H O T Ă R Â R E
cu privire la aprobarea Regulilor pieţei energiei electrice
nr. 283/2020 din 07.08.2020
Monitorul Oficial nr.247-257/882 din 02.10.2020
* * *
|
ÎNREGISTRAT: Ministerul Justiţiei al Republicii Moldova nr.1590 din 28.09.2020 Ministru___________ Fadei Nagacevschi |
În temeiul art.7 alin.(3) lit.a) din Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2016, nr.193-203, art.413), Consiliul de Administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică
HOTĂRĂŞTE:
1. Se aprobă Regulile pieţei energiei electrice (se anexează).
2. Se abrogă Regulile pieţei energiei electrice, aprobate prin Hotărârea Consiliului de Administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.212/2015 din 9 octombrie 2015 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2015, nr.332-339, art.2405), înregistrate la Ministerul Justiţiei cu nr.1081 din 1 decembrie 2015.
3. Prevederile pct.1 şi 2 intră în vigoare din 1 iunie 2022, cu excepţia anexei la Regulile pieţei energiei electrice, care intră în vigoare din 1 ianuarie 2021.
[Pct.3 modificat prin Hot. ANRE nr.232 din 29.04.2022, în vigoare 29.04.2022]
[Pct.3 modificat prin Hot. ANRE nr.111 din 18.03.2022, în vigoare 01.04.2022]
[Pct.3 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
[Pct.3 modificat prin Hot. ANRE nr.478 din 29.10.2021, în vigoare 26.11.2021]
4. În termen de 6 luni din data publicării prezentei hotărâri, Î.S. „Moldelectrica”, în calitate de operator al sistemului de transport va elabora şi transmite spre avizare Agenţiei:
1) proiectul de modificare a Codului reţelelor electrice;
2) cerinţele de înregistrare ca participant la piaţa de echilibrare a energiei;
3) contractul cadru de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare;
4) procedura privind elaborarea, transmiterea şi validarea ofertelor zilnice pentru energia electrică de echilibrare;
5) contractul cadru de echilibrare;
6) cerinţele privind înregistrarea în calitate de parte responsabilă de echilibrare;
7) procedura pentru determinarea energiei electrice de echilibrare livrate.
5. Până la intrarea în vigoare a pct.1 şi 2, toţi participanţii la piaţa angro de energie electrică sunt obligaţi să încheie cu operatorul sistemului de transport contracte de echilibrare.
6. Pentru primii doi ani în care se va aplica procedura de procurare a energiei electrice, inclusă în anexa la Regulile pieţei energiei electrice, procesul de licitaţie poate fi monitorizat de către Secretariatul Comunităţii Energetice prin desemnarea unuia sau mai multor reprezentanţi în acest sens. În acest scop şi sub rezerva unor cerinţe stricte de confidenţialitate cu privire la datele sensibile din punct de vedere comercial, reprezentanţii Secretariatului au dreptul să solicite de la participanţii implicaţi în procesul de procurare a energiei electrice orice informaţii în legătură cu punerea în aplicare a procedurilor de achiziţii.
7. În cazul existenţei unor neînţelegeri cu privire la interpretarea procedurii de procurare a energiei electrice, Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică va consulta opinia Secretariatului Comunităţii Energetice.
8. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina subdiviziunilor Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică.
| DIRECTOR GENERAL | Veaceslav UNTILA
|
| DIRECTORI | Octavian CALMÎC |
| Eugen CARPOV | |
| Ştefan CREANGĂ | |
| Violina ŞPAC
| |
| Nr.283/2020. Chişinău, 7 august 2020. |
Aprobate
prin Hotărârea Consiliului
de administraţie al ANRE
nr.283/2020 din 7 august 2020
REGULILE PIEŢEI ENERGIEI ELECTRICE
TITLUL I
PREVEDERI GENERALE
1. Regulile pieţei energiei electrice stabilesc principiile, regulile şi mecanismele referitoare la formarea preţurilor şi relaţiile comerciale pe piaţa angro de energie electrică între participanţii la piaţă de energie electrică, reglementează termenele şi condiţiile de organizare şi funcţionare a pieţei energiei electrice, inclusiv piaţa contractelor bilaterale de energie electrică, piaţa energiei electrice pentru ziua următoare, piaţa energiei electrice pe parcursul zilei, piaţa energiei electrice de echilibrare şi piaţa serviciilor de sistem, drepturile şi obligaţiile producătorilor de energie electrică, furnizorilor de energie electrică, operatorilor sistemelor de distribuţie, precum şi a operatorului pieţei de energie electrică, a operatorului sistemului de transport privind gestionarea pieţelor menţionate.
2. Operatorul pieţei energiei electrice (în continuare – OPEE) este responsabil de organizarea şi gestionarea pieţei zilei următoare (în continuare – PZU) şi a pieţei pe parcursul zilei (în continuare – PPZ), precum şi de înregistrarea contractelor bilaterale încheiate de participanţii la piaţa energiei electrice, în conformitate cu prezentele Reguli. OPEE înregistrează contractele bilaterale încheiate de participanţii la piaţa energiei electrice, indiferent de clauzele contractuale prevăzute de acestea.
[Pct.2 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
3. Participanţii la piaţa contractelor bilaterale, la PZU şi la PPZ au obligaţia să plătească OPEE contravaloarea serviciului de operare a pieţei energiei electrice, conform tarifului aprobat de Agenţie. În acest sens OPEE emite facturi lunare participanţilor la piaţa energiei electrice pentru contravaloarea serviciilor prestate.
4. Operatorul sistemului de transport (în continuare – OST) este responsabil de organizarea şi gestionarea pieţei energiei electrice de echilibrare şi a pieţei serviciilor de sistem, în conformitate cu prezentele Reguli.
5. Este interzisă participarea OPEE, OST şi operatorilor sistemelor de distribuţie la piaţa energiei electrice în scopul obţinerii profitului din activitatea comercială. Participarea OPEE, OST şi operatorilor sistemelor de distribuţie (în continuare – OSD) la piaţa energiei electrice este limitată şi realizată doar în conformitate cu Regulile date.
6. OST şi OSD achiziţionează pe piaţa energiei electrice doar energia electrică necesară acoperirii consumului tehnologic şi a pierderilor de energie electrică în reţelele electrice pe care le operează.
7. Furnizorul central de energie electrică (în continuare – FCEE) procură energia electrică produsă de centralele electrice de termoficare urbane şi centralele eligibile care produc din surse regenerabile de energie semnând contracte bilaterale cu fiecare producător. FCEE procură de la centralele electrice de termoficare urbane energia electrică produsă doar în regim de cogenerare, care corespunde curbei de sarcină termică.
8. Producătorii care deţin centrale electrice de termoficare urbane pot vinde energia electrică produsă în alt regim decât cel de cogenerare, pe piaţa contractelor bilaterale, PZU, PPZ sau pe piaţa energiei electrice de echilibrare.
[Pct.8 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
9. Energia electrică procurată de FCEE este revândută furnizorilor pe piaţa contractelor bilaterale la preţurile reglementate aprobate de Agenţie şi în baza cotelor stabilite conform prevederilor prezentelor Reguli.
10. Pentru a participa la piaţa angro de energie electrică întreprinderea electroenergetică este obligată să semneze cu OST contract de echilibrare.
11. Orice întreprindere electroenergetică, căreia i-a fost eliberată de către Agenţie o licenţă pentru producerea energiei electrice, pentru distribuţia energiei electrice, pentru furnizarea energiei electrice este obligată să se adreseze la OST, în timp de zece zile lucrătoare, după eliberarea licenţei respective în scopul semnării contractului de echilibrare. Pentru tranzacţionarea energiei electrice, producătorul care a pus în funcţiune o centrală electrică cu puterea electrică instalată ce nu depăşeşte 5 MW, depune la OST cererea de semnare a contractului de echilibrare. OST semnează contractul de echilibrare în termen de zece zile lucrătoare, de la data depunerii cererii, în conformitate cu procedurile OST, ţinând cont de necesitatea depunerii garanţiei financiare.
[Pct.11 completat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
12. OPEE nu înregistrează în calitate de participant la PZU şi PPZ participanţii la piaţa energiei electrice care nu deţin un contract de echilibrare semnat cu OST.
13. OPEE nu înregistrează contractele bilaterale prezentate de participanţii la piaţa de energie electrică în cazul în care aceştia nu deţin contract de echilibrare semnat cu OST.
14. Furnizorul este responsabilul grupului de echilibrare constituit din consumatorii finali cărora le furnizează energie electrică.
[Pct.14 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
15. FCEE este responsabilul grupului de echilibrare constituit din producătorii care produc energie electrică la centralele electrice de termoficare urbane şi la centralele electrice eligibile care produc din surse regenerabile de energie. FCEE va accepta cererile de transfer a responsabilităţii pentru echilibrare ale producătorilor eligibili care doresc să transfere responsabilitatea echilibrării către FCEE, după stabilirea pieţei energiei electrice pe parcursul zilei lichide.
[Pct.15 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
16. Pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu energie electrică, Regulile pieţei energiei electrice definesc regulile comerciale de achiziţionare de către OST a rezervelor de restabilire a frecvenţei şi de înlocuire a rezervelor, precum şi a altor servicii de sistem necesare pentru siguranţa şi stabilitatea sistemului electroenergetic.
17. Pentru promovarea producerii de energie electrică din surse/tehnologii considerate prioritare, respectiv din surse regenerabile şi cogenerare de înaltă eficienţă, Regulile pieţei energiei electrice prevăd reguli specifice pentru participarea la piaţă a unităţilor de producţie calificate ca producţii prioritare.
18. Pentru decontarea tranzacţiilor pe pieţele organizate de energie electrică Regulile pieţei energiei electrice prevăd cerinţe privind obligaţiile de plată/drepturile de încasare ale participanţilor pieţei energiei electrice, regulile de decontare pentru costurile/veniturile suplimentare provenite din echilibrarea sistemului precum şi regulile de decontare pentru managementul congestiilor interne.
19. Participanţii la piaţa de energie electrică au obligaţia să utilizeze piaţa contractelor bilaterale, PZU şi PPZ pentru realizarea echilibrului între obligaţiile contractuale şi funcţionarea efectivă pe piaţa de energie electrică.
20. În scopul aplicării Regulilor pieţei energiei electrice, OPEE, OST, OSD elaborează proceduri proprii pe care le supun consultării publice şi avizării de către Agenţie.
21. În scopul creşterii nivelului de lichiditate a PZU şi PPZ, Agenţia poate impune cote minime de energie electrică ce urmează a fi tranzacţionate de participanţii la piaţa energiei electrice pe PZU şi PPZ. Cotele respective sunt aprobate cu respectarea rigorilor transparenţei procesului decizional.
