)
Consum gaze SNT, materiale și consumabile utilizate		(115.609.386)	(99.266.835)
Cheltuieli cu redevente		(107.622.364)	(151.282.768)
Intreţinere şi transport		(30.315.180)	(29.844.354)
Impozite şi alte sume datorate statului Venituri/ (Cheltuieli) cu provizioane pentru		(71.869.830)	(111.290.009)
		(6.073.259)	(49.818.887)
riscuri și cheltuieli Alte cheltuieli de exploatare	23	(155.384.709)	(179.926.744)
Profit din exploatare înainte de echilibrare și de
activitatea de construcții conform cu IFRIC12		167.668.232	347.967.604
Venituri din activitatea de echilibrare		199.239.242	324.687.807
Cheltuieli cu gazele de echilibrare		(199.239.242)	(324.687.807)
Venituri din activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	32	1.587.548.396	868.356.796
Costul activelor construite conform cu IFRIC12	32	(1.587.548.396)	(868.356.796)
Profit din exploatare		167.668.232	347.967.604
Venituri financiare	25	60.665.649	98.951.903
Cheltuieli financiare	25	(19.155.801)	(27.817.927)
Venituri financiare, net		41.509.848	71.133.976
Profit înainte de impozitare		209.178.080	419.101.580
Cheltuiala cu impozitul pe profit	18	(34.177.316)	(70.842.564)
Profit net aferent perioadei		175.000.764	348.259.016
Rezultatul pe acţiune, de bază şi diluat
(exprimat în lei pe acţiune)	28	14,86	29,58
(Câștig)/ Pierdere actuarială aferentă perioadei		7.341.946	(4.636.774)
Rezultatul global total aferent perioadei		182.342.710	343.622.242
Președinte Consiliul de Administrație
Lapusan Remus Fabriel
			Director Edonomic
Director for new NSGAZ Sterian I			Lupean Marius
Notele alăturătă de la 33 sunt parte integrantă din aceste situații financiare

SITUAȚIA MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)						NSG	ENERGIE!
	Nota	Capital social	Ajustări ale capitalului social	Primă de emisiune	Alte rezerve	Rezultatul reportat	capitaluri proprii Total
Sold la 1 ianuarie 2019 raportat		17.738.440	441.418.396	247.478.865	1.265.796.861	1.640.298.503	3.712.731.065
Câştigul/pierderea actuarială aferentă perioadei Pierdere din ajustarea impozitului amânat Profit net aferent perioadei, raportat						(4.636.774) (19.391.459) 348.259.016	348.259.016 (19.391.459) (4.636.774)
Dividende aferente anului 2018 Tranzacții cu acționarii:	15					(255.021.461)	(255.021.461)
Sold la 31 decembrie 2019		40 117.738.4	441.418.396	247.478.865	1.265.796.861	1.709.507.825	3.781.940.387
Câştigul/pierderea actuarială aferentă perioadei Profit net aferent perioadei						7.341.946 175.000.764	7.341.946 175.000.764
Dividende aterente anului 2019 Tranzacții cu acționarii:	15					(182.141.367)	(182.141.367)
Sold la 31 decembrie 2020		117.738.440	441.418.396	247.478.865	1.265.796.861	1.709.709.168	3.782.141.730
Notele alăturate de la 1 la 33 sunt parte integrantă din aceste situații financiare Presedinte Consiliul de Administra Gabrie Lapusan Remus S						Director Economic Lupean Marius
							(4)

SITUAȚIA FLUXURILOR DE TREZORERIE (exprimată în lei, dacă nu se specifică contrariul)

	Nota	Anul încheiat la 31 decembri 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Numerar generat din exploatare	26	432.931.137	429.354.660
Dobânzi plătite		(2.850.840)
Dobânzi primite		2.104.548	1.928.625
Impozit pe profit platit		(61.436.931)	(69.822.103)
Intrări de numerar net generat din
activitatea de exploatare		370.747.914	361.461.182
Flux de trezorerie din activități de investiții
Plăţi pentru achiziţia de imobilizări
corporale și necorporale		(1.340.789.096)	(907.674.681)
Investiții financiare/participații		(68.386.039)	(170.356.413)
Incasări din cedarea de imobilizări corporale		214.050	146.396
Numerar din taxe de racordare și fonduri nerambursabile		252.243.711	151.274.740
Numerar net utilizat în activităţi de investiţii		(1.156.717.374)	(926.609.958)
Flux de trezorerie din activități de finanţare
Trageri împrumuturi pe termen lung		637.938.000	423.477.000
Ramburări împrumuturi termen lung		(2.785.320)
Trageri credit pentru capital de lucru		299.720.329
Dividende plătite		(183.867.440)	(255.942.380)
Numerar net utilizat în activități de
finanțare		751.005.569	167.534.620
Modificarea netă a numerarului şi echivalentului de numerar		(34.963.891)	(397.614.156)
Numerar și echivalent de numerar
la început de an	13	311.138.161	708.752.317
Numerar și echivalent de numerar
la sfârșit de perioadă	13	276.174.270	311,138.161
Președinte Consiliul de Administrație Lăpușan Remus Gabriel OMANIA
Director Sener Sterial			Director Economic Lupean Marius

Notele al supeaţe, de la 33 sunt parte integrantă din aceste situaţii financiare.

12/301/2000 - 27/

(5)

INFORMAȚII GENERALE 1.

Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale - SNTGN Transgaz SA ("Societatea") are ca activitate principală transportul gazelor naturale. De asemenea, Societatea întreţine şi exploatează sistemul național de transport al gazelor naturale și desfășoară activități de cercetare în domeniul transportului de gaze naturale. La 31 decembrie 2020, acţionarul majoritar al Societăţii este Statul român, prin Secretariatul General al Guvernului

Societatea a fost înfiinţată în mai 2000, în urma mai multor reorganizări ale sectorului de gaze din România; predecesoarea sa a făcut parte din fostul monopol naţional de gaz SNGN Romgaz SA ("Societatea predecesoare") care a fost reorganizată în baza Hotărârii Guvernului 334/2000.

Sectorul de gaze este reglementat de "Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei" - "ANRE". Principalele responsabilităţi ale ANRE sunt următoarele:

• emiterea sau retragerea licenţelor pentru companiile care operează în sectorul gazelor naturale;
• publicarea contractelor cadru de vânzare, transport, achiziţie şi distribuţie a gazelor naturale;
• stabilirea criteriilor, cerinţelor şi procedurilor legate de selecţia consumatorilor eligibili;
• stabilirea criteriilor de fixare a preţurilor şi a metodelor de calcul pentru sectorul de gaze naturale.

Societatea are sediul social în Piaţa C.I. Motaş nr. 1, Mediaş, România.

Din ianuarie 2008, Societatea este listată la Bursa de Valori Bucureşti, la categoria întâi a pieţii, sub simbolul TGN.

Situaţiile financiare vor fi autorizate pentru publicare la data de 22 martie 2021.

Situațiile financiare nu se modifică după publicare.

CADRUL OPERAȚIONAL AL SOCIETĂȚII 2.

România

Continuarea de către autorităţile române a reformelor economice reprezintă o necesitate pentru consolidarea cadrului macrofinanciar intern. Se creează astfel premisele gestionării adecvate a unor eventuale evoluții nefavorabile apărute în cazul în care aversiunea ridicată față de risc ar reveni pe pieţele financiare internaţionale. Performanţele pozitive înregistrate de economia românească trebuie întărite prin aplicarea unui mix consecvent de politici. În acest context putem observa că:

(i) Conform publicației Ziarul Financiar, Comisia Europeană a publicat previziunile economice din iarna anului 2021, potrivit cărora PIB-ul României va creşte cu 3,8% în 2021, respectiv cu 4% în 2022. În noiembrie 2020, Comisia Europeană preconiza pentru economia românească un avans de 3,3% în 2021, şi de 3,8% în 2022. La nivelul zonei euro, economia va creşte cu 3,8 % atât în 2021, cât şi în 2022, iar la nivelul statelor UE, economia va creşte cu 3,7 % în 2021 şi cu 3,9 % în 2022.

Raportul Comisiei preconizează că economiile din zona euro şi din UE vor atinge nivelurile de producţie anterioare crizei mai devreme decât se anticipase în previziunile economice din toamna anului 2020, în mare parte din cauza ritmului de creştere peste aşteptări preconizat în a doua jumătate a anului 2021 și în 2022. "După o creştere puternică în T3/ 2020, activitatea economică s-a redus din T4/2020, pe măsură ce al doilea val al pandemiei a declanşat noi măsuri de limitare a răspândirii virusului. Având în vedere că aceste măsuri sunt încă în vigoare, se preconizează că economiile UE şi din zona euro se vor contracta în primul trimestru al anului 2021", notează raportul Comisiei Europene.

Creşterea economică urmează să fie reluată în primăvară şi să se accelereze în timpul verii, pe măsură ce programele de vaccinare progresează şi măsurile de limitare a răspândirii virusului se vor relaxa treptat. Se preconizează, de asemenea, o îmbunătăţire a perspectivelor economiei mondiale pentru a sprijini redresarea economică, cu menţiunea că impactul economic al pandemiei rămâne inegal de la un stat membru la altul şi se preconizează, de asemenea, că ritmul redresării va varia în mod semnificativ. "Economia UE ar trebui să revină la nivelurile PIB-ului dinainte de pandemie în 2022 - mai devreme decât se preconizase anterior - deşi producţia pierdută în 2020 nu va fi recuperată atât de repede, nici în acelaşi ritm în întreaga Uniune. Această previziune este supusă unor riscuri multiple, legate, de exemplu, de noile variante ale COVID-19 şi de situaţia epidemiologică globală. Pe de altă parte, impactul Next Generation EU ar trebui să ofere un impuls puternic economiilor celor mai afectate în următorii ani, care nu sunt încă integrate în proiecţiile de astăzi", spune Paolo Gentiloni, comisarul pentru economie.

În ceea ce priveşte inflaţia, în cazul României, în 2021 se va înregistra o uşoară creştere la 2,6%, fiind urmată de o ușoară scădere la 2,4% în 2022. În toamnă, CE prognoza o creștere a inflaţiei de 2,5% pentru 2021 şi de 2,4% pentru 2022.

CADRUL OPERAȚIONAL AL SOCIETĂȚII (CONTINUARE) 2.

• În şedinţa din 15 ianuarie 2021 Consiliul de administraţie al Băncii Naţionale a României a (ii) hotărât: reducerea ratei dobânzii de politică monetară la nivelul de 1,25 la sută pe an, de la 1,50 la sută pe an, începând cu data de 18 ianuarie 2021; reducerea ratei dobânzii pentru facilitatea de depozit la 0,75 la sută pe an, de la 1,00 la sută pe an, și a ratei dobânzii aferente facilității de creditare (Lombard) la 1,75 la sută pe an de la 2,00 la sută pe an;păstrarea nivelurilor actuale ale ratelor rezervelor minime obligatorii pentru pasivele în lei şi în valută ale instituţiilor de credit.
• Având în vedere Raportul BNR asupra inflaţiei din noiembrie 2020 Rata anuală a inflaţiei (iii) IPC şi-a continuat şi în trimestrul III 2020 parcursul descendent observat de la începutul acestui an, plasându-se în luna septembrie în vecinătatea punctului central al țintei staționare, respectiv la valoarea de 2,45 la sută, comparativ cu 2,58 la sută în luna iunie. Tendința ușor dezinflaționistă a reflectat cu precădere efectele recoltei favorabile de legume și fructe din acest an pe plan local și comunitar.

În același timp, însă, suprapunerea șocurilor pe partea cererii și a ofertei, cele din urmă asociate măsurilor adoptate în scopul ținerii sub control a pandemiei, a imprimat o tendință de stabilitate ratei anuale a inflației CORE2 ajustat, aceasta continuând să se situeze în jurul valorii de 3,7 la sută. Dată fiind traiectoria sub așteptări a prețurilor volatile, în luna septembrie, dinamica anuală a IPC s-a plasat cu 0,3 puncte procentuale sub nivelul din cea mai recentă proiecție macroeconomică (Raportul asupra inflației din august 2020). În același timp, pe parcursul trimestrului III, rata medie anuală a inflației IAPC s-a redus marginal comparativ cu media europeană, coborând până la nivelul de 2,8 la sută.

(iv) Agenția de evaluare internațională Fitch a reconfirmat în data de 08.07.2020, rating-ul "BBB-" cu perspectivă stabilă companiei Transgaz (TGN), conform comunicatului remis Bursei de Valori Bucuresti (BVB). Ratingul confirmat 'BBB-' cu Perspectivă Stabilă "reflectă profilul solid al activității Transgaz în calitate de concesionar și operator al rețelei de transport gaze naturale din România, precum și preconizarea unei diminuări progresive a activităţii internaţionale de tranzit al gazelor care derivă din traseele tradiţionale. Ratingul este susţinut de reglementările naţionale privind transportul gazelor şi aşteptările noastre că o investiție actuală semnificativă în coridorul Bulgaria-Austria (BRUA) va fi adăugată la Baza Reglementată a Activelor Transgaz (RAB) care stă la baza unor încasări viitoare", se arata în raportul agenției.

2. CADRUL OPERAȚIONAL AL SOCIETĂȚII (CONTINUARE)

(v) Conform unui cat pe 30 octombrie 2020 agenţia de evaluare financiară Fitch Ratings a confirmat ratingul suveran al României la "BBB minus" cu perspectivă negativă, aceasta fiind ultima notă din categoria "investment-grade", recomandat pentru investiţii. Potrivit Fitch, ratingul României este susținut de nivelul moderat al datoriei guvernamentale, precum şi de un PIB per capita şi indicatorii privind guvernanţa şi dezvoltarea umană, care sunt peste cele ale altor ţări care beneficiază de un rating din categoria "BBB". Însă acestea puncte tari sunt contrabalansate de un deficit bugetar şi un deficit de cont curent mari comparativ cu ale altor ţări.

"Perspectiva negativă reflectă deteriorarea finanțelor publice din cauza unor politici pro-ciclice din ultimii ani, precum şi impactul pandemiei de coronavirus asupra performanţelor economice şi fiscale. Deși Fitch se așteaptă ca economia să își revină începând din 2021, incertitudinea cu privire la evoluţiile politice, combinată cu o nouă explozie a numărului de cazuri de infecţie, atât pe plan intern cât şi la nivel global, continuă să afecteze perspectiva economică şi fiscală. Istoricul slab în ceea ce privește consolidarea fiscală în pofida creșterii economice mari din ultimii ani, precum și nivelul ridicat al rigidităților bugetare vor continua să reprezinte o provocare semnificativă la adresa finanţelor publice pe termen mediu" susţine Fitch Ratings.

La finalul anului 2019 leul a suferit deprecieri atât față de EURO ("EUR") cât și față de dolarul SUA ("USD"). Astfel faţă de sfârşitul anului 2018 leul s-a devalorizat cu 2,47% faţă de EUR (4,7793 la 31 decembrie 2019; 4,6639 la 31 decembrie 2018) și s-a depreciat 4,60% față de USD ( 4,2608 la 31 decembrie 2019; 4,0736 la 31 decembrie 2018).

La finalul anului 2020 leul a suferit deprecieri față de EURO ("EUR") și s-a apreciat față de dolarul SUA ("USD"). Astfel față de sfârșitul anului 2019 leul s-a devalorizat cu 1,89% față de EUR (4,8694 la 31 decembrie 2020; 4,7793 la 31 decembrie 2019) și s-a apreciat cu 6,92% față de USD ( 3,9660, la 31 decembrie 2020 ; 4,2608 la 31 decembrie 2019).

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE 3.

Principalele politici contabile aplicate la întocmirea prezentelor situaţii financiare sunt prezentate în continuare. Aceste politici au fost aplicate în mod consecvent pentru toate exerciţiile prezentate, exceptând cazurile în care se specifică contrariul.

Bazele întocmirii 3.1

Situaţiile financiare ale Societăţii au fost întocmite în conformitate cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană ("IFRS UE"). Situaţiile financiare au fost

întocmite în baza convenţiei costului istoric, cu excepţia activelor financiare care sunt masurate la valoare justă prin contul de profit sau pierdere sau la valoare justă prin alte elemente ale rezultatului global.

Întocmirea situaţiilor financiare în conformitate cu IFRS UE necesită utilizarea unor estimări contabile critice. De asemenea, solicită conducerii să folosească raţionamentul în procesul de aplicare a politicilor contabile ale Societăţii. Domeniile care presupun un grad mai mare de raţionament sau complexitate, sau domeniile în care ipotezele şi estimările sunt semnificative pentru situaţiile financiare sunt prezentate în Nota 5.

Reglementări contabile aplicabile incepând cu anul 2016

Amendamente la diverse "Îmbunătățiri ale IFRS (ciclul 2014-2016)" care rezultă din proiectul de îmbunătățire a IFRS (IFRS 1, IFRS 12 și IAS 28) cu scopul principal de a elimina inconsecvențele și de a clarifica anumite formulări (Amendamente la IFRS 12 sunt aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017 iar amendamentele la IFRS 1 și IAS 28 sunt aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018).

(a) Standarde şi interpretări care au intrat în vigoare în anul 2017

Următoarele standarde şi amendamente ale standardelor existente, emise de Comitetul privind Standardele Internaționale de Contabilitate (International Accounting Standard Board – "IASB") şi adoptate de Uniunea Europeană (UE) au intrat în vigoare în anul 2017 :

Amendamente la IAS 12 "Impozitul pe profit"

Recunoașterea activelor cu impozitul amânat pentru pierderile nerealizate (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017);

Amendamentele in Recunoasterea impozitelor amanate pentru activele nerealizate clarifica urmatoarele aspecte :

• Pierderile nerealizate din instrumentele de datorie masurate la valoarea justa si la cost in scop fiscal vor da nastere unei diferente temporale deductibile indiferent daca posesorul instrumentului de debit se asteapta sa recupereze valoarea contabila a instrumentului de debit prin vanzare sau prin utilizare.
• Valoarea contabilă a unui activ nu limitează estimarea unor profituri impozabile viitoare;
• Estimările privind profiturile impozabile viitoare exclud deducerile de taxe rezultate din anularea diferențelor impozabile temporale
• · Entitate estimeaza un impozit amanat in combinatie cu alte impozite amanate. Acolo unde legislatia fiscala restrictioneaza utilizarea pierderilor fiscale, o entitate va estima un impozit amanat in combinatie cu alte impozite amanate de același tip.

Amendamentele sunt aplicabile pentru perioada începând cu sau după anul 2017. Aplicarea anterioara este permisă;

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Amendamente la IAS 7 "Situațiile fluxurilor de trezorerie" - Inițiativa privind cerinţele de prezentare (aplicabile pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2017);

b) Standarde și interpretări care au intrat în vigoare în anul 2018

La data raportării acestor situaţii financiare, următoarele standarde, revizuiri şi interpretări au intrat în vigoare:

• IFRS 9 "Instrumente Financiare" – adoptate de UE pe 22 noiembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018); Inlocuiește IAS 39- Instrumente financiare, recunoastere si masurare;

IFRS 9 include cerinţe privind instrumentele financiare, referitoare la recunoașterea, clasificarea și evaluarea, pierderile din depreciere, derecunoașterea și contabilitatea de acoperire împotriva riscurilor:

• Clasificarea și evaluarea: IFRS 9 introduce o nouă abordare privind clasificarea activelor financiare şi cuprinde trei categorii principale de active financiare: măsurate la cost amortizat, la valoare justă prin alte elemente ale rezultatului global, la valoare justă prin contul de profit sau pierdere. Clasificarea pe IFRS 9 este determinată de caracteristicile fluxurilor de numerar şi de modelul de business în cadrul căruia este deținut un activ. Această abordare unitară bazată pe principii elimină categoriile de clasificare a activelor financiare din IAS 39: deținute până la scadenţă, credite şi avansuri şi active financiare disponibile în vederea vânzării. Noul model va determina de asemenea existenţa unui singur model de depreciere aplicabil tuturor instrumentelor financiare.

Conform IFRS 9, derivativele în contracte, în care instrumentul gazdă este un instrument financiar în scopul acestui standard, nu sunt separate, ci întregul instrument hibrid este considerat pentru clasificare.

• Pierderi din depreciere: IFRS 9 introduce un model nou privind anticiparea pierderilor din depreciere, bazat pe pierderile așteptate, care va impune recunoașterea anticipată a pierderilor din deprecierea creanțelor. Standardul prevede ca entitățile să înregistreze pierderile anticipate din depreciere creanţelor din momentul recunoaşterii iniţiale a instrumentelor financiare şi totodată să recunoască pierderile anticipate din depreciere pe întreaga durată de viaţă a acestora. Valoarea pierderilor anticipate va fi actualizată pentru fiecare perioadă de raportare astfel încât să reflecte modificările în riscul de credit fată de recunoașterea iniţială.
• Depreciere: se aplica in cazul creantelor comerciale care nu contin o componenta de finantare se evalueaza la cost amortizat ( conditia este ca activele sa fie detinute in cadrul unui model de afacere al carui obiectiv este de a colecta fluxurile de trezorerie;

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

• Contabilitatea de acoperire: IFRS 9 introduce un model semnificativ îmbunătăţit privind contabilitatea de acoperire, ce cuprinde cerințe suplimentare a informațiilor privind activitatea de administrare a riscurilor. Noul model reprezintă o revizuire semnificativă a principiilor contabilităţii de acoperire, care permite alinierea tratamentului contabil cu activităţile de administrare a riscurilor.

IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții" cu amendamentele ulterioare" și amendamente la IFRS 15 "Data efectivă a IFRS 15" – adoptate de UE pe 22 septembrie 2016 (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018);

IFRS15 stabilește un model unic pentru entități în contabilizarea veniturilor rezultănd din contractele cu clientii înlocuind următoarele standarde și interpretări de la data intrării în aplicabilitate:

• IAS 18- Venituri;
• IAS 11- Contracte de construcţii
• IFRIC 13- Programe de fidelizare a clienţilor;

Standarde şi interpretări care vor intra în vigoare /aplicabile din anul 2019 sau la o dată viitoare

• IFRIC 15- Acorduri privind construcia propietăţilor imobiliare;
• IFRIC 18- Transferuri de active de la clienţi;
• SIC 31- Venituri- Tranzacţii barter care presupun servicii de publicitate

Principiul esenţial al IFRS 15 este că o entitate recunoaște venituri pentru a ilustra transferul bunurilor sau serviciilor promise către clienţi la o valoare care reflectă contraprestaţia la care entitatea se așteptă să aibă dreptul în schimbul acelor bunuri sau servicii. O entitate recunoaște venituri în conformitate cu acest principiu esenţial prin aplicarea următorilor paşi: identificarea contractului; identificarea obligaţiilor de executare din contract; determinarea preţului tranzacţiei; alocarea preţului tranzacţiei pentru obligaţiile de executare din contract; recunoaşterea veniturilor atunci când ( sau pe măsură ce) îndeplinește o obligație de executare.

Veniturilor din prestări de servicii sunt recunoscute astfel:

• pe baza tarifelor reglementate de ANRE pentru servicii ferme/intreruptibile de transport al gazelor naturale prin Sistemul Național de Transport;
• pe baza tarifelor de transport aprobate de ANRE pentru rezervarea capacităţii de transport pe punctele de intrare/ieșire în/din conducta de transport gaze naturale Isaccea 2-Negru Vodă 2;
• pe baza tarifelor negociate în cactului de transport pentru rezervarea capacităţii de transport pe conducta de transport gaze naturale Isaccea 3-Negru Vodă 3;
• prin licitație, pe Platforma Regională de Rezervare a Capacității (RBP) pentru tranzacţionarea capacităţii grupate şi negrupate în punctele de interconectare transfrontalieră cu sistemele de transport din țări membre ale Uniunii Europene,

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

• pe baza tarifelor reglementate pentru activităţile conexe celei de operare a sistemului de transport al gazelor naturale;
• prețurilor determinate în baza reglementărilor ANRE pentru activitatea de echilibrare și neutralitate în cadrul prestării serviciului de transport;
• tarifelor determinate în baza reglementarilor ANRE pentru administrarea pieţei de echilibrare.

Pentru bunurile dezvoltate în cadrul Acordului de concesiune, realizate cu forţe proprii, venitul se recunoaşte la nivelul costurilor efectuate.

Amendamente la IAS 40 "Investiţii imobiliare" - Transferuri de investiţii imobiliare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018);

IFRIC 22 "Tranzacţii cu valută şi avansuri" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018); interpretarea se referă la determinarea datei tranzacţiei în vederea stabilirii cursului de schimb ce trebuie folosit la recunoaşterea iniţială a unui activ, a unei cheltuieli sau a unui venit(sau parte din acesta) la derecunoşterea unui activ ne-monetar sau a unei datorii nemonetare generate de o plată în avans în valută . IFRIC 22 nu oferă indicaţii privind definirea elementelor monetare şi ne-monetare. O plată sau o încasare în general duce la recunosterea unui activ/unei datorii ne-monetare, însă poate conduce şi la recunoşterea unui activ/unei datorii monetare.

La data raportării acestor situaţii financiare, următoarele și interpetări nu sunt aplicabile, urmand a intra in vigoare începând cu sau după 1 ianuarie 2019:

• IFRS 16 "Leasing" (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2019); La data aplicării, IFRS 16 va înlocui următoarele standarde și interpretări:
• IAS 17 Leasing;
• IFRIC 4- Determinarea măsurii în care un angajament coţine un contract de leasing;
• SIC 15- Leasing operaţional- Stimulente;
• SIC 27- Evaluarea fondului economic al tranzacţiilor care implică forma legală a unui contract de leasing.

IFRS 16 oferă un model de control pentru identificarea leasingului ( închirierilor) stabilind principii pentru recunoașterea, evaluarea și prezentarea contractelor de leasing, respectiv dreptul de a controla utilizarea unui activ identificat pentru o anumită perioadă de timp în schimbul unei contravalori. Dreptul de a controla utilizarea activului identificat există dacă clientul are dreptul de a obţine, în mare măsură, toate beneficiile economice și de asemenea, dreptul de a stabili modul și scopul în care este folosit activul respectiv.