22. În sensul prezentelor Reguli se utilizează termenii definiţi în Legea cu privire la energie electrică, Codurile reţelelor electrice, aprobate de Agenţie, precum şi următorii termeni şi definiţii:
banca cont central – banca comercială la care OPEE are deschis contul central al PZU, al PPZ, prin care acesta îşi desfăşoară rolul de contraparte pentru tranzacţiile pe PZU, respectiv PPZ;
banca de decontare – banca comercială la care participantul la PZU, sau la PPZ şi-a deschis contul prin care se desfăşoară acţiunile de debitare directă aferente decontării tranzacţiilor pe PZU, respectiv PPZ;
banca garantă – banca comercială care emite la solicitarea clientului său, participant la PZU, sau la PPZ, o scrisoare de garanţie bancară de plată în favoarea OPEE;
caracteristici tehnice – parametrii tehnici care sunt înregistraţi la OST, în concordanţă cu Codurilor reţelelor electrice pentru a permite programarea şi dispecerizarea unităţilor de producere şi a locurilor de consum dispecerizabile;
codul ЕІС (Energy Identification Code) – un cod unic, care se acordă participantului pieţei energiei electrice pentru schimbul de date cu participanţii pieţei europene de energie electrică şi pentru accesul la platformele electronice de alocare a capacităţilor de interconexiune şi pentru schimbul transfrontalier de energie electrică;
cod de identificare pe piaţa energiei electrice de echilibrare (BM Identification Code) – cod alfanumeric alocat fiecărui participant la piaţa energiei electrice de echilibrare de către OST;
compensare – stingerea obligaţiilor de plată, egale, reciproce, între două persoane juridice, până la concurenţa obligaţiei celei mai mici;
condiţie de corelare a ofertelor – situaţia în care preţul unei oferte de cumpărare este mai mare sau cel puţin egal cu preţul unei oferte de vânzare, respectiv preţul unei oferte de vânzare este mai mic sau cel mult egal cu preţul unei oferte de cumpărare, pentru produsul standard respectiv;
confirmare de tranzacţie – raport ce poate fi accesat de către participantul la PZU sau PPZ prin intermediul sistemului de tranzacţionare administrat de OPEE, care confirma o tranzacţie pe PZU sau PPZ efectuată de acesta;
contractul de mandat privind plata prin debitare directă – document prin care participantul la PPZ sau la PZU acordă o autorizare permanentă, dar revocabilă OPEE pentru a emite instrucţiuni de debitare directă asupra contului său deschis la banca de decontare, şi băncii de decontare pentru a-i debita contul cu suma prevăzută în instrucţiunile de debitare directă;
contraparte – calitatea de vânzător/cumpărător a OPEE pe PZU şi PPZ;
costuri de pornire (Start-up Costs) – costurile necesare pentru pornirea unei unităţi de producere sau a unui loc de consum dispecerizabil, după caz;
creştere de putere (Upward Regulation) – livrarea energiei electrice de echilibrare pentru acoperirea unui deficit de producţie în sistemul electroenergetic (în continuare – SE) prin creşterea producţiei unităţilor de producere sau reducerea consumului unui loc de consum dispecerizabil;
debitare directă – modalitate de plată a unei sume de bani convenite între participantul la PZU şi/sau PPZ, şi OPEE, care constă în debitarea preautorizată a contului participantului de către banca de decontare în baza prevederilor mandatului de debitare directă, la solicitarea OPEE, respectiv creditarea corespunzătoare a contului OPEE de către banca cont central în baza angajamentului privind debitarea directă. Această modalitate de plată nu necesită autorizarea prealabilă de către participantul la PZU şi/sau PPZ a fiecărei instrucţiuni de debitare directă asupra contului său;
declaraţie de disponibilitate (Availability Declaration) – document transmis către OST, în care se specifică disponibilitatea unităţilor de producere ale respectivului producător de energie electrică într-o anumită perioadă calendaristică sau intervale de dispecerizare;
dezechilibrul unei PRE/grup de echilibrare – diferenţa dintre poziţia netă măsurată a PRE/grup de echilibrare şi poziţia netă contractuală a PRE/grup de echilibrare;
dispoziţie de dispecer (Dispatch Instruction) – comandă dată de OST, în conformitate cu prevederile Codurile reţelelor electrice şi ale Regulamentului privind dirijarea prin dispecer a sistemului electroenergetic, aprobate prin Hotărârea ANRE nr.317/2018, către unităţile de producere, locurile de consum dispecerizabile sau OSD, pentru menţinerea parametrilor normaţi ai SE şi fluxurilor cu SE ale ţărilor vecine, incluzând utilizarea serviciilor de sistem;
echipament de măsurare a energiei electrice pe interval – echipament de măsurare a energiei electrice capabil să măsoare, să stocheze şi să comunice în format electronic valorile măsurate ale cantităţilor de energie activă şi reactivă înregistrate într-un punct de măsurare, pentru fiecare interval de dispecerizare;
energie electrică disponibilă pentru echilibrare (Available Balancing Energy) – cantitatea de energie electrică de echilibrare ce poate fi pusă la dispoziţia OST de o unitate de producere sau de un loc de consum dispecerizabil într-un anumit interval de dispecerizare;
furnizor de servicii de sistem calificat – întreprindere electroenergetică ce poate furniza unul sau mai multe tipuri de servicii de sistem, calificată în acest sens de către OST, în conformitate cu prevederile Codurilor reţelelor electrice;
garanţia de validare calculată – valoarea scrisorii de garanţie bancară de plată diminuată cu obligaţiile de plată neîncasate în contul central al PZU şi cel al PPZ, faţă de care se validează ofertele de cumpărare introduse pe PZU, respectiv PPZ.
instrucţiune de debitare directă – instrucţiune de plată prin debitare directă emisă de OPEE asupra contului participantului la PZU sau PPZ deschis la banca de decontare;
interval de dispecerizare – perioadă de o oră, pentru care fiecare PRE trebuie să transmită notificări fizice, iar participanţii la piaţa energiei electrice de echilibrare – oferte zilnice şi oferte fixe conform prevederilor prezentelor Reguli;
interval de tranzacţionare (Trading Interval) – perioadă de o oră din cadrul zilei de livrare, pentru care o tranzacţie individuală poate fi încheiată pe pieţele organizate de energie electrică;
loc de consum dispecerizabil (Dispatchable Load) – loc de consum al consumatorului final la care este posibil de a reduce/creşte sarcina electrică sau de a întrerupe alimentarea cu energie electrică, prin acţiunea directă a OST, sau prin acţiunea consumatorului final, la cererea OST;
lună de livrare – termen utilizat pentru decontarea lunară a energiei electrice furnizate, respectiv a serviciilor aferente (ce trebuie să fie) livrate în luna respectivă, care includ: livrarea energiei electrice, livrarea energiei electrice de echilibrare, plata pentru dezechilibrele PRE, furnizarea serviciilor de sistem, precum şi penalităţile corespunzătoare şi realocarea costurilor şi veniturilor corespunzătoare;
marca de timp – informaţie în formă electronică ataşată în mod unic unei oferte, care certifică faptul că aceasta a fost înregistrată în sistemul informaţional la un moment de timp determinat.
menţinere în rezervă caldă – măsurile care trebuie luate pentru menţinerea unei unităţi dispecerizabile, după ce a fost pornită sau desincronizată, în stare să permită sincronizarea imediată cu sistemul electroenergetic la comanda OST;
nota de decontare zilnică – raport emis de OPEE în cadrul sistemului de tranzacţionare pentru fiecare participant în care sunt specificate, orar şi cumulat la nivel de zi de livrare, cantităţile de energie electrică tranzacţionate la vânzare/cumpărare şi valorile totale şi nete ale drepturilor de încasare/obligaţiilor de plată din activitatea pe PZU şi PPZ a participantului la piaţă;
notă de decontare lunară – raport emis de OST în care sunt specificate, toate cantităţile de energie electrică, obligaţiile de plată, respectiv drepturile finale de încasare ce trebuie să fie plătite, respectiv încasate;
notificare fizică – document care stabileşte programul de funcţionare al producţiei nete, schimburilor şi consumului de energie electrică în SE naţional, precum şi al exporturilor sau importurilor declarate;
notificare fizică aprobată – notificarea fizică aprobată de către OST conform prevederilor unei proceduri elaborate în baza prezentelor Reguli;
ofertă de energie electrică – oferta de cumpărare sau oferta de vânzare a energiei electrice introdusă de un participant pentru un singur interval de tranzacţionare al zilei de livrare, conţinând preţul şi cantitatea de energie electrică oferite;
oferte active – oferte introduse în sistemul de tranzacţionare, validate, luate în considerare în vederea încheierii tranzacţiilor;
ora de transmitere a programului – ora până la care o notificare fizică poate fi transmisă către OST în conformitate cu prevederile Titlului V ale prezentelor Reguli;
oră de închidere a pieţei energiei electrice de echilibrare – ora până la care ofertele pe piaţa energiei electrice de echilibrare (în continuare – PEE) pot fi transmise către OST;
oră de închidere a PZU – ora din ziua de tranzacţionare, care precede ziua de livrare, până la care ofertele pe PZU pot fi transmise OPEE;
ordine de merit pe piaţa de echilibrare – ordonarea perechilor preţ-cantitate din ofertele zilnice validate, stabilită şi utilizată de OST pentru determinarea perechilor preţ-cantitate care vor fi selectate pentru furnizarea energiei electrice de echilibrare, ţinând cont de ofertele fixe validate;
ore de tranzacţionare – intervalul de timp de la ora 08:00 până la ora 16:00 a fiecărei zi de tranzacţionare;
pereche preţ-cantitate – o combinaţie între un preţ şi o cantitate de energie electrică ce nu depăşeşte o cantitate specificată, indicând preţul la care un ofertant intenţionează să vândă sau să cumpere, după caz, o cantitate de energie electrică;
perioadă de achiziţie – o perioadă definită de OST pentru achiziţionarea serviciilor de sistem sau a energiei electrice pentru acoperirea consumului tehnologic în reţele electrice proprii;
perioadă de pornire – timpul necesar pentru iniţierea şi realizarea pornirii unei unităţi de producere sau a unui loc de consum dispecerizabil, după caz;
pornirea unităţii de producere – măsurile care trebuie luate pentru pregătirea unei unităţi de producere pentru a fi sincronizată cu SE;
poziţia netă contractuală a unei PRE/grup de echilibrare – diferenţă între suma schimburilor bloc notificate la livrare, exporturilor notificate, cantităţilor de energie electrică de echilibrare livrate la creştere de putere de către participanţii la piaţa energiei electrice şi respectiv suma schimburilor bloc notificate ca primite, importurilor notificate, cantităţilor de energie electrică de echilibrare la reducere de putere furnizate de către participanţii la piaţa energiei electrice pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării;
poziţia netă măsurată a unei PRE/grup de echilibrare – diferenţă între producţia netă agregată a unităţilor de producere/centralelor electrice pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării şi consumul net agregat al consumatorilor finali de energie electrică pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării;”
PRE-PZU – partea responsabilă pentru echilibrare constituită de către OPEE în vederea asumării responsabilităţii echilibrării pentru toate tranzacţiile comerciale pe PZU în care se angajează în calitate de contraparte;
PRE-PPZ – partea responsabilă pentru echilibrare constituită de către OPEE în vederea asumării responsabilităţii echilibrării pentru toate tranzacţiile comerciale pe PPZ în care se angajează în calitate de contraparte;
preţul de închidere al PZU – preţul la care sunt încheiate tranzacţiile pe PZU într-un anumit interval de tranzacţionare;
preţul pentru deficit de energie electrică – preţul unitar pe care o PRE trebuie să îl plătească OST pentru dezechilibrele negative ale respectivei PRE, determinat conform prevederilor prezentelor Reguli;
preţul pentru excedent de energie electrică – preţul unitar pe care o PRE trebuie să îl primească de la OST pentru dezechilibrele pozitive ale respectivei PRE;
proces de corelare – proces transparent de contrapunere a unei oferte de vânzare cu o ofertă de cumpărare care determină încheierea unei tranzacţii pe PPZ;
procesul de înlocuire a rezervelor – reglajul centralizat al puterilor active ale unor grupuri generatoare în scopul refacerii rezervei de reglaj pentru restabilirea manuală a frecvenţei în condiţiile prevăzute de Codurile reţelelor electrice;
procesul de restabilire automată a frecvenţei – reglaj automat centralizat al frecvenţei (puterii de schimb cu corecţia de frecvenţă) pentru aducerea frecvenţei/puterii de schimb la valorile de consemn în cel mult 15 minute;
procesul de restabilire manuală a frecvenţei – reglajul centralizat al puterilor active ale unor grupuri generatoare în scopul refacerii rezervei pentru restabilirea automată a frecvenţei care sunt calificate pentru a realiza majorarea/reducerea sarcinii în maximum 15 minute;
procesul de stabilizare a frecvenţei – reglarea automată şi rapidă (timp de pornire/mobilizare/activare mai mic de 30 sec) a puterii active a grupurilor generatoare sub acţiunea regulatoarelor de viteză proprii, în scopul menţinerii echilibrului dintre producţie şi consum de energie electrică la o frecvenţă apropiată de valoarea de consemn, asigurând securitatea reţelei electrice pe principiul solidarităţii partenerilor de producţie;
producţie netă – energia electrică ce este livrată de o unitate de producere în SE;
producţie prioritară – energia electrică produsă de centralele electrice de termoficare urbane în regim de cogenerare şi de centralele electrice eligibile care produc din surse regenerabile de energie, livrată în reţeaua electrică, conform principiului dispecerizării prioritare;
produs standard – contract definit în cadrul sistemului de tranzacţionare al OPEE având ca obiect vânzarea/cumpărarea de energie electrică într-un anumit interval de tranzacţionare al unei anumite zile de livrare;
reducere de putere (Downward Regulation) – livrarea energiei electrice de echilibrare în cazul unui excedent de producţie în SE prin reducerea producţiei unei unităţi de producere sau creşterea sarcinii electrice la locurile de consum dispecerizabile;
responsabilitatea echilibrării – responsabilitatea financiară a fiecărui participant la piaţa de energie electrică pentru dezechilibrul provocat în sistemul electroenergetic, determinat reieşind din valorile realizate şi tranzacţionate ale producţiei, consumului şi schimburilor de energie electrică, notificate către OST;
rezervă – disponibilitatea garantată pentru anumite servicii de sistem pe care operatorul sistemului de transport a contractat-o pe piaţa serviciilor de sistem conform prevederilor prezentelor Reguli;
rezervă de înlocuire – rezerva de putere asigurată de grupuri generatoare care au timp de pornire şi preluare a sarcinii mai mic de 7 ore;
rezervă pentru restabilirea automată a frecvenţei – rezerva de putere care, la abaterea frecvenţei şi/sau soldului puterii de schimb de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat într-un interval de maxim 15 minute;
rezervă pentru restabilirea manuală a frecvenţei – rezerva de putere asigurată de unităţi de producere care sunt calificate pentru a realiza sincronizarea şi majorarea/reducerea sarcinii electrice în maximum 15 minute;
rezervă pentru stabilizarea frecvenţei – rezerva de putere care, la abaterea frecvenţei de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat în 30 de secunde şi poate rămâne în funcţiune pe durată de minim 15 minute;
scală de preţ – intervalul între cel mai mic şi cel mai mare preţ în care trebuie să se situeze preţul unei oferte transmisă pe PZU, PPZ, sau PEE, după caz;
schimb de energie electrică – schimb de energie electrică între două părţi responsabile de echilibrare sau grupuri responsabile de echilibrare, rezultat din toate tranzacţiile de vânzare, respectiv cumpărare, încheiate de părţile responsabile de echilibrare sau grupurile responsabile de echilibrare respective într-un interval de dispecerizare;
scrisoare de garanţie bancară de plată – document prin care banca garantă se angajează în mod irevocabil şi necondiţionat să plătească, la solicitarea scrisă a OPEE, orice sumă până la limita maximă stabilită de către participantul la piaţă în calitate de ordonator al garanţiei;
sesiune de tranzacţionare – program de derulare a procesului de tranzacţionare în care se pot introduce, modifica, anula sau suspenda oferte pentru un produs standard şi se pot încheia tranzacţii, dacă sa îndeplinesc condiţiile de tranzacţionare;
sistemul de programare – sistem informatic stabilit şi menţinut de OST în scopul primirii, verificării şi prelucrării notificărilor fizice;
sistemul de tranzacţionare – sistemele informatice stabilite şi menţinute de OPEE în scopul administrării PZU şi respectiv PPZ;
sistemul pieţei energiei de echilibrare – sistem informatic stabilit şi menţinut de OST în scopul administrării PEE;
suspendarea unei oferte – eliminarea temporară a unei oferte de către participant al PZU sau PPZ din listă ofertelor sale active în piaţă. O ofertă suspendată poate fi reactivată de participantul la piaţă oricând în timpul sesiunii de tranzacţionare pentru produsul standard pentru care a fost introdusă;
tranzacţie – convenţie legală ferm încheiată între două părţi pentru livrarea energiei electrice şi/sau prestarea serviciilor de sistem în concordanţă cu prevederile prezentelor Reguli;
tranzacţionare prin corelare continuă – mecanism care permite încheierea tranzacţiilor pe tot parcursul sesiunii, prin includerea unei oferte noi sau modificarea unei oferte existente în sistemul de tranzacţionare al PPZ şi corelarea lor cu ofertele de sens contrar existente în sistemul respectiv de îndată ce sunt îndeplinite condiţiile de corelare;
unitate de producere – instalaţie electrică sau ansamblu de instalaţii conectat la sistemul electroenergetic destinat să transforme energia primară în energie electrică;
valoare măsurată – cantitatea de energie electrică măsurată sau altă valoare obţinută prin intermediul modalităţilor agreate de părţile implicate, considerată ca fiind măsurată pe parcursul unui interval de dispecerizare;
viteză de variaţie a sarcinii – viteza de încărcare sau de descărcare a unei unităţi de producere sau a unui loc de consum dispecerizabil, după caz, înregistrată conform prevederilor Codurilor reţelelor electrice ca parte a caracteristicilor tehnice;
zi de livrare – ziua în care energia electrică urmează a fi produsă/livrată/consumată;
zi de tranzacţionare – zi în care ofertele pot fi înregistrate şi validate în sistemul de tranzacţionare stabilite de OPEE în procedura de înregistrare şi participare la PZU şi PPZ.