IFRS 16 introduce modificări semnificative în contabilizarea leasingului, în special eliminând distincția între leasingul financiar și cel operațional si cere locatarului să recunoască un activ aferent dreptului de utilizare și o datorie aferenta închirierii, la data începerii contractului, cu excepţia închirierilor pe termen scurt sau în cazul închirierii unor active de valoare scăzută.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Începând cu 1 iunie 2020, IFRS 16 a fost modificat pentru a oferi un instrument practic pentru locatari care contabilizează concesiunile de chirie care apar ca o consecință directă a pandemiei COVID-19 și îndeplinesc următoarele criterii:

Modificarea plăților de leasing are ca rezultat o contraprestație revizuită pentru leasing, care este în mod substanțial aceeași sau mai mică decât contraprestația pentru leasingul imediat anterior schimbării; (b) Reducerea dacă plăţile de leasing afectează numai plăţile datorate iniţial la 30 iunie 2021 sau înainte de aceasta; și (c) Nu există nicio modificare substanțială a altor termeni și condiții ale contractului de închiriere.

Concesiunile de chirie care îndeplinesc aceste criterii pot fi contabilizate în conformitate cu oportunitatea practică, ceea ce înseamnă că locatarul nu evaluează dacă concesiunea de chirie îndeplineşte definiţia unei modificări a contractului de închiriere. Chiriașii aplică alte cerințe în IFRS 16 în contabilitatea concesiunii.

Amendamente la IFRS 2 "Plata pe bază de acțiuni" – Clasificarea și evaluarea tranzacțiilor cu plată pe bază de acţiuni (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018);

• Amendamente la IFRS 4 "Contracte de asigurare" Aplicarea IFRS 9 Instrumente financiare împreună cu IFRS 4 Contracte de asigurare (aplicabil pentru perioadele anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2018 sau la aplicarea pentru prima dată a IFRS 9 "Instrumente financiare");
• Amendamente la IFRS 10 "Situații financiare consolidate" și IAS 28 "Investiții în entități asociate și asocieri în participație"- Vânzarea de sau contribuția cu active între un investitor și entitățile asociate sau asocierile în participație ale acestuia și amendamentele ulterioare (data intrării în vigoare a fost amânată pe perioadă nedeterminată, până când se va finaliza proiectul de cercetare privind metoda punerii în echivalență);
• IFRIC 23- "Incertitudine legată de tratamentele fiscale", a fost elaborat ca o interpretare privind IAS 12 Impozitul pe profit, pentru a specifica modul de prezentare a incertitudinii în ceea ce priveste contabilizarea impozitelor pe profit.

Comitetul pentru Interpretări IFRS a elaborat IFRIC 23 pentru a trata potenţialele neclarităţi legate de modul în care legislația fiscală se aplică unei anumite tranzacții sau circumstanțe ori de măsura în care o autoritate fiscală va accepta tratamentul fiscal utilizat de o companie. IAS 12 Impozitul pe profit specifică modul de contabilizare a impozitelor curente și amânate, dar nu și modul în care trebuie reflectate efectele incertitudinii.

In anul 2020 IASB finalizeaza amendamentele la IAS 1 şi IAS 8 privind definiţia "semnificativului" " Informaţia este importantă dacă omiterea, declaraţia greşită sau ascunderea acesteia ar putea, în mod rezonabil, să influenţeze deciziile pe care utilizatorii principali ai declaraţiilor financiare cu scop general le iau pe baza acelei situaţii financiare, care oferă informaţii financiare despre o anumită entitate raportoare"

Noi standarde, interpetări și amendamente cu aplicabilitate ulterioară

Societatea a ales să nu aplice anticipat aceste standarde, interpetări și amendamente cu aplicabilitate ulterioară

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Următoarele modificări sunt valabile pentru perioada care începe la 1 ianuarie 2022:

• Contracte oneroase - Costul îndeplinirii unui contract (Amendamente la IAS 37); • Imobilizări corporale: încasări înainte de utilizarea intenționată (modificări la IAS 16); • Îmbunătățiri anuale la standardele IFRS 2018-2020 (Amendamente la IFRS 1, IFRS 16 și IAS 41); și • Referințe la cadrul conceptual (Amendamente la IFRS 3).

Următoarele modificări sunt valabile pentru perioada care începe la 1 ianuarie 2023 Comitetul pentru standarde internaționale de contabilitate (IASB) a emis "Clasificarea pasivelor ca curente sau necurente (Amendamente la IAS 1)" oferind o abordare mai generală a clasificării pasivelor în conformitate cu IAS 1 pe baza acordurilor contractuale existente la raportare Data. Modificările au fost iniţial valabile pentru perioadele de raportare anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2022. Cu toate acestea, în mai 2020, data efectivă a fost amânată la perioadele de raportare anuale începând cu sau după 1 ianuarie 2023:

Modificările din Clasificarea pasivelor în curente sau necurente (Amendamente la IAS 1) afectează doar prezentarea pasivelor în situația poziției financiare - nu cuantumul sau momentul recunoașterii oricărui activ, venituri sau cheltuieli sau informațiile pe care entitățile le prezintă despre aceste elemente.

Se clarifică următoarele :

Clasificarea pasivelor în curente ar trebui să se bazeze pe drepturi care există la sfârșitul perioadei de raportare și se aliniază formularea în toate paragrafele aferente pentru a se face referire la "dreptul" de a amâna decontarea cu cel puţin douăsprezece luni şi se clarifică faptul că numai drepturile în vigoare "la sfârșitul perioadei de raportare" ar trebui să afecteze clasificarea unei datorii;

Clasificarea nu este afectată de așteptări cu privire la faptul că o entitate își va exercita dreptul de a amâna decontarea unei datorii;

Decontarea se referă la transferul către contrapartidă a numerarului, instrumentelor de capitaluri proprii, altor active sau servicii.

O entitate aplică prezenta interpretare pentru perioadele de raportare anuală care încep la 1 ianuarie 2019 sau ulterior acestei date. Aplicarea anterior acestei date este permisă.

Termenul "regim fiscal incert" desemnează un tratament fiscal în legătură cu care există o incertitudine referitoare la faptul că autoritatea fiscală competentă îl va accepta în temeiul legislației fiscal.

Raportarea pe segmente 3.2

Raportarea pe segmente de activitate se face într-un mod consecvent cu raportarea internă către principalul factor decizional operaţional. Principalul factor decizional operaţional, care este responsabil cu alocarea resurselor şi evaluarea performanţei segmentelor de activitate, a fost identificat ca fiind consiliul de administraţie care ia deciziile strategice.

Tranzacţii în monedă străină 3.3

Moneda funcțională a)

Elementele incluse în situaţiile financiare ale Societăţii sunt evaluate folosind moneda mediului economic în care operează entitatea ("moneda funcţională"). Situaţiile financiare sunt prezentate în leul românesc ("lei"), care reprezintă moneda funcțională și de prezentare a Societății.

• b) Nivelul de rotunjire utilizat în prezentarea situaţiilor financiare În situaţiile financiare valorile sunt prezentate rotunjite la unităţi.
• Tranzacţii şi solduri C)

Tranzacţiile în monedă străină sunt convertite în monedă funcţională folosind cursul de schimb valabil la data tranzacţiilor sau evaluării la data bilanţului. Profitul şi pierderea rezultate din diferenţele de curs de schimb în urma încheierii acestor tranzacţii şi din conversia la cursul de schimb de la sfârşitul perioadei de raportare a activelor monetare şi obligaţiilor denominate în monedă străină se reflectă în situaţia rezultatului global.

3.4 Contabilitatea efectelor hiperinflaţiei

România a trecut prin perioade de inflaţie relativ ridicată şi a fost considerată hiperinflaţionistă conform IAS 29 "Raportarea financiară în economiile hiperinflaţioniste". Acest standard impunea ca situaţiile financiare în moneda unei economii hiperinflaţioniste să fie prezentate în termenii puterii de cumpărare la data de 31 decembrie 2003. Întrucât caracteristicile mediului economic din România indică încetarea hiperinflaţiei, începând cu 1 ianuarie 2004, Societatea nu mai aplică prevederile IAS 29.

Prin urmare, valorile raportate în termenii puterii de cumpărare la data de 31 decembrie 2003 sunt tratate ca bază pentru valorile contabile din aceste situaţii financiare.

Imobilizări necorporale 3.5

Programe informatice

Licenţele achiziţionate aferente drepturilor de utilizare a programelor informatice sunt capitalizate pe baza costurilor înregistrate cu achiziţionarea şi punerea în funcţiune a programelor informatice respective. Aceste costuri sunt amortizate pe durata de viață utilă estimată a acestora (trei ani). Costurile aferente dezvoltării sau întreţii programelor informatice sunt recunoscute ca şi cheltuieli în perioada în care sunt înregistrate.

Acordul de concesiune a serviciilor

Începând cu anul 2010, Societatea, a început să aplice IFRIC 12, Angajamente de concesiune a serviciilor, adoptat de către UE. Domeniul de aplicare al IFRIC 12 cuprinde: infrastructura existentă la momentul semnării acordului de concesiune şi, de asemenea, modernizările şi îmbunătăţirile aduse sistemului naţional de transport gaze naturale, care sunt transferate autorităţii de reglementare la sfârşitul acordului de concesiune.

Aşa cum este prezentat în Nota 8, Societatea are dreptul de a taxa utilizatorii serviciului public, şi, în consecinţă, un activ necorporal a fost recunoscut pentru acest drept.

Datorită faptului că Acordul de Concesiune a Serviciilor ("ACS") nu a avut substanţă comercială (adică nu a modificat nimic substanţial în modul în care Societatea a operat activele; fluxurile de numerar s-au modificat numai cu plata redevenţei, dar, pe de altă parte, tariful de transport a crescut pentru a acoperi redevenţa), activul necorporal a fost măsurat la valoarea netă rămasă a activelor derecunoscute (clasificate în situaţiile financiare ca şi imobilizări corporale la data aplicării IFRIC 12). În consecinţă, Societatea a continuat să recunoască activul, dar l-a reclasificat ca şi activ necorporal. Societatea a testat activele necorporale recunoscute la acea dată fără a identifica depreciere.

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

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

Imobilizări corporale 3.6

Imobilizările corporale cuprind clădiri, terenuri, active pentru activitatea de transport internațional nereglementată (eg. Conducte, compresoare, instalații de filtrare, dispozitive). Politica societăţii este de a reflecta imobilizările corporale la costul lor, minus orice amortizare acumulată și orice pierderi acumulate din depreciere

Clădirile cuprind în special clădiri auxiliare activelor operaţionale, un centru de cercetare şi clădiri de birouri.

Cheltuielile ulterioare sunt incluse în valoarea contabilă a activului sau recunoscute ca activ separat, după caz, doar când intrarea de beneficii economice viitoare pentru Societate asociate elementului este probabilă iar costul elementului respectiv poate fi evaluat în mod credibil. Valoarea contabilă a activului înlocuit este scoasă din evidenţă. Toate celelalte cheltuieli cu reparaţii şi întreţinere sunt recunoscute în situația rezultatului global în perioada financiară în care acestea apar.

Terenurile nu se amortizează. Amortizarea altor elemente de imobilizări corporale este calculată pe baza metodei liniare în vederea alocării costului lor mai puţin valoarea reziduală, pe parcursul duratei lor de viață utilă, după cum urmează:

Număr de ani

Clădiri	50
Active din sistemul de transport al gazelor	20
Alte mijloace fixe	4 - 20

Înainte de 31 decembrie 2008, costurile îndatorării erau suportate pe măsură ce apăreau. Începând cu 1 ianuarie 2009, costurile îndatorării care sunt atribuibile direct achiziţiei, construcţiei sau producţiei unui activ cu ciclu lung de producţie sunt capitalizate ca parte a costului respectivului activ. Costurile îndatorării care sunt atribuibile direct achiziţiei, construcţiei sau producţiei unui activ cu ciclu lung de producție sunt acele costuri de îndatorare care ar fi fost evitate în cazul în care cheltuielile cu activul nu ar fi fost efectuate. În măsura în care fondurile sunt împrumutate special pentru obţinerea unui activ cu ciclu lung de producţie, valoarea costurilor îndatorării eligibile pentru capitalizarea activului în cauză este determinată prin costul real generat de acel împrumut în decursul perioadei, mai puţin veniturile din investiţiile temporare ale acestor împrumuturi. În măsura în care fondurile sunt împrumutate, în general, şi utilizate în scopul obţinerii unui activ cu ciclu lung de producţie, valoarea costurilor îndatorării eligibile pentru capitalizare este determinată prin aplicarea unei rate de capitalizare a cheltuielilor pentru acel activ.

Rata de capitalizare este media ponderată a costurilor îndatorării aplicabile împrumuturilor entităţii, care sunt scadente în decursul perioadei, altele decât împrumuturile făcute special pentru obţinerea activului cu ciclu lung de producție.

Consturile fondurilor împrumutate special pentru obţinerea unui activ cu ciclu lung de producţie (realizarea de investiții) sunt capitalizate de societate asupra activului ca diferență între costurile actuale ale îndatorării suportate în legătură cu împrumutul respectiv în cursul perioadei și orice venituri din investiţii obţinute din investirea temporară a acelor împrumuturi.

Costurile îndatorării atribuibile angajamentului se recunosc drept cheltuială în perioada în care acestea sunt suportate, cu excepţia cazului în care operatorul deţine dreptul contractual de a primi o imobilizare necorporală, caz în care costurile îndatorării atribuibile unui acord sunt capitalizate pe parcursul etapei de elaborare a angajamentului.

Valorile reziduale ale activelor şi duratele de viaţă utilă sunt revizuite, şi ajustate în mod corespunzător, la sfârşitul fiecărei perioade de raportare.

Valoarea contabilă a unui activ este redusă imediat la valoarea recuperabilă dacă valoarea contabilă a activului respectiv este mai mare decât valoarea recuperabilă estimată (Nota 3.7).

Câştigurile şi pierderile rezultate în urma cedării sunt determinate prin compararea sumelor de încasat cu valoarea contabilă şi sunt recunoscute în situaţia rezultatului global în care a avut loc vânzarea.

Deprecierea activelor nefinanciare 3.7

Activele supuse amortizării sunt revizuite pentru identificarea pierderilor din depreciere ori de câte ori evenimente sau schimbări în circumstanţe indică faptul că valoarea contabilă nu mai poate fi recuperată.

Pierderea din depreciere este reprezentată de diferenţa dintre valoarea contabilă şi valoarea recuperabilă a activului respectiv. Valoarea recuperabilă este maximul dintre valoarea justă a activului minus costurile de vânzare şi valoarea de utilizare. O pierdere din depreciere recunoscută pentru un activ în perioadele anterioare este stornată dacă apar modificări ale estimărilor utilizate la determinarea valorii recuperabile a activului de la data la care a fost recunoscută ultima pierdere din depreciere. Pentru calculul acestei pierderi, activele sunt grupate până la cel mai mic nivel de detaliu pentru care pot fi identificate fluxuri independente de trezorerie (unităţi generatoare de numerar).

Activele nefinanciare care au suferit deprecieri sunt revizuite în vederea unei posibile stornări a deprecierii la fiecare dată de raportare.

Active aparţinând domeniului public 3.8

În conformitate cu Legea Domeniului Public 213/1998, conductele pentru transportul gazelor sunt proprietate publică. Hotărârea de Guvern 491/1998, confirmată de Hotărârea de Guvern 334/2000, precizează că mijloacele fixe cu o valoare contabilă istorică brută de 474.952.575 lei (31 decembrie 2017: 474.952.575 lei) reprezentând conducte de gaz, se află în administrarea Societăţii. Prin urmare, Societatea are dreptul exclusiv de utilizare a acestor active pe perioada concesionării şi le va restitui Statului la sfârşitul acestei perioade (vezi Nota 8). Societatea încasează cea mai mare parte din beneficiile asociate activelor şi este expusă celei mai mari părţi dintre riscuri, inclusiv obligaţia de a menţine activele reţelei pe parcursul unei perioade cel puţin egale cu durata de viaţă utilă rămasă, iar performanţele financiare ale Societăţii sunt direct influenţate de starea

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

acestei reţele. Prin urmare, înainte 2010, Societatea a recunoscut aceste active ca imobilizări corporale, împreună cu o rezervă corespunzătoare în capitalurile proprii (vezi Nota 5.2). Politicile contabile aplicate acestor active au fost aceleaşi cu cele aplicate imobilizărilor corporale ale Societății (Notele 3.7 și 3.6).

Sociețatea a adoptat IFRIC 12 din 1 ianuarie 2010 și a reclasificat aceste active și îmbunătățirile ulterioare ca active necorporale (cu excepţia conductelor pentru transport internaţional).

Începând cu 01.01.2018 a devenit aplicabil în Romania IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții". Acest standard înlocuieşte o serie de standarde mai vechi (cum ar fi IAS 11, IAS 18) şi modifică IFRIC 12 aducând interpretări noi noțiunii de contract. Drept urmare societatea a înregistrat creanța actualizată aferentă valorii reglementate rămase neamortizate la sfârșitul acordului de concesiune ca o contraprestație și un activ necorporal la o valoare diminuată cu suma creanței actualizate.

În conformitate cu Legea Concesiunii Publice nr. 238/2004, este datorată o redevenţă pentru bunurile publice administrate de societăţi altele decât cele de stat. Rata redevenţei pentru utilizarea conductelor de transport al gazelor este stabilită de guvern. Începând din octombrie 2007, redevenţa a fost stabilită la 10% din venituri. Durata acordului de concesiune este de 30 de ani, până în 2032. Ulterior intrării în vigoare a prevederilor art. 103 alin. 2 din Legea nr. 123/2012, începând cu 12 noiembrie 2020 redevența a fost stabilită la 0,4%, din serviciile de transport intern și internațional gaze naturale realizate de societate.

Active financiare 3.9

Societatea îşi clasifică activele în următoarele categorii: măsurate la valoarea justă prin profit sau pierdere, măsurate la cost amortizat și măsurate la valoarea justă prin alte elemente ale rezultatului global. Clasificarea se face în funcţie de scopul în care au fost achiziţionate activele financiare. Conducerea stabilicarea acestor imobilizări la momentul recunoaşterii iniţiale. (a) Împrumuturi şi creanţe

Împrumuturile şi creanţele sunt active financiare nederivate cu plăţi fixe sau determinabile şi care nu sunt cotate pe o piaţă activă. Ele sunt incluse în activele circulante, cu excepţia celor care au o perioadă de maturitate mai mare de 12 luni de la sfârşitul perioadei de raportare. Acestea sunt clasificate ca active imobilizate. Împrumuturile şi creanţele Societăţii cuprind "creanțe comerciale și alte creanțe" și numerar și echivalente numerar în situaţia poziției financiare (Notele 3.11 și 3.13).

Legea 127/2014 intrată în vigoare din 5 octombrie 2014 menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul sistemului naţional de transferă către proprietarul sistemului naţional de transport sau către un alt concedent în schimbul plăţii unei compensaţii egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE. Societatea a recunoscut pentru investiţiile efectuate până la data bilanţului o creanţă actualizată aferentă valorii reglementate rămase neamortizate la sfârşitul acordului de concesiune ca o contraprestație și un activ necorporal la o valoare diminuată cu suma creanţei actualizate. Rata de actualizare folosită pentru a calcula valoarea prezentă a creanţei este cea a obligaţiunilor guvernamentale pe termen lung cu cupon zero, pe o perioadă apropiată de durata rămasă a acordului de concesiune. Evaluarea inițială a compensației se face la valoarea justă care reflectă riscul de credit, ce se aplică la valoarea reglementată

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

rămasă neamortizată la sfărșitul contractului. Evaluarea ulterioară se face la costul amortizat, folosind metoda dobânzii efective. Rata dobânzii efective utilizată este bazată pe date istorice și nu se modifică în funcție de rata dobânzii pe piață.

În anul 2019 a intrat în vigoare Ordinul ANRE nr. 41/2019 care prevede ajustarea valorii reglementate a activelor cu rata inflaţiei. Societatea înregistrează valoarea actualizată a fluxurilor de trezorerie contractuale recalculate ca urmare a ajustării valorii activelor reglementate cu inflația și recunoște un câștig sau pierdere din modificare în contul de profit sau pierdere.

(b) Active financiare la valoarea justă prin contul de profit sau pierdere sau măsurate la valoarea justă prin alte elemente ale rezultatului global IFRS 9 introduce o nouă abordare privind clasificarea activelor financiare şi cuprinde trei categorii principale de active financiare: măsurate la cost amortizat, la valoare justă prin alte elemente ale rezultatului global, la valoare justă prin contul de profit sau pierdere. Clasificarea pe IFRS 9 este determinată de caracteristicile fluxurilor de numerar şi de modelul de business în cadrul căruia este deţinut un activ. Această abordare unitară bazată pe principii elimină categoriile de clasificare a activelor financiare din IAS 39: deținute până la scadenţă, credite şi active financiare disponibile în vederea vânzării. Noul model va determina de asemenea existenţa unui singur model de depreciere aplicabil tuturor instrumentelor financiare.

La recunoaşterea iniţială o entitate poate face o alegere irevocabilă pentru a prezenta la alte elemente ale rezultatului global modificările ulterioare în valoarea justă a unei investiţii întrun instrument de capitaluri proprii care nu este nici deținut in vederea tranzacționarii și nici nu este o contraprestație contingentă recunoscută de un dobânditor într-o combinare de intreprinderi la care se aplica IFRS3. În acest caz va recunoaște în profit sau pierdere dividendele din investiţia respectivă.

Deprecierea activelor financiare (c)

La fiecare dată de raportare, Societatea evaluează dacă există probe obiective conform cărora un activ financiar sau un grup de active financiare a suferit o depreciere. Un activ financiar sau un grup de active financiare este depreciat şi sunt suportate pierderi din depreciere numai dacă există dovezi obiective ale deprecierii ca rezultat al unuia sau mai multor evenimente care au apărut după recunoaşterea iniţială a activului (un "eveniment care ocazionează pierderi") şi dacă acel eveniment (sau evenimente) care ocazionează pierderi are (au) un impact asupra fluxurilor de trezorerie viitoare estimate ale activului financiar sau ale grupului de active financiare care poate fi estimat în mod credibil.

3.

Criteriile pe care Societatea le foloseşte pentru a determina că există dovezi obiective ale unei pierderi din depreciere includ:

• dificultate financiară semnificativă a emitentului sau debitorului;
• o încălcare a contractului, cum ar fi neplata sau întârzieri la plata dobânzii sau a creditului;
• societatea, din motive economice sau juridice legate de dificultatea financiară a debitorului, acordă debitorului o concesiune pe care creditorul nu ar fi avut-o altfel în vedere;
• este probabil ca debitorul să intre în faliment sau altă formă de reorganizare financiară;
• dispariţia pieţei active pentru acel activ financiar din cauza dificultăţilor financiare; sau
• date observabile indică faptul că există o diminuare măsurabilă a fluxurilor de trezorerie viitoare estimate dintr-un portofoliu de active financiare de la recunoaşterea iniţială a acelor active, chiar dacă diminuarea nu poate fi încă identificată pentru activele financiare individuale din portofoliu, inclusiv:
• schimbări nefavorabile în situaţia plăţilor debitorilor din portofoliu; şi
• condiţii economice, la nivel naţional sau local, corelate cu neplata, referitoare la activele din portofoliu.

Societatea evaluează în primul rând dacă există probe obiective ale deprecierii.

Active înregistrate la cost amortizat (i)

Testarea deprecierii creanţelor comerciale este descrisă mai sus.

Pentru împrumuturi şi creanţe, valoarea pierderii este măsurată ca diferenţa dintre valoarea contabilă a activului şi valoarea actualizată a fluxurilor de trezorerie viitoare estimate (excluzând viitoarele pierderi de credit care nu au fost contractate), actualizate la rata iniţială a activului; rata de actualizare pentru evaluarea oricărei pierderi din depreciere este rata actuală a dobânzii efective determinată în conformitate cu contractul. În practică, societatea poate măsura deprecierea pe baza valorii juste a unui instrument utilizând un preţ observabil pe piaţă.

Dacă, într-o perioadă ulterioară, valoarea pierderii din depreciere scade şi scăderea poate fi corelată obiectiv cu un eveniment care are loc după ce deprecierea a fost recunoscută (cum ar fi o îmbunătăţire în punctajul de credit a debitorului), reluarea pierderii din deprecierea recunoscută anterior este recunoscută ca profit sau pierdere.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Active măsurate la cost (ii)

Participația deținută la Eurotrangaz SRL este recunoscută la valoarea sa justă de la data tranzacţionării, fiind evaluată, după recunoașterea iniţială, la cost în conformitate cu art.4.1.2 din IFRS 9 respectiv art.10.a -IAS 27-Situatii financiare individuale : "Atunci cand o entitate întocmește situaţii financiare individuale, investiţiile în fiiale, asocieri în participaţie şi entităţi asociate trebuie contabilizate la cost in conformitate cu IFRS9 sau utilizând metoda punerii în echivalenţă"

În anul 2020 Societatea a evaluat participația deținută în Eurotrangaz SRL pentru identificarea posibilelor deprecieri de valoare. Nu au fost constatate deprecieri.

3.10 Stocuri

Stocurile sunt înregistrate la cea mai mică valoare dintre cost şi valoarea realizabilă netă.

Componentele recuperate din dezmembrări reparații de conducte construite de către Societate sunt înregistrate ca și stocuri la o valoare determinată de către o comisie tehnică. Valoarea determinată astfel nu depăşeşte valoarea realizabilă netă.

Costul este determinat pe baza metodei primul intrat, primul ieşit. Acolo unde este necesar, sunt înregistrate ajustări pentru stocurile uzate moral şi cu mişcare lentă. Stocurile uzate moral identificate individual sunt ajustate la valoare integrală sau eliminate din bilanţ. Pentru stocurile cu mişcare lentă este efectuată o estimare a vechimii pe fiecare categorie principală, pe baza rotaţiei stocurilor.

Calculul ajustării generale pentru deprecierea stocurilor se face lunar în funcţie de vechimea articolelor existente în stoc, aplicând următoarele procente de ajustare în funcţie de vechime: 0 - 12 luni 0%; 1 - 2 ani 10%; 2 - 3 ani 30% - 40%; peste 3 ani 75% - 80%.

Costul gazelor naturale utilizate în activitatea de echilibrare a sistemlui național de transport este determinat pe baza metodei costului mediu ponderat.

Stocul minim de gaze naturale pe care societatea are obligația să îl dețină în depozitele de înmagazinare, în calitate de titular al licenţei de operare a sistemului naţional de transport gaze naturale se stabilește prin decizie a Președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei. Prin Decizia Președintelui ANRE nr. 1773/16.10.2019 s-a impus societatății obligația de a deține la 31 octombrie 2019 un nivel minim al stocului de gaze naturale de 939.894,097 MWh, iar prin Decizia Preşedintelui ANRE nr. 588/08.04.2020 s-a impus societatăţii obligaţia de a deţine până la 31 octombrie 2020 un nivel minim al stocului de gaze naturale de 560.724,517 MWh.

Creanțe comerciale 3.11

Creanţele comerciale sunt sumele datorate de clienţi pentru serviciile prestate în cadrul operaţiunilor de afaceri. Dacă perioada de colectare este de un an sau mai puţin (sau în ciclul normal de exploatare a activităţii), ele sunt clasificate ca active circulante. Dacă nu, ele sunt prezentate ca active imobilizate.

Creanţele comerciale sunt recunoscute iniţial la valoarea justă, iar ulterior evaluate la costul amortizat pe baza metodei dobânzii efective, mai puţin ajustările pentru depreciere.

Politica de ajustare a creanţelor conform IFRS9 este prezentată la nota 12.

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Taxa pe valoarea adăugată 3.12

Taxa pe valoarea adăugată trebuie plătită autorităţilor fiscale pe baza decontului TVA lunar până la data de 25 a lunii următoare, indiferent de nivelul de recuperare a creanţelor de la clienţi. Autorităţile fiscale permit decontarea TVA pe o bază netă. Dacă TVA deductibil este mai mare decât TVA colectat, diferenţa este rambursabilă la cererea Societăţii. Respectivul TVA poate fi rambursat după efectuarea unui control fiscal, sau chiar în absenţa acestuia, dacă sunt întrunite anumite condiţii. TVA aferentă vânzărilor şi achiziţiilor care nu au fost decontate la sfârşitul perioadei de raportare este recunoscută în situaţia poziţiei financiare la valoarea netă şi prezentată separat ca un activ sau obligaţie curentă. În cazurile în care au fost create ajutări pentru deprecierea creanţelor, pierderea din depreciere este înregistrată pentru valoarea brută a debitorului, inclusiv TVA. TVA aferent trebuie plătit către Stat şi poate fi recuperat doar în cazul prescrierii debitorului, ca urmare a deciziei de faliment.

3.13 Numerar şi echivalent de numerar

Numerarul şi echivalentele de numerarul în casă, disponibilul din conturile curente la bănci, alte investiţii pe termen scurt cu lichiditate ridicată şi cu termene de maturitate iniţiale de până la trei luni şi descoperit de cont la bănci. În situaţia poziţiei financiare, facilităţile de descoperit de cont sunt evidenţiate la împrumuturi, în cadrul datoriilor curente.

Capitaluri proprii 3.14

Capital social

Acţiunile ordinare sunt clasificate drept capitaluri proprii.

Costurile suplimentare care pot fi atribuite direct emisiunii de noi acţiuni sau opţiuni sunt evidenţiate în capitalurile proprii ca deduceri, net de impozit, din încasări.

Dividende

Dividendele sunt recunoscute ca obligații și sunt deduse din capitalurile proprii la sfârşitul perioadei de raportare doar dacă au fost declarate înainte de sau la sfârşitul perioadei de raportare. Dividendele sunt recunoscute atunci când au fost propuse înaintea sfârşitului perioadei de raportare, sau când au fost propuse sau declarate după sfârşitul perioadei de raportare, dar înainte de data la care situaţiile financiare au fost avizate spre a fi emise.

Împrumuturi 3.15

Împrumuturile sunt recunoscute inițial la valoarea justă, net de costurile de tranzacţionare înregistrate. Ulterior, împrumuturile sunt evidenţiate la cost amortizat; orice diferenţă dintre sumele încasate (net de costurile de tranzacţionare) şi valoarea răscumpărării este recunoscută în profit sau pierdere pe durata împrumuturilor pe baza metodei dobânzii efective.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Împrumuturile sunt clasificate ca datorii curente, cu excepţia situaţiei în care Societatea are un drept necondiționat de a amâna achitarea datoriei pentru minimum 12 luni de la sfârșitul perioadei de raportare.

3.16 Impozit pe profit curent și amânat

Cheltuiala cu impozitul aferentă perioadei include impozitul amânat şi este recunoscută în profit sau pierdere, cu excepţia cazului în care este recunoscut în alte elemente ale rezultatului global sau direct în capitalurile proprii pentru că se referă la tranzacţii care sunt, la rândul lor, recunoscute în aceeaşi perioadă sau în altă perioadă, în alte elemente ale rezultatului global sau direct în capitalurile proprii.

Cheltuiala cu impozitul pe profit curent se calculează pe baza reglementărilor fiscale în vigoare la sfârșitul perioadei de raportare. Conducerea evaluează periodic pozițiile din declarațiile fiscale în ceea ce priveşte situaţiile în care reglementările fiscale aplicabile sunt interpretabile şi constituie provizioane, acolo unde este cazul, pe baza sumelor estimate ca datorate autorităţilor fiscale.

Impozitul pe profit amânat este recunoscut, pe baza metodei obligaţiei bilanţiere, pentru diferenţele temporare intervenite între bazele fiscale ale activelor şi valorile contabile ale acestora din situaţiile financiare. Totuşi, impozitul pe profit amânat care rezultă în urma recunoaşterii iniţiale a unui activ sau pasiv dintr-o tranzacţie alta decât o combinare de întreprinderi, şi care la momentul tranzacţiei nu afectează profitul contabil şi nici cel impozabil nu este recunoscut. Impozitul pe profit amânat este determinat pe baza ratelor de impozitare (şi reglementărilor legale) intrate în vigoare până la sfârşitul perioadei de raportare şi care urmează să fie aplicate în perioada în care impozitul amânat de recuperat va fi valorificat sau impozitul amânat de plată va fi achitat.

Impozitul amânat de recuperat este recunoscut numai în măsura în care este probabil să se obţină în viitor un profit impozabil din care să fie deduse diferenţele temporare.

3.17

Furnizorii şi alte datorii sunt recunoscute iniţial la valoarea justă şi evaluate ulterior la cost amortizat pe baza metodei dobânzii efective. Conturile de datorii comerciale și alte datorii se închid ca urmare a plății datoriilor, a compensării cu creanțe reciproce sau la prescrierea lor prin contul de profit și pierdere.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

3.18 Venituri înregistrate în avans

Veniturile în avans sunt înregistrate pentru taxele de racordare aplicate clienţilor la racordarea acestora la reţeaua de transport a gazului, pentru obiectivele primite cu titlu gratuit şi pentru fonduri nerambursabile încasate.

Fondurile nerambursabile încasate sunt asimilate subvenţiilor guvernamentale.

Subvenţiile guvernamentale sunt recunoscute la valoarea de piaţă atunci când există o asigurare rezonabilă că acestea vor fi primite şi că vor fi îndeplinite condiţiile aferente.

Pentru taxele de racordare aplicate clienţilor la racordarea acestora la reţeaua de transport a gazului, pentru obiectivele primite cu titlu gratuit, pentru fonduri nerambursabile Societatea a ales sa înregistreze valoarea totală a activului şi un venit în avans.

Legea 127/2014 intrată în vigoare din 5 octombrie 2014 menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul sistemului naţional de transferă către proprietarul sistemului naţional de transport sau către un alt concedent în schimbul plăţii unei compensaţii egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE. Societatea a recunoscut pentru investiţiile efectuate până la data bilanţului o creanţă actualizată aferentă valorii reglementate rămase neamortizate la sfârşitul acordului de concesiune ca o contraprestaţie şi un activ necorporal la o valoare diminuată cu suma creanţei actualizate.

Beneficiile angajaților 3.19

În cursul normal al activităţii, Societatea face plăţi către Statul român în numele angajaţilor săi, pentru fondurile de sănătate, pensii şi şomaj. Toţi angajaţii sunt membri ai planului de pensii al statului român, care este un plan fix de contribuţii. Aceste costuri sunt recunoscute în contul de profit şi pierdere odată cu recunoaşterea cheltuielilor salariale.

Beneficii acordate la pensionare

Conform contractului colectiv de muncă, Societatea trebuie să plătească angajaţilor la momentul pensionării o sumă compensatorie egală cu un anumit număr de salarii brute, în funcţie de perioada lucrată în industria de gaz, condiţiile de lucru, etc. Societatea a înregistrat un provizion pentru astfel de plăţi (vezi Nota 21). Obligaţia recunoscută în bilanţ reprezintă valoarea prezentă a obligaţiei la data bilanţului. Obligaţia este calculată anual de către specialişti independenţi utilizând Metoda

Factorului de Credit Proiectat. Valoarea prezentă este determinată prin actualizarea fluxurilor de numerar viitoare cu rata dobânzii obligaţiunilor guvernamentale pe termen lung.

Costul serviciului curent este recunoscut în contul de profit şi pierdere în cheltuiala cu angajaţii. Cheltuiala cu dobânda este inclusă în contul de profit şi pierdere în cheltuieli financiare.

Câştigurile sau pierderile actuariale datorate modificărilor în ipotezele actuariale sunt recunoscute în situaţia rezultatului global în perioada pentru care este efectuat calculul actuarial.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Asigurări sociale

Societatea înregistrează cheltuieli legate de angajaţii săi, ca urmare a acordării unor beneficii legate de asigurări sociale. Aceste sume cuprind în principal costurile implicite ale angajării de muncitori şi, ca urmare, sunt incluse în cheltuielile salariale.

Participarea la profit şi prime

Societatea recunoaşte o obligaţie şi o cheltuială pentru prime şi participare la profit, pe baza unei formule care ţine cont de profitul acţionarilor Societăţii după anumite ajustări. Societatea recunoaşte o obligaţie acolo unde este obligat prin contract sau unde există o practică trecută care a creat o obligație implicită.

3.20 Provizioane pentru riscuri şi cheltuieli

Provizioanele pentru riscuri şi cheltuieli sunt recunoscute în momentul în care Societatea are o obligaţie legală sau implicită ca urmare a unor evenimente din trecut, când pentru decontarea obligaţiei este necesară o ieşire de resurse care încorporează beneficii economice şi pentru care poate fi făcută o estimare credibilă în ceea ce priveşte valoarea obligaţiei. Acolo unde există o serie de obligaţii similare, probabilitatea ca o ieşire de resurse să fie necesară pentru decontare este stabilită în urma evaluării clasei de obligaţii ca întreg. Provizionul este recunoscut chiar dacă probabilitatea unei ieșiri de resurse legate de orice element inclus în orice clasă de obligații este redusă. Acolo unde

Societatea aşteaptă realuarea la venituri a unui provizion, de exemplu printr-un contract de asigurări, rambursarea este recunoscută ca activ separat, dar numai atunci când rambursarea este teoretic sigură.

Provizioanele sunt evaluate la valoarea actualizată a cheltuielilor estimate ca fiind necesare pentru decontarea obligaţiei, utilizând o rată pre-impozitare care să reflecte evaluările de piaţă curente ale valorii temporale a banilor şi a riscurilor specifice obligaţiei. Majorarea provizionului datorată trecerii timpului este recunoscută ca şi cheltuială cu dobânda.

Recunoașterea veniturilor 3.21

Veniturile cuprind valoarea justă a sumelor încasat din vânzarea de servicii şi/sau bunuri şi în cursul activităţii normale a Societăţii. Veniturile sunt înregistrate net de taxa pe valoarea adăugată, retururi, rabaturi şi reduceri de preţ.

Societatea recunoaşte veniturile în momentul în care valoarea acestora poate fi estimată cu certitudine, când este probabil ca entitatea să încaseze beneficii economice viitoare şi când se îndeplinesc anumite criterii pentru fiecare din activităţii, aşa cum se arată în cele ce urmează. Valoarea veniturilor nu se consideră estimabilă în mod credibil până când nu se soluţionează toate contingenţele aferente vânzării. Societatea îşi bazează estimările pe rezultate istorice, ţinând seama de tipul clientului, tipul tranzacţiei şi specificul fiecărui angajament.

REZUMATUL POLITICILOR CONTABILE SEMNIFICATIVE (CONTINUARE) 3.

Venituri din servicii a)

Veniturile din transportul internaţional al gazului sunt constituite din rezervarea capacității de transportul prin SNT al cantităților determinate de gaze naturale, exprimate în unități de energie, pe perioada de valabilitate a unui contract de transport al gazelor naturale şi sunt recunoscute în momentul livrării lor. Pe durata administrării contractelor de transport, OTS emite și transmite UR, până la data de 15 a lunii următoare celei pentru care a prestat serviciul de transport: o factură aferentă serviciilor de transport prestate pentru luna precedentă, în baza alocărilor finale; o factură aferentă dezechilibrelor zilnice finale în luna precedentă; și o factură aferentă contravalorii tarifului de depăşire a capacităţii rezervate.

• Veniturile din vânzarea de bunuri b) Veniturile din vânzarea de bunuri se înregistrează în momentul livrării bunurilor.
• Venituri din dobânzi c) Veniturile din dobânzi sunt recunoscute proporţional, pe baza metodei dobânzii efective.
• Venituri din dividende d) Dividendele sunt recunoscute atunci când dreptul de a primi plata este recunoscut.
• e)

O parte relativ redusă din vânzări şi achiziţii sunt compensate prin acorduri mutuale, barter sau non-numerar. Aceste tranzacţii au loc în general sub forma anulării soldurilor, fie bilateral, fie printr-un lanţ care implică mai multe societăţi).

Vânzările şi achiziţiile care sunt prevăzute să fie compensate prin acorduri mutuale, barter sau non-numerar sunt recunoscute pe baza estimărilor conducerii referitoare la valoarea justă a acestora care trebuie primită sau cedată în cadrul compensărilor non-numerar. Valoarea justă este stabilită pe baza informaţiilor disponibile pe piaţă.

Tranzacţiile non-numerar au fost excluse din situaţia fluxurilor de trezorerie, astfel încât activităţile de investiţii, de finanţare, precum şi totalitatea activităţilor operaţionale reprezintă fluxuri de trezorerie actuale.

Nu au fost efectuate tranzacţii barter în anul 2020 şi anul 2019.

f) Venituri din penalităţi

Veniturile din penalităţi pentru plata cu întârziere sunt recunoscute atunci când sunt preconizate beneficii economice viitoare în favoarea Societăţii.

MANAGEMENTUL RISCULUI FINANCIAR 4.

Factori de risc financiar

Prin natura activităţilor efectuatea 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 și riscul de credit și 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.

(a) Riscul de piaţă

Riscul valutar (i)

Societatea este expusă riscului valutar prin expunerile la diferite devize, în special la EUR. Riscul valutar este asociat activelor (Nota 12) şi obligaţiilor recunoscute.

Societatea nu întreprinde acţiuni formale de minimalizare a riscului valutar aferent operaţiunilor sale; Societatea nu aplică contabilitatea acoperirii împotriva riscului. Conducerea consideră că Societatea este acoperită în ce priveşte riscul valutar, având în vedere că încasările în devize (în special veniturile din transport internaţional) sunt utilizate pentru stingerea obligaţiilor 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 2020 31 decembrie 2019

123.351	125.419
(123.351)	(125.419)
(26.462.323)	(36.331.510)
26.462.323	36.331.510

(ii) Riscul de pret

Societatea este expusă riscului mărfurilor aferent gazului achiziţionat pentru consumul propriu. Dacă preţul gazului ar fi fost cu 5% mai mare/ mai mic, profitul net al perioadei ar fi fost mai mic/ mai mare cu 3.325.834 lei la decembrie 2020 (decembrie 2019: 2.989.892 lei).

4.

(iii) Riscul de rată a dobânzii privind fluxul de trezorerie şi valoarea justă

Societatea este expusă riscului ratei dobânzii prin depozitele la bănci și împrumuturile încheiate cu dobândă variabilă. 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 7.556.613 lei mai mare/ mai mic (decembrie 2019: 497.755 lei mai mic/mai mare), ca efect net al modificării ratei dobânzii la împrumuturile cu dobândă variabilă, respectiv al ratei dobânzii la depozitele bancare.

Riscul de credit (b)

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 47% din soldurile de creanţe comerciale la 31 decembrie 2020 (31 decembrie 2019: 47%). Deşi colectarea creanţelor poate fi influenţată de factori economici, conducerea consideră că nu există un risc semnificativ de pierdere care să depăşească ajustările deja create. La sfârşitul anului 2020 societatea are la dispoziţie garanţii de bună plată de la clienţi în valoarea de 204.839.304 lei.

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

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Fară rating	1.565.253	1.183.999
BB+	129.210.884	61.134.709
BBB-	71.152.016	7.691.934
BBB+	73.331.714	240.441.135
A	136.721	137.355
AA-	643.159	363.482
	276,039,747	310.952.614

Toate instituțiile financiare sunt prezentate la rating Fitch sau echivalent.

Riscul de lichiditate (c)

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

4.

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 cerințelor operaționale, menținând în același timp un nivel suficient al facilităţilor de împrumut neutilizate (Nota 16) în orice moment, astfel încât Societatea să nu încalce limitele sau acordurile de împrumut (unde e cazul) pentru niciuna din facilităţile sale de împrumut. Aceste previziuni iau în calcul planurile Societăţii de finanţare a datoriei, respectarea acordurilor, respectarea obiectivelor interne referitoare la indicatorii din bilanţul contabil şi, dacă e cazul, a reglementărilor externe sau a dispoziţiilor legale.

Departamentul financiar al Societății investește numerarul suplimentar în conturi curente purtătoare de dobândă și 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 obligațiile la 31 decembrie 2020 după maturitatea contractuală rămasă. Sumele prezentate în tabelul scadenţelor reprezintă fluxuri de trezorerie contractuale neactualizate

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2020 este următoarea:

	Suma Totală	mai putin de 1 an	1-5 anı	peste 5 ani
Imprumuturi	1.783.112.184		102.130.515 801.654.534 879.327.136
Datorii comerciale și alte datorii	340.396.992	323.914.552	16.482.440
	2.123.509.176	426.045.067 818.136.974		879.327.136

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2019 este următoarea:

	Suma totală	mai puțin de 1 an	1-5 ani	peste 5 ani
Imprumuturi	733.796.269	12.395.649	181.382.883	540.017.737
Datorii comerciale și alte datorii	311.146.989	257.868.151	-53.278.838
	1.044.943.258 270.263.800		234.661.721	540.017.737

MANAGEMENTUL RISCULUI FINANCIAR (CONTINUARE) 4.

Datoriile comerciale şi alte datorii includ datorii comerciale, furnizori de mijloace fixe, dividende de plată şi alte datorii (vezi Nota 19) şi nu sunt incluse: datoriile generate ca rezultat al dispoziţiilor legale impuse de autorităţi, datoriile către salariaţi şi veniturile înregistrate în avans.

Categorii de instrumente financiare:

31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
95.394.681	297.906.921
180.779.589	13.231.240
2.025.294.235	1.205.939.118
308.851.085	240.773.955
(24.578.237)	(24.887.146)
	1.732.964.088
31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
1.607.676.689	663.930.000
	75.006.895
	182.861.256
1.931.591.241	921.798.151
	2.585.741.353 19.125.114 304.789.438

În categoria credite și creanțe nu sunt incluse creanțele în relația cu salariații și cheltuielie 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 a capitalului astfel încât să reducă costurile de capital. Nu există cerinţe de capital impuse din exterior.

4.

La fel ca şi celelalte companii din acest sector, Societatea monitorizează capitalul de îndatorare. Acest coeficient este calculat ca datorie netă împărţită la capitalul total. Datoria netă este calculată ca împrumuturile totale (înclusiv "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 2020, strategia Societăţii, care a rămas neschimbată din 2019, 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 2020 şi la 31 decembrie 2019 se reflectă în tabelul de mai jos:

	31 dececembrie 2020	31 decembrie 2019
Total împrumuturi	1.607.676.689	663.930.000
Mai puţin: numerar şi echivalente de numerar (Nota 13)	(276.174.270)	(311.138.161)
Poziţia netă de numerar	1.221.502.419	352.791.839

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 piață a dobânzii disponibilă Societăţii pentru instrumente financiare similare.

ESTIMĂRI ȘI RAȚIONAMENTE CONTABILE ESENȚIALE ÎN APLICAREA 5. POLITICILOR CONTABILE

Estimări şi ipoteze contabile esenţiale

Societatea elaborează estimări şi ipoteze cu privire la viitor. Estimările şi ipotezele sunt evaluate permanent şi se bazează pe experienţa din trecut şi pe alţi factori, inclusiv predicţii ale unor evenimente din viitor despre care se crede că sunt rezonabile în anumite circumstanţe.

Estimările contabile rezultate prin definiţie vor egala rar rezultatele reale obţinute. Estimările şi ipotezele care prezintă un risc semnificativ de a cauza o ajustare importantă a valorii contabile a activelor şi pasivelor în următorul exerciţiu financiar sunt prezentate în continuare.

5. ESTIMĂRI ŞI RAȚIONAMENTE CONTABILE ESENȚIALE ÎN APLICAREA POLITICILOR CONTABILE (CONTINUARE)

5.1 Ipoteze pentru stabilirea valorii provizionului pentru beneficii după pensionare

Acest provizion a fost calculat pe baza estimărilor privind salariul mediu, a numărului mediu de angajaţi şi a numărului mediu de plată la momentul pensionării, precum şi a schemei de plată a beneficiilor. Provizionul a fost adus la valoarea actualizată prin aplicarea unui factor de actualizare calculat pe baza ratei dobânzii fâră risc (de ex. rata dobânzii la obligaţiuni de stat).

Valoarea prezentă a obligaţiilor la 31 decembrie 2020 este de 121.509.096 lei (la 31 decembrie 2019: 121.712.041 lei) (Nota 21).

Prezentarea valorii prezente pentru anul 2019 în funcţie de următoarele variabile:

	31 decembrie 2020
Rata inflatie +1%	137.780.682
Rata inflatie -1%	107.470.989
Randament investiţional +10%	117.004.460
Randament investiţional -10%	126.343.862

Analiza maturităţii plăţilor de beneficii:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Până la un an	3.198.877	1.853.432
Intre 1 și 2 ani	2.376.495	3.391.582
Intre 2 și 5 ani	9.156.180	8.555.516
Intre 5 și 10 ani	63.538.232	46.416.350

5.2 Tratamentul contabil al acordului de concesiune

După cum se arată în Nota 8, în mai 2002, Societatea a încheiat un Acord de concesiune cu Agenţia Natională pentru Resurse Minerale ("ANRM"), care îi dă Societăţii dreptul de utilizare a principalelor conducte din sistemul naţional de transport gaz pe o perioadă de 30 de ani. Înainte de încheierea acestui acord, conductele erau în administrarea Societăţii conform Legii Domeniului Public nr. 213/1998, Hotărârii de Guvern ("HG") nr. 491/1998 şi HG nr. 334 din 2000 prin care se înfiinţează Societatea. Conform clauzelor prezentului acord, Societatea primeşte majoritatea beneficiilor asociate activelor şi este expusă majorităţii riscurilor. Prin urmare, Societatea a recunoscut aceste active în situaţia poziţiei financiare, împreună cu o rezervă corespunzătoare în capitalurile proprii.

Referitor la infrastructura deja existentă la data semnării Acordului de Concesiune, dat fiind că Societatea nu are obligaţii de plată la momentul terminării Acordului de Concesiune (ci doar obligaţii referitoare la întreţinere şi modernizare, investiţii în noi conducte), managementul Societăţii a considerat că aceasta este, în substanţă, o componentă de capitaluri proprii, definit ca interesul rezidual în activele Societăţii după deducerea tuturor datoriilor. În plus, datorită faptului că Societatea si predecesoarea sa, SNGN Romgaz SA, au fost controlate de Statul Român, publicarea Legii Patrimoniului Public (i.e. pierderea proprietăţii) şi reorganizarea SNGN Romgaz SA în 5 societăţi, pot fi considerate tranzacţii cu acţionarul, în capacitatea sa de acţionar, ceea ce susţine recunoaşterea tranzacţiilor în capitaluri proprii. Începând cu anul 2010, Societatea a aplicat IFRIC12 (Nota 3.5).

6. ESTIMĂRI ŞI RAȚIONAMENTE CONTABILE ESENȚIALE ÎN APLICAREA POLITICILOR CONTABILE (CONTINUARE)

5.3 Tratamentul contabil al redevenţelor de plată pentru utilizarea sistemului național de transport al gazelor

După cum se arată în Nota 8, Societatea achită redevenţe, calculate ca procentaj din veniturile brute realizate din operarea conductelor din sistemul național de transport gaz. Aceste costuri au fost recunoscute drept cheltuieli, mai degrabă decât ca deducere din venituri, deoarece ele nu sunt de natura taxelor colectate de la clienţi şi transmise statului având în vedere natura activităţii şi mediul de reglementare:

• veniturile Societăţii se bazează pe tarifele aprobate de un alt reglementator decât cel care stabileşte nivelul redevenţelor;

• cheltuiala cu redevențele este un element luat în considerare la calcularea tarifului de transport.

Conform Ordinului ANRE nr.18/2019, în calitate de titular al licenţei de operare a sistemului naţional de transport gaze naturale emisă de ANRE, în anul 2019 Societatea avea obligaţia de a plăti anual ANRE o contribuție bănească egală cu 2% din cifra de afaceri realizată din activitățile ce fac obiectul licenţelor acordate iar începând cu 1 ianuarie 2020, conform Ordinului ANRE nr.1/2020, Societatea are obligația de a plăti anual ANRE un tarif pentru activităților din sectorul gazelor naturale pe bază de licenţă în cuantum de 0,062 lei MWh aplicat asupra cantităţii de gaze naturale transportate.

5.4 Creanțe pe termen lung

Legea 127/2014 intrată în vigoare din 5 octombrie 2014 menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul sistemului naţional de transferă către proprietarul sistemului naţional de transport sau către un alt concedent în schimbul plății unei compensații egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE.

Societatea consideră că modificarea legislativă reprezintă o compensaţie pentru valoarea investiţiilor efectuate pe care Societatea nu le va recupera prin tarif, implicit valoarea activului necorporal nerecuperată prin tarif, recunoscut pentru dreptul de a taxa utilizatorii.

Începând cu 01.01.2018 a devenit aplicabil în Romania IFRS 15 "Venituri din contractele cu clienții". Acest standard înlocuiește o serie de standarde mai vechi (cum ar fi IAS 11. IAS 18) și modifică IFRIC 12 aducând interpretări noi noțiunii de contract. Drept urmare Societatea, aplică modelul bifurcat, înregistrând creanța actualizată aferentă valorii reglementate rămase neamortizate la sfârșitul acordului de concesiune ca un activul necorporal urmând a fi prezentat în situaţiile financiare prin metoda reziduală, rezultată prin diminuarea valorii lucrărilor de construcții, realizate la valoarea justă, cu suma creanței pe termen lung (compensației) actualizate la data punerii în funcțiune a investiției.