[Pct.22 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.22 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.22 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
TITLUL II
REGULILE PIEŢEI CONTRACTELOR BILATERALE
Capitolul I
PREVEDERI GENERALE
23. Pe piaţa angro de energie electrică, participanţii pieţei energiei electrice sunt în drept să se angajeze voluntar în tranzacţii de vânzare-cumpărare a energiei electrice directe sau pe piaţa organizată a contractelor bilaterale, inclusiv în tranzacţii de export sau import de energie electrică, încheind contracte bilaterale, inclusiv de export sau import de energie electrică în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energie electrică şi prezentele Reguli.
[Pct.23 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
24. Energia electrică procurată de FCEE de la producătorii care produc energie electrică la centralele electrice eligibile şi la centralele electrice de termoficare urbane la funcţionarea în regim de cogenerare este vândută de către FCEE pe piaţa contractelor bilaterale furnizorilor de energie electrică conform cotelor stabilite în conformitate cu prezentele Reguli, la preţul reglementat aprobat de Agenţie.
[Pct.24 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
25. Tranzacţiile de vânzare-cumpărare a energiei electrice pe piaţa contractelor bilaterale se efectuează de către participanţii la piaţa energiei electrice prin încheierea unor contracte bilaterale cu durate determinate, care se formează ţinându-se cont de cerere şi de ofertă, ca rezultat al unor mecanisme concurenţiale sau al negocierilor.
26. În scopul implementării unor mecanisme concurenţiale, tranzacţionarea în regim concurenţial a energiei electrice de către furnizorii serviciului universal, furnizorii de ultimă opţiune şi operatorii de sistem este realizată prin licitaţii organizate în conformitate cu Procedura de procurare a energiei electrice, inclusă în Anexa nr.1 la prezentele Reguli.
[Pct.26 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.26 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
27. Procedura de procurare a energiei electrice din Anexa nr.1 la prezentele Reguli stabileşte termenele, condiţiile şi modul de achiziţionare a energiei electrice.
[Pct.27 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.27 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
28. Prin derogare de la prevederile pct.26 furnizorii serviciului universal, furnizorii de ultimă opţiune şi operatorii de sistem pot încheia contracte bilaterale cu producătorii de energie electrică din surse regenerabile care nu beneficiază de schema de sprijin conform Legii nr.10/2016 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, care dispun de centrale electrice cu puterea instalată mai mică de 5 MW, cu condiţia ca preţul de procurare a energiei electrice stabilit în contract să fie mai mic decât preţul obţinut la licitaţie. În cazul, în care nu sunt organizate licitaţii de procurare a energiei electrice conform punctelor 26, 27, furnizorii serviciului universal, furnizorii de ultimă opţiune şi operatorii de sistem pot încheia contracte bilaterale cu orice producător de energie electrică din surse regenerabile care nu beneficiază de schema de sprijin conform Legii privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, cu condiţia ca preţul de procurare a energiei electrice stabilit în contract să fie mai mic decât cel mai mic preţ de achiziţie a energiei electrice de la producătorii care generează energie electrică pe bază de combustibil fosil, de la furnizori sau din import.
[Pct.28 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
281. Furnizorii serviciului universal sunt în drept să negocieze şi să semneze contracte de vânzare-cumpărare a energiei electrice pe termen lung cu producătorii de energie electrică din surse regenerabile în următoarele condiţii, care trebuie îndeplinite cumulativ la data semnării:
a) preţul de contract este cu cel puţin 10% mai mic decât cel mai mic preţ fix stabilit în cadrul celei mai recente licitaţii organizate conform art.35 al Legii nr.10/2016, privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, pentru aceeaşi tehnologie;
b) contractul nu depăşeşte durata de 15 ani;
c) echipamentul de producere a energiei electrice utilizat nu are o dată de fabricare mai veche de 48 de luni la momentul punerii in funcţiune;
d) puterea instalată pentru fiecare loc de producere nu depăşeşte 18 MW.
[Pct.281 introdus prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
282. Puterea instalată totală pentru care se pot negocia contracte de vânzare-cumpărare este stabilită de Guvern, conform art.10 lit.e2) al Legii nr.10/2016, privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, pentru fiecare furnizor al serviciului universal proporţional cotei-părţi deţinute pe piaţă de furnizorul respectiv.
[Pct.282 introdus prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
283. Preţul contractelor de vânzare-cumpărare a energiei electrice pe termen lung cu producătorii de energie electrică din surse regenerabile poate varia, pe durata contractului, proporţional cu ajustările efectuate de Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică la preţurile fixe în vigoare la data semnării contractelor, în conformitate cu procedura stabilită la art.37 alin.(1) al Legii nr.10/2016, privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile pentru producătorii eligibili.
[Pct.283 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.283 introdus prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
29. Cu excepţia contractelor bilaterale încheiate cu FCEE, contractele bilaterale încheiate de furnizorul serviciului universal, furnizorul de ultimă opţiune, operatorul sistemului de transport şi operatorul sistemului de distribuţie se prezintă spre informare Agenţiei, în termen de 5 zile lucrătoare din momentul semnării şi cu cel puţin 15 zile înainte de expirarea contractelor precedente.
[Pct.29 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
30. Pentru realizarea contractelor de import/export şi tranzit de energie electrică părţile contractante trebuie să obţină dreptul de utilizare a capacităţii de transport pentru interconexiunile necesare, în conformitate cu prevederile Regulamentului privind accesul la reţelele electrice de transport pentru schimburile transfrontaliere şi gestionarea congestiilor în sistemul electroenergetic, aprobat de Agenţie.
31. Informaţiile privind preţurile pe piaţa angro se publică de către OPEE conform prevederilor Titlului XIII, în formă agregată şi anonimizată, fără nominalizarea participanţilor pieţei.
32. Livrarea energiei electrice pe piaţa contractelor bilaterale se consideră că a fost realizată conform tranzacţiilor validate de OPEE, în conformitate cu contractele bilaterale încheiate şi cerinţele prezentului Titlu.
Capitolul II
ÎNREGISTRAREA CONTRACTELOR BILATERALE
33. Toate contractele bilaterale de vânzare/cumpărare a energiei electrice, precum şi orice modificare a acestora trebuie înregistrate de către OPEE. Copia contractului se prezintă OPEE cu excluderea clauzelor referitoare la preţ şi plata energiei electrice. Înregistrarea de către OPEE este realizată în conformitate cu prezentul titlu, prin depunerea de către părţile semnatare a solicitărilor de înregistrare a contractului în termen de cel mult 5 zile lucrătoare din momentul semnării şi cu cel puţin 3 zile lucrătoare înainte de începerea livrărilor de energie electrică conform contractului.
[Pct.33 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
331. În sensul prezentelor Reguli, contractele pentru conversia unei surse primare de energie în energie electrică, realizarea cărora presupune producere de energie electrică se consideră contracte bilaterale de vânzare/cumpărare a energiei electrice şi se supun aceloraşi cerinţe.
[Pct.331 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
34. În scopul îndeplinirii obligaţiilor ce reies din prezentul Titlu, OPEE dezvoltă şi gestionează o platformă de înregistrare a contractelor bilaterale de vânzare/cumpărare a energiei electrice.
35. OPEE înregistrează contractele bilaterale în termen de trei zile lucrătoare din momentul depunerii solicitării de înregistrare a contractului bilateral de către toate părţile semnatare, prin completarea registrului participanţilor la piaţa contractelor bilaterale, cu condiţia ca părţile semnatare au contracte de echilibrare încheiate cu OST.
[Pct.35 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
36. Prin derogare de la prevederile pct.35 contractele bilaterale încheiate de participanţii la piaţa de energie electrică cu părţi terţe din alte ţări, sunt înregistrate de OPEE la depunerea solicitării de înregistrare a contractului de către participantul la piaţa de energie electrică din Republica Moldova, fără necesitatea solicitării părţilor terţe din alte ţări.
[Pct.36 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.36 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
37. Perioadele de livrare a energiei electrice corespunzătoare contractelor bilaterale încheiate de părţi trebuie să fie stabilite pentru fiecare interval de tranzacţionare şi zi de livrare, începând cu ora 00-00 a fiecărei zile, cu specificarea puterii şi cantităţii de energie electrică ce urmează a fi tranzacţionată.
38. OPEE nu este în drept să solicite de la părţile semnatare a unui contract bilateral garanţii financiare pentru înregistrarea contractului în registrul de evidenţă a contractelor bilaterale.
39. Atât partea care vinde energie electrică cât şi partea care procură energie electrică este obligată să transmită OPEE o notificare privind cantităţile de energie electrică ce urmează a fi vândute/cumpărate conform contractului în ziua de livrare. Cu excepţia contractelor de import/export, participanţii au posibilitatea de a transmite, modifica, anula o notificare până la orele 10-00 a zilei anterioare zilei de livrare.
[Pct.39 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.39 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
40. Pentru fiecare contract bilateral, fiecare parte semnatară transmite OPEE o notificare privind cantităţile de energie electrică ce urmează a fi livrate în ziua de livrare, specificate pentru fiecare interval de tranzacţionare. Notificarea este transmisă OPEE până la închiderea perioadei de tranzacţionare a PZU şi trebuie să conţină cel puţin următoarele:
1) Datele de identificare ale părţilor;
2) Perioadele de tranzacţionare (zi, oră);
3) Cantitatea de energie electrică tranzacţionată (livrată/consumată).
41. În cazul contractelor de import sau de export al energiei electrice informaţia este transmisă la OPEE doar de către participantul la piaţă de energie electrică titular de licenţă eliberate în condiţiile Legii cu privire la energia electrică.
[Pct.41 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.41 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
42. Validarea tranzacţiilor de export/import de către OPEE are loc prin coordonare cu OST, care, la rândul său validează tranzacţiile cu respectivii OST din ţările vecine. În acest sens, OST stabileşte procedurile necesare cu OST ale ţărilor vecine.
[Pct.421 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.421 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
43. În cazul în care cantităţile de energie electrică din notificările transmise de părţile semnatare a unui contract bilateral nu corespund, OPEE nu validează tranzacţia şi informează părţile despre neconcordanţă.
44. OPEE informează părţile privind tranzacţiile validate pentru ziua următoare în termen de o oră de la termenul limită de transmitere a notificărilor stabilit în pct.39.
45. Cu excepţia contractelor de import/export, în cazul în care notificările nu corespund, părţile semnatare au dreptul să transmită OPEE notificări corectate în termen de două ore de la termenul limită de transmitere a notificărilor stabilit în pct.39. Dacă şi după această perioadă cantităţile tranzacţionate nu corespund, OPEE nu acceptă notificările înregistrate şi informează părţile despre acest fapt. Părţile urmează să-şi ajusteze poziţia contractuală utilizând PZU şi PPZ.
[Pct.45 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
451. Pentru contractele de import/export, procesul de transmitere, modificare, validare a notificărilor va fi realizat în conformitate cu acordurile stabilite de OST de comun acord cu OST din ţările vecine.