Valoarea prezentă a fost determinată pe perioada rămasă a contractului de concesiune (anul 2032), deoarece se estimează că acesta nu va fi terminat înainte de termen (a se vedea Nota 3.9 (a)),

În anul 2019 a intrat în vigoare Ordinul ANRE nr. 41/2019 care prevede ajustarea valorii reglementate a activelor cu rata inregistrează valoarea actualizată a fluxurilor de trezorerie contractuale recalculate ca urmare a ajustării valorii activelor reglementate cu inflaţia şi recunoște un câștig sau pierdere din modificare în contul de profit sau pierdere.

INFORMATII PE SEGMENTE 7.

Segmentele de raportare sunt stabilite în funcţie de natura activităţilor pe care societatea le desfăşoară: activitate reglementată, activitate nereglementată şi alte activităţi. În calitate de operator de transport și de sistem, societatea raportează anual Autorității Naționale de Reglementare activitatea desfăşurată pe cele patru segmente de raportare.

6.

Informaţiile pe segmente furnizate consiliului de administraţie care ia deciziile strategice pentru segmentele raportabile, aferente perioadei încheiate la 31 decembrie 2020 sunt:

		Transport
	Transport	internațional
	intern de gaz	de gaz	Echilibrare	Nealocat	Total
Venituri din activitatea de
transport intern	1.150.464.877				1.150.464.877
Venituri din activitatea de
transport internațional		114.222.513			114.222.513
Alte venituri	40.792.293			28.024.145	68.816.438
Venituri din exploatare
înainte de echilibrare și de
activitatea de construcţii
conform IFRIC12	1.191.257.170	114.222.513		28.024.145	1.333.503.828
Amortizare	(210.753.927)	(32.832.755)		(3.421.838)	(247.008.520)
Cheltuieli de exploatare altele
decât amortizarea	(873.080.040)	(30.433.535)		(15.313.501)	(918.827.076)
Profit din exploatare
înainte de echilibrare și de
activitatea de construcții
conform IFRIC12	107.423.203	50.956.223		9.288.806	167.668.232
Venituri din activitatea de
echilibrare			199.239.242		199.239.242
Cheltuieli cu gazele de
echilibrare			(199.239.242)		(199.239.242)
Venituri din activitatea de
construcții conform cu IFRIC12				1.587.548.396	1.587.548.396
Costul activelor construite
conform cu IFRIC12				(1.587.548.396)	(1.587.548.396)
Profit din exploatare	107.423.203	50.956.223		9.288.806	167.668.232
Câştig financiar net					41.509.848
Profit înainte de impozitare					209.178.080
Impozit pe profit					(34.177.316) 175.000.764
Profit net
Active pe segmente	6.055.456.830	279.152.072	195.837.082	617.388.579	7.147.834.563
Datorii pe segmente	3.328.503.170	4.163.151	28.904.878	4.121.634	3.365.692.833
Cheltuieli de capital -cresteri
ale activelor în curs de execuţie	1.685.352.244	165.633		618.639	1.686.136.516
Cheltuieli nemonetare altele
decât amortizarea	69.618.015	2.630.286	-	520.505	72.768.806

6.

Activele prezentate pentru cele două segmente operaţionale principale cuprind în principal imobilizări corporale şi necorporale, stocuri şi creanţe şi exclud în principal numerarul şi conturile la bănci. Activele prezentate pentru segmentul echilibare cuprind în principal stocuri de gaze naturale achiziţionate în scopul echilibrării SNT şi creanţe comerciale din activitatea de echilibrare.

Activele nealocate includ:

Imobilizări corporale și necorporale	32.287.788
Dreptul de utilizare a activelor luate în leasing	19.192.069
Imobilizări financiare	284.272.848
Numerar	276.174.270
Impozit amânat	5.322.418
Alte active	139.186
	617.388.579

Datoriile nealocate includ:

Dividende de plată	2.710.686
Alte datorii	1.410.948
	4.121.634

Datoriile prezentate pentru cele două segmente operaţionale principale constau în datorii din exploatare şi împrumuturile contractate de Societate pentru achiziţionarea activelor destinate segmentelor respective. Datoriile prezentate pentru segmentul echilibrare cuprind în principal datorii comerciale din activitatea de echilibrare.

Cheltuielile nemonetare, altele decât amortizarea, constau în cheltuiala cu deprecierea creanţelor şi cheltuiala cu deprecierea stocurilor, alte provizioane pentru riscuri.

Serviciile de transport internațional sunt efectuate pentru mai mulți clienți externi, în timp ce activitatea de transport intern este efectuat pentru mai mulţi clienţi interni

	Clienți interni	Clienți externi	Total
Venituri din activitatea de transport intern	1.133.243.470	17.221.407	1.150.464.877
Venituri din activitatea de transport international		114.222.513	114.222.513
Alte venituri	67.890.424 1.201.133.894	926.014 132.369.934	68.816.438 1.333.503.828

16%

15% 11%

NOTE LA SITUAŢIILE FINANCIARE (exprimate în lei, dacă nu se specifică contrariul)

INFORMAȚII PE SEGMENTE (CONTINUARE) 6.

Clienții interni cu peste 10% din total venituri includ:	Procent din total venit
----------------------------------------------------------	-------------------------

OMV PETROM S.A. ENGIE ROMANIA S.A. SNGN ROMGAZ S.A.

Toate activele Societăţii se află în România. Toate activităţii se desfăşoară în România.

Societatea are creanţe externe în sumă de 11.637.282 lei (31 decembrie 2019: 22.635.726 lei).

Segmentul transport intern de gaz cuprinde informaţiile aferente activităţii de transport intern al gazelor naturale care este reglementată de către Autoritatea Națională de Reglementare, precum și veniturile din exploatare şi financiare aferente creanţei pentru valoarea reglementată rămasă neamortizată a bazei de active reglementate la sfârşitul Acordului de Concesiune; segmentul transport internaţional de gaz cuprinde informaţiile aferente activităţii desfăşurate prin conducte de transport fără transbordare pe teritoriul României, din care activitatea desfăşurată pe conducta Isaccea 3 – Negru Vodă 3 nu este reglementată, tarifele aferente fiind stabilite pe baze comerciale prin negociere între părţi; segmentul echilibrare cuprinde cheltuieiile şi veniturile aferente activităţii de echilibrare a sistemului național de transport, activitate desfăşurată începând cu 1 decembrie 2015, neutră din punct de vedere financiar, orice profit sau pierdere din această activitate urmând a fi distribuită clienţilor pentru care sunt prestate servicii de transport intern; segmentul nealocat cuprinde activități cu o pondere scăzută în veniturile societății cum sunt: vânzări de active, chirii, redevente.

6.

Informaţiile pe segmente furnizate consiliului de administraţie care ia deciziile strategice pentru segmentele raportabile. aferente exerciţiului încheiat la 31 decembrie 2019 sunt:

internațional Transport Echilibrare Total Nealocat de gaz intern de gaz Venituri din activitatea de 1.192.597.737 transport intern 1.192.597.737 Venituri din activitatea de 327.696.392 327.696.392 transport internațional 56.372.901 34.571.965 21.800.936 Alte venituri Venituri din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții 1.576.667.030 34.571.965 327.696.392 1.214.398.673 conform IFRIC12 (193.622.482) (5.558.089) (32.526.688) (155.537.705) Amortizare Cheltuieli de exploatare altele ( 1.035.076.944) (60.509.135) (92.295.303) (882.272.506) decât amortizarea Profit din exploatare înainte de echilibrare și de activitatea de construcții 347.967.604 conform IFRIC12 (63.281.427) 176.588.462 234.660.569 Venituri din activitatea de 324.687.807 324.687.807 echilibrare Cheltuieli cu gazele de (324.687.807) (324.687.807) echilibrare Venituri din activitatea de 868.356.796 868.356.796 construcții conform cu IFRIC12 Costul activelor construite (868.356.796)
(868.356.796) conform cu IFRIC12
347.967.604 234.660.569 (63.281.427) 176.588.462 Profit din exploatare
71.133.976 Câştig financiar net
419.101.580 Profit înainte de impozitare
(70.842.564) Impozit pe profit
348.259.016 Profit net
5.769.168.295 4.658.396.249 595.033.688 322.200.917 Active pe segmente 193.537.441
1.987.227.908 13.256.000 1.889.897.551 19.136.500 64.937.857 Datorii pe segmente
Cheltuieli de capital -creşteri
938.364.498 938.315.311 47.131 ale activelor în curs de execuţie 2.056
Cheltuieli nemonetare altele
144.569.515 3.811.365 decât amortizarea 139.384.077 1.374.073

6.

Activele prezentate pentru cele două segmente operaţionale principale cuprind în principal imobilizări corporale şi necorporale, stocuri şi creanţe şi exclud în principal numerarul şi conturile la bănci. Activele prezentate pentru segmentul echilibare cuprind în principal stocuri de gaze naturale achiziţionate în scopul echilibrării SNT și creanțe comerciale din activitatea de echilibrare.

Activele nealocate includ:
Imobilizări corporale și necorporale	33.000.271
Dreptul de utilizare a activelor luate în leasing	9.359.179
Imobilizări financiare	215.886.809
Numerar	311.138.161
Alte active	25.649.268
	595.033.688
Datoriile nealocate includ:
Impozit amânat	7.860.382
Dividende de plată	4.436.759
Alte datorii	958.859
	13.256.000

Datoriile prezentate pentru cele două segmente operaţionale principale constau în datorii din exploatare şi împrumuturile contractate de Societate pentru achiziţionarea activelor destinate segmentelor respective. Datoriile prezentate pentru segmentul echilibrare cuprind în principal datorii comerciale din activitatea de echilibrare.

Cheltuielile nemonetare, altele decât amortizarea, constau în cheltuiala cu deprecierea creanţelor şi cheltuiala cu deprecierea stocurilor, alte provizioane pentru riscuri.

Serviciile de transport internațional sunt efectuate pentru mai mulți clienți externi, în timp ce activitatea de transport intern este efectuat pentru mai mulți clienți interni.

	Clienți interni	Clienti externi	Total
Venituri din activitatea de transport intern	1.135.092.073	57.505.664	1.192.597.737
Venituri din activitatea de transport international	335.328	327.361.064	327.696.392
Alte venituri	55.194.059 1.190.621.460	1.178.842 386.045.570	- 56.372.901 1.576.667.030

Clienţii interni cu peste 10% din total venituri includ:	Procent din total venit
ENGIE ROMANIA S.A.	15%
SNGN ROMGAZ S.A.	11%
OMV PETROM S.A.	12%

Toate activele Societăţii se află în România. Toate activităţii se desfăşoară în România.

IMOBILIZĂRI CORPORALE 7.

	Terenuri și	Active din sistemul de	Alte mijloace	Active în
	clădiri	transport	fixe	curs	Total
La 31 decembrie 2019
Cost la 1 ianuarie 2019	280.188.081	957.069.630	278.280.052	5.278.644	1.520.816.407
Amortizare cumulată	(153.962.398)	(636.565.831)	(215.368.858)		(1.005.897.087)
Ajustari pentru depreciere				(1.656.183)	(1.656.183)
Valoare contabilă netă inițială	126.225.683	320.503.799	62.911.194	3.622.461	------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Intrări				22.806.350	22.806.350
Reclasificări	1.178.503		27.885		1.206.388
Transferuri	796.176		18.226.794	(19.022.970)
Ieşiri (valoare netă)	(5.334)	(302)	(40.445)		(46.081)
Cheltuiala cu amortizarea	(6.681.147)	(30.809.468)	(23.333.363)		(60.823.978)
Valoare contabilă netă finală	121.513.881	289.694.029	57.792.065	7.405.841	476.405.816
Cost	282.132.936	957.068.832	289.379.956	9.062.024	1.537.643.748
Amortizare cumulată	(160.619.055)	(667.374.803)	(231.587.891)		(1.059.581.749)
Ajustări pentru depreciere				(1.656.183)	(1.656.183)
Valoare contabilă netă finală	121.513.881	289.694.029	57.792.065	7.405.841	476.405.816
La 31 decembrie 2020
Valoare contabilă netă initiala	121.513.881	289.694.029	57.792.065	7.405.841	476.405.816
Intrări				41.689.904	41.689.904
Reclasificare	(7.179.646)				(7.179.646)
Transferuri	8.992.172	4.673.800	26.365.653	(40.031.625)
Ieşiri (valoare netă)	(52.065)		(17.338)		(69.403)
Cheltuiala cu amortizarea	(6.118.890)	(30.762.377)	(24.247.533)		(61.128.800)
Valoare contabilă netă finală	117.155.452	263.605.452	59.892.847	9.064.120	449.717.871
Cost	283.683.016	961.742.372	306.625.921	10.720.302	1.562.771.611
Amortizare cumulată	(166.527.564)	(698.136.920)	(246.733.074)		(1.111.397.558)
Ajustări pentru depreciere				(1.656.182)	(1.656.182)
Valoare contabilă netă finală	117.155.452	263.605.452	59.892.847	9.064.120	449.717.871

7.

Valoarea contabilă brută a activelor amortizate integral, utilizate în continuare, este de 309.479.594 lei (31 decembrie 2019: 292.791.713 lei).

La data de 31 decembrie 2020, nu sunt înregistrate avansuri acordate pentru achiziţia de imobilizări corporale (366.000 lei la 31 decembrie 2019 și prezentate la active în curs).

Cu privire la activele dezvoltate de Societate care sunt complementare prestării serviciilor conform acordului de concesiune, statul are opţiunea de achiziţie a acestor active la sfârşitul acordului de concesiune. Societatea nu are obligaţia de a păstra aceste active până la sfârşitul acordului de concesiune şi îi este permis să le vândă. Aceste active nu se încadrează în domeniul de activitate al IFRIC 12. Toate celelalte active aferente desfăşurării activităţii de transport intern şi care fac parte din sistemul naţional de transport al gazelor, inclusiv îmbunătăţirile făcute ulterior semnării acordului de concesiune şi care trebuie predate către ANRM la sfârşitul acordului de concesiune se încadrează în domeniul de activitate al IFRIC 12.

Activele folosite pentru prestarea serviciilor de transport internaţional pe conductele Isaccea 2 – Negru Vodă 2 și Isaccea 3 – Negru Vodă 3 nu se încadrează în domeniul de activitate al IFRIC 12.

Societatea nu amortizează imobilizările corporale aprobate la casare.

ACORDUL DE CONCESIUNE A SERVICIILOR 8.

În mai 2002, Societatea a încheiat un acord de concesiune a serviciilor ("ACS") cu ANRM, care îi dă Societăţii dreptul să opereze conductele principale (conductele magistrale) ale sistemului naţional de transport gaz pe o perioadă de 30 de ani. Înainte de încheierea acestui acord, conductele erau în administrarea Societăţii conform Legii Domeniului Public nr. 213/1998, HG nr. 491/1998 şi HG nr. 334 din 2000 prin care se înfiinţează Societatea. Toate modernizările sau îmbunătăţirile efectuate de Societate la sistem sunt considerate parte a sistemului şi devin proprietatea ANRM la sfârşitul duratei lor de viaţă utilă. Societatea nu poate vinde sau casa nici un activ care face parte din sistemul naţional de transport; ieşirile se pot face numai cu aprobarea Statului.

La expirarea acordului, activele aparținând domeniului public existente la momentul semnării acordului şi toate investiţiile realizate în sistem vor reveni Statului. Societatea deţine şi va dezvolta alte active care nu fac parte din sistemul naţional de transport gaz, ci reprezintă active complementare pentru operaţiunile de transport de gaz. ANRM are opţiunea de a cumpăra aceste active la finalul acordului de concesiune la valoarea justă.

Termenii principali ai Acordului de concesiune sunt următorii:

• Societatea are dreptul de a opera direct activele care fac obiectul Acordului de concesiune şi de a aplica şi colecta tarife de transport intern şi internaţional de la clienţi în schimbul serviciilor furnizate; Societatea este singura entitate autorizată să opereze conductele sistemului național de transport gaz, nefiind permise nici un fel de sub-concesionări;
• Orice modificare a tarifelor trebuie propusă de Societate şi apoi aprobată de ANRE; ●

8.

• Societatea este scutită de la plata taxelor de import pentru activele achiziţionate în scopul operării, îmbunătățirii sau dezvoltării sistemului;
• anual, Societatea trebuie să publice capacitatea disponibilă a sistemului pentru anul următor, până la 30 octombrie;
• anual, trebuie să se răspundă comenzilor clienţilor până la 30 noiembrie, iar ANRM trebuie informată în legătură cu toate comenzile refuzate de conducerea Societăţii;
• Societatea trebuie să mențină un nivel specific de funcționare (garantat printr-un program minim obligatoriu de investiţii);
• redevenţele sunt plătite ca procentaj (până la 30 septembrie 2007: 5%, în perioada octombrie 2007 – 11 noiembrie 2020: 10%, începând cu 12 noiembrie 2020: 0,4%) din venitul brut din operarea sistemului naţional de transport intern şi intern şi internaţional);
• toate cheltuielile de exploatare pentru operarea sistemului sunt suportate de Societate; ●
• Societatea poate anula acordul prin notificarea ANRM cu 12 luni înainte;
• ANRM poate anula acordul printr-o notificare cu 6 luni înainte, dacă Societatea nu respectă clauzele contractuale; aceasta are şi opţiunea de a anula acordul cu o notificare de 30 de zile din motive de "interes naţional"; în acest caz, Societatea va primi compensaţii egale cu profitul mediu net al ultimilor 5 ani înmulţit cu durata rămasă a acordului.

Acordul de concesiune nu include o clauză de prelungire automată.

Nu s-au făcut modificări ale termenilor Acordului de concesiune după luna iunie 2003, cu excepţia aprobării planurilor minimale de investiţii.

IMOBILIZĂRI NECORPORALE 9.

	Active		Imobilizări
	aferente	Programe	necorporale
	ACS	informatice	în curs	Total
La 31 decembrie 2019
Cost la 1 ianuarie 2019	6.157.978.033	54.061.094	521.560.905	6.733.600.032
Amortizare cumulată	(3.944.317.080)	(49.919.119)		(3.994.236.199)
Ajustare pentru depreciere			(7.014.250)	(7.014.250)
Creanta Acord de concesiune	(551.741.263)			(551.741.263)
Amortizare active creanta AC	121.196.619			121.196.619
Valoare contabilă netă	1.783.116.309	4.141.975	514.546.655	2.301.804.939
Intrări			915.558.148	915.558.148
Reclasificari	(1.206.388)		(590)	(1.206.978)
Transferuri lesiri	36.264.864	2.111.363	(38.376.227)
Amortizare	(164.137.743)	(2.569.089)		(166.706.832)
Ajustare pentru depreciere			(2.128.527)	(2.128.527)
Creanta Acord de concesiune	(21.872.728)			(21.872.728)
Amortizare active creanță AC	33.108.049			33.108.049
Valoare contabilă netă finală	1.665.272.363	3.684.249	1.389.599.459	3.058.556.071
Cost	6.193.036.508	56.172.457	1.398.742.236	7.647.951.201
Amortizare cumulată	(4.108.454.822)	(52.488.208)		(4.160.943.030)
Ajustare pentru depreciere			(9.142.777)	(9.142.777)
Creanta Acord de concesiune	(573.613.990)			(573.613.990)
Amortizare active creanta AC	154.304.667			154.304.667
Valoare contabilă netă	1.665.272.363	3.684.249	1.389.599.459	3.058.556.071
La 31 decembrie 2020 Valoare contabilă netă
inițială	1.665.272.363	3.684.249	1.389.599.459	3.058.556.071
Intrări			1.637.034.902	1.637.034.902
Reclasificari	7.179.646			7.179.646
Transferuri	1.971.010.381	2.316.198	(1.973.326.579)
lesiri	(2.245)			(2.245)
Amortizare	(228.783.590)	(2.603.793)		(231.387.383)
Creanta Acord de concesiune	(585.582.081)			(585.582.081)
Amortizare active creanță AC	45.863.492			-45.863.492
Valoare contabilă netă finală	2.874.957.966	3.396.654	1.053.307.782	3.931.662.402
Cost	8.171.222.202	58.488.655	1.062.450.559	9.292.161.416
Amorfizare cumulată	(4.337.236.324)	(55.092.001)		(4.392.328.325)
Ajustare pentru depreciere			(9.142.777)	(9.142.777)
Creanta Acord de concesiune	(1.159.196.071)			(1.159.196.071)
Amortizare active creanță AC	200.168,159			200.168.159
Valoare contabilă netă	2.874.957.966	3.396.654	1.053.307.782	3.931.662.402

9.

Cantitatea minimă de gaze naturale din SNT necesară asigurării presiunilor și debitelor la consumatorii finali în condiţii contractuale (zestrea SNT) este recunoscută în valoarea drepului de utilizare, ca activ necorporal. La 31 decembrie 2020 zestrea SNT este de 689.357 MWh și are o valoare de 56.389.212 lei. La 31 decembrie 2019 zestrea SNT era de 398.504 MWh și avea valoarea de 28.997.944 lei).

În anul 2020 Societatea a capitalizat cheltuieli cu amortizarea de 2.646.453 lei și cheltuieli cu dobânda în valoare de 16.332.693 lei (în anul 2019 a capitalizat cheltuieli cu amortizarea de 3.695.598 lei și cheltuieli cu dobânda în valoare de 4.382.216 lei).

La data de 31 decembrie 2020, avansurile acordate pentru achiziţia de lucrări de dezvoltare a sistemului național de transport în valoare de 99.594.303 lei sunt prezentate la imobilizări necorporale în curs (42.259.826 lei la 31 decembrie 2019).

La data de 31 decembrie 2020 avansuri în valoare de 26.794.807 lei, recunoscute la decembrie 2019 la creanţe comerciale şi alte creanţe, sunt prezentate la imobilizări necorporale în curs.

Durata de viață rămasă a imobilizărilor necorporale este prezentată la Nota 3.5 şi Nota 3.8.

Drepturi de utilizare a activelor luate în leaging (IFRS 16)

De la 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:

	Active luate în leasing
	conform IFRS16
Cost la 1 ianuarie 2020	12.254.498
Amortizare cumulată	(2.895.319)
Valoare contabilă netă	9.359.179
Intrări	14.596.522
Ieşiri	(453.974)
Amortizare	(4.309.658)
Valoare contabilă netă finală la 31 decembrie 2020	19.192.069

9.

Detalierea informaţiilor privind IFRS 16 la 31 decembrie 2020:

	31 decembrie 2020	Din care aferent clasei de active cu valoare mică-Convenţii forestiere
Valoare drept utilizare (DU) Amortizare aferentă DU Dobândă aferentă DU Datoria privind DU	26.397.047 7.204.978 1.213.101 19.834.45	11.824.197 1.746.588 861.679 10.440891
Din care Termen scurt Termen lung	3.352.014 16.482.440	735.198 9.705693

Datoria conform IFRS 16 este prezentată în bilanţ la Datorii comerciale pe termen lung şi scurt.

În anul 2020 societatea a ales să recunoască o clasă de active suport cu valoare cumulată mai mare de 5000 USD - convenţii forestiere.

Impactul recunoașterii acestui activ de natură necorporală asupra anului 2019:

	31 decembrie 2019
Valoarea dreptului de utilizare Valoarea aferenta amortizarii în anul 2019	11.824.197 870.275
Valoarea aferenta dobănzii pentru anul 2019	442.701

Cheltuiala aferentă convenţiilor forestiere îndeplineţte condiţiile pentru a fi capitalizată şi nu are impact fiscal.

În anul 2020 s-au capitalizat cheltuieli cu amortizarea în valoare de 657.500 lei și dobândă în valoare de 310.805 lei .

Valoarea cheltuielilor aferentă contractelor de valoare mică sau cu durată sub un an pentru care nu r acearea coment de utilizare conform IFRS 16: 453.510 lei din care sub un an 42.682 lei, mai mare de un an si cu valoare mica 370.832 și alte chirii 39.996 lei.

IMOBILIZARI FINANCIARE 10.

Activele financiare constau în participaţii necotate în următoarele societăţi:

		70	70
		Procent deținut	Procent deținut	31 decembrie	31 decembrie
Societatea	Activitate	2020	2019	2020	2019
Resial SA	Producție Producție distribuție și	68,16	68,16	18.116.501	18.116.501
Mebis SA	furnizare gaz	17,47	17,47	6.461.736	6.461.736
Phaedra's SHA	Transport gaz		33,33		308.909
Eurotransgaz	Transport gaz	100	100	284.272.848	215.886.809
Minus ajustări pentru deprecierea investiţiilor în:Resial SA, Mebis SA
şi Phaedra's SHA				(24.578.237) 284.272.848	(24.887.146) 215.886.809

0/

Participaţia în Resial SA

Acţiunile deţinute la Resial SA au fost obţinute în decembrie 2003 ca urmare a unei proceduri de recuperare a creanţelor datorate de un client. Resial SA a intrat în procedură de lichidare în 2006; procedura este desfăşurată de un executor judecătoresc numit de instanţa de judecată şi este în afara controlului Societăţii, motiv pentru care participaţia nu este consolidată şi este înregistrată la cost mai puţin ajustarea pentru depreciere constituit la 100% din cost. Împrumutul acordat la Resial SA este de asemenea ajustat în întregime. Conducerea nu se aşteaptă ca Societatea să recupereze vreo sumă din această participaţie şi Societatea nu garantează niciun fel de obligaţii reziduale pentru Resial SA.

Participația în Mebis SA

Acţiunile deţinute la Mebis SA au fost obţinute în februarie 2004 ca urmare a unei proceduri de recuperare a creanţelor datorate de un client. Mebis SA este în procedură de lichidare, motiv pentru care participaţia în Mebis SA a fost ajustată în întregime. Societatea nu are nici un fel de obligaţii faţă de Mebis SA.

Participaţia în Societatea cu Răspundere Limitată "Eurotransgaz" SRL

Prin HAGEA nr. 10 din data de 12.12.2017 s-a aprobat înfiinţarea, pe teritoriul Republicii Moldova, a societăţii EUROTRANSGAZ SRL în vederea participării cu succes la procedura de privatizare a Întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz.

10.

În anul 2018 Transgaz a participat la majorarea capitalului social al EUROTRANSGAZ cu suma de 9.735.000 eur în vederea funcţionării și asigurării surselor financiare necesare achiziţiei Întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz.

În anul 2019 Transgaz a participat la majorarea capitalului social al EUROTRANSGAZ cu suma de 31.467.089 euro și 83.471.503 lei moldovenești în vederea funcționării și asigurării surselor financiare necesare derulării programului de investiţii al Întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz.