[Pct.451 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Capitolul III
DETERMINAREA POZIŢIEI NETE A PARTICIPANTULUI LA
PIAŢA CONTRACTELOR BILATERALE
46. În termen de o oră de la închiderea perioadei de tranzacţionare a pieţei zilei următoare OPEE transmite participanţilor la piaţa energiei electrice şi OST poziţia netă contractuală a fiecărui participant aferentă tranzacţiilor încheiate pe piaţa contractelor bilaterale.
[Pct.46 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
47. OST utilizează poziţia netă contractuală a fiecărui participant în procesul de estimare a dezechilibrelor planificate ale SE.
[Pct.47 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
48. În baza notificărilor validate OPEE calculează poziţia netă contractuală a fiecărui participant la piaţa energiei electrice pentru fiecare interval de tranzacţionare al zilei de livrare ca diferenţa dintre toate tranzacţiile de vânzare a energiei electrice şi toate tranzacţiile de cumpărare a energiei electrice încheiate de participantul respectiv.
[Pct.48 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
49. Poziţia netă contractuală a unui furnizor de energie electrică care nu furnizează energie electrică consumatorilor finali pentru fiecare interval de tranzacţionare trebuie să fie egală cu zero.
[Pct.49 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
50. În cazul în care poziţia netă contractuală a unui furnizor de energie electrică care nu furnizează energie electrică consumatorilor finali într-un anumit interval de tranzacţionare este diferită de zero, furnizorul respectiv va tranzacţiona diferenţa pe PZU sau PPZ în scopul ajustării poziţiei sale nete contractuale. Dacă în urma închiderii PZU şi PPZ poziţia netă contractuală a furnizorului este negativă, acesta nu va primi careva plată pentru energia electrică pe care nu a reuşit să o tranzacţioneze. Dacă în urma închiderii PZU şi PPZ poziţia netă contractuală a participantului pieţei energiei electrice rămâne pozitivă, dezechilibrul respectiv este luat în considerare în procesul de soluţionare a dezechilibrelor.
[Pct.50 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
TITLUL III
REGULILE PIEŢEI PENTRU ZIUA URMĂTOARE
Capitolul I
PREVEDERI GENERALE PRIVIND PIAŢA PENTRU ZIUA URMĂTOARE
51. PZU este creată în condiţiile stabilite de Legea cu privire la energie electrică. PZU oferă un cadru de tranzacţionare transparent şi nediscriminatoriu cu o lichiditate mai ridicată fiind o piaţă organizată voluntară pe care se încheie tranzacţii ferme cu energie electrică activă pentru fiecare interval de tranzacţionare al zilei de livrare corespunzătoare, pe baza ofertelor transmise de participanţii la PZU.
[Pct.51 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
52. Regulile PZU creează un cadru de piaţă pentru vânzarea şi cumpărarea energiei electrice de către participanţii la piaţa angro de energie electrică în condiţii de concurenţă, transparenţă şi nediscriminare. Preţul obţinut pe PZU poate fi utilizat drept preţ de referinţă pentru alte tranzacţii pe piaţa angro în condiţiile stabilite în prezentele Reguli.
53. Ofertele şi tranzacţiile pe PZU se fac la nivel agregat pe portofoliul de vânzare/cumpărare al fiecărui participant la PZU.
54. PZU este administrată de către OPEE, acesta fiind contraparte pentru fiecare participant la PZU, în tranzacţiile încheiate pe PZU.
55. Participarea la PZU este permisă entităţilor care au fost înregistrate de OPEE ca participanţi la PZU şi au contract de echilibrare încheiat cu OST.
56. PZU cuprinde tranzacţii pentru fiecare interval de tranzacţionare al zilei de livrare. Fiecare tranzacţie corespunde unei livrări sau preluări de energie electrică la o putere constantă de-a lungul intervalului de tranzacţionare respectiv.
57. Tranzacţiile încheiate pe PZU determină o obligaţie fermă a respectivului participant la PZU de a livra energia electrică, în cazul în care tranzacţiile s-au bazat pe oferte de vânzare, sau o obligaţie de a achiziţiona energia electrică, în cazul în care tranzacţiile s-au bazat pe oferte de cumpărare.
58. Fiecare tranzacţie corespunde unei zile de livrare, unui interval de tranzacţionare şi unei zone de tranzacţionare (naţională sau de frontieră).
59. Tranzacţiile sunt finalizate prin livrarea sau preluarea energiei electrice în SE, în ziua de livrare şi în intervalul de tranzacţionare determinat.
60. Livrarea/preluarea energiei electrice se confirmă, la OST, prin transmiterea notificărilor fizice ale schimburilor de energie electrică de către PRE-PZU şi de către fiecare PRE pentru tranzacţiile încheiate pe PZU de către membrii PRE.
[Pct.60 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
61. Fiecare zi de livrare are douăzeci şi patru (24) de intervale de tranzacţionare consecutive cu o durată de o oră fiecare, cu primul interval de tranzacţionare începând cu ora 00:00 a zilei de livrare.
62. În ziua în care se efectuează trecerea de la ora de vară la ora de iarnă, pentru intervalul de tranzacţionare suplimentar rezultat (al 25-lea), respectiv intervalul dublat de tranzacţionare dintre ora 03:00, ora nouă) şi ora 04:00 se va oferta similar cu orice alt interval . În ziua în care se efectuează trecerea de la ora de iarnă la ora de vară pentru intervalul de tranzacţionare dintre ora 03:00 şi ora 04:00 nu se vor stabili tranzacţii, sistemul de tranzacţionare afişând 23 de intervale orare.
[Pct.62 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
63. PZU este creată în conformitate cu cerinţele Legii cu privire la energie electrică.
Capitolul II
PARTICIPARE LA PZU
[Capitolul II (pct.64-85) abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul III
TRANSMITEREA OFERTELOR PE PZU
Secţiunea 1
Tipuri de oferte
86. Pentru fiecare interval de tranzacţionare, un participant la PZU poate transmite o singură ofertă orară de cumpărare, o singură ofertă orară de vânzare şi/sau mai multe oferte bloc.
[Pct.86 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
87. Fiecare ofertă orară poate conţine câteva perechi preţ-cantitate. Numărul maxim de perechi preţ cantitate este stabilit de OPEE, în funcţie de posibilitatea sistemului de tranzacţionare utilizat de OPEE.
[Pct.87 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
88. Fiecare pereche preţ-cantitate a unei oferte de cumpărare defineşte preţul unitar maxim la care participantul la PZU este dispus să cumpere o cantitate de energie electrică ce nu depăşeşte cantitatea menţionată în perechea preţ-cantitate.
89. Fiecare pereche preţ-cantitate a unei oferte de vânzare defineşte preţul unitar minim la care participantul la PZU este dispus să vândă o cantitate de energie electrică ce nu depăşeşte cantitatea menţionată în perechea preţ-cantitate.
90. Oferta de vânzare sau de cumpărare transmisă de participanţii la piaţa de energie electrică care exploatează unităţi de producere, este limitată de capacitatea instalată a acestora. Informaţia privind capacitatea instalată a unităţilor de producere deţinute de participanţii la piaţă respectivi este transmisă de aceştia către OPEE în conformitate cu prevederile descrise de procedurile operaţionale.
[Pct.90 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
91. Ofertele de cumpărare şi ofertele de vânzare nu pot fi combinate într-o singură ofertă.
911. Oferta bloc de vânzare sau de cumpărare pe PZU este o combinaţie de oferte simple de vânzare sau combinaţie de oferte simple de cumpărare aferente mai multor intervale orare, a căror executare este interdependentă, şi anume, se execută toate sau nu se execută niciuna. Oferta bloc este caracterizată de o limită de preţ şi o cantitate orară.
[Pct.911 introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
912. Ofertele bloc sunt definite de numărul intervalelor orare care formează blocul. Numărul intervalelor orare ale unei oferte bloc poate fi definit în sistemul de tranzacţionare de OPEE (oferte predefinite în sistem) sau de participant.
[Pct.912 introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
92. Ofertele transmise de participanţii la PZU reprezintă angajamente ferme ale respectivilor participanţi la PZU de a vinde/cumpăra cantitatea de energie electrică specificată în ofertă.
93. Cantitatea energiei electrice este exprimată în MWh cu până la 3 zecimale după virgulă. Preţul este exprimat în monedă naţională cu până la 2 zecimale după virgulă.
Secţiunea 2
Transmiterea şi modificarea ofertelor de către participantul la PZU
94. Ofertele de vânzare şi de cumpărare a energiei electrice sunt transmise de producători, operatorii de sistem, FCEE, furnizorii de energie electrică, inclusiv furnizorii care importă energie electrică dintr-o zonă de tranzacţionare de frontieră.
95. Producătorii pot să transmită oferte de vânzare a energiei electrice pentru fiecare interval de tranzacţionare al zilei de livrare, pentru toată capacitatea disponibilă, fără:
1) cantităţile de energie electrică tranzacţionate conform contractelor bilaterale;
2) cantităţile de energie electrică corespunzătoare capacităţilor contractate sau stabilite ca rezerve conform prezentelor Reguli.
96. Un participant la PZU poate transmite oferte pentru ziua de livrare la OPEE înainte de ora de închidere a PZU, respectiv până la ora 12:00 în ziua de tranzacţionare anterioară zilei de livrare. Transmiterea ofertelor este posibilă cu maxim şase zile în avans faţă de ziua de livrare corespunzătoare şi numai în timpul orelor de tranzacţionare.
[Pct.96 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
97. Ofertele se transmit în format electronic, prin căile de comunicaţie stabilite de către OPEE.
98. O ofertă este considerată transmisă la momentul intrării în sistemul de tranzacţionare. Ora transmiterii este exprimată prin marca de timp.
99. Orice ofertă va fi validată conform prevederilor secţiunii 4 din prezentul capitol în mod automat după ce a intrat în sistemul de tranzacţionare.
100. Ofertele pot fi oricând modificate sau anulate de către participantul la PZU care le-a transmis înainte de ora de închidere a PZU. Modificările sunt marcate temporal şi înregistrate în sistemul de tranzacţionare. Dacă oferta modificată îndeplineşte prevederile secţiunii 4 din prezentul capitol, aceasta devine oferta validată.
Secţiunea 3
Conţinutul şi formatul ofertelor
101. OPEE stabileşte produsele standard care pot fi tranzacţionate pe PZU. Produsele standard sunt incluse în sistemul de tranzacţionare după consultarea şi avizarea de către Agenţie.
102. OPEE elaborează procedura care stabileşte formatul, conţinutul şi modalitatea de validare a ofertelor, precum şi scala de preţ pentru PZU, o supune consultării publice şi o aprobă după avizarea acesteia de către Agenţiei.
103. Oferta trebuie să conţină cel puţin următoarele date:
1) codul de identificare pe PZU al participantului la PZU;
2) ziua de livrare;
3) intervalul de tranzacţionare pentru care este valabilă;
4) tipul ofertei: ofertă de cumpărare sau ofertă de vânzare;
5) pentru oferta orară cel puţin o pereche preţ-cantitate, dar nu mai mult de numărul maxim de perechi preţ-cantitate consecutive autorizat de sistemul de tranzacţionare.
[Pct.103 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
104. Preţurile din ofertă sunt exprimate în monedă naţională şi trebuie să se încadreze în scala de preţ pentru PZU stabilită de OPEE. În cazul ofertelor de cumpărare, preţurile menţionate în perechile preţ-cantitate consecutive vor fi constant descrescătoare. În cazul ofertelor de vânzare, preţurile menţionate în perechile preţ-cantitate consecutive vor fi constant crescătoare.
Secţiunea 4
Validarea ofertelor
105. Validarea ofertelor este realizată de OPEE conform procedurii aprobată în condiţiile stabilite la pct.102, ţinând cont de prevederile prezentei secţiuni.
106. O condiţie privind validarea unei oferte de cumpărare este îndeplinirea cerinţei privind garanţiile stabilite pentru respectivul participant la PZU în conformitate cu prevederile Capitolului III din Titlul XII.
107. Fiecare participant la PZU poate solicita invalidarea ofertelor care conţin o cantitate totală de energie electrică mai mare decât o anumită valoare specificată de respectivul participant la PZU. Participanţii la PZU specifică limite de cantitate diferite pentru ofertele de cumpărare şi ofertele de vânzare.
108. Cantitatea totală de energie electrică a unei oferte, calculată ca sumă a cantităţilor de energie electrică prevăzute în toate perechile preţ-cantitate din ofertă, nu trebuie să depăşească cantitatea limită stabilit conform pct.107.
109. Participantul la PZU primeşte prin intermediul sistemului de tranzacţionare o notificare despre validarea sau despre invalidarea motivată a unei oferte în momentul în care aceasta intră în sistemul de tranzacţionare. Această notificare trebuie să includă numărul de înregistrare, tipul ofertei şi marca de timp la care oferta a intrat în sistemul de tranzacţionare.
Capitolul IV
STABILIREA CANTITĂŢILOR DE ENERGIE ELECTRICĂ TRANZACŢIONATE
PE PZU ŞI A PREŢULUI DE ÎNCHIDERE A PZU
Secţiunea 1
Reguli de calcul
110. Pentru tranzacţionarea pe piaţa pentru ziua următoare, se foloseşte algoritmul Euphemia (acronim pentru Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm), algoritm aplicat la nivel european pentru cuplarea prin preţ a regiunilor în vederea creării pieţei interne europene de energie electrică care urmăreşte maximizarea bunăstării sociale, şi anume a sumei dintre surplusul vânzătorului (diferenţa dintre valoarea cantităţii tranzacţionate şi valoarea ofertei aferentă cantităţii tranzacţionate) şi surplusul cumpărătorului (diferenţa dintre valoarea ofertei aferentă cantităţii tranzacţionate şi valoarea cantităţii tranzacţionate). Algoritmul permite integrarea ofertelor orare şi ofertelor bloc printr-un proces iterativ de optimizare a soluţiei.
[Pct.110 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
111. OPEE înregistrează ofertele în timpul orelor de tranzacţionare până la ora de închidere a PZU, în fiecare zi de tranzacţionare. Imediat după ce toate ofertele transmise înainte de ora de închidere a PZU au fost validate conform prevederilor din secţiunea 4 a Capitolului III, OPEE calculează preţul de închidere a pieţei (în continuare – PIP) şi cantităţile de energie electrică tranzacţionate, pentru ziua de livrare.
[Pct.111 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
112. În situaţia normală de funcţionare, tranzacţiile pe PZU se efectuează prin corelarea ofertelor de vânzare şi de cumpărare prin mecanismul de licitaţie stabilit conform mecanismului de cuplare prin preţ al regiunilor (PCR – Price Coupling of Regions), după parcurgerea etapelor de ofertare, validare şi agregare a ofertelor, rulare a mecanismului de cuplare, alocarea pe portofoliile participanţilor a rezultatelor cuplării.
[Pct.112 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
113. După determinarea PIP OPEE acceptă pentru tranzacţionare cantităţi de energie electrică din oferte în conformitate cu prevederile secţiunii 5 din prezentul Capitol. Acest punct nu se aplică intervalului de tranzacţionare pentru care PIP nu este definit.
114. Perechile preţ-cantitate şi blocurile care au fost acceptate de OPEE urmare a rulării algoritmului de tranzacţionare stabilesc tranzacţii ferme între OPEE, pe de o parte, şi participantul la PZU, pe de altă parte, pentru livrarea energiei electrice în cantitatea acceptată de OPEE şi la un preţ egal cu PIP, stabilite pentru un interval/perioadă de tranzacţionare corespunzătoare unei zile de livrare specificate în ofertă. Tranzacţiile corespunzătoare vânzării pe de-o parte, sau cumpărării pe de altă parte, ale aceluiaşi participant la PZU pentru acelaşi interval de tranzacţionare corespunzător unei zile de livrare vor fi agregate într-o singură tranzacţie.
[Pct.114 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
1141. Dacă PIP pentru unul sau mai multe intervale de tranzacţionare este nedefinit, OPEE aplică măsurile menţionate în secţiunea 6 din prezentul Capitol.
[Pct.1141 introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 2
Determinarea curbei ofertei şi curbei cererii de energie electrică, oferte bloc
[Denumirea modificată prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
115. OPEE determină curba ofertei de energie electrică pe baza ofertelor de vânzare a energiei electrice, şi include cumulativ toate perechile preţ-cantitate din ofertele de vânzare, aranjate în ordine crescătoare a preţurilor, începând cu perechea preţ-cantitate cu preţul cel mai mic până la cea cu preţul cel mai mare. Dacă cel mai mare preţ pentru energie electrică din ofertele de vânzare este mai mic decât preţul maxim al scalei de preţ pentru PZU, atunci curba ofertei va fi extinsă prin adăugarea unei perechi fictive cu o cantitate de energie electrică egală cu zero şi un preţ pentru energia electrică egal cu preţul maxim al scalei.
1151. OPEE determină PIP pentru PZU în baza ofertelor primite, utilizând curbele ofertei şi cererii pentru PZU stabilite conform prevederilor secţiunilor 2 şi 3 din prezentul Capitol, precum şi ofertele bloc, prin aplicarea algoritmului Euphemia. Algoritmul Euphemia este algoritmul agreat pentru soluţia unică de cuplare la nivel european şi permite obţinerea unui beneficiu social maxim prin integrarea ofertelor orare şi ofertelor bloc.
[Pct.1151 introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
116. Curba ofertei de energie electrică conţine o singură pereche preţ-cantitate cu o cantitate egală cu zero şi un preţ egal cu preţul maxim al scalei de preţ în situaţia în care cantitatea agregată din toate ofertele de vânzare orare validate este zero.
[Pct.116 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.116 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
117. OPEE determină curba cererii de energie electrică pe baza ofertelor de cumpărare a energiei electrice, şi include cumulativ toate perechile preţ-cantitate din ofertele de cumpărare, sortate în ordinea descrescătoare a preţurilor, începând cu perechea preţ-cantitate cu preţul cel mai mare, până la cea cu preţul cel mai mic. Dacă preţul cel mai mic din oferte este mai mare ca zero, atunci curba cererii va fi extinsă prin adăugarea unei perechi fictive cu o cantitate egală cu zero şi un preţ egal cu zero.
118. Curba cererii de energie electrică conţine o singură pereche preţ-cantitate cu o cantitate de energie electrică egală cu zero şi un preţ la energia electrică egal cu preţul minim al scalei de preţ în situaţia în care cantitatea agregată de energie electrică din toate ofertele de cumpărare orare validate este zero.
[Pct.118 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
119. La determinarea curbei cererii şi curbei ofertei de energie electrică, se iau în considerare numai ofertele orare validate.
[Pct.119 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 3
Determinarea preţului de închidere a PZU
120. În perspectiva integrării ulterioare în piaţa unică europeană, mecanismul de tranzacţionare pe PZU este licitaţia implicită, respectiv tranzacţionarea de energie electrică folosind algoritmul Euphemia. Algoritmul Euphemia este algoritmul adoptat la nivel european care permite corelarea ofertelor şi determinarea PIP în procesul de cuplare a pieţelor sau în funcţionarea decuplată (separat pe zonă de ofertare sau regiune coordonată) şi care are ca principiu maximizarea bunăstării sociale la nivelul pieţelor cuplate, respectiv pieţei naţionale, în cazul decuplării sau funcţionării izolate, şi anume a sumei dintre surplusul vânzătorului, surplusul cumpărătorului şi renta aferentă congestiilor pe liniile de interconexiune, dacă este cazul.
[Pct.120 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
121. Scopul algoritmului Euphemia este de a determina ofertele bloc care se execută şi cele care rămân neexecutate şi de a determina preţurile de tranzacţionare zonale şi poziţiile nete pe zonele de ofertare, astfel încât să se maximizeze bunăstarea socială la nivelul regiunilor generată de executarea ofertelor, iar fluxurile de energie generate de executarea ofertelor să nu depăşească capacitatea elementelor de reţea relevante.
[Pct.121 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.122-124 abrogate prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 4
Determinarea cantităţilor ofertei şi cererii de energie electrică
125. Urmare a rulării algoritmului Euphemia, rezultatele procesului de tranzacţionare includ preţurile de închidere a pieţei pe fiecare interval orar precum şi cantităţile tranzacţionate, respectiv setul blocurilor acceptate urmare a tranzacţionării (numite blocuri câştigătoare) şi cantitatea acceptată din ofertele orare.
[Pct.125 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
126. Sistemul de tranzacţionare asigură alocarea cantităţii acceptate din ofertele orare pe portofolii, respectând principiile generale de piaţă, conform secţiunii 5 din prezentul Capitol.
[Pct.126 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 5
Acceptarea cantităţilor din oferte pentru tranzacţionare
127. Pentru cazul în care PIP este definit:
1) OPEE acceptă, pentru toate ofertele orare de cumpărare a energiei electrice, toate perechile preţ-cantitate, al căror preţ la energia electrică este mai mare sau egal cu PIP;
2) OPEE acceptă, pentru toate ofertele orare de vânzare a energiei electrice, toate perechile preţ-cantitate, al căror preţ la energia electrică este mai mic sau egal cu PIP;
3) OPEE acceptă parţial ofertele orare de vânzare sau ofertele orare de cumpărare al căror preţ este egal cu PIP astfel încât cantitatea totală tranzacţionată la vânzare şi cantitatea totală tranzacţionată la cumpărare să fie egale.
[Pct.127 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
1271. Algoritmul Euphemia furnizează întotdeauna preţ, indiferent dacă nu sunt oferte de cumpărare, de vânzare sau de cumpărare şi de vânzare.
[Pct.1271 introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 6
Cazuri speciale pentru stabilirea preţului pe PZU
[Denumirea modificată prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
128. În cazul în care există cel puţin o ofertă pentru cel puţin un interval orar al zilei de livrare, procesul de calcul e rulat, algoritmul Euphemia furnizând preţ pentru fiecare interval conform unor reguli prestabilite, astfel:
1) Dacă nu există oferte de cumpărare, PIP declarat este egal cu media aritmetică între preţul minim al scalei de preţ (zero) şi cel mai mic preţ al ofertelor de vânzare;
2) Dacă nu există oferte de vânzare, PIP declarat este egal cu media aritmetică între preţul maxim al scalei de preţ şi cel mai mare preţ al ofertelor de cumpărare;
3) Dacă nu există oferte de vânzare şi nici oferte de cumpărare, PIP declarat este egal cu media aritmetică între limita minimă (zero) şi limita maximă a scalei de preţ;
4) Dacă nu există intersecţie între curba cererii şi curba ofertei, PIP declarat este egal cu media aritmetică între cel mai mare preţ al ofertei de cumpărare şi cel mai mic preţ al ofertei de vânzare.
[Pct.128 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
129. Nu se poate stabili PIP prin procesul normal de calcul în situaţiile în care:
1) din cauza nefuncţionării sau funcţionării defectuoase a sistemului de tranzacţionare, nu se poate finaliza procesul de calcul şi, în consecinţă, nu se poate determina PIP pentru zona de ofertare naţională;
2) dacă nu a existat pentru o zi de livrare niciun interval orar în care să existe cel puţin o ofertă.
[Pct.129 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
130. În situaţiile descrise în punctul 129 OPEE informează participanţii la PZU, OST şi ANRE că nu a fost posibilă închiderea pieţei, iar preţul PZU este declarat convenţional la valoarea sa stabilită sau declarată, după caz, pentru intervalul de tranzacţionare respectiv al zilei anterioare, care este ziua bancară anterioară, dacă incidentul are efect asupra unei zile bancare, sau ziua nebancară anterioară, dacă incidentul are efect asupra unei zile nebancare.
[Pct.130 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
131. În scopul stabilirii preţului convenţional pentru PZU conform articolului 130 în situaţiile în care nu este posibilă închiderea pieţei la lansarea PZU şi când nu există date pentru ziua anterioară, fie aceasta bancară sau nebancară, se vor considera preţurile medii aferente contractelor bilaterale. Modul de stabilire a preţului mediu aferent contractelor bilaterale urmează a fi definit în procedurile proprii ale OPEE.
[Pct.131 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.132-133 abrogate prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul V
CONFIRMAREA ŞI ACCEPTAREA TRANZACŢIILOR PE PZU
Secţiunea 1
Confirmarea tranzacţiilor
134. OPEE informează fiecare participant la PZU privind tranzacţiile încheiate conform prevederilor Capitolului IV cel târziu în termen de o oră după ora de închidere a PZU. Pentru fiecare zi de livrare OPEE transmite confirmări de tranzacţie separate pentru fiecare participant la PZU.
135. Fiecare confirmare de tranzacţie cuprinde cel puţin următoarele date:
1) numele şi codul de identificare pe PZU ale participantului la PZU;
2) ziua de livrare;
3) intervalul de tranzacţionare;
4) zona de tranzacţionare;
5) cantitatea vândută, respectiv cumpărată de participantul la PZU în intervalul de tranzacţionare respectiv;
6) preţul la care s-a încheiat tranzacţia pentru intervalul de tranzacţionare respectiv.
[Pct.136 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
137. În termen de trei ore după ora de închidere a PZU, însă nu mai târziu de termenul limită de transmitere a notificărilor fizice stabilit în pct.244, OPEE prin PRE – PZU transmite OST notificările fizice rezultate din tranzacţiile încheiate pe PZU cu specificarea poziţiei nete contractuale a fiecărei PRE, obţinută în urma tranzacţiilor pe PZU.
[Pct.137 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.138 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 2
Contestaţii la confirmările de tranzacţie
139. Participantul la PZU poate depune contestaţii la conţinutul confirmărilor de tranzacţie numai în cazul unor erori rezultate din acţiunile OPEE.
140. Orice contestaţie la conţinutul confirmărilor de tranzacţie trebuie să fie transmisă la OPEE în cel mult 20 de minute după limita de timp prevăzută la pct.134.
[Pct.140 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
141. Confirmările de tranzacţie primite de participantul la PZU se consideră ca fiind acceptate dacă acesta nu transmite nici o contestaţie în intervalul de timp specificat la pct.140.
142. OPEE verifică imediat orice contestaţie la confirmările de tranzacţie primite conform prevederilor pct.140 şi informează participantul la PZU despre rezolvarea acesteia. Dacă este necesar, OPEE transmite participantului la PZU o nouă confirmare de tranzacţie, dar nu mai târziu de 20 de minute după limita de timp prevăzută la pct.140.
[Pct.142 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
143. Orice contestaţie transmisă nu exonerează participanţii la PZU în cauză de îndeplinirea obligaţiilor rezultate din tranzacţiile contestate.