În anul 2020 Transgaz a participat la majorarea capitalului social al EUROTRANSGAZ cu suma de 14.236.983 euro în vederea funcționării și asigurării surselor financiare necesare derulării programului de investiţii al Întreprinderii de Stat Vestmoldtransgaz.

Titlurile de participare deţinute la Eurotransgaz S.R.L. reprezintă investiţie de capital recunoscută conform IFRS 9, la data tranzacţiei fiind măsurată la valoarea sa justă de la data tranzacţionării, fiind evaluat, după recunoașterea iniţială, la cost.

Participația în "Phaedra's SHA"

Consorţiului format din Reganosa, Transgaz şi BERD a depus o ofertă pentru participarea în cea dea doua rundă a procesului de privatizare a 66% din compania DESFA, operatorul elen al reţelei de transport gaze naturale. Consorțiul nu a câștigat licitația pentru achiziția DESFA. Societatea a vândut participația în Phaedra's SHA. La data de 31.12.2020 nu deține participație în Phaedra SHA și a diminuat ajustările de depreciere constituite în anii anteriori în procent de 100% din valoarea participației.

În cazul activelor financiare de Transgaz, respectiv Mebis SA și Resial SA aplicarea IFRS 9 nu are nici un impact, aceste active fiind măsurate la valoarea justă prin contul de profit și pierdere și s-au constituit ajustări de depreciere în procent de 100%.

STOCURI 11.

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Stoc de gaze	67.870.158	83.752.821
Gaze naturale pentru consum tehnologic	21.728.153	39.924.352
Piese de schimb și materiale	69.149.208	77.127.360
Materiale în custodie la terți	60.851.179	316.599.072
Ajustări pentru deprecierea stocurilor	(28.537.680)	(29.369.960)
	191,061,018	488.032.645

Prin Ordinul ANRE nr. 160/2015 se stabilesc obligațiile societății privind echilibrarea sistemului naţional de transport. în calitate de operator de transport şi de sistem.

în cadrul materialelor în custodie la terţi sunt cuprinse stocuri în valoare 25.490.142 lei achiziţionate de societate pentru realizarea proiectului BRUA faza I şi 25.416.561 lei pentru proiectul " Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre Republica Moldova".

STOCURI (CONTINUARE) 11.

Mişcările în contul de ajustări sunt analizate mai jos:

	31 decembrie 2020
Ajustare la 1 ianuarie	29.369.960	28.762.730
(Venit)/cheltuială cu ajustări pentru
deprecierea stocurilor (Nota 23)	(832.280)	607.230
Ajustare la sfârșitul perioadei	28.537.680	29.369.960

În cursul anului 2020 au fost constituite ajustări pentru deprecierea stocurilor conform Notei 3.10.

12.

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Creanțe comerciale	667.303.149	698.747.784
Avansuri către furnizori de bunuri și	114.250	89.161.237
servicii Imprumut către Resial SA (Nota 27) Creanța privind valoarea reglementată	1.770.346	1.770.346
rămasă neamortizată la încetarea acordului de concesiune Împrumuturi nerambursabile cu character	1.364.268.828	723.921.414
de subvenții Alte creanțe	234.652.532 229.263.509	3.127.035 132.971.050
Ajustare pentru deprecierea creanţelor comerciale Ajustări pentru deprecierea altor creanţe	(453.599.959) (53.340.988) 1.990.431.667	(407.023.748) (32.886.504) 1.209.788.614

Societatea a contestat administrativ decizia de impunere privind obligaţii fiscale suplimentare de plată în valoare de 25.409.833 lei emisă de ANAF în anul 2016 constând în impozit pe profit, TVA, penalităţi şi majorări de întârziere şi a constituit o ajustare. Societatea a achitat sumele menţionate în decizia de impunere pentru a putea desfăşura activitatea în direcţiile impuse de management şi pentru a facilita obţinerea finanţării proiectelor viitoare.

În anul 2020 Societatea a contestat administrativ decizia de impunere privind obligaţii fiscale suplimentare de plată în valoare de 7.462.671 lei emisă de ANAF în anul 2020 constând în impozit pe profit și TVA și a constituit o ajustare.

La 31 decembrie 2020 Societatea înregistrează TVA de rambursat în valoare de 109.814.918 lei care este prezentată la Alte creanţe (31 decembrie 2019: 61.612.362 lei).

12.

Avansurile acordate de Societate în cadrul relaţiilor contractuale sunt garantate de furnizori cu scrisori de garanție bancară.

La 31 decembrie 2020, suma de 195.182.480 lei (31 decembrie 2019: 25.442.815 lei) reprezentând creanţe comerciale şi alte creanţe net este exprimată în monedă străină dintre care 1% în USD (31 decembrie 2019: 5%) şi 99% în EUR (31 decembrie 2019: 95%).

Potrivit Ordinului ANRE nr.41/2019 valoarea activelor recunoscute în Baza de Active Reglementată se ajustează cu inflația. Societatea a recalculat valoarea creanței privind Acordul de Concesiune și a recunoscut un câștig în valoare de 29.334.109 lei în conformitate cu IFRS 9.

Analiza creanţelor comerciale conform IFRS9 este următoarea:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Curente și nedepreciate
Creanțe tranzit	8.498.496	21.230.996
Creanţe incerte și în insolvență	164.471.856	183.501.584
Creanţe părţi afliate	295.961.144	224.451.479
Alte creanțe comerciale	198.371.653	269.563.725
Total Creanțe	667.303.149	698.747.784
Depreciere
Creanțe tranzit
Creanțe incerte și în insolvență	164.468.159	182.858.709
Creanțe părți afliate	196.531.429	172.569.149
Alte creanțe comerciale	92.600.371	-51.595.890
Total depreciere	453.599.959	407.023.748
Total creanţe net de provizion	213.703.190	291.724.036

IFRS 9 introduce un model nou privind anticiparea pierderilor din depreciere, bazat pe pierderile așteptate, model care presupune recunoașterea anticipată a pierderilor din deprecierea creanțelor. Standardul prevede ca entităţile să înregistreze pierderile anticipate din depreciere creanţelor din momentul recunoaşterii iniţiale a instrumentelor financiare şi totodată să recunoască pierderile anticipate din depreciere pe întreaga durată de viaţă a acestora. Valoarea pierderilor anticipate va fi

actualizată pentru fiecare perioadă de raportare astfel încât să reflecte modificările în riscul de credit față de recunoașterea iniţială.

Valoarea creanţelor ajustate integral la 31 decembrie 2020 este de 196.167.798 lei.

CREANȚE COMERCIALE ȘI ALTE CREANȚE (CONTINUARE) 12.

În vederea aplicării IFRS 9 asupra creanţelor deţinute, în baza aplicării unui model de estimare a pierderii, au fost reconsiderate categoriile de clienți, pornind de la principiul IFRS 9 de anticipare a unui risc de neîncasare aferent creanțelor curente.

Pentru estimarea riscului de neîncasare aferent creanţelor comerciale s-a aplicat un procent de neîncasare în funcție de categoriile de risc astfel:

• Creanțe transport internațional creanțe fără risc de încasare la termen;
• Creanțe incerte sau în litigiu altele decât părți afiliate creanțe cu risc crescut de neîncasare care fac obiectul uneor acțiuni în instanță. Sunt calculate ajustări pentru depreciere în procent de 100% din valoarea creanței;
• Creanțe părți afiliate creanțele fără risc sunt provizionate pe tranșe de vechime, respectiv: în intervalul 31-60 un procent de 10%, 61-90 un procent de 20%. 91-120 un procent de 30%, 121-150 un procent de 35%, 151-180 un procent de 60% iar cele peste 181 cu un provent de 100%. Crenţele incerte și care fac obiectul unor acţiuni în instanţă sunt provizionate cu până la 100% din valoarea creanței. Pentru creanțele care nu fac obiectul unor acțiuni în instanță și prezintă risc de neîncasare se contituie provizion de 100% în cazul celor care depășesc 30 de zile și de 5% în cazul celor curente.
• Clienți diverşi creanțele fără risc sunt provizionate pe tranșe de vechime, în intervalul 31-60 un procent de 10%, 61-90 un procent de 20%, 91-120 un procent de 30%, 121-150 un procent de 35%, 151-180 un procent de 60% iar cele peste 181 cu un provent de 100%. Crențele incerte și care fac obiectul unor acțiuni în instanță sunt provizionate cu până la 100% din valoarea creanţei. Pentru creanţele care nu fac obiectul unor acţiuni în instanţă şi prezintă risc de neîncasare se contituie provizion de 100% în cazul celor care depăşesc 30 de zile şi de 5% în cazul celor curente.

În contextul pandemiei, societatea a menţinut procentele de ajustare a creanţelor comerciale utilizate în anul precedent care acoperă riscurile de neîncasare, Societatea prestând un serviciu public de interes național, inclus în segmentat al pieței interne de gaze naturale. Activitatea de transport gaze naturale este reglementată de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei. Societatea analizează permanent situaţia clienţilor şi înregistrează ajustări atunci când sunt indicii privind creșterea riscului de neîncasare.

Plata contravalorii facturilor pentru serviciile de transport gaze naturale, emise conform prevederilor din Codul reţelei, se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturii. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare.

Mişcările în contul de ajustări sunt analizate mai jos:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Ajustare la 1 ianuarie	439.910.253	359.649.877
(Venit)/cheltuiala cu ajustarea pentru
clienți incerți (Nota 23)	67.030.695	80.260.376
Ajustare la sfârșitul perioadei	506,940,948	439.910.253

În cursul anului 2020 au fost constituite ajustări pentru creanţe de la societăţi în insolvenţă sau societăţi care au întâmpinat dificultăţi financiare semnificative.

Societatea a înregistrat în anul 2020 cheltuieli cu ajustarea pentru clienți care înregistrează risc crescut de neîncasare, în principal pentru creanțele înregistrate cu grupul AIK (30.656.450 lei), Complexul Energetic Hunedoara și Donau Chem pentru care a crescut riscul de neîncasare în anul 2020.

13.

	31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Numerar în bancă în lei	248.244.742	103.525.100
Numerar în bancă în devize	27.795.005	207.427.515
Alte echivalente de numerar	134.523	185.546
	276.174.270	311.138.161

Numerarul în bancă în devize este denominat în majoritate în EUR.

La data de 31 decembrie 2020 Societatea are constituite garanții în favoarea terților două scrisori de garanție bancară în valoare totală de 11.000.000 lei emise de Banca Comercială Română, valabile până la data de 31.03.2021.

Scrisorile sunt garantate cu depozite colaterale de aceeași valoare, sumele aferente fiind indisponibilizate până la expirarea unei perioade de 5 zile lucrătoare care urmează expirării valabilităţii scrisorilor.

Rata medie ponderată a dobânzii efective aferente depozitelor bancare pe termen scurt a fost de 2,38% la 31 decembrie 2020 (0,98% la 31 decembrie 2019) iar aceste depozite au scadenţa maximă de 30 zile, cu excepţia celor menţionate la paragraful anterior.

14. CAPITAL SOCIAL ŞI PRIMĂ DE EMISIUNE

	Număr de acțiuni ordinare	Capital social	Primă de emisiune	Total
IFRS
La 31 decembrie 2020	11.773.844	117.738.440	247.478.865	365.217.305
La 31 decembrie 2019	11.773.844	117.738.440	247.478.865	365.217.305
Ajustarea capitalului social la hiperinflație cumulată la 31 decembrie 2003		441.418.396		441.418.396
La 31 decembrie 2019. 31 decembrie 2020	11.773.844	559.156.836	247.478.865	806.635.701

Numărul autorizat de acţiuni ordinare este de 11.773.844 (31 decembrie 2019: 11.773.844) cu o valoare nominală de 10 lei fiecare. Fiecare acţiune reprezintă un vot. Structura acţionariatului la 31 decembrie 2020 este următoarea:

Număr de	Valoare statutară	Procentaj
	(lei)	(%)
6.888.840	68.888.400	58,5097
4.885.004	48.850.040	-41,4903
11.773.844	117.738.440	100.0000
	acțiuni ordinare

14. CAPITAL SOCIAL ŞI PRIMĂ DE EMISIUNE (CONTINUARE)

Structura acționariatului la 31 decembrie 2020 este următoarea:

	Număr de actiuni ordinare	Valoare statutară (lei)	Procentaj (%)
Statul Român, reprezentat de	6.888.840	68.888.400	58,5097
Secretariatul General al Guvernului	4,885.004	48.850.040	41,4903
Alţi acţionari	11.773.844	117.738.440	100.0000

În contabilitatea statutară, înainte de 1 ianuarie 2012, Societatea a inclus în capitalul social rezerve din reevaluare pentru reevaluările efectuate înainte de 31 decembrie 2001. În scopul întocmirii prezentelor situaţii financiare în conformitate cu IFRS EU, astfel de majorări nu au fost recunoscute întrucât ajustările la hiperinflaţie pentru mijloace fixe erau recunoscute anual în situaţia rezultatului global până la 31 decembrie 2003. Prin urmare, în aceste situaţii financiare, Societatea a înregistrat doar capitalul social din aport în numerar sau în natură, ajustat la inflaţie de la data aportului iniţial la 31 decembrie 2003 iar majorarea capitalului social care a avut loc după 1 ianuarie 2004 a fost recunoscută în termeni nominali.

ALTE REZERVE. REZERVE LEGALE ŞI REZULTATUL REPORTAT 15.

Alte rezerve

Înainte de adoptarea IFRIC 12, o rezervă corespunzătoare activelor aparţinând domeniului public (Notele 3.8 şi 5.2) a fost inclusă în capitalurile proprii cu titlul de "Rezerva domeniului public" la valoarea activelor respective retratate în funcţie de inflaţie până la 1 ianuarie 2004. Aceasta a fost redenumită "Alte rezerve" la adoptarea IFRIC 12 (Nota 3.5), pentru a reflecta modificarea statusului activelor aferente.

Rezerva legală

În conformitate cu legislaţia românească şi cu actul constitutiv al Societăţii, aceasta trebuie să transfere cinci procente din profitul din situaţiile financiare statutare într-o rezervă statutară de până la 20% din capitalul social statutar. Soldul rezervei statutare, care nu este disponibil pentru distribuţie la 31 decembrie 2019, este în sumă de 23.547.688 lei (31 decembrie 2019: 23.547.688 lei). Rezerva legală este inclusă în "Rezultatul reportat" în aceste situaţii financiare.

Distribuţia dividendelor

În cursul anului 2020, Societatea a declarat şi distribuit un dividend în valoare de 15,47 lei/acţiune aferent profitului anului anterior (2019: 21,66 lei/acţiune). Totalul dividendelor declarate din profitul anului 2019 este de 182.141.366,68 lei (dividende declarate din profitul anului 2018: 255.021.461,04 lei).

ÎMPRUMUTURI PE TERMEN LUNG 16.

Valoarea împrumuturilor pe termen lung înregistrate de societate la 31 decembrie 2020:

	31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
BEI 83644RO	240.548.360	238.965.000
BEI 88825RO	243.470.000	238.965.000
BCR 20190409029	186.000.000	186.000.000
BCR 20201028056	360.000.000
BERD	277.938.000
BT	299.720.329
	1,607.676.689	663.930.000

Banca Europeană de Investiții (" BEI")

Societatea a semnat cu BEI următoarele împrumuturi pentru finanţarea proiectului "Dezvoltarea pe Teritoriul României a Sistemului National de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România - Ungaria - Austria" ("BRUA Faza 1"):

• Contract de împrumut nr.83644RO încheiat în data de 27.10.2017 pentru suma de 50 milioane EUR, dobândă fixă, maturitate 15 ani, perioada de grație de 3 ani la rambursarea principalului.
• Contract de împrumut nr.88825RO încheiat în data de 14.12.2017 pentru suma de 50 milioane EUR, cu tragere în Lei sau EUR (la alegerea Societății), cu dobânda fixă sau variabilă (la alegerea Societăţii), maturitate 15 ani, perioada de graţie de 3 ani la rambursarea principalului.

Societatea a semnat cu BEI Contractul de împrumut nr.89417RO în data de 17.12.2018 în scopul finanțării proiectului "Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre" (Marea Neagră – Podișor), pentru suma de 50 milioane EUR, maturitate 15 ani, perioada de graţie de 3 ani la rambursarea principalului. Contractul fiind de tip deschis permite utilizarea împrumutului în Lei sau în EUR (la alegerea Societăţi), cu dobândă fixă sau variabilă (la alegerea Societății).

În data de 24 ianuarie 2019 Societatea a semnat un contract de împrumut cu Banca Europeană de Investiţii pentru suma de 100 milioane EUR, maturitate 15 ani, perioada de graţie de 3 ani la rambursarea principalului, în scopul finanţării proiectului "Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre".

Angajamentele financiare asumate prin contractele de împrumut obligă Societatea să respecte încadrarea în limitele negociate ale următorilor indicatori financiari: Raportul datoriilor nete totale faţă de RAB propriu al împrumutatului, Rata de îndatorare netă şi Rata de acoperire a dobânzii.

În cursul anului 2017 Societatea a încasat, din Contractul de împrumut nr.83644RO, prima tranşă, de 15 milioane EUR, eliberată de 30 noiembrie 2017, în data de 28 februarie 2018 a fost încasată a doua tranşă de împrumut de 15 milioane EUR iar în 30 aprilie 2018 a fost încasată a treia tranşă de 20 milioane EUR.

16.

Scadenţa împrumutului 83644RO de la BEI este prezentată mai jos:

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
În termen de 1 an	19.477.600	2.867.580
Între 1 și 5 ani	77.910.400	73.601.220
Peste 5 ani	143.160.360	162.496.200
	240.548.360	238.965.000

În cursul anului 2019 Societatea a încasat din Contractul de împrumut nr.88825RO două transe totalizând 50 milioane EUR.

Scadenţa împrumutului 88825RO de la BEI este prezentată mai jos:

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
In termen de 1 an
Intre 1 și 5 ani	77.665.783	55-333-340
Peste 5 ani	165.804.217	183.631.660
	243.470.000	238.965.000

Valoarea contabilă a împrumuturilor pe termen scurt aproximează valoarea justă a acestora.

Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare (" BERD")

Societatea a semnat cu Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare în data de 23 februarie 2018 un contract în valoare de 278 milioane lei, echivalentul a 60 milioane euro, pentru finanţarea proiectului BRUA.

Împrumutul a fost încasat integral în două tranșe egale: în data de 29 aprilie 2020, respectiv în data de 29 mai 2020.

Scadenţa împrumutului BERD este prezentată mai jos:

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
In termen de 1 an	22.235.040
Intre 1 și 5 ani	88.940.160
Peste 5 ani	166.762.800
	277.938.000

Banca Comercială Română (BCR)

Societatea a semnat în data de 24.04.2019 contractul nr. 20190409029 cu Banca Comercială Română pentru angajarea finanţării în sumă de 186 milioane lei, echivalentul a 40 milioane EUR, cu tragere și rambursare în lei, maturitate 15 ani, perioadă de grație rambursare principal de 3 ani, dobândă variabilă, în scopul finanţării proiectului "Dezvoltarea pe Teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – Ungaria – Austria" ("BRUA Faza 1").

16.

Împrumutul BCR nr.20190409029 este încasat integral iar scadenţa acestuia este prezentată mai jos:

	31 decembrie 2020_	31 decembrie 2019
In termen de 1 an	14.880.000
Intre 1 și 5 ani	59.520.000	29.760.000
Peste 5 anı	111.600.000	156.240.000
	186.000.000	186.000.000

În data de 29.10.2020 Societatea a semnat cu Banca Comercială Română contractul nr.20201028056 prin care beneficiază de împrumut de 360 milioane lei pentru o perioadă de 13 ani, destinat refinanțării a două proiecte majore derulate de Transgaz: Dezvoltări ale Sistemului National de Transport în zona de Nord Est a României (Oneşti – Leţcani)" şi "Interconectarea Sistemului Național de Transport cu conducta de transport internațional a gazelor naturale T1 și reverse flow Isaccea Faza II (Oneşti - Siliştea)".

Împrumutul BCR nr.20201028056 este încasat integral iar scadenţa acestuia este prezentată mai jos:

31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
14,400,000
115,200,000
230,400,000
360.000,000

Banca Transilvania (BT)

Societatea a semnat în data de 15 iulie 2020, în urma unei proceduri de negociere competitivă un contract cu Banca Transilvania prin care beneficiază de o linie de credit de 300 milioane lei pentru o perioadă de 2 ani, destinată acoperirii necesarului de capital de lucru. La data de 31 decembrie 2020 este utilizată suma de 299.720.329 lei. Rambursarea liniei de 300.000.000 lei este scadentă în cursul anului 2022.

În cursul anului 2021 Societatea intenţionează să acopere linia de credit pe perioade scurte de timp cu suma de 50 milioane lei, pentru plata datoriilor curente, cu scopul de a eficientiza consturile de finanțare.

La data de 31 decembrie 2020 soldul dobânzii datorate pentru împrumuturile angajate de societate este de 3.538.011 lei, defalcată pe împrumuturi astfel:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
BEI 83644RO	625.124	616.616
BEI 88825RO	13.748	44.501
BCR 20190409029	419.738	599.521
BCR 20201028056	1.575.794
BERD	903.607
Total	3.538.011	1.260.638

Expunerea împrumuturilor Societăţii la modificările ratei dobânzii se prezintă astfel:

	31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Rata variabilă a dobânzii	1.367.128.329	424.965.000

VENITURI ÎNREGISTRATE ÎN AVANS 17.

Veniturile înregistrate în avans constau în taxe de racordare aplicate clienţilor pentru racordarea acestora la sistemul naţional de transport al gazelor naturale, în active preluate cu titlu gratuit pentru aconectarea la reţea, fondurile nerambursabile şi dreptul de a recupera valoarea reglementată rămasă ocarocurizată a bunurilor aferente investiţiilor realizate în calitate de concesionar. Societatea utilizează taxa de racordare pentru a realiza racordarea la sistemul naţional de transport a obiectivelor clientului. Veniturile înregistrate în avans (prezentate drept "venituri din taxe de racordare") sunt înregistrate la venituri pe perioada în care sunt amortizate activele aferente şi care estimează durata relaţiei cu clientul (Nota 22).

În baza contractelor de racordare se construieşte infrastuctura necesară asigurării capacităţii de transport estimată a fi utilizată pe perioada acordului de concesiune.

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Sold initial	669.915.709	541.987.503
Creşteri	486.886.462	151.274.740
Venituri din taxe de racordare (Nota 22)	(12.848.165)	(12.795.370)
Venituri din fonduri nerambursabile și
bunuri preluate cu titlu gratuit (Nota 22)	(31.290.538)	(10.551.164)
Sold final	1.112.663.468	669.915.709

La 31 decembrie 2020 valoarea de 69.030.914 lei reprezentând partea curentă a veniturilor înregistrate în avans este prezentată la datorii comerciale și alte datorii (la 31 decembrie 2019: 22.186.786 lei).

Soldul veniturilor în avans este compus din:

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Racorduri şi bunuri primite cu titlu gratuit	237.010.965	249.756.541
Finanţare nerambursabilă	875.652.503	420.159.168
	1.112.663.468	669.915.709

Societatea a obținut din partea Uniunii Europene prin Agenția Națională pentru Inovare și Rețele (INEA), pentru proiectul BRUA, un grant în valoare de 1.519.342 Euro, reprezentând 50% din cheltuielile eligibile estimate, acordat pentru finanţarea proiectării pentru cele trei staţii de comprimare din cadrul proiectului (Podișor, Bibești și Jupa) și un grant în valoare de 179,320.400 Euro, reprezentând 40% din cheltuielile estimate, acordat pentru finanţarea lucrărilor de implementare a proiectului BRUA Faza I.

Pentru finanțarea lucrărilor de implementare a proiectului BRUA Faza I s-au încasat cu titlu de prefinanţare următoarele sume: 25.834.489,60 EUR (în anul 2016), 13.839.087,37 EUR (în anul 2018), 29.192.463,92 EUR în anul 2019 și 37.740.347 EUR în anul 2020.

17. VENITURI ÎNREGISTRATE ÎN AVANS (CONTINUARE)

Societatea a semnat în data de 22.11.2018 cu Ministerul Fondurilor Europene AM POIM Contractul de Finanţare nr.226 care are ca obiect acordarea finanţării nerambursabile pentru implementarea proiectului cod MYSMIS 2014 – 122972 "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre Republica Moldova" în cadrul Obiectivului specific 8.2 - Creşterea gradului de interconectare a Sistemului Naţional de Transport a gazelor naturale cu alte state vecine. Valoarea finanţarii nerambursabile este de 214.496.026,71 lei, adică 32,53% din valoarea cheltuielilor eligibile. Pentru finanțarea lucrărilor de implementare a proiectului " Dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre Republica Moldova" s-a încasat cu titlul de rambursare cheltuieli eligibile suma de 77.067.478,60 lei.

Societatea a semnat în data de 18.06.2020 cu Ministerul Fondurilor Europene, în calitate de Autoritate de Management pentru Programul Operaţional Capital Uman, Contractul de Finanţare nr.POCU/685/3/8/132556 pentru implementarea proiectului "TransGasFormation" Cod 132556 în sumă de 624.326 euro.

Societatea recunoaște un drept de a încasa subvenția când există siguranța rezonabilă că va respecta condițiile atașate acordării acesteia și că subvenția va fi primită. Anterior anului 2020, din motive de prudenţă, societatea a recunoscut subvenţia în baza cererilor de rambursare aprobate. Începând cu anul 2020 Societatea consideră că siguranţa rezonabilă că subvenţia va fi primită poate fi confirmată de îndeplinirea condiţiilor de eligibilitate din cererile de finanţare, anterior aprobării cererii de finanţare.

Prin urmare societatea a înregistrat la 31 decembrie 2020 dreptul de a încasa finanţare nerambursabilă în valoare de 195.892.346 lei pentru cheltuieli de investiții eligibile efectuate până la sfârșitul anului 2020 care indeplinesc condițiile din contractele de finanțare și pentru care nu au fost aprobate cereri de rambursare în anul 2020.

Conform contractului de finațare încheiat cu INEA sunt eligibile cheltuielile efectuare cu realizare proiectului până la data de 31 august 2021.

Venitul din subvenţie se recunoaşte proporţional din amortizarea activelor finanţate, aplicandu-se procentul de finanţare al cheltuielilor eligibile asupra amortizării lunare.

IMPOZIT PE PROFIT 18.

Cheltuiala cu impozitul pe profit

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Cheltuiala cu impozitul pe profit - curent	47.360.116	86.675.856
Impozit amânat - impactul diferențelor temporare	(13.182.800)	(15.833.292)
Cheltuiala cu impozitul pe profit	34.177.316	70.842.564

În anul 2020 și anul 2019, Societatea a calculat impozit pe profit la rata de 16% aplicată profitului determinat în conformitate cu legislaţia românească.