[Pct.144 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
145. Cel târziu cu o oră înainte de ora de transmitere a programului, OPEE va stabili poziţia contractuală a fiecărui participant la PZU rezultată în urma tranzacţiilor pe PZU, pe care le va înainta pentru verificare către fiecare participant la PZU în scopul actualizării cantităţilor incluse în notificările fizice. În cazul în care apar divergenţe care nu pot fi rezolvate până la ora de transmitere a programului, obligaţia contractuală rezultată în urma tranzacţiilor pe PZU, transmisă de OPEE devine obligatorie pentru participantul la piaţă.
Capitolul VI
REGULI PRIVIND GARANŢIILE ŞI DECONTAREA
PE PZU, PROCEDURI DE URGENŢĂ
[Denumirea modificată prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 1
Reguli privind garanţiile financiare şi decontarea pe PZU
[Denumirea modificată prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
146. În vederea participării la sesiunile de tranzacţionare organizate pe PZU cu oferte de cumpărare la preţ pozitiv, participantul la PZU trebuie:
1) să transmită la OPEE, pe email, contractul de mandat privind plata prin debitare directă scanat, pentru a putea fi urmărită introducerea acestuia de către Banca cont central în sistemul informatic;
2) să întreprindă măsurile necesare pentru a fi transmisă de către Banca cont central la OPEE scrisoarea de garanţie bancară de plată în favoarea OPEE înainte de ziua de tranzacţionare în care doreşte să introducă oferte de cumpărare.
[Pct.146 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
147. Participanţii la PZU pot utiliza o scrisoare de garanţie bancară de plată, unică pentru PZU şi PPZ. În acest caz, scrisoarea de garanţie bancară unică pentru PZU şi PPZ va avea specificat în conţinutul ei, că se utilizează pentru cele două pieţe de energie electrică, iar repartiţia valorii între cele două pieţe este comunicată OPEE de către participantul la PZU şi poate fi actualizată lunar.
[Pct.147 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
148. Scrisoarea de garanţie bancară de plată emisă în favoarea OPEE în calitate de beneficiar este utilizată pentru acoperirea integrală a obligaţiilor de plată ale participantului la PZU, neîncasate încă în contul central, precum şi pentru validarea ofertelor de cumpărare la preţ pozitiv.
[Pct.148 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
149. La introducerea în sistemul de tranzacţionare al PZU, ofertele de cumpărare a căror valoare este mai mare decât garanţia de validare (valoarea garanţiei constituită diminuată cu valoarea tranzacţiilor de cumpărare realizate şi cu valoarea ofertelor de cumpărare active), sunt invalidate de către sistemul de tranzacţionare al PZU, iar participantul respectiv este informat prin mesaj transmis automat prin intermediul sistemului de tranzacţionare al PZU.
[Pct.149 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
150. După încheierea sesiunilor de tranzacţionare aferente unei zile, OPEE elaborează nota de decontare zilnică, pe care o pune la dispoziţia participantului la PZU, în care sunt înregistrate, orar şi cumulat, la nivelul zilei de livrare, cantităţile de energie electrică aferente tranzacţiilor de vânzare/cumpărare şi valorile totale, precum şi valorile zilnice nete ale obligaţiilor de plată/drepturilor de încasat, determinate ca diferenţă dintre valorile obligaţiilor de plată şi valorile drepturilor de încasat inclusiv contravaloarea TVA, după caz.
[Pct.150 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
1501. Încasările/plăţile aferente valorilor nete ale drepturilor de încasare/obligaţiilor de plată pentru tranzacţiile încheiate zilnic pe PZU se realizează prin intermediul contului central al PZU, deschis la banca cont central de către OPEE în calitate de contraparte, prin mecanismele de debitare directă/ordine de plată, conform prevederilor contractului pentru participare la PZU.
1502. În cazul în care banca de decontare a participantului la PZU a comunicat refuzul la plată a instrucţiunii de debitare directă, OPEE solicită executarea scrisorii de garanţie bancară de plată a acestuia.
1503. În situaţia în care în luna de livrare participantul la PZU înregistrează la nivel de zi de livrare pe PZU tranzacţii de vânzare şi tranzacţii de cumpărare, după încheierea lunii de livrare, pe baza facturilor emise de OPEE şi de participantul la PZU, precum şi a încasărilor şi plăţilor efectuate, în cursul lunii de livrare pe baza valorii nete totale a tranzacţiilor la nivel de zi de livrare, drepturile lunare ale participantului la PZU de încasat, respectiv obligaţiile sale de plată lunare faţă de OPEE, sunt regularizate, conform prevederilor legale aplicabile.
[Pct.1501-1503 introduse prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 2
Proceduri de urgenţă
151. Procedurile de urgenţă pentru PZU şi PPZ sunt elaborate şi supuse consultării publice de către OPEE, şi aprobate după avizarea acestora de către Agenţie.
152. Procedurile de urgenţă pentru PZU şi PPZ sunt utilizate de OPEE şi de participanţii la PZU în cazul apariţiei unei situaţii de urgenţă, după cum urmează, fără a se limita la:
1) incapacitatea totală sau parţială de funcţionare a sistemului de tranzacţionare utilizat de OPEE pentru procesul de închidere a PZU;
2) întreruperea căilor de comunicaţie ale OPEE.
153. Procedurile de urgenţă pentru PZU şi PPZ stabilesc situaţiile de urgenţă în cazul cărora sunt utilizate procedurile de urgenţă şi pot prevedea utilizarea unor mijloace alternative de comunicaţie precum şi extinderea sau decalarea orelor de tranzacţionare sau a oricărui termen limită care trebuie respectat de OPEE şi participanţii la PZU, inclusiv ora de închidere a PZU. În toate cazurile, OPEE va respecta termenul limită de transmitere a programului.
154. În cazul întreruperii sesiunilor de tranzacţionare, OPEE nu poate fi reclamat drept responsabil pentru eventuale daune materiale invocate de participanţii la PZU.
Secţiunea 3
Limitarea responsabilităţii
[Secţiunea 3 (pct.155-164) abrogată prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
TITLUL IV
REGULILE PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ PE PARCURSUL ZILEI
Capitolul I
SCOP
165. Prezentul titlu stabileşte cadrul pentru organizarea şi funcţionarea PPZ, şi anume:
1) modul de organizare a sesiunilor de tranzacţionare şi de stabilire a tranzacţiilor;
2) principiile decontării tranzacţiilor;
3) reguli privind monitorizarea şi supravegherea PPZ.
166. Prin organizarea PPZ se creează un cadru suplimentar de vânzare şi cumpărare a energiei electrice pentru participanţii la piaţa angro de energie electrică, necesar pentru facilitarea echilibrării portofoliului de tranzacţii de vânzare şi cumpărare a energiei electrice cu posibilităţile de producţie, necesarul de consum şi tranzacţiile transfrontaliere, precum şi pentru reducerea dezechilibrelor, asigurând caracterul centralizat, public, transparent şi nediscriminatoriu al tranzacţiilor de pe piaţa concurenţială de energie electrică.
167. Prezentul titlu se aplică producătorilor, furnizorilor de energie electrică, operatorilor de sistem şi OPEE.
Capitolul II
PREVEDERI GENERALE
168. PPZ este creată în condiţiile stabilite de Legea cu privire la energie electrică. PPZ este o componentă a pieţei angro de energie electrică care permite echilibrarea poziţiilor contractuale cu posibilităţile reale de producţie şi cu prognoza de consum a consumatorilor finali de energie electrică/a solicitărilor partenerilor de export/import, cât mai aproape de momentul real al livrării/consumului de energie electrică, pe care se realizează tranzacţii ferme cu energie electrică pentru fiecare zi de livrare începând cu ziua anterioară zilei de livrare, după încheierea tranzacţiilor pe PZU şi până cu 90 minute înainte de începerea livrării/consumului.
[Pct.168 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
169. OPEE organizează şi dezvoltă piaţa de energie electrică pe parcursul zilei pe baza principiilor de nediscriminare, transparenţă, caracter public, stabilite de lege, şi a prevederilor din prezentele Reguli.
[Pct.170-176 abrogate prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
177. PPZ cuprinde tranzacţii cu energie electrică pentru fiecare interval de tranzacţionare al zilei de livrare.
178. Tranzacţiile efectuate pe PPZ stabilesc obligaţii ferme ale respectivului participant pe PPZ de a livra energia electrică, respectiv de a achiziţiona energia electrică în intervalul orar respectiv, în conformitate cu specificaţiile tranzacţiilor confirmate.
179. OPEE este contraparte pentru fiecare participant la PPZ, în tranzacţiile încheiate de participant în cadrul PPZ.
180. Ofertarea şi tranzacţionarea între participanţi se desfăşoară anonim.
1801. Livrarea/preluarea energiei electrice se confirmă, la OST, prin transmiterea notificărilor fizice ale schimburilor de energie electrică de către PRE-PPZ şi de către fiecare PRE pentru tranzacţiile încheiate pe PPZ de către membrii PRE.
[Pct.1801 introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
181. Participanţii la PPZ au obligaţia să depună o garanţie financiară în favoarea OPEE, conform prevederilor contractului încheiat cu OPEE, care să acopere contravaloarea ofertelor de cumpărare a energiei electrice, precum şi a obligaţiilor de plată aferente tranzacţiilor încheiate pe PPZ şi neîncasate încă în contul central pe PPZ.
[Pct.181 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul III
OFERTAREA ŞI TRANZACŢIONAREA PE PPZ
[Denumirea modificată prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
182. Pentru fiecare interval de tranzacţionare al zilei de livrare, OPEE defineşte, în cadrul sistemului de tranzacţionare, un produs standard, ce constituie obiectul unor tranzacţii independente.
183. O ofertă orară este definită pentru un singur produs standard.
[Pct.183 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
184. Ofertele orare sunt formate dintr-o pereche preţ/cantitate.
[Pct.184 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
185. Participantul la PPZ poate introduce mai multe oferte orare de vânzare şi/sau mai multe oferte de cumpărare a energiei electrice pentru fiecare produs standard.
[Pct.185 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
1851. Participanţii la PPZ pot transmite oferte pentru contracte definite de utilizator. O ofertă pentru un Contract definit de utilizator constă într-o pereche preţ-cantitate ofertată pentru cumpărare sau pentru vânzare, unde cantitatea declarată se repetă pe fiecare interval al perioadei definite de utilizator şi reprezintă angajamentul ferm al participantului la PPZ.
[Pct.1851 introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
186. Ofertele pot fi introduse doar în timpul sesiunii de tranzacţionare corespunzătoare produsului standard respectiv.
187. O ofertă introdusă de către un participant la PPZ poate fi anulată/modificată/suspendată de acesta în orice moment din sesiunea de tranzacţionare, pentru partea din oferta respectivă care nu a fost corelată până la acel moment.
188. Sistemul de tranzacţionare va acorda marca de timp şi va lua în considerare ultima modificare a ofertei.
189. OPEE organizează câte o sesiune de tranzacţionare pentru fiecare produs standard.
190. Fiecare sesiune de tranzacţionare aferentă unui produs standard începe la ora 19-00 a zilei precedente zilei de livrare, şi se încheie cu 90 min. înainte de începutul intervalului de tranzacţionare respectiv al zilei de livrare.
[Pct.190 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
191. Prin derogare de la prevederile pct.190, OPEE poate realiza opriri planificate pentru mentenanţa sistemului de tranzacţionare, precum şi pentru implementarea unor soluţii de îmbunătăţire ale sistemului de tranzacţionare, în intervalul cărora funcţionarea sistemului de tranzacţionare va fi întreruptă. OPEE va notifica participanţii la piaţă asupra opririlor planificate ale sistemului informatic în timp util şi luând în considerare gradul de urgenţă privind eventuale îmbunătăţiri necesare.
[Pct.191 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
192. În timpul sesiunii de tranzacţionare, participanţii la PPZ pot introduce oricând oferte, corelarea realizându-se automat la introducerea acestora, daca se îndeplinesc condiţiile de corelare.
193. Participanţii pot introduce oferte doar în limitele valorii garanţiilor financiare disponibile.
[Pct.193 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
194. Procesul de corelare asigură tranzacţionarea tuturor ofertelor compatibile respectând următoarele principii:
1) sistemul de tranzacţionare al PPZ ordonează ofertele în funcţie de preţ, iar la preţuri egale, după marca de timp;
2) ofertele de cumpărare se corelează în ordinea descrescătoare a preţului ofertat, respectiv prima ofertă de cumpărare tranzacţionată este oferta de cumpărare cu preţul cel mai mare;
3) ofertele de vânzare se corelează în ordinea crescătoare a preţului ofertei, respectiv prima ofertă de vânzare tranzacţionată este oferta de vânzare cu preţui cei mal mic;
4) corelarea a două oferte se realizează la cantitatea minimă a celor două oferte. Oferta rămasă după corelarea parţială rămâne în sistemul de tranzacţionare pentru eventualele corelări ulterioare;
5) preţul la care se încheie tranzacţia conform regulilor de corelare aplicate automat de către sistemul de tranzacţionare al PPZ, este preţul ofertei existente iniţial în sistemul de tranzacţionare care îndeplineşte condiţia de corelare;
6) procesul de corelare se încheie în momentul în care nu mai există oferte care îndeplinesc condiţia de corelare sau la expirarea sesiunii de tranzacţionare.
[Pct.194 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
195. După încheierea fiecărei tranzacţii, participanţii la PPZ primesc, prin intermediul sistemului de tranzacţionare al PPZ, confirmări ale tranzacţiilor proprii.