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Profit înainte de impozitare	209.178.080	419.101.580
Cheltuiala teoretică cu impozitul la rata statutară de 16% (2020: 16%) Cheltuieli nedeductibile, net	33.468.493 708.823	67.056.253 3.786.311
Cheltuiala cu impozitul pe profit	34.177.316	70,842.564
Datoria aferenta impozitului pe profit, curentă

Amortizarea ajustărilor de hiperinflaţie a imobilizărilor corporale reprezintă cheltuială deductibilă odată cu adoptarea IFRS EU ca şi cadru de raportare statutară.

TRANSGAZ

(exprimate în lei, dacă nu se specifică contrariul) NOTE LA SITUAŢIIILE FINANCIARE

IMPOZIT PE PROFIT (CONTINUARE) 18.

Impozit amânat

anânat de plată și de recuperat precum și chelturile din) impozit anânat recunoscute în situația rezultatului global sunt artibulule Impozitul amânat de plată și de recuperat sunt efectivă de impozitare de 16% la 31 decembrie 2019: 16%). Impozitul .... următoarelor elemente:

	31 decembrie 2020		Miscare 31 decembrie 2019	Miscare	1 lanuarie 2019
Impozit amânat de plată Imobilizări corporale și necorporale	95.138.519	1.548.584	93.589.935	19.350.521	74.239.414
Impozit amânat de recuperat Beneficiile angajaţilor Riscuri și cheltuieli Creanțe și alte active Provizion pentru	(6.084.129) (21.569.333) (72.807-475) (5.322.418)	(1.758.005) (10.877.972) (2.095.407) (13.182.800)	(19.473.926) (4.326.124) _7.860.382 (61.929.503)	(1.389.893) (1.872.017) _3.558.167 (12.530.444)	(2.936.231) (17.601.909) - 4.302.215 (49.399.059)

Datoria privind impozitul pe profit amânat aferentă inecorporale si necorporale este determinată de faptul căra în mobilizărilor indiferent de modul în care sunt reflectate. Societatea a înregistrat în anul 2019 o pierdere din ajustarea impozitului amânat aferentă anilor necorporale nu se include actualizatei, și b) bunurile de natura domeniului public nu reprezintă active amortizabile din punct de vedere fiscal precedenți în valoare de 19.391.459 lei. Nu au fost retru perioadele anterioare nefiind o eroare seminificativă. (60)

18. IMPOZIT PE PROFIT (CONTINUARE)

Sumele prezentate în situaţia poziţiei financiare cuprind următoarele:

	31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Obligații/creanțe privind impozitul amânat în
mai mult de 12 luni conform raportării	(5.322.418)	7.860.382

19.

Datorii pe termen scurt

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Datorii comerciale	101.726.906	120.521.636
Furnizori de mijloace fixe	157.660.975	68.607.676
Dividende de plată	2.710.686	4.436.759
Datorii aferente redevenţelor	11.081.799	47.331.297
Alte impozite	42.924.687	25.618.942
Sume de plată către angajați	15.030.890	16.097.811
TVA neexigibilă	8.582.016	13.654.334
Garantii servicii transport	13.907.055	24.299.678
Avansuri servicii transport	30.029.743	37.720.694
Alte datorii	47.908.929	40.002.403
	431.563.686	398.291.230
Datorii pe termen lung
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Garanții servicii transport		46.167.789
Alte datorii	16.482.440	7.111.049
	16.482.440

La 31 decembrie 2020, din totalul datoriilor comerciale și a altor datorii suma de 1.705.305 lei (31 decembrie 2019: 57.259.331 lei) este exprimată în monedă străină, în special în EUR.

20. PROVIZIOANE PENTRU RISCURI ŞI CHELTUIELI

		31 decembrie 2020 31 decembrie 2019
Provizion curent
Provizion pentru litigii	39.068.876	47.211.887
Provizion contract de mandat	2.612.537	2.575.281
Provizion pentru participarea
salariaţilor la profit	16.612.000	15.833.774
Provizion plecări voluntare	12.011.100
Alte provizoane	5.490.268	6.618.768
	75.794.781	72.239.710

Participarea salariaților la profit se calculează în limita a 10% din profitul net dar nu mai mult de nivelul unui salariu de bază mediu lunar realizat în exerciţiul financiar de referinţă.

În anul 2017 unul dintre administratorii Societății din perioada 2013-2017 a deschis acțiune în instanţă în vederea recuperării unor sume de bani reprezentând diferenţă neachitată, sume despre care consideră că i se cuvin ca urmare a contractului de mandat pe care l-a derulat în perioada 2014-2016. Pentru această cauză Societatea a constituit un provizion pentru litigii în valoare de 876.882 lei.

Societatea a făcut obiectul unei investigații a Consiliului Concurenței privind modul în care s-au derulat proceduri de atribuire a unor contracte de achiziție de lucrări derulate de Transgaz în perioada 2009-2011, înainte de implementarea managementului privat conform prevederilor OUG109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice și a constituit în anul 2019 un provizion pentru litigii în valoare de 41.758.087 lei.

În anul 2020 Consiliul Concurenței a comunicat Decizia nr. 43/11.08.2020 prin care sancționează Societatea cu amendă în cuantum de 34.166.616 lei. Societatea a diminuat provizionul constituit anterior la nivelul amenzii comunicate și a contestat în instanță Decizia Consiliului Concurenței.

Pentru redefinirea strategică și eficientizare activității, Societatea a elaborat Programul de plecări voluntare pentru perioada 2019-2021 în valoare de 26.948 mii lei, valoarea anuală fiind ajustată prin bugetul de venituri și cheltuieli aprobat de AGA.

Societatea a prevăzut prin bugetul de venituri și cheltuieli pentru anul 2021, un fond pentru acordarea de compensații pentru plecări voluntare și a constituit în anul 2020 un provizion pentru plecări voluntare în valoare de 12.011.100 lei. Acest fond a fost calculat pentru un număr de 150 de angajați.

Societatea nu a înregistrat provizion pentru plecări voluntare anterior anului 2020.

21. PROVIZION PENTRU BENEFICIILE ANGAJAŢILOR

Beneficiile angajaţilor

Conform contractului colectiv de muncă, Societatea trebuie să plătească angajaţilor la momentul colemiilor la momentul Comorii contractului concere de munea, portantea tranulate ca media salariilor pensionalii o suma compensatorie egatu carată în industria gazieri, condițiile de peri iuliare realizată în animele 22 înii, în iaisțin în fost determinată pe baza Metodei Factorului de liiciti, etc. Valoarea a provizioriitir di sun angajat au fost mai întâi majorate cu valoarea.
Credit Proiectat. Beneficiile la pensionare primite de un angajat au fost m Creuit roiectat. Denement poiloroficiu a fost actualizat ţinându-se cont de rotaţia contribuțiior aligatorului și apor aleitatea de supraviețuire până la pensionare. Numărul anilori aligaţiaţii în cu conceditătă dintre vârsta dintre vârsta de pensionare şi vârsta la data raportării.
până la pensionare a fost calculat ca diferenţa dintre vârsta de pensi palia la pelisionale a lost calculată a fost calculată pe baza numărului de ani până la Meula previzionată a penoadei de maisa zanasa a lecii angajaţilor şi probabilitatea de supravietuire.

Ipoteze 2020

Valoarea provizionului a fost calculată individual pentru fiecare angajat/beneficiar distinct al vanoarea provizională - a de calcul actuarial și având în vedere Standardele Internaționale de contpaniei utilizate, în special IAS 19. Provizionul este calculat ținând cont de obligațiile pe Comabiliate, în opesial banaarea. Eni - prin contractul colectiv de muncă. Ipotezele de calcul și ternich rung acunui co care complelului de calcul au fost stabilite având la baza experiența speciileațiilo poniti Poamare privind experiența viitoare a societății. Cele mai importante ipoteze actuariale utilizate sunt prezentate în continuare:

• ne acestru beneficiul constând în salarii de bază plătite la pensionare acest beneficiu se plăteşte d pentru salariații companiei care ajung la pensionare;
• pentru salariații companiei că ară ar penistă un program pentru concedieri colective sau individuale;
• mortalitatea angajaţilor entităţii este calculată conform datelor furnizate de Institutului Naţional de Statistică pentru anii 2010 – 2019;
• Național de otatistică pentru aini 2010 in 2019,
  rata rotaţiei angajaţilor este calculata in functie de plecarile din societate și a fost alocata o probabilitate pentru fiecare grupă de vârstă și gen;
• probabilitată este metoda factorului de credit proiectat, valorile fiind alocate pentru fiecare angajat si actualizate la momentul 31.12.2020;
• planul este nefinanţat de entitate şi de angajaţi. -
• planul cate nemanțat de care se apropie de vârsta de pârsta de pensionare să se pensioneze anticipat
• pentru indemnizaţia de deces, pentru pensionari foşti angajaţi, în cazul decesului intervenit la pentru mueiniizația de decos, pontru pensimplificare, mortalitatea la vârsta de 66 ani priraţii şi 64 ani femeile, analizând datele aferente perioadelor 2018-2020

Ipoteze financiare

Rata de actualizare este curba dobanzilor in lei fara ajustari furnizata de EIOPA pentru luna decembrie 2020.

Rata de creștere a salariilor pe termen lung s-a considerat egală cu rata inflației prognozată pentru Rata de creșteru a aaalinere pe considerat egală cu rata inflației prognozată pentru zona curo, mine 2,70 în decurs de 5 ani atât pentru genul feminin cât și pentru genul masculin.

21. PROVIZION PENTRU BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (CONTINUARE)

Mişcarea în provizionul pentru beneficiile angajaţilor:

1 ianuarie 2019	110.011,929
din care:
Termen scurt	2.939.793
Termen lung	107.072.136
Costul dobânzii	4.217.605
Costul serviciului curent	6.119.488
Plăţile din provizioane în cursul anului	(3.273.756)
Câştigul/Pierderea actuarială aferentă perioadei	4.636.774
31 decembrie 2019	121.712.040
din care:
Termen scurt	1.853.432
Termen lung	119.858.608
Costul dobânzii	5.352.542
Costul serviciului curent	6.321.939
Plăţile din provizioane în cursul anului	(4.535.479)
Câştigul/Pierderea actuarială aferentă perioadei	(7.341.946)
31 decembrie 2020	121.509.096
din care:
Termen scurt	2.898.092
Termen lung	118.611.004

(64)

22. ALTE VENITURI

Antil Incheiat la 31 decembrie 2020	Amii incheiat la 31 decembrie 2019
8.414.707	10.048.295
12.848.165	12.795.370
31.290.538	10.551.164
2.785.433	961.572
5.534.398	1.561.698
1.835.333	8.758.767
6.107.864	11.696.035
68,816,438	56,372,901

23. ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE

	Anul încheiat la	Anul încheiat la
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Pierdere / (câștig) din deprecierea creanțelor	67.030.695	87.726.834
Cheltuieli de sponsorizare	4.432.207	3.991.000
Utilități	8.617.178	8.641.824
Prime de asigurare	989.349	863.356
Cheltuieli de întreținere	2.347.344	1.111.940
Cheltuieli cu securitatea și paza	23.729.513	23.163.148
Servicii de pregătire profesională	1.237.810	1.409.607
Telecomunicații	4.315.084	2.681.899
Pierdere neta din cedarea de mijloace fixe		(102.155)
Comisioane bancare şi alte comisioane	1.838.108	2.729.473
Chirii	906.253	1.014.592
Pierdere din creanțe	489.645	13.044
Pierdere / (câștig) din deprecierea stocurilor	(832.280)	607.230
Cheltuieli cu studii si cercetare	204.497	328.515
Cheltuieli de marketing şi protocol	115.911	347.295
Penalități și amenzi	744.872	1.679.690
Rezervare capacitate de înmagazinare gaze	11.966.614	11.875.976
Cheltuieli privind deprecierea imobilizarilor
necorporale		2.128.527
Altele	27.251.909	29.714.949
	155.384.709	179.926.744

CHELTUIELI CU ANGAJAȚII 24.
--------------------------------	--

25.

	Anul încheiat la	Anul încheiat la
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Salarii și indemnizații	400.197.000	378.561.550
Cheltuieli cu asigurările și protecția socială	26.744.433	24.192.135
Alte cheltuieli cu angajații	5.010.915	10.893.662
	431.952.348	413.647.347
Numărul mediu de salariați în cursul exercițiului financiar:
	Anul încheiat la	Anul încheiat la
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Personal muncitor	2.464	2.604
Personal TESA	1,689	1.642
	4.153	4.246
VENITURI /(CHELTUIELI) FINANCIARE NETE
	Anul încheiat la	Anul încheiat la
	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Venituri din diferenţe de curs valutar	2.937.080	24.682.530
Venituri din dobânzi	28.025.407	24.544.818
Alte venituri financiare	29.703.162	49.724.555
Venituri financiare	60.665.649	98.951.903
Cheltuieli din diferenţe de curs valutar	(10.173.829)	(23.104.876)
Efectele actualizării provizionului pentru
beneficiile angajaților	(5.352.542)	(4.217.605)
Cheltuieli cu dobânda aferenta IFRS16	(453.890)	(425.013)
Cheltuieli cu dobânda	(2.866.632)
Ajustări pentru pierderea de valoare a
imobilizărilor financiare		(70.432)
Alte cheltuieli financiare	(308.908)
Cheltuieli financiare	(19.155.801)	(27.817.927)

Potrivit Ordinului ANRE nr.41/2019 valoarea activelor recunoscute în Baza de Active Reglementată se ajustează cu inflația. Societatea a recalculat valoarea creanței privind Acordul de Concesiune și a recunoscut un câştig în valoare de 29.334.109 lei în conformitate cu IFRS 9 (49.677.210 lei în anul 2019).

26. NUMERAR GENERAT DIN EXPLOATARE

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Profit înainte de impozitare	209.178.080	419.101.580
Ajustări pentru:
Amortizare	247.008.520	193.622.482
Ajustări pentru deprecierea imobilizărilor necorporale		2.128.527
Câştig/(pierdere) din cedarea de mijloace fixe	(144.553)	(102.155)
Provizioane pentru riscuri și cheltuieli	3.555.070	53.591.923
Provizioane pentru deprecierea stocurilor	(832.281)	607.230
Venituri din taxe de racordare. fonduri nerambursabile
și bunuri preluate cu titlu gratuit	(44.138.703)	(23.346.534)
Provizioane pentru garanții	(487.404)	(968.881)
Provizioane pentru beneficiile angajaților	1.786.461	2.845.732
Efectul actualizării provizionului pentru beneficiile
acordate angajaților	5.352.542	4.217.605
Pierdere din creanțe și debitori diverși	489.645	13.044
Ajustări pentru deprecierea creanţelor	67.518.099	81.229.256
Venituri din dobânzi	(28.025.407)	(24.544.818)
Cheltuieli din dobânzi	2.866.632
Ajustarea Creantei privind Acordul de Concesiune	(29.334.109)	(49.677.210)
Ajustari pentru depreciere imobilizarilor financiare	(308.909)	70.432
Efectul variației ratelor de schimb asupra altor
elemente decât cele din exploatare	9.057.505	6.817.419
Alte cheltuieli și venituri	(704.624)	(305.653)
Profit din exploatare înainte de modificările în
capitalul circulant	442.836.564	665.299.979
(Creştere)/ descreştere creanţe comerciale şi alte creanţe	60.175.429	(61.658.376)
(Creştere)/descreştere stocuri	42.057.015	(233.399.535)
Creştere/(descreştere) datorii comerciale şi alte datorii	(112.137.871)	59.112.592
Numerar generat din exploatare	432.931.137	429.354.660

TRANZACȚII CU PĂRŢI AFILIATE 27.

Părțile sunt considerate afiliate dacă una din părți are capacitatea de a controla cealaltă parte, de a exercita o influenţă semnificativă asupra celeilalte părţi în luarea de decizii financiare sau operaţionale, dacă se află sub control comun cu altă parte, dacă există o asociere în cadrul căreia entitatea este asociat sau este membru al conducerii după cum este descris în IAS 24 "Prezentarea informaţiilor privind părţile afiliate". În evaluarea fiecării posibile cu părţile afiliate accentul cade pe esenţa acestei relaţii şi nu neapărat pe forma sa juridică. Părţile afiliate pot încheia tranzacţii pe care părţile neafiliate nu le pot încheia iar în cazul tranzacţiilor între părţi afiliate nu se vor aplica aceiaşi termeni, condiţii şi valori ca pentru părțile neafiliate.

Prețurile/tarifele aferente contractelor de transport și echilibrare sunt aprobate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), sunt reglementate și nu sunt stabilite în conditii de piață.

Achizițiile se desfășoară cu reșpectarea reglementărilor legale privind achizițiile publice.

Tranzacțiile cu Vestmoldtransgaz au fost încheiate la valoarea de piață stabilită prin metoda cost plus și reprezintă servicii asigurate cu pecialitate pentru derularea procedurilor de achiziție și închirierea de echipamente.

Pe parcursul perioadelor încheiate la 31 decembrie 2020 și 31 decembrie 2019 s-au efectuat următoarele tranzacții cu părți afiliate și următoarele solduri erau de la părți afiliate la datele respective:

i) Compensaţii or consiliului de administraţie şi conducerii

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Salarii plătite membrilor consiliului de administraţie şi conducerii	17.428.850	17.420.723
Contribuţiile sociale ale Societăţii	392.147 17.820.997	391.965 17,812,688

Pe parcursul perioadelor încheiate la 31 decembrie 2020 și 31 decembrie 2019 nu au fost acordate avansuri şi credite administratorilor şi conducerii Societăţii cu excepţia avansurilor din salarii şi cele pentru deplasări în interesul serviciului iar aceştia nu datorează nicio sumă Societăţii la sfârşitul perioadei provenind din aceste avansuri.

Societatea nu are obligații contractuale legate de pensii față de actualii administratori și directori.

Provizionul pentru contractul de mandat este prezentat la Nota 20.

Societatea nu are obligații contractuale legate de pensii față de foști directori și administratori ai Societății.

ii) Împrumut către o parte afiliată

	31 decembrie 2020	31 decembrie 2019
Imprumut către Resial SA	1.770.346	1.770.346
Minus ajustarea pentru deprecierea împrumutului	(1.770.346)	(1.770.346)

Dividendele distribuite sunt prezentate în Nota 15. Redevențele plătite sunt prezentate în Nota 3.8.

27. TRANZACŢII CU PĂRŢI AFILIATE (CONTINUARE)

iii) Venituri de la părţi afiliate – servicii furnizate (fără TVA)

		Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	147.295.880	172.591.525
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	1.294.875	2.244.386
Electrocentrale Bucureşti	Entitate aflată sub control comun	42.235.642	51.361.684
Electrocentrale Constanţa	Entitate aflată sub control comun	3.621.008	4.398.855
Termo Calor Pitesti	Entitate aflată sub control comun	873.940	585.545
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	82.516.763	76.864.207
		277.838.108	308.046.202
iv)	Vânzări alte bunuri și servicii (fără TVA)
		Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie
	Relație	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	36.286	3.789
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun		74.985
Electrocentrale București	Entitate aflată sub control comun	3.244
Electrocentrale Galați SA	Entitate aflată sub control comun	412.529	428.983
Electrocentrale Constanța	Entitate aflată sub control comun	7.838	271.700
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	91.684	35.373
		551.580	814.827

v) Vânzări gaze – activitatea de echilibrare (fără TVA)

		Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	3.898.973	9.790.667
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	9.950.723	7.317.040
Electrocentrale București	Entitate aflată sub control comun	6.042.853	4.136.921
Termo Calor Pitesti	Entitate aflată sub control comun	1.666.338	237.432
Electrocentrale Constanța	Entitate aflată sub control comun	12.523.830	17.716.283
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	14.529.556	29.777.924
		48.612.273	68.976.267

27. TRANZACȚII CU PĂRȚI AFILIATE (CONTINUARE)

vi)

		Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie
	Relatic	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	20.063.741	20.178.007
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	217.789	235.032
Electrocentrale Bucureşti	Entitate aflată sub control comun	14.272.524	19.089.977
Electrocentrale Constanta	Entitate aflată sub control comun	1.377.538	1.577.907
Electrocentrale Galați SA	Entitate aflată sub control comun	16.748
Termo Calor Pitesti	Entitate aflată sub control comun		(19.181)
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	41.266.500	19.821.687
Vestmoldtransgaz SRL	Entitate deținută de filiala Societății	1.356.528	102.853
		78.571.268	60.086.282

vii) Creanţe clienţi - activitatea de echilibrare (net de ajustări)

		Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz Electrocentrale Deva SA Electrocentrale Bucuresti Electrocentrale Constanţa Termo Calor Pitesti E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun Entitate aflată sub control comun viii)	905 307.252 263.825 18.517.877 1.922.192 21.012.051	925.753 4.144.671 1.973.340 1.238.865 122.677 3.596.095 12.001.401
	Relatie	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	77.109.716 77,109,716	108.165.746 108.165.746

2020

2019

27.

Relație

ix)	Achiziții de servicii de la părți afiliate (alte servicii – fără TVA)
		Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie
	Relatie	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	13.448.302	14.151.079
	Electrocentrale Bucuresti Entitate aflată sub control comun	5.676	6.080
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	(179.911)	995.261
		13.274.067	15.152.420
x)	Achiziţii de gaz - activitatea de echilibrare (fără TVA)
		Anul încheiat la 21 decembrie	Anul încheiat la 21 decembrie

SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	3.878.665	22.760.033
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	405.133	974.902
Electrocentrale Bucureşti	Entitate aflată sub control comun	2.398.484	12.352.849
Termo Calor Piteşti	Entitate aflată sub control comun		718.181
Electrocentrale Constanta	Entitate aflată sub control comun	4.398.672	4.088.509
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	17.605.929	38.787.443
		28.686.883	79.681.917

xi) Datorii către părţi afiliate din furnizare de gaze naturale (cu TVA)

		Anul încheiat la	Anul încheiat la
			31 decembrie 31 decembrie 2019
	Relație	2020
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun		18.117.465
			18.117.465

xii) Datorii către părţi afiliate din servicii (alte servicii – cu TVA)

		Anul încheiat la	Anul încheiat la
		31 decembrie	31 decembrie 2019
	Relatie	2020
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	1.426	1.722.034
Electrocentrale București	Entitate aflată sub control comun	511	454
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	851	817.722
		2,788	2.540.210

27. TRANZACŢII CU PĂRŢI AFILIATE (CONTINUARE)

**` Datorii către furnizorii – activitatea de echilibrare (cu TVA) X11)
--------------------------------------------------------------------------------------	--

		Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
	Relație	2020
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	2.597.055	1.371.051
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun		61.253
	Electrocentrale București Entitate aflată sub control comun	1.331.820	563.026
	Electrocentrale Constanța Entitate aflată sub control comun	91.539	1.745.405
Termo Calor Piteşti	Entitate aflată sub control comun		525.679
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	3.721.798	8.367.448
		7.742.212	12.633.862

xiv) Garanţii de la părţi afiliate (scrisori de garanţie bancară)

		Anul încheiat la 31 decembrie	Anul încheiat la 31 decembrie
	Relație	2020	2019
SNGN Romgaz	Entitate aflată sub control comun	25.429.588	33.849.251
Termo Calor Piteşti	Entitate aflată sub control comun	210	1.000
Electrocentrale Deva SA	Entitate aflată sub control comun	4.501.000	1.000
E.ON Energie Romania	Entitate aflată sub control comun	28.216.606	22.882.012
		58.147.404	56.733.263

28. REZULTATUL PE ACȚIUNE

Acţiunile Societăţii sunt cotate la prima categorie a Bursei de Valori Bucureşti.

Rezultatul de bază pe acţiune este calculat prin împărţirea profitului atribuibil deţinătorilor de capitaluri ai Societăţii la numărul mediu de acţiuni ordinare existente pe parcursul anului.

	Anul încheiat la 31 decembrie 2020	Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Profit atribuibil deținătorilor de capital ai Societății Media ponderată a numărului de acţiuni	175.000.764 11.773.844	348.259.016 11.773.844
Rezultatul de bază și diluat pe acțiune (lei pe acțiune)	14,86	29,58

29. TRANZACȚII SEMNIFICATIVE CARE NU AU IMPLICAT NUMERAR

Compensări

Aproximativ 0,82% din creanţe au fost decontate prin tranzacţii care nu au implicat ieşiri de numerar pe parcursul perioadei încheiate la 31 decembrie 2020 (31 decembrie 2019: 0,58%). Tranzacţiile reprezintă în principal vânzări de produse şi servicii în schimbul materiilor prime şi serviciilor sau compensări cu clienţi şi furnizori în cadrul ciclului de exploatare.

Tranzacţii barter Nu au fost efectuate tranzacţii barter în anul 2020 și anul 2019.

30.

Angajamente i)

Acordul de concesiune a serviciilor (A.C.S. - Nota 8 prevede că, la sfârşitul acordului, ANRM are dreptul de a primi înapoi toate bunurile proprietate publică existente la momentul la care acordul a fost semnat şi toate investiţiile care se fac la sistemul naţional de transport, în conformitate cu programul de investiţii prevăzut în acordul de concesiune a serviciilor. Societatea mai are şi alte obligaţii referitoare la acordul de concesiune, ce sunt descrise în Nota 8.

Legea 127/2014 intrată în vigoare din 5 octombrie 2014 menţionează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv sau la terminarea contractului, investiţia efectuată de către operatorul sistemului național de transferă către proprietarul sistemului naţional de transport sau către un alt concedent în schimbul plăţii unei compensaţii egale cu valoarea reglementată rămasă neamortizată stabilită de către ANRE, după cum este prezentat și în Nota 3.18.

La 31 decembrie 2020 valoarea obligaţiilor contractuale ferme pentru achiziţia de imobilizări corporale şi necorporale este de 504.375.834 lei.

Eurotransgaz SRL, societatea înfiinţată şi deţinută de Transgaz în Moldova, a fost desemnată câștigătoare a concursului investițional de privatizare a complexului patrimonial unic "Întreprindere de Stat Vestmoldtransgaz", care operează conducta de transport gaze naturale Iaşi-Ungheni pe teritoriul Moldovei în următoarele condiţii: achitarea preţului de vânzare şi realizarea de investiţii în următorii doi ani pentru construirea unui gazoduct între Ungheni și Chișinău precum și a instalațiilor necesare operării acestei conducte.

Societatea este garantor în contractul de împrumut încheiat în data de 24 ianuarie 2019 între Banca Europeană de Investiții și Eurotransgaz, în valoare de 38 milioane euro, în scopul finanţării constructiei de către Vestmoldtransgaz SRL a conductei de transport gaze naturale Ungheni Chișinău.

30. CONTINGENȚE. ANGAJAMENTE ȘI RISCURI OPERAȚIONALE(CONTINUARE)

ii) Impozitare

Sistemul de impozitare din România este într-o fază de consolidare şi armonizare cu legislaţia europeană. Totuşi, încă există interpretări diferite ale legislaţiei fiscale. În România, exerciţiul fiscal rămâne deschis pentru verificare fiscală timp de 5 ani. Conducerea Societăţii consideră că obligaţiile fiscale incluse în aceste situaţii financiare sunt prezentate adecvat și că nu este necesară constituirea de provizioane suplimentare pentru acoperirea incertitudinilor legate de tratamentele fiscale.

iii) Polițe de asigurare

Societatea nu deține polițe de asigurare aferente operațiunilor, reclamațiilor cu privire la produse sau pentru datoria publică. Societatea are poliţe de asigurare pentru clădiri şi poliţe de răspundere civilă obligatorie pentru parcul auto. Mai mult, Societatea a contractat asigurări de răspundere profesională pentru membrii consiliului de administraţie şi pentru 54 de manageri în 2020 (54 de manageri în 2019).

iv) Aspecte legate de mediu

Reglementările în domeniul mediului sunt în curs de dezvoltare în România și Societatea nu a înregistrat nici un fel de obligaţii la 31 decembrie 2020 şi 31 decembrie 2019 referitoare la cheltuieli anticipate care includ onorarii juridice și de consultanță, analiza locațiilor, elaborarea și implementarea de măsuri de recuperare legate de protecţia mediului. Conducerea Societătii consideră că nu există obligaţii semnificative legate de aspecte de mediu.

Acţiuni în instanţă şi alte acţiuni v)

Pe parcursul activităţii normale a Societăţii au fost efectuate plângeri împotriva acesteia. Societatea are pe rol litigii pentru lipsă folosinţă terenuri ocupate cu obiective SNT, litigii comerciale și de muncă. Pe baza propriilor estimări și a consultanței interne și externe, conducerea Societăţii este de părere că nu vor fi înregistrate pierderi materiale care să depăşească provizioanele care au fost constituite în aceste situaţii financiare şi nu are cunoştinţă de circumstanţe care să dea naştere la obligaţii potenţiale semnificative în această privință.

Societatea a făcut obiectul unei investigaţii a Consiliului Concurenţei privind modul în care s-au derulat proceduri de atribuire a unor contracte de achiziție de lucrări derulate de Transgaz în perioada 2009-2011, înainte de implementarea managementului privat conform prevederilor OUG109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice.

În anul 2020 Consiliul Concurenței a comunicat Decizia nr. 43/11.08.2020 prin care sancționează Societatea cu amendă în cuantum de 34.166.616 lei. Societatea a contestat în instanță Decizia Consiliului Concurenței. (Nota 20)

CONTINGENȚE. ANGAJAMENTE ȘI RISCURI OPERAȚIONALE (CONTINUARE) 30.

Începând cu data de 6 iunie 2016, Societatea a făcut obiectul unei inspecţii desfăşurate de Comisia Europeană - Direcția Generală Concurență în temeiul art. 20. alin (4) din Regulamentul (CE) nr 1/2003 al Consiliului Uniunii Europene privind punerea în aplicare a normelor de concurență prevăzute la art. 81 și 82 din Tratatul CE devenite art. 101 și respectiv 102 din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene. În anul 2020 Comisia Europeană a aprobat angajamentele Societății pentru soluționarea îngrijorărilor legate de posibila încălcare a articolului privind funcționarea Uniunii Europene, respectiv:

• să pună la dispoziție capacități minime de export de 1,75 miliarde de metri cubi pe an la punctul de interconectare dintre România și Ungaria (Csanádpalota);
• să pună la dispoziţie capacităţi minime de export la un nivel total de 3,7 miliarde de metri cubi pe an în două puncte de interconectare dintre România și Bulgaria (Giurgiu/Ruse şi Negru Vodă I/Kardam);
• să se asigure că tarifele pe care le va propune autorităţii române de reglementare în domeniul energiei (ANRE) nu vor diferenția între piața de export și cea internă, evitându-se astfel tarifele de interconectare care fac exporturile neviabile din punct de vedere comercial;
• să se abţină de la utilizarea oricăror alte mijloace de obstrucţionare a exporturilor.

Pe baza propriilor estimări, conducerea Societății consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligații potențiale semnificative în această privință.

În anul 2017, Societatea a facut obiectul unei inspecţii în vederea stabilirii vreunei încălcări a regulilor stabilite de către articolul 101 din Tratatul de Funcționare a Uniunii Europene (TFUE), în cazul AT.40483. Pentru această investigație nu a existat o decizie formală de deschidere. În cadrul acestei etape nu au mai fost desfășurate acțiuni/activități de care Transgaz să ia cunoştinţă. Pe baza propriilor estimări, conducerea Societăţii consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligații potențiale semnificative în această privinţă.

În anul 2020 un administrator are deschisă acţiune în instanţă în vederea recuperării unor sume de bani reprezentând diferență neachitată sume despre care consideră că i se cuvin ca urmare a contractului de mandat pe care s-a derulat în perioada 2015-2017. Pe baza propriilor estimări conducerea Societății consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligații potențiale semnificative în această privință.

Societatea este în procedură de arbitraj cu Bulgargaz EAD care solicită restituirea sau achitarea cantităţii de gaze naturale din conducta de transport gaze naturale Isaccea 1- Negru Vodă 1. Societatea nu recunoaște pretențiile și pe baza propriilor estimări, consideră că nu există circumstanţe care să dea naştere la obligaţii potenţiale semnificative în această privinţă.

Societatea se află în dispută cu doi utilizatori de reţea care contestă modul de calcul a preţului tranzacţiilor de dezechilibru pe motiv că există neconcordanţe între actele normative în materie, de la implementarea prevederilor OUG114/2018 și până la intrarea în vigoare a Ordinului Președintelui ANRE nr. 170/2019. Societatea a încasat facturile aflate în dispută și pe baza propriilor estimări, consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligaţii potenţiale semnificative în această privinţă.

30. CONTINGENȚE. ANGAJAMENTE ȘI RISCURI OPERAȚIONALE (CONTINUARE)

Societatea are calitatea de intervenient în cadrul unei proceduri prin care un utilizator de reţea solicită anularea hotărârii ANRE din anul 2017 privind intepretarea și aplicarea prevederilor art. 99 din Codul reţelei. Există un număr de şapte hotărâri pronunţate de către Curtea de Apel București care consfințesc legalitatea hotărârilor comisiei ANRE pronunțate în spețe având același obiect și una nefavorabilă care se judecă la Înalta Curte de Casație și Justiție. Dacă ÎCCJ ar menține soluția Curții de Apel nu înseamnă, că utilizatorul de rețea este îndreptătit la suma de bani solicitată întrucât trebuie ca mai întâi să se stabilească care este interpretarea corectă a prevederilor art.99 din Codul rețelei. Mai mult, venitul fiind reglementat, suma diminuată ar face obiectul recuperării din venitul reglementat al anului gazier următor. În anul 2020 utilizatorul de reţea a deschis procedură și solicită în instanță recalcularea tarifului de depășire a capacității rezervate pentru intervalul noiembrie 2016 februarie 2017 și plata sumei de 57.444.164 lei și respectiv 17.789.789. Pe baza propriilor estimări conducerea Societății consideră că nu există circumstanțe care să dea naștere la obligaţii potenţiale semnificative în această privinţă.

vi) Politici guvernamentale în sectorul de gaz din România

ANRE este o instituţie publică autonomă şi stabileşte tarifele pentru activitatea de transport gaze naturale aplicate de Societate. Este posibil ca Agenţia să decidă implementarea de modificări ale strategiilor guvernamentale în sectorul de gaze care să determine modificări ale tarifelor aprobate pentru Societate și, astfel, să aibă un impact semnificativ asupra veniturilor Societăţii. În acelaşi fel, guvernul român ar putea decide modificarea redevenţei aplicate Societăţii pentru utilizarea activelor parte a domeniului public conform ACS

În acest moment nu se pot stabili efectele, dacă ele vor exista, viitoarelor politici guvernamentale în sectorul de gaze din România asupra valorii activului şi pasivului Societății.

Există interpretări diferite ale legislaţiei în vigoare. În anumite situaţii ANRE poate trata în mod diferit anumite aspecte procedând la calculul unor tarife suplimentare şi a unor penalităţi de întârziere. Conducerea Societăţii consideră că obligaţiile sale către ANRE sunt prezentate adecvat în aceste situaţii financiare.

vii) Situaţia politică şi economică din Ucraina

Societatea are contracte pentru transportul gazelor din Rusia spre Bulgaria, Turcia, Grecia şi alte ţări. De asemenea, România importă anual o parte din necesarul de gaze transportate prin conductele Societăţii. Este posibil ca Gazprom Export să oprească livrările de gaze transportate intern sau internaţional prin România sau ca Ucraina să împiedice tranzitul gazelor livrate de Gazprom Export pe teritoriul său.

Impactul COVID-19 viii)

În contextul pandemiei COVID-19 Societatea cooperează cu autoritățile și întreprinde măsurile necesare pentru a asigura prestarea serviciului de transport gaze naturale în condiții de siguranță și pentru a asigura siguranța personalului. Societatea a întocmit și publicat un plan de măsuri aprobat de Consiliul de Administrație care are rolul de a minimiza efectele epidemiei asupra sănătății și securității salariaților și de a asigura continuitatea serviciului de transport gaze naturale și siguranța Sistemului Național de Transport.

Societatea prestează un serviciu public de interes național fiind inclusă în segmentul reglementat al pieţei interne de gaze naturale. Activitatea de transport gaze naturale este reglementată de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei.

30. CONTINGENȚE ȘI RISCURI OPERAȚIONALE (CONTINUARE)

Societatea urmărește realizatorilor prevăzuți în Bugetul de Venituri și Cheltuieli pentru anul 2021 și asigurarea surselor de finanțare necesare derulării programului de investiţii a cărui ritm de realizare ar putea fi influenţat de capacitatea firmelor contractante de a asigura echipamentele și personalul necesar derulării lucrărilor în contextul situațiilor de izolare sau carantină generate de COVID-19.

Modificările legislative adoptate oferă posibilitatea intreprinderilor mici și mijlocii de a amâna plata utilităţilor, ceea ce ar putea avea indirect un impact și asupra activităţii Societăţii. Deşi există încă multe incertitudini, în acest moment considerăm că impactul pe termen scurt al acestor modificări legislative asupra activității și recuperabilității valorii activelor Societății nu va fi unul semnificativ.

ONORARII PERCEPUTE DE AUDITORUL STATUTAR 31.

Onorariile aferente exerciţiului financiar încheiat la 31 decembrie 2020, percepute de BDO Audit SRL sunt: 79.682 lei (fără tva) pentru revizie limitată la 30 iun 2020 si 22.320 lei (fără TVA) pentru alte servicii decât cele de audit statutar.

Onorariile aferente exerciţiului financiar încheiat la 31 decembrie 2019 percepute de BDO Audit SRL, facturate în anul 2020, sunt: 174.989 lei (fara TVA) pentru audit statutar, şi 14.880 lei (fără TVA) pentru alte servicii decât cele de audit statutar.

32. VENITURI ȘI COSTURI DIN CONSTRUCȚIA DE ACTIVE

În conformitate cu IFRIC 12 veniturile din construcţia reţelei trebuie recunoscute în conformitate cu IFRS 15 "Venituri din contracte cu clienţii".

	31 decembrie 2020	Anul încheiat la Anul încheiat la 31 decembrie 2019
Venituri din activitatea de construcţii conform cu IFRIC12	1.587.548.396	868.356.796
Costul activelor construite conform cu IFRIC12	(1.587.548.396)	(868.356.796)

Societatea nu obține profit din activitatea de construcție, valoarea veniturilor fiind egală cu cea a costurilor din această activitate.

33.

In anul 2021 Transgaz a participat la majorarea capitalului social al EUROTRANSGAZ cu suma de 519.105 EUR în vederea funcționării și asigurării surselor financiare necesare derulării programului de investiţii al intreprinderii de stat Vestmoldtransgaz.

Prin HGEA 10/5 octombrie 2020, se aprobă încheierea unei tranzacţii cu BERD ce presupune subscrierea de către BERD a unei părţi sociale nou emise de Vestmoldtransgaz SRL (VTMG) pentru suma de 20 mil. EUR, BERD devenind astfel asociat al VTMG cu 25% din capitalul social şi asumarea de către Eurotransgaz, în solidar, a obligaţiei de a cumpăra de la BERD participaţia în VTMG la un preţ prestabilit la momentul la care își va exercita opțiunea de vânzare a participației BERD în VMTG. Prin Decizia nr.1/4 ianuarie 2021 al Asociatului unic al Eurotransgaz, s-a solicitat diminuarea capitalului social al Eurotransgaz cu suma de 9,6 milioane EUR ulterior finalizării tranzacției prin care BERD devine asociat al VMTG.

Incheierea Acordului de Incetare a Contractului istoric între SNTGN Transgaz SA și Gazprom Export LLC creează cadrul necesar pentru încheierea Acordurilor de Interconectare pentru Punctele de Interconectare Isaccea 2,3 și Negru Vodă/Kardam 2,3, asigurarea accesului liber al tertilor la rezervarea de capacitate de tranzit T2 și T3, asigură încasarea sumelor rămase de achitat din contractul istoric şi creează premisele creşterii gradului de utilizare a infrastructurii de transport al gazelor naturale din România. Veniturile încasate din transport sunt reglementate conform Ordin ANRE 41/2019 și respectiv Ordin ANRE 34/2014 în funcție de punctele în care se rezervă capacitate.

Prin Ordinul ANRE nr. 2/2021 s-au aprobat următoarele modificări la metodologia de stabilire a tarifelor reglementate pentru serviciile de transport al gazelor naturale:

• pentru investiţiile în imobilizările corporale, puse în funcţiune/recepţionate în cadrul perioadei a patra de reglementare, ce constituie obiective ale sistemului de transport al gazelor naturale, realizate din fonduri proprii în cadrul unor proiecte în care au fost atrase şi fonduri europene nerambursabile se stabileşte un stimulent în valoare de 2 puncte procentuale peste rata reglementată a rentabilității capitalului investit aprobată, cu excepția celor realizate în urma derulării proiectelor de investiții prevăzute în Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului din 17 aprilie 2013 pentru care au fost obţinute fonduri europene nerambursabile;

33. EVENIMENTE ULTERIOARE DATEI BILANȚULUI (CONTINUARE)

• sunt recunoscute în venitul reglementat redevenţele pentru concesionarea bunurilor aflate în proprietatea publică a statului, redevenţe prevăzute în contractele de concesionare a serviciului de transport al gazelor naturale şi/sau a bunurilor aferente aflate în proprietatea publică a statului sau a unei unităţi administrativ-teritoriale, chirii prevăzute în contractele de închiriere a bunurilor ce alcătuiesc ST, aflate în proprietatea publică a statului sau a unei unităţi administrativteritoriale, precum şi taxe locale stabilite de autorităţi pentru realizarea serviciului de transport, cu excepţia celor aferente perioadei cuprinse între data de intrare în vigoare a Legii nr. 155/2020 pentru modificarea şi completarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012 şi privind modificarea şi completarea altor acte normative şi data intrării în vigoare a Legii nr. 244/2020 privind aprobarea Ordonanţei de urgenţă a Guvernului nr. 103/2020 pentru prorogarea termenului de aplicare a măsurilor prevăzute de Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 26/2018 privind adoptarea unor măsuri pentru siguranţa alimentării cu energie electrică.

Președinte Consiliul de Administrație Lăpușan Remus Gabriel Director Genefal Sterian Ion મદિલ MEDIAS 132/301/20

Director Economic Lupean Marius

RAPORTUL AUDITORULUI INDEPENDENT

Către Acționarii S.N.T.G.N. Transgaz S.A.

Opinia

• 1. Am auditat situațiile financiare consolidate anexate ale S.N.T.G.N. Transgaz S.A. ("Societatea"), cu sediul social în Mediaș, Piața Constantin I. Motas, nr. 1, identificată prin codul unic de înregistrare fiscală RO13068733, care cuprind situația poziției financiare la data de 31 decembrie 2020 și situația rezultatului global, situația modificărilor capitalurilor proprii și situația fluxurilor de trezorerie aferente exercițiului încheiat la această dată, precum și un sumar al politicilor contabile semnificative și notele explicative ("situațiile financiare").
• 1. Situațiile financiare la 31 decembrie 2020 se identifică astfel:

	Activ net/Total capitaluri proprii:	3.746.268.557lei
	Profitul net al exercițiului financiar:	165.224.316lei

1. În opinia noastră, situațiile financiare anexate prezintă fidel, sub toate aspectele semnificative poziția financiară a Societății la data de 31 decembrie 2020, și performanța sa financiară și fluxurile sale de trezorerie aferente exercițiului încheiat la data respectivă, în conformitate Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările ulterioare.

Baza pentru opinie

1. Am desfășurat auditul nostru în conformitate cu Standardele Internaționale de Audit ("ISA"), Regulamentul UE nr. 537 al Parlamentului și al Consiliului European (în cele ce urmează "Regulamentul") și Legea nr. 162/2017 ("Legea''). Responsabilitățile noastre în baza acestor standarde sunt descrise detaliat în secțiunea Responsabilitățile auditorului într-un audit al situațiilor financiare din raportul nostru. Suntem independenți față de Societate, conform Codului Etic al Profesioniștilor Contabili emis de Consiliul pentru Standarde Internaționale de Etică pentru Contabili (Codul IESBA), conform cerințelor etice relevante pentru auditul situațiilor financiare în România și ne-am îndeplinit celelalte responsabilități, conform acestor cerințe. Credem că probele de audit pe care le-am obținut sunt suficiente şi adecvate pentru a furniza o bază pentru opinia noastră.

Evidențierea unor aspecte

1. Atragem atenția asupra Notei 30 din situațiile financiare care descrierea litigiile referitoare la prin care un utilizator de rețea solicită anularea hotărârii ANRE din anul 2017 privind interpretarea și aplicarea prevederilor art. 99 din Codul rețelei. Deși conducerea Societății este optimistă în privința șanselor de câștig la ICCJ, instanța poate menține decizia nefavorabilă emisă de Curții de Apel. Societatea nu a constituit un provizion pentru litigii pentru că a considerat că probabilitatea și impactul unei astfel de decizii au un grad ridicat de incertitudine. Opinia noastră nu este modificată cu privire la acest aspect.

Aspectele cheie de audit

1. Aspectele cheie de audit sunt acele aspecte care, în baza raționamentului nostru profesional, au avut cea mai mare importanță pentru auditul situațiilor financiare din perioada curentă. Aceste aspecte

au fost abordate în contextul auditului situațiilor financiare în ansamblu și în formarea opiniei noastre asupra acestora și nu oferim o opinie separată cu privire la aceste aspecte.

Aspect Cheie de audit	Modul de abordare in cadrul auditului:
Aplicarea IFRIC 12
IFRIC 12 "Angajamente de concesiune a serviciilor", deși nu este un standard de contabilitate propriu-zis, este o interpretare care implică foarte multe raționamente profesionale, mai ales în contextul legislativ românesc. Conform IFRIC 12, în schimbul lucrărilor de construcții (modernizare/extindere) efectuate asupra infrastructurii (SNTG), Transgaz poate primi în contrapartidă un bun necorporal, un activ financiar sau o combinație dintre cele două. Acordul de concesiune a serviciilor (ACS) a fost încheiat de Transgaz în anul 2002 pentru o perioadă de 30 de ani iar IFRIC 12 a fost aplicabil începând cu 2010. Legea 127/2014, intrată în vigoare din 5 octombrie 2014, menționează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiția efectuată de către operatorul SNTG 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. Conform ultimei metodologii de stabilire a tarifelor reglementate ANRE aprobată prin Ordinul 41/2016, Transgaz a obținut dreptul de a ajusta la inflație valoarea rămasă reglementata ceea ce a determinat si ajustarea creanței reglementate. Transgaz prezintă detalii referitoare la IFRIC 12 precum și impactul Ordinului 41/2019 in Nota 3.5 "Imobilizări necorporale" si Nota 12 "Creanțe comerciale si alte creanțe".	Procedurile noastre specifice au vizat în primul rând analiza acordului de concesiune a serviciilor încheiat în anul 2002, precum și a legislației specifice care completează prevederile contractuale (în special Legea 127/2014). A fost revizuită rezonabilitatea aplicării modelului bifurcat în contextul aplicării pentru prima oară a IFRS 15, respectiv retratarea informațiilor comparative. Au fost revizuite criteriile de recunoaștere ale activului financiar precum și metoda de evaluare a creanței pe termen lung menționată la Nota 5.4 (algoritmul de stabilire a valorii rămase reglementată, rata de actualizare utilizată). A fost examinat si modul de prezentare a informațiilor în situațiile financiare, conform cerințelor IFRIC 12. A fost revizuita conformitatea cu IFRS a politicii contabile aplicată de conducerea Transgaz în situația modificării fluxurilor de trezorerie aferente activelor financiare recunoscute la costul amortizat. Au avut loc consultări cu managementul Societății și Comitetul de Audit.
Recuperabilitatea valorii contabile a bunurilor de retur și a celor proprii
Conform IFRS activele corporale si necorporale trebuie testate pentru depreciere, atunci când faptele și circumstanțele sugerează că valoarea contabilă a unui astfel de activ ar putea depăși valoarea lui recuperabilă. Conducerea trebuie să efectueze raționamente și estimări semnificative atunci când analizează valoarea contabilă, pentru a determina dacă există o depreciere la finalul anului și a cuantifica o astfel de depreciere. Așa după cum rezultă și din Nota 8 "Imobilizări necorporale" din situațiile financiare, la 31.12.2020	Activitatea noastră de audit a inclus, printre altele, următoarele proceduri specifice: • Discuții cu membrii conducerii despre stadiul celor mai mari proiecte de investiții; • Analiza realizărilor efective versus buget pentru ultimele exerciții financiare încheiate, precum și a capacității Transgaz de a finanța
valoarea bunurilor de retur înregistrate ca active necorporale era semnificativă, respectiv 2.874.958.000 lei. Întrucât o mare parte din valoarea acestor active se	investițiile planificate.

Aspect Cheie de audit	Modul de abordare in cadrul auditului:
va recupera prin utilizare pe durata acordului de concesiune, care expiră în 2032, Societatea realizează periodic o testare de depreciere a acestora ca un tot unitar.	• Evaluarea ipotezelor-cheie și a metodologiilor aplicate de Societate, precum și senzitivitatea rezultatului la posibilele variații ale acestora;
Această testare este importantă pentru auditul nostru deoarece procesul de evaluare este complex, implică raționamente profesionale semnificative din partea conducerii și se bazează pe ipoteze care sunt afectate și de legislația aflată în permanent în schimbare	• Verificarea gradului de adecvare a informațiilor cuprinse in situațiile financiare. • Bunurile care nu fac parte din SNTG au
	fost testate separat, pe baza fluxurilor de numerar specifice.
Datorii contingente și provizioane
Așa după cum este prezentat în Nota 30 "Contingențe, Angajamente si Riscuri Operaționale", Societatea este implicată în diferite litigii și dispute unele dinte ele cu un impact potențial major in contextul în care se vor materializa. Aceste aspecte sunt importante în contextul auditului nostru datorită incertitudinilor inerente cu privire la rezultatul final al acestora, complexitatea spețelor și raționamentul semnificativ aplicat de conducere în estimarea rezultatului final al evaluării și al expunerii. În funcție de aceste estimări (în special de probabilitatea de realizare), Societatea poate decide înregistrarea în situațiile financiare a unor datorii, provizioane sau datorii contingente. Datorită importanței și complexității acestor litigii, posibilele rezultate nefavorabile ale acestora ar putea avea un impact major asupra performanței financiare și poziției bilanțiere a Societății.	Activitatea noastră de audit a inclus, printre altele, următoarele proceduri specifice: • Obținerea de confirmări de la avocați externi ai Societății care oferă asistență cu privire la aceste litigii. • Examinarea proceselor verbale ale Consiliului de Administrație și participarea la întâlniri cu conducerea pentru a discuta și înțelege evoluția și stadiul procedurilor legale inițiate pentru fiecare caz semnificativ. • Am evaluat, de asemenea, politicile și estimările contabile ale conducerii pentru a ne asigura că ele sunt corelate cu opiniile avocaților interni și externi, precum și reprezentările incluse în situațiile financiare cu privire la datorii, provizioane și datorii contingente. • Evaluarea gradului de adecvare a informațiilor prezentate in situațiile financiare

Alte informații – Raportul consolidat al administratorilor

1. Administratorii sunt responsabili pentru întocmirea și prezentarea altor informații. Acele alte informații cuprind Raportului administratorilor, care include și declarația nefinanciară, dar nu cuprind situațiile financiare și raportul auditorului cu privire la acestea.

Opinia noastră cu privire la situațiile financiare nu acoperă și aceste alte informații și, cu excepția cazului în care se menționează explicit în raportul nostru, nu exprimăm niciun fel de concluzie de asigurare cu privire la acestea.

În legătura cu auditul situațiilor financiare pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2020, responsabilitatea noastră este să citim acele alte informații și, în acest demers, să apreciem dacă acele alte informații sunt semnificativ inconsecvente cu situațiile financiare sau cu cunoștințele pe care noi le-am dobândit în timpul auditului, sau dacă ele par a fi denaturate semnificativ.

Tel: +40-21-319 9476 Fax: +40-21-319 9477 www.bdo.ro

Victory Business Center Str. Invingatorilor 24 Bucuresti - 3 Romania 030922

În ceea ce privește Raportul administratorilor, am citit și raportăm dacă acesta a fost întocmit, în toate aspectele semnificative, în conformitate cu art. 20 din Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană aprobate prin Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016, cu modificările ulterioare.

În baza exclusiv a activităților care trebuie desfășurate în cursul auditului situațiilor financiare, în opinia noastră:

• a) Informațiile prezentate în Raportul administratorilor pentru exercițiul financiar pentru care au fost întocmite situațiile financiare sunt în concordanță, în toate aspectele semnificative, cu situațiile financiare;
• b) Raportul Administratorilor, a fost întocmit, în toate aspectele semnificative, în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016, cu modificările ulterioare, pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările ulterioare, articolul 20.