Capitolul IV
REGULI PRIVIND GARANŢIILE ŞI DECONTAREA PE PPZ
[Denumirea modificată prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
196. În vederea participării la sesiunile de tranzacţionare organizate pe PPZ cu oferte de cumpărare, participantul la PPZ trebuie:
1) să transmită contractul de mandat de debitare directă la OPEE, pe email, scanat, pentru a putea fi urmărită introducerea acestuia de către Banca cont central în sistemul informatic;
2) să întreprindă măsurile necesare pentru a fi transmisă de către banca cont central la OPEE scrisoarea de garanţie bancară de plată în favoarea OPEE înainte de ziua de tranzacţionare în care doreşte să introducă oferte de cumpărare.
[Pct.196 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
197. Participanţii la PPZ pot utiliza o scrisoare de garanţie bancară de plată, unică pentru PZU şi PPZ. În acest caz, scrisoarea de garanţie bancară unică pentru PZU şi PPZ va avea specificat în conţinutul ei că se utilizează pentru cele două pieţe de energie electrică, iar repartiţia valorii între cele două pieţe este comunicată OPEE de către participantul la PPZ şi poate fi actualizată lunar.
198. Scrisoarea de garanţie bancară de plată emisă în favoarea OPEE în calitate de beneficiar este utilizată pentru acoperirea integrală a obligaţiilor de plată ale participantului la PPZ neîncasate încă în contul central, precum şi pentru validarea ofertelor de cumpărare.
199. La introducerea în sistemul de tranzacţionare al PPZ, ofertele de cumpărare a căror valoare este mai mare decât garanţia de validare (valoarea garanţiei constituită diminuată cu valoarea tranzacţiilor de cumpărare realizate, respectiv cu valoarea ofertelor de cumpărare active), sunt invalidate de către sistemul de tranzacţionare al PPZ, iar participantul respectiv este informat prin mesaj transmis automat prin intermediul sistemului de tranzacţionare al PPZ.
[Pct.199 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
200. După încheierea unei zile de livrare, OPEE elaborează nota de decontare zilnică, pe care o pune la dispoziţia participantului la PPZ, în care sunt înregistrate, orar şi cumulat, la nivelul zilei de livrare, cantităţile de energie electrică aferente tranzacţiilor de vânzare/cumpărare şi valorile totale şi nete ale obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare, inclusiv contravaloarea TVA, după caz.
[Pct.200 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
201. Încasările/plăţile aferente valorilor nete ale drepturilor de încasare/obligaţiilor de plată pentru tranzacţiile încheiate zilnic pe PPZ sa realizează prin intermediul contului central al PPZ, deschis la banca cont central de către OPEE în calitate de contraparte, prin mecanismele de debitare directă/ordine de plată, conform prevederilor contractului pentru participare la PZU şi PPZ.
202. În cazul în care banca de decontare a participantului la PPZ a comunicat refuzul la plată a instrucţiunii de debitare directă, OPEE solicită executarea scrisorii de garanţie bancară de plată a acestuia.
203. În situaţia în care în luna de livrare participantul la PPZ înregistrează la nivel de zi de livrare pe PPZ tranzacţii de vânzare şi tranzacţii de cumpărare, după încheierea lunii de livrare, pe baza facturilor emise de OPEE şi de participantul la PPZ, precum şi a încasărilor şi plăţilor efectuate în cursul lunii de livrare pe baza valorii nete totale a tranzacţiilor la nivel de zi de livrare, drepturile lunare ale participantului la PPZ de încasat, respectiv obligaţiile sale de plată lunare faţă de OPEE, sunt regularizate, conform prevederilor legale aplicabile.
[Pct.203 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul V
COMUNICARE
204. După încheierea fiecărei tranzacţii, responsabilul grupului de echilibrare care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru participantul la PPZ poate realiza prin intermediul sistemului de tranzacţionare al PPZ, schimburile de energie electrică pe fiecare interval de dispecerizare, aferente tranzacţiilor pe PPZ, din cadrul notificării fizice întregului grup.
205. În cel mult 30 de minute ulterioare orei în care s-au încheiat tranzacţiile, participanţii la piaţa de energie electrică sunt obligaţi să actualizeze notificările fizice transmise către OST.
206. OPEE, prin intermediul PRE-PPZ transmite OST notificările fizice urmare tranzacţiilor încheiate pe PPZ cu specificarea schimburilor de energie cu fiecare PRE, obţinute în urma tranzacţiilor pe PPZ pentru fiecare interval de tranzacţionare nu mai târziu de 75 de minute înainte de începerea intervalului respectiv.
[Pct.206 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
207. Rezultatele finale ale tranzacţiilor realizate prin notele de decontare pe PPZ se pun de către OPEE la dispoziţia participanţilor în scopul decontării până la orele 13:00 ale zile ulterioare zile de livrare.
[Pct.207 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul VI
TRANSPARENŢĂ
208. Sistemul de tranzacţionare al PPZ asigură anonimatul ofertanţilor pe întreg parcursul sesiunii de ofertare.
209. Tranzacţiile stabilite sunt accesibile în formă anonimizată publicului, pe pagina web oficială a OPEE, în ziua următoare celei de livrare.
210. OPEE publică în fiecare oră sinteza tranzacţiilor încheiate pe PPZ, iar în ziua următoare zilei de livrare lista tranzacţiilor încheiate pe PPZ în mod anonimizat.
[Pct.210 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul VII
PROCEDURI DE URGENŢĂ
211. Prevederile referitoare la procedurile de urgenţă se aplică, fără a se limita, atunci când:
1) din cauza unor probleme tehnice localizate la nivelul căilor de comunicaţie proprii, OPEE nu poate pune la dispoziţia participanţilor la PPZ confirmările de tranzacţii, respectiv notificările fizice;
2) are loc o întrerupere accidentală a sistemului de tranzacţionare al PPZ, respectiv când un eveniment sau un complex de evenimente împiedică funcţionarea sistemului de tranzacţionare al PPZ.
[Pct.212 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
213. În cazul întreruperii sesiunilor de tranzacţionare conform pct.211, OPEE nu poate fi reclamat drept responsabil pentru eventuale daune materiale invocate de participanţii la PPZ.
214. În cazul situaţiilor de avarie privind funcţionarea defectuoasă a sistemului de tranzacţionare şi a căilor de comunicaţie ale OPEE, se va întrerupe tranzacţionarea până la restabilirea sistemului, iar comunicările absolut necesare se vor desfăşura prin sisteme alternative, în conformitate cu prevederile proceduri aprobate conform pct.151.
215. Din momentul reluării funcţionarii sistemului de tranzacţionare al PPZ desfăşurarea sesiunilor de tranzacţionare are loc conform orarului obişnuit.
Capitolul VIII
CONTESTAŢII LA CONFIRMĂRILE DE TRANZACŢIE
[Capitolul VIII (pct.216-220) abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul IX
LIMITAREA RESPONSABILITĂŢII
[Capitolul IX (pct.221-230) abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
TITLUL V
REGULILE NOTIFICĂRILOR FIZICE
Capitolul I
PREVEDERI GENERALE
231. Realizarea fizică a obligaţiilor contractuale necesită transmiterea la OST de către fiecare PRE şi responsabil al grupului de echilibrare a notificărilor fizice privind toate schimburile de energie electrică între PRE-uri, respectiv, grupuri de echilibrare.
232. Obiectivul regulilor pentru notificări fizice este crearea cadrului pentru furnizarea informaţiilor despre capacităţile de producţie disponibile în SE, programarea operaţională, şi determinarea disponibilităţii serviciilor de sistem, necesare pentru a permite OST să asigure:
1) integritatea SE;
2) securitatea aprovizionării cu energie electrică;
3) capacitate disponibilă suficientă pentru a asigura în orice moment cererea de consum din SE şi o rezervă rezonabilă;
4) gestionarea congestiilor interne;
5) determinarea dezechilibrelor.
2321. OPEE îşi asumă responsabilitatea echilibrării pentru toate tranzacţiile comerciale în care se angajează în calitate de contraparte şi constituie un PRE pentru tranzacţiile pe PZU şi un PRE pentru cele pe PPZ.
[Pct.2321 introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
233. Fiecare PRE are obligaţia să transmită la OST notificările fizice agregate la nivelul PRE, pentru fiecare zi de livrare, specificat pentru fiecare interval de dispecerizare. Pentru grupurile de echilibrare responsabilul grupului de echilibrare, în calitate de PRE transmite OST notificările fizice agregate pentru toţi membrii grupului de echilibrare. OPEE, în calitate de PRE-PZU, respectiv PRE-PPZ transmite de asemenea la OST câte o notificare fizică privind schimburile de energie electrică rezultate din tranzacţiile pe PZU şi respectiv PPZ cu fiecare PRE care are responsabilitatea echilibrării pentru participanţii la PZU şi PPZ.
[Pct.233 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
234. PRE-urile sunt obligate să notifice OST cantităţile de energie electrică ce urmează să fie livrate în şi din sistemul electroenergetic ca urmare a tranzacţiilor încheiate pe piaţa energiei electrice, inclusiv a tranzacţiilor privind exportul declarat, importul declarat şi tranzitul declarat.
235. PRE-urile care importă sau exportă energie electrică notifică OST importurile declarate, exporturile declarate şi tranziturile declarate pe intervale de livrare cu partenerii externi, cu specificarea interconexiunilor.
236. PRE-urile transmit OST notificări fizice privind tranzacţiile efectuate conform contractelor bilaterale şi PZU, şi notificări fizice finale cu poziţiile actualizate în baza tranzacţiilor efectuate pe PPZ.
2361. PRE-urile sunt obligate să transmită notificări fizice inclusiv pentru schimburile de energie electrică cu agenţi economici rezidenţi aflaţi pe teritoriul Republicii Moldova care nu au relaţii fiscale cu sistemul ei bugetar.
[Pct.2361 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.2361 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
237. Notificarea fizică conţine cel puţin următoarele informaţii:
1) cantitatea de energie electrică planificată pentru a fi livrată în reţele, separat pentru fiecare unitate de producere a respectivului producător de energie electrică;
2) cantitatea de energie electrică planificată a fi livrată pentru toate unităţile de producere cu puterea instalată mai mică de 1 MW, pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, agregată pe fiecare tip de surse de energie primară;
3) consumul total planificat pentru consumatorii de energie electrică pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării;
4) consumul planificat pentru fiecare loc de consum dispecerizabil pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării;
5) schimburile de energie electrică cu fiecare parte responsabilă de echilibrare;
[Subpct.6) pct.237 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
7) exporturile şi importurile declarate, stabilite cu parteneri externi, detaliate pe partener extern şi separat pentru fiecare zonă de tranzacţionare de frontieră, corespunzătoare dreptului de utilizare a capacităţii de interconexiune alocate prin licitaţii;
8) tranzitul de energie electrică, corespunzătoare alocării prin licitaţii a dreptului de utilizare a capacităţii de interconexiune;
9) denumirea şi datele de identificare a părţii care depune notificarea.
[Pct.237 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
238. Notificarea fizică pentru o zi de livrare trebuie să acopere toate intervalele de dispecerizare ale respectivei zile de livrare.
239. Fiecare zi de livrare va avea douăzeci şi patru (24) de intervale de dispecerizare consecutive cu o durată de o (1) oră fiecare, primul interval de dispecerizare începând la ora 00:00 în ziua de livrare.
240. În ziua trecerii de la ora de vară la ora de iarnă, ziua de livrare va avea douăzeci şi cinci (25) de intervale de dispecerizare consecutive. În ziua trecerii de la ora de iarnă la ora de vară, ziua de livrare va avea douăzeci şi trei (23) de intervale de dispecerizare consecutive.
[Pct.241 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
242. Procedurile pentru programare a schimburilor de energie electrică între OST şi operatorii de transport şi de sistem din ţările vecine vor fi convenite între OST şi fiecare dintre aceşti operatori de transport şi de sistem, conform prevederilor Acordurilor de cooperare semnate de OST cu operatorii de transport şi de sistem din ţările vecine, aprobate de Agenţie în condiţiile Legii cu privire la energie electrică.
243. Structura şi modul de transmitere şi validare a declaraţiilor de disponibilitate şi a notificărilor fizice este stabilită în în conformitate cu procedurile elaborate de OST şi în conformitate cu sistemele informaţionale utilizate de OST. Validarea notificărilor fizice implică cel puţin următoarele:
1) în cazul în care există divergenţe între schimburile de energie electrice reciproce ale diferitor PRE, cantitatea corespunzătoare schimburilor de energie electrică între cele două PRE este considerată egală cu cea mai mică dintre cele două valori;
2) în cazul în care există nepotriviri din punct de vedere al sensului între schimburile de energie electrice reciproce ale diferitor PRE pe fiecare interval de dispecerizare, cantitatea corespunzătoare schimburilor de energie electrică între cele două PRE este considerată zero;
3) în cazul în care un PRE nu a transmis notificările fizice, acestea vor fi considerate cu valori nule;
4) în cazul în care există divergenţe între schimburile de energie electrice reciproce între PRE-PZU şi un PRE, respectiv între PRE-PPZ şi un PRE, este considerată cantitatea de energie electrică corespunzătoare notificărilor fizice aferente schimburilor de energie electrică transmisă de PRE-PZU, respectiv PRE-PPZ.