În plus, în baza cunoștințelor și înțelegerii noastre cu privire la Societate și la mediul acesteia, dobândite în cursul auditului situațiilor financiare pentru exercițiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2020, ni se cere să raportăm dacă am identificat denaturări semnificative în Raportul administratorilor. Nu avem nimic de raportat cu privire la acest aspect.

Responsabilitățile conducerii și ale persoanelor responsabile cu guvernanța pentru situațiile financiare

1. Conducerea Societății este responsabilă pentru întocmirea situațiilor financiare care să ofere o imagine fidelă în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările ulterioare și pentru acel control intern pe care conducerea îl consideră necesar pentru a permite întocmirea de situații financiare lipsite de denaturări semnificative, cauzate fie de fraudă, fie de eroare.

În întocmirea situațiilor financiare, conducerea este responsabilă pentru evaluarea capacității Societății de a-și continua activitatea, pentru prezentarea, dacă este cazul, a aspectele referitoare la continuitatea activității și pentru utilizarea principiul continuității activității ca bază a contabilității, cu excepția cazului în care conducerea fie intenționează să lichideze Societatea sau să oprească operațiunile, fie nu are nicio altă alternativă realistă în afara acestora.

Persoanele responsabile cu guvernanța sunt responsabile pentru supravegherea procesului de raportare financiară al Societății.

Responsabilitatea auditorului într-un audit al situațiilor financiare

1. Obiectivele noastre constau în obținerea unei asigurări rezonabile privind măsura în care situațiile financiare, în ansamblu, sunt lipsite de denaturări semnificative, cauzate fie de fraudă, fie de eroare, precum și în emiterea unui raport al auditorului care include opinia noastră. Asigurarea rezonabilă reprezintă un nivel ridicat de asigurare, dar nu este o garanție a faptului că un audit desfășurat în conformitate cu ISA va detecta întotdeauna o denaturare semnificativă, dacă aceasta există. Denaturările pot fi cauzate fie de fraudă, fie de eroare și sunt considerate semnificative dacă se poate preconiza, în mod rezonabil, că acestea, individual sau cumulat, vor influenta deciziile economice ale utilizatorilor, luate în baza acestor situații financiare.

Ca parte a unui audit în conformitate cu ISA, exercităm raționamentul profesional și menținem scepticismul profesional pe parcursul auditului. De asemenea:

a) Identificăm și evaluăm riscurile de denaturare semnificativă a situațiilor financiare, cauzată fie de fraudă, fie de eroare, proiectăm și executăm proceduri de audit ca răspuns la respectivele riscuri și obținem probe de audit suficiente și adecvate pentru a furniza o bază pentru opinia noastră. Riscul de nedetectare a unei denaturări semnificative cauzată de fraudă este mai ridicat

Tel: +40-21-319 9476 Fax: +40-21-319 9477 www.bdo.ro

Victory Business Center Str. Invingatorilor 24 Bucuresti - 3 Romania 030922

decât cel de nedetectare a unei denaturări semnificative cauzată de eroare, deoarece frauda poate presupune înțelegeri secrete, fals, omisiuni intenționate, declarații false și evitarea controlului intern;

• b) Înțelegem controlul intern relevant pentru audit, în vederea proiectării de proceduri de audit adecvate circumstanțelor, dar fără a avea scopul de a exprima o opinie asupra eficacității controlului intern al Societății;
• c) Evaluăm gradul de adecvare a politicilor contabile utilizate și caracterul rezonabil al estimărilor contabile și al prezentărilor aferente realizate de către conducere;
• d) Formulăm o concluzie cu privire la gradul de adecvare a utilizării de către conducere a contabilității pe baza continuității activității și determinăm, pe baza probelor de audit obținute, dacă există o incertitudine semnificativă cu privire la evenimente sau condiții care ar putea genera îndoieli semnificative privind capacitatea Societății de a-și continua activitatea. În cazul în care concluzionăm că există o incertitudine semnificativă, trebuie să atragem atenția în raportul auditorului asupra prezentărilor aferente din situațiile financiare sau, în cazul în care aceste prezentări sunt neadecvate, să ne modificăm opinia. Concluziile noastre se bazează pe probele de audit obținute până la data raportului auditorului. Cu toate acestea, evenimente sau condiții viitoare pot determina Societatea să nu își mai desfășoare activitatea în baza principiului continuității activității;
• e) Evaluăm prezentarea, structura și conținutul general al situațiilor financiare, inclusiv al prezentărilor de informații, și măsura în care situațiile financiare reflectă tranzacțiile și evenimentele de bază într-o manieră care realizează prezentarea fidelă.

Comunicăm persoanelor responsabile cu guvernanța, printre alte aspecte, aria planificată și programarea în timp a auditului, precum și principalele constatări ale auditului, inclusiv orice deficiențe ale controlului intern pe care le identificăm pe parcursul auditului.

De asemenea, furnizăm persoanelor responsabile cu guvernanța o declarație că am respectat cerințele etice relevante privind independența și că le-am comunicat toate relațiile și alte aspecte despre care s-ar putea presupune, în mod rezonabil, că ne afectează independența și, acolo unde este cazul, măsurile de protecție aferente.

Dintre aspectele pe care le-am comunicat persoanelor însărcinate cu guvernanța, stabilim acele aspecte care au avut o mai mare importanță în cadrul auditului asupra situațiilor financiare din perioada curentă și, prin urmare, reprezintă aspecte cheie de audit. Descriem aceste aspecte în raportul nostru de audit, cu excepția cazului în care legislația sau reglementările împiedică prezentarea publică a aspectului respectiv sau a cazului în care, în circumstanțe extrem de rare, considerăm că un aspect nu ar trebui comunicat în raportul nostru deoarece se preconizează în mod rezonabil ca beneficiile interesului public să fie depășite de consecințele negative ale acestei comunicări.

Raport cu privire la alte dispoziții legale și de reglementare

1. Am fost numiți de Adunarea Generală a Acționarilor, prin hotărârea nr. 7 din data de 03.12.2018, să audităm situațiile financiare ale S.N.T.G.N. Transgaz S.A. pentru exercițiile financiare încheiate în perioada 31.12.2018 - 31.12.2022. Durata totală neîntreruptă a angajamentului nostru este de 3 ani, acoperind exercițiile financiare 2018 - 2020.

Confirmăm că:

• Opinia noastră de audit este în concordanță cu raportul suplimentar prezentat Comitetului de Audit al Societății, pe care l-am emis în aceeași dată în care am emis și acest raport. De asemenea, în desfășurarea auditului nostru, ne-am păstrat independența față de entitatea audiată;

Victory Business Center Str. Invingatorilor 24 Bucuresti - 3 Romania 030922

• Nu am furnizat pentru Societate serviciile non audit interzise, menționate la articolul 5 alineatul (1) din Regulamentul UE nr. 537/2014.

În numele

BDO Audit SRL

Înregistrat la Autoritatea pentru Supravegherea Publica a Activității de Audit Statutar cu nr. 18

Nume partener: Dan Apostol Înregistrat Autoritatea pentru Supravegherea Publica a Activității de Audit Statutar cu nr. 1671

București, România 23.03.2021

RAPORTUL AUDITORULUI INDEPENDENT

Către Acționarii S.N.T.G.N. Transgaz S.A.

Opinia

• 1. Am auditat situațiile financiare individuale anexate ale S.N.T.G.N. Transgaz S.A. ("Societatea"), cu sediul social în Mediaș, Piața Constantin I. Motas, nr. 1, identificată prin codul unic de înregistrare fiscală RO13068733, care cuprind situația poziției financiare la data de 31 decembrie 2020 și situația rezultatului global, situația modificărilor capitalurilor proprii și situația fluxurilor de trezorerie aferente exercițiului încheiat la această dată, precum și un sumar al politicilor contabile semnificative și notele explicative ("situațiile financiare").
• 1. Situațiile financiare la 31 decembrie 2020 se identifică astfel:

	Activ net/Total capitaluri proprii:	3.782.141.730 lei
	Profitul net al exercițiului financiar:	175.000.764 lei

1. În opinia noastră, situațiile financiare anexate prezintă fidel, sub toate aspectele semnificative poziția financiară a Societății la data de 31 decembrie 2020, și performanța sa financiară și fluxurile sale de trezorerie aferente exercițiului încheiat la data respectivă, în conformitate Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările ulterioare.

Baza pentru opinie

1. Am desfășurat auditul nostru în conformitate cu Standardele Internaționale de Audit ("ISA"), Regulamentul UE nr. 537 al Parlamentului și al Consiliului European (în cele ce urmează "Regulamentul") și Legea nr. 162/2017 ("Legea''). Responsabilitățile noastre în baza acestor standarde sunt descrise detaliat în secțiunea Responsabilitățile auditorului într-un audit al situațiilor financiare din raportul nostru. Suntem independenți față de Societate, conform Codului Etic al Profesioniștilor Contabili emis de Consiliul pentru Standarde Internaționale de Etică pentru Contabili (Codul IESBA), conform cerințelor etice relevante pentru auditul situațiilor financiare în România și ne-am îndeplinit celelalte responsabilități, conform acestor cerințe. Credem că probele de audit pe care le-am obținut sunt suficiente şi adecvate pentru a furniza o bază pentru opinia noastră.

Evidențierea unor aspecte

1. Atragem atenția asupra Notei 30 din situațiile financiare care descrierea litigiile referitoare la prin care un utilizator de rețea solicită anularea hotărârii ANRE din anul 2017 privind interpretarea și aplicarea prevederilor art. 99 din Codul rețelei. Deși conducerea Societății este optimistă în privința șanselor de câștig la ICCJ, instanța poate menține decizia nefavorabilă emisă de Curții de Apel. Societatea nu a constituit un provizion pentru litigii pentru că a considerat că probabilitatea și impactul unei astfel de decizii au un grad ridicat de incertitudine. Opinia noastră nu este modificata cu privire la acest aspect.

Aspectele cheie de audit

1. Aspectele cheie de audit sunt acele aspecte care, în baza raționamentului nostru profesional, au avut cea mai mare importanță pentru auditul situațiilor financiare din perioada curentă. Aceste aspecte au fost abordate în contextul auditului situațiilor financiare în ansamblu și în formarea opiniei noastre asupra acestora și nu oferim o opinie separată cu privire la aceste aspecte.

Aspect Cheie de audit	Modul de abordare in cadrul auditului:
Aplicarea IFRIC 12
IFRIC 12 "Angajamente de concesiune a serviciilor", deși nu este un standard de contabilitate propriu-zis, este o interpretare care implică foarte multe raționamente profesionale, mai ales în contextul legislativ românesc. Conform IFRIC 12, în schimbul lucrărilor de construcții (modernizare/extindere) efectuate asupra infrastructurii (SNTG), Transgaz poate primi în contrapartidă un bun necorporal, un activ financiar sau o combinație dintre cele două. Acordul de concesiune a serviciilor (ACS) a fost încheiat de Transgaz în anul 2002 pentru o perioadă de 30 de ani iar IFRIC 12 a fost aplicabil începând cu 2010. Legea 127/2014, intrată în vigoare din 5 octombrie 2014, menționează că în cazul încetării contractului de concesiune din orice motiv, sau la terminarea contractului, investiția efectuată de către operatorul SNTG 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. Conform ultimei metodologii de stabilire a tarifelor reglementate ANRE aprobată prin Ordinul 41/2016, Transgaz a obținut dreptul de a ajusta la inflație valoarea rămasă reglementata ceea ce a determinat si ajustarea creanței reglementate. Transgaz prezintă detalii referitoare la IFRIC 12 precum și impactul Ordinului 41/2019 in Nota 3.5 "Imobilizări necorporale" si Nota 12 "Creanțe comerciale si alte creanțe".	Procedurile noastre specifice au vizat în primul rând analiza acordului de concesiune a serviciilor încheiat în anul 2002, precum și a legislației specifice care completează prevederile contractuale (în special Legea 127/2014). A fost revizuită rezonabilitatea aplicării modelului bifurcat în contextul aplicării pentru prima oară a IFRS 15, respectiv retratarea informațiilor comparative. Au fost revizuite criteriile de recunoaștere ale activului financiar precum și metoda de evaluare a creanței pe termen lung menționată la Nota 5.4 (algoritmul de stabilire a valorii rămase reglementată, rata de actualizare utilizată). A fost examinat si modul de prezentare a informațiilor în situațiile financiare, conform cerințelor IFRIC 12. A fost revizuita conformitatea cu IFRS a politicii contabile aplicată de conducerea Transgaz în situația modificării fluxurilor de trezorerie aferente activelor financiare recunoscute la costul amortizat. Au avut loc consultări cu managementul Societății și Comitetul de Audit.
Recuperabilitatea valorii contabile a bunurilor de retur și a celor proprii
Conform IFRS activele corporale si necorporale trebuie testate pentru depreciere, atunci când faptele și circumstanțele sugerează că valoarea contabilă a unui astfel de activ ar putea depăși valoarea lui recuperabilă. Conducerea trebuie să efectueze raționamente și estimări semnificative atunci când analizează valoarea contabilă, pentru a determina dacă există o depreciere la finalul anului și a cuantifica o astfel de depreciere Așa după cum rezultă și din Nota 8 "Imobilizări necorporale" din situațiile financiare, la 31.12.2020 valoarea bunurilor de retur înregistrate ca active necorporale era semnificativă, 2.874.958.000 lei. Întrucât o mare parte din valoarea acestor active se va recupera prin utilizare pe durata acordului de concesiune, care expiră în 2032, Societatea realizează periodic o testare de depreciere a acestora ca un tot unitar.	Activitatea noastră de audit a inclus, printre altele, următoarele proceduri specifice: • Discuții cu membrii conducerii despre stadiul celor mai mari proiecte de investiții; • Analiza realizărilor efective versus buget pentru ultimele exerciții financiare încheiate, precum și a capacității Transgaz de a finanța investițiile planificate. • Evaluarea ipotezelor-cheie și a metodologiilor aplicate de Societate, precum și senzitivitatea rezultatului la posibilele variații ale acestora; • Verificarea gradului de adecvare a informațiilor cuprinse in situațiile financiare.

Aspect Cheie de audit	Modul de abordare in cadrul auditului:
Această testare este importantă pentru auditul nostru deoarece procesul de evaluare este complex, implică raționamente profesionale semnificative din partea conducerii și se bazează pe ipoteze care sunt afectate și de legislația aflată în permanent în schimbare	• Bunurile care nu fac parte din SNTG au fost testate separat, pe baza fluxurilor de numerar specifice.
Valoarea recuperabila a investiției in filiala Eurotransgaz din Republica Moldova
Așa după cum rezultă din Nota 10 "Imobilizări financiare" conducerea Societății a efectuat o evaluare a recuperabilității valorii investiției realizate în Eurotransgaz Moldova și indirect in Vestomoldtransgaz, apelând la un evaluator independent. Pentru evaluarea participației au fost utilizat două abordări: abordarea prin venit, bazată pe fluxurile de numerar actualizate și abordarea prin active, care urmărește evaluarea activului net corectat. Modelul fluxurilor de numerar actualizate necesită, cu precădere, utilizarea unor raționamente profesionale și estimări semnificative, în principal cu privire la veniturile prognozate (având la baza metodologia specifică de determinare a venitului reglementat în Republica Moldova), rata de actualizare (RRR), valoarea reziduală. Acest aspect este considerat cheie datorită complexității estimărilor și raționamentelor utilizate în evaluăre, dar și a valorii semnificative a participației.	Activitatea noastră de audit a inclus, printre altele, următoarele proceduri specifice: • Obținerea evaluării realizate pentru testarea deprecierii participației; • Analiza rezonabilității estimărilor efectuate si ipotezelor utilizate; • Adecvarea metodelor utilizate cu activitatea societăților. • Evaluarea gradului de adecvare a informațiilor cuprinse in situațiile financiare.
Datorii contingente și provizioane
Așa după cum este prezentat în Nota 30 "Contingențe, Angajamente si Riscuri Operaționale", Societatea este implicată în diferite litigii și dispute unele dinte ele cu un impact potențial major in contextul în care se vor materializa. Aceste aspecte sunt importante în contextul auditului nostru datorită incertitudinilor inerente cu privire la rezultatul final al acestora, complexitatea spețelor și raționamentul semnificativ aplicat de conducere în estimarea rezultatului final al evaluării și al expunerii. În funcție de aceste estimări (în special de probabilitatea de realizare), Societatea poate decide înregistrarea în situațiile financiare a unor datorii, provizioane sau datorii contingente. Datorită importanței și complexității acestor litigii, posibilele rezultate nefavorabile ale acestora ar putea avea un impact major asupra performanței financiare și poziției bilanțiere a Societății.	Activitatea noastră de audit a inclus, printre altele, următoarele proceduri specifice: • Obținerea de confirmări de la avocați externi ai Societății care oferă asistență cu privire la aceste litigii. • Examinarea proceselor verbale ale Consiliului de Administrație și participarea la întâlniri cu conducerea pentru a discuta și înțelege evoluția și stadiul procedurilor legale inițiate pentru fiecare caz semnificativ. • Am evaluat, de asemenea, politicile și estimările contabile ale conducerii pentru a ne asigura că ele sunt corelate cu opiniile avocaților interni și externi, precum și reprezentările incluse în situațiile financiare cu privire la datorii, provizioane și datorii contingente. • Evaluarea gradului de adecvare a informațiilor prezentate in situațiile financiare

Alte informații – Raportul administratorilor

1. Administratorii sunt responsabili pentru întocmirea și prezentarea altor informații. Acele alte informații cuprind Raportului administratorilor, care include și declarația nefinanciară, dar nu cuprind situațiile financiare și raportul auditorului cu privire la acestea.

Opinia noastră cu privire la situațiile financiare nu acoperă și aceste alte informații și, cu excepția cazului în care se menționează explicit în raportul nostru, nu exprimăm niciun fel de concluzie de asigurare cu privire la acestea.

În legătura cu auditul situațiilor financiare pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2020, responsabilitatea noastră este să citim acele alte informații și, în acest demers, să apreciem dacă acele alte informații sunt semnificativ inconsecvente cu situațiile financiare sau cu cunoștințele pe care noi le-am dobândit în timpul auditului, sau dacă ele par a fi denaturate semnificativ.

În ceea ce privește Raportul administratorilor, am citit și raportăm dacă acesta a fost întocmit, în toate aspectele semnificative, în conformitate cu art. 20 din Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană aprobate prin Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016, cu modificările ulterioare.

În baza exclusiv a activităților care trebuie desfășurate în cursul auditului situațiilor financiare, în opinia noastră:

• a) Informațiile prezentate în Raportul administratorilor pentru exercițiul financiar pentru care au fost întocmite situațiile financiare sunt în concordanță, în toate aspectele semnificative, cu situațiile financiare;
• b) Raportul Administratorilor, a fost întocmit, în toate aspectele semnificative, în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016, cu modificările ulterioare, pentru aprobarea Reglementarilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările ulterioare, articolul 20.

În plus, în baza cunoștințelor și înțelegerii noastre cu privire la Societate și la mediul acesteia, dobândite în cursul auditului situațiilor financiare pentru exercițiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2020, ni se cere să raportăm dacă am identificat denaturări semnificative în Raportul administratorilor. Nu avem nimic de raportat cu privire la acest aspect.

Responsabilitățile conducerii și ale persoanelor responsabile cu guvernanța pentru situațiile financiare

1. Conducerea Societății este responsabilă pentru întocmirea situațiilor financiare care să ofere o imagine fidelă în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificările ulterioare și pentru acel control intern pe care conducerea îl consideră necesar pentru a permite întocmirea de situații financiare lipsite de denaturări semnificative, cauzate fie de fraudă, fie de eroare.

În întocmirea situațiilor financiare, conducerea este responsabilă pentru evaluarea capacității Societății de a-și continua activitatea, pentru prezentarea, dacă este cazul, a aspectele referitoare la continuitatea activității și pentru utilizarea principiul continuității activității ca bază a contabilității, cu excepția cazului în care conducerea fie intenționează să lichideze Societatea sau să oprească operațiunile, fie nu are nicio altă alternativă realistă în afara acestora.

Persoanele responsabile cu guvernanța sunt responsabile pentru supravegherea procesului de raportare financiară al Societății.

Victory Business Center Str. Invingatorilor 24 Bucuresti - 3 Romania 030922

Responsabilitatea auditorului într-un audit al situațiilor financiare

1. Obiectivele noastre constau în obținerea unei asigurări rezonabile privind măsura în care situațiile financiare, în ansamblu, sunt lipsite de denaturări semnificative, cauzate fie de fraudă, fie de eroare, precum și în emiterea unui raport al auditorului care include opinia noastră. Asigurarea rezonabilă reprezintă un nivel ridicat de asigurare, dar nu este o garanție a faptului că un audit desfășurat în conformitate cu ISA va detecta întotdeauna o denaturare semnificativă, dacă aceasta există. Denaturările pot fi cauzate fie de fraudă, fie de eroare și sunt considerate semnificative dacă se poate preconiza, în mod rezonabil, că acestea, individual sau cumulat, vor influenta deciziile economice ale utilizatorilor, luate în baza acestor situații financiare.

Ca parte a unui audit în conformitate cu ISA, exercităm raționamentul profesional și menținem scepticismul profesional pe parcursul auditului. De asemenea:

• a) Identificăm și evaluăm riscurile de denaturare semnificativă a situațiilor financiare, cauzată fie de fraudă, fie de eroare, proiectăm și executăm proceduri de audit ca răspuns la respectivele riscuri și obținem probe de audit suficiente și adecvate pentru a furniza o bază pentru opinia noastră. Riscul de nedetectare a unei denaturări semnificative cauzată de fraudă este mai ridicat decât cel de nedetectare a unei denaturări semnificative cauzată de eroare, deoarece frauda poate presupune înțelegeri secrete, fals, omisiuni intenționate, declarații false și evitarea controlului intern;
• b) Înțelegem controlul intern relevant pentru audit, în vederea proiectării de proceduri de audit adecvate circumstanțelor, dar fără a avea scopul de a exprima o opinie asupra eficacității controlului intern al Societății;
• c) Evaluăm gradul de adecvare a politicilor contabile utilizate și caracterul rezonabil al estimărilor contabile și al prezentărilor aferente realizate de către conducere;
• d) Formulăm o concluzie cu privire la gradul de adecvare a utilizării de către conducere a contabilității pe baza continuității activității și determinăm, pe baza probelor de audit obținute, dacă există o incertitudine semnificativă cu privire la evenimente sau condiții care ar putea genera îndoieli semnificative privind capacitatea Societății de a-și continua activitatea. În cazul în care concluzionăm că există o incertitudine semnificativă, trebuie să atragem atenția în raportul auditorului asupra prezentărilor aferente din situațiile financiare sau, în cazul în care aceste prezentări sunt neadecvate, să ne modificăm opinia. Concluziile noastre se bazează pe probele de audit obținute până la data raportului auditorului. Cu toate acestea, evenimente sau condiții viitoare pot determina Societatea să nu își mai desfășoare activitatea în baza principiului continuității activității;
• e) Evaluăm prezentarea, structura și conținutul general al situațiilor financiare, inclusiv al prezentărilor de informații, și măsura în care situațiile financiare reflectă tranzacțiile și evenimentele de bază într-o manieră care realizează prezentarea fidelă.

Comunicăm persoanelor responsabile cu guvernanța, printre alte aspecte, aria planificată și programarea în timp a auditului, precum și principalele constatări ale auditului, inclusiv orice deficiențe ale controlului intern pe care le identificăm pe parcursul auditului.

De asemenea, furnizăm persoanelor responsabile cu guvernanța o declarație că am respectat cerințele etice relevante privind independența și că le-am comunicat toate relațiile și alte aspecte despre care sar putea presupune, în mod rezonabil, că ne afectează independența și, acolo unde este cazul, măsurile de protecție aferente.

Dintre aspectele pe care le-am comunicat persoanelor însărcinate cu guvernanța, stabilim acele aspecte care au avut o mai mare importanță în cadrul auditului asupra situațiilor financiare din perioada curentă și, prin urmare, reprezintă aspecte cheie de audit. Descriem aceste aspecte în raportul nostru de audit, cu excepția cazului în care legislația sau reglementările împiedică prezentarea publică a aspectului respectiv sau a cazului în care, în circumstanțe extrem de rare, considerăm că un aspect nu ar trebui comunicat în raportul nostru deoarece se preconizează în mod rezonabil ca beneficiile interesului public să fie depășite de consecințele negative ale acestei comunicări.

Victory Business Center Str. Invingatorilor 24 Bucuresti - 3 Romania 030922

Raport cu privire la alte dispoziții legale și de reglementare

1. Am fost numiți de Adunarea Generală a Acționarilor, prin hotărârea nr. 7 din data de 03.12.2018, să audităm situațiile financiare ale S.N.T.G.N. Transgaz S.A. pentru exercițiile financiare încheiate în perioada 31.12.2018 - 31.12.2022. Durata totală neîntreruptă a angajamentului nostru este de 3 ani, acoperind exercițiile financiare 2018 -2020.

Confirmăm că:

• Opinia noastră de audit este în concordanță cu raportul suplimentar prezentat Comitetului de Audit al Societății, pe care l-am emis în aceeași dată în care am emis și acest raport. De asemenea, în desfășurarea auditului nostru, ne-am păstrat independența față de entitatea audiată;
• Nu am furnizat pentru Societate serviciile non audit interzise, menționate la articolul 5 alineatul (1) din Regulamentul UE nr. 537/2014.

În numele

BDO Audit SRL

Înregistrat la Autoritatea pentru Supravegherea Publica a Activității de Audit Statutar cu nr. 18

Nume partener: Dan Apostol Înregistrat Autoritatea pentru Supravegherea Publica a Activității de Audit Statutar cu nr. 1671

București, România 23.03.2021

DECLARATIA

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 și operațiuni de piață, declarăm următoarele:

• după cunoștințele noastre, situația financiar-contabilă anuală consolidată la 31 decembrie 2020, 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 execu

Văduva Petru Ion - Administrator neexecutiv

Iliescu Bogdan George - Administrator neexecutiv

Minea Nicolae - Administrator neexecutiv

Nr. 21745 /22.03.2021

DECLARAȚIA

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 și operațiuni de piață, declarăm următoarele:

• după cunoștințele noastre, situația financiar-contabilă anuală individuală la 31 decembrie 2020, 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

Văduva Petru Ion - Administrator neexecutiv

Iliescu Bogdan George - Administrator neexecutiv

Minea Nicolae - Administrator neexecutiv