[Pct.243 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul II
NOTIFICĂRI FIZICE
244. Notificările fizice sunt transmise OST cel târziu cu o oră înainte de închiderea perioadei de transmitere a ofertelor pe piaţa de echilibrare pentru fiecare zi următoare, detaliat pentru fiecare interval de tranzacţionare.
245. Termenul limită de transmitere a notificărilor fizice stabilit la pct.244 se consideră ora de transmitere a programului.
246. Ultimele notificări fizice înregistrate cu cel puţin o oră înainte de intervalul de dispecerizare în care energia electrică urmează a fi livrată/consumată se consideră notificări fizice finale şi sunt utilizate pentru determinarea poziţiei nete contractuale a PRE în procesul de determinare a dezechilibrelor.
[Pct.246 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
247. Toţi participanţii la piaţa de energie electrică trebuie să funcţioneze conform notificărilor fizice finale.
248. Notificarea fizică finală poate fi actualizată doar de către OST în rezultatul validării tranzacţiilor pe piaţa energiei electrice de echilibrare.
249. Valoarea validată (eventual actualizată) a notificării fizice finală este transmisă de OST în termen de 30 de minute de la termenul limită de transmitere a acestora.
TITLUL VI
REGULILE PIEŢEI ENERGIEI ELECTRICE DE ECHILIBRARE
Capitolul I
PREVEDERI GENERALE
250. Piaţa energiei electrice de echilibrare este o piaţă organizată obligatorie în cadrul căreia OST cumpără şi/sau vinde energie electrică activă de la/către participanţii la piaţa de energie electrică, care exploatează unităţi de producere şi/sau locuri de consum dispecerizabile, în scopul compensării abaterilor de la valorile programate ale producţiei şi/sau consumului de energie electrică din SE precum şi pentru rezolvarea congestiilor interne.
251. Regulile PEE stabilesc cerinţele necesare pentru vânzarea şi cumpărarea de către OST a energiei electrice de echilibrare în vederea asigurării, prin conducerea operativă, a siguranţei funcţionării SE, stabilităţii frecvenţei şi tensiunii, continuităţii în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor, coordonării schimburilor de energie electrică cu alţi OST şi soluţionarea congestiilor interne din SE prin utilizarea mecanismelor de piaţă.
[Pct.251 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
252. PEE este creată în conformitate cu cerinţele Legii cu privire la energie electrică.
253. Ofertele şi tranzacţiile pe PEE se fac la nivel de unitate de producere/loc de consum dispecerizabil.
254. Fiecare participant la PEE care exploatează unităţi de producere /locuri de consum dispecerizabile este obligat să transmită OST declaraţia de disponibilitate corespunzătoare fiecărei unităţi de producere /loc de consum dispecerizabil, în conformitate cu procedurile stabilite de OST.
[Pct.254 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
255. Pentru fiecare participant la piaţa de energie electrică care exploatează unităţi de producere este obligatorie ofertarea pe PEE a energiei de echilibrare corespunzătoare puterilor disponibile ale unităţilor de producere calificate pentru a furniza servicii de sistem, în conformitate cu prevederile Codurilor reţelelor electrice, indiferent dacă acestea au fost declarate ca fiind disponibile sau nu.
[Pct.255 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
256. Pe PEE se tranzacţionează energia electrică de echilibrare corespunzătoare:
1) procesului de restabilire automată a frecvenţei;
2) procesului de restabilire manuală a frecvenţei;
3) procesului de înlocuire a rezervelor.
257. În cazul în care pe PEE nu este disponibilă energie electrică de echilibrare corespunzătoare rezervelor necesare, OST întreprinde acţiuni specifice în conformitate cu prevederile Codurilor reţelelor electrice şi a Acordurilor de cooperare semnate cu operatorii de sistem din ţările vecine.
[Pct.257 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
258. PEE începe să funcţioneze după aprobarea ofertelor fixe şi ofertelor zilnice pentru ziua de livrare şi se termină la sfârşitul zilei de livrare.
259. Tranzacţiile pe PEE sunt încheiate prin selectarea parţială sau totală a ofertelor pe PEE de către OST.
260. Tranzacţiile încheiate pe PEE stabilesc obligaţia respectivului participant la PEE de a furniza energia electrică de echilibrare şi presta serviciile corespunzătoare către OST, în conformitate cu specificaţiile din ofertă şi dispoziţiile de dispecer emise de către OST. Tranzacţiile vor fi încheiate pentru energia electrică sau serviciul corespunzător efectiv mobilizat la comanda dispecerului pentru fiecare interval de dispecerizare al zilei de livrare.
261. Stabilirea obligaţiilor de plată pe PEE se face pe baza tranzacţiilor încheiate pe PEE.
262. OST este partea contractantă pentru fiecare participant la PEE pentru tranzacţiile încheiate pe PEE.
263. Energia electrică de echilibrare se asigură prin:
1) creştere de putere, respectiv prin creşterea producţiei unei unităţi de producere sau prin reducerea sarcinii unui loc de consum dispecerizabil;
2) reducere de putere, respectiv prin reducerea producţiei unei unităţi de producere sau creşterea sarcinii unui loc de consum dispecerizabil.
264. Energia electrică de echilibrare tranzacţionată pe PEE se livrează fizic în intervalul de dispecerizare a zilei de livrare de o unitate de producere sau un loc de consum dispecerizabil, după caz, în punctul de livrare în care este racordat la SE şi în momentele pentru care au fost emise dispoziţiile de dispecer de către OST.
265. Consumatorii finali care deţin locuri de consum dispecerizabile au dreptul să oferteze pe PEE puterea maximă disponibilă care poate fi redusă a locului de consum dispecerizabil pe care îl exploatează, indiferent dacă acesta au fost declarate ca fiind disponibile sau nu.
266. Participanţii la PEE au obligaţia să utilizeze piaţa contractelor bilaterale, PZU şi PPZ pentru realizarea echilibrului între obligaţiile contractuale şi posibilităţile tehnice de producere a energiei electrice astfel încât notificările fizice agregate pe unităţile de producere să fie în strictă concordanţă cu obligaţiile contractuale.
267. Dacă după aprobarea notificărilor fizice corespunzătoare zilei de livrare, OST constată probabilitatea apariţiei unor dezechilibre majore între producţia şi consumul de energie electrică din ziua de livrare la nivel de sistem, datorită aprobării unor notificări fizice în dezechilibru, OST utilizează ofertele fixe şi ofertele zilnice validate pe PEE pentru compensarea acestor dezechilibre.
[Pct.267 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
268. OST va rezolva orice dezechilibru major între producţia şi consumul de energie electrică corespunzător zilei de livrare, în primul rând prin selectarea, în ziua precedentă zilei de livrare, a energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor. În cazul în care acest lucru nu este posibil, OST va rezolva pe cât posibil, asemenea dezechilibre prin selectarea în ziua de livrare, a energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manual a frecventei şi/sau procesului de restabilire automată a frecventei.
[Pct.268 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
269. Pentru rezolvarea situaţiilor de notificare excedentară/deficitară OST va utiliza ordinea de merit economic la oprirea/activarea unităţilor de producere şi va opri/porni unităţi de producere conform acestei ordini.
270. Ordinea de merit economic la oprire este elaborată în baza preţului MWh la reducere/creştere de putere, stabilind activarea/oprirea unităţilor de producere sau locurilor de consum dispecerizabile astfel încât să fie minimizate costurile de echilibrare.
271. Actualizarea de către participantul PEE a declaraţiei de disponibilitate ulterior validării ofertelor fixe şi ofertelor zilnice implică doar modificarea capacităţii disponibile fără a influenţa preţul ofertei.
272. În scopul soluţionării dezechilibrelor între producţia şi consumul de energie electrică OST poate, în colaborare cu operatorii sistemelor de transport din alte ţări, să elaboreze proceduri care ar permite utilizarea listelor cu ordine de merit economic comune, folosirea reciprocă a energiei electrice de echilibrare tranzacţionate pe PEE prin evitarea acţionării unor oferte pe PEE, sau prin intermediul altor mecanisme asemănătoare existente în respectivele ţări. Proiectele procedurilor respective se aprobă de către Agenţie în condiţiile Legii cu privire la energia electrică.
[Pct.272 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
273. Agenţia poate stabili preţuri plafon la energia electrică pentru tranzacţiile încheiate pe PEE.
274. Preţurile plafon pentru tranzacţiile încheiate pe PEE vor fi determinate în baza studiului de piaţă efectuat de Agenţie, ţinând cont de evoluţiile preţurilor la energia electrică la nivel regional.
275. Proiectul hotărârii de aprobare a preţurilor plafon pentru tranzacţiile încheiate pe PEE este supus consultărilor publice în conformitate cu prevederile Legii nr.239/2008 privind transparenţa în procesul decizional.
Capitolul II
PARTICIPARE
Secţiunea 1
Participanţii la piaţa energiei electrice de echilibrare
276. Toţi participanţii la piaţa de energie electrică care exploatează unităţi de producere calificate pentru a furniza servicii de sistem aferente PEE, în conformitate cu prevederile Codurilor reţelelor electrice, şi consumatorii care dispun de locuri de consum dispecerizabile au obligaţia să se înscrie ca participanţi la PEE, semnând în acest sens contracte pentru participarea la piaţa de echilibrare cu OST.
[Pct.276 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
277. Prin derogare de la prevederile pct.276, OST poate stabili obligaţii de participare la РЕЕ pentru procesul de înlocuire a rezervelor şi în absenţa calificării. În acest scop OST transmite o argumentare producătorilor şi Agenţiei. Obligaţiile stabilite de OST conform prezentului punct pot fi puse în aplicare doar după obţinerea avizului pozitiv al Agenţiei.
[Pct.278 abrogat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Secţiunea 2
Înregistrarea
279. Pentru a se înscrie ca participanţi la PEE conform pct.276, întreprinderea electroenergetică care exploatează unităţi de producere şi furnizorul care şi-a asumat responsabilitatea pentru echilibrare pentru locuri de consum dispecerizabile trebuie să depună o cerere scrisă către OST. Cererea va fi însoţită de un formular, de documentaţia suport relevantă şi trebuie să fie semnată de un reprezentant autorizat al întreprinderii electroenergetice.
280. OST elaborează cerinţele de înregistrare ca participant la PEE care cuprind conţinutul şi formatul formularului prevăzut în pct.279, precum şi modul de transmitere, verificare, acceptare sau respingere, şi le aprobă după consultarea publică şi avizarea acesteia de către Agenţie.
[Pct.280 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
281. OST elaborează contractul cadru de participare la PEE care trebuie să cuprindă drepturile şi obligaţiile reciproce ale OST şi ale fiecărui participant la PEE. Contractul cadru de participare la PEE este aprobat de către OST după consultarea publică şi avizarea acestuia de către Agenţie.
282. Înregistrarea unui participant la PEE devine efectivă începând cu data intrării în vigoare a Contractului de participare la PEE.
Secţiunea 3
Suspendarea şi revocarea
283. OST suspendă înregistrarea unui participant la PEE în oricare din următoarele cazuri:
1) dacă participantul la PEE nu respectă prevederile Contractului de participare la PEE;
2) dacă participantul la PEE este găsit în mod repetat vinovat de nerespectarea regulilor aplicabile pentru PEE sau decontare;
3) dacă participantul nu mai îndeplineşte condiţiile privind garanţiile financiare.
284. OST dispune suspendarea înregistrării unui participant la PEE odată cu constatarea condiţiei prevăzute la pct.283, pentru o perioadă care să nu depăşească şase luni, transmiţând o notificare participantului la PEE în cauză, cu specificarea motivelor suspendării înregistrării şi a datei intrării în vigoare a acesteia.
[Pct.284 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
285. OST revocă înregistrarea unui participant la PEE, transmiţând o notificare corespunzătoare cu cel puţin două săptămâni înainte de momentul intrării în vigoare, dacă acesta nu poate dovedi că a înlăturat cauzele care au condus la suspendarea înregistrării în decursul perioadei specificate de OST conform prevederilor pct.283.
[Pct.285 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
286. Înregistrarea unui participant la PEE se revocă din oficiu cu efect imediat, dacă licenţa respectivului participant la PEE a fost retrasă, caz în care Agenţia anunţă OST, precum şi participantul la PEE în cauză.
Secţiunea 4
Registrul participanţilor la piaţa energiei electrice de echilibrare
287. OST duce evidenţa participanţilor la PEE care au fost înregistraţi de OST în conformitate cu prevederile secţiunii 2, utilizând în acces sens registrul participanţilor PEE. Registrul PEE trebuie să conţină, pentru fiecare participant la PEE, cel puţin următoarele date:
1) denumirea, adresa juridică şi datele de contact;
2) data şi numărul Contractului de participare la PEE;
3) codul de identificare pe PEE al participantului la PEE;
4) codul EIC;
5) numele şi date de contact ale persoanelor delegate să acţioneze în numele participantului la PEE;
6) numele, codul de identificare al PRE şi detalii de contact pentru PRE care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru respectivul participant la PEE;
7) lista cu toate unităţile de producere şi/sau locurile de consum dispecerizabile care sunt exploatate de respectivul participant la PEE;
8) parametri tehnici şi formule de calcul pentru determinarea valorii măsurate pentru fiecare unitate de producere.
[Pct.287 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.287 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
288. Fiecare participant la PEE are dreptul să consulte informaţiile din registrul PEE care îl privesc şi să solicite OST corectarea oricărei inexactităţi constatate.
[Pct.288 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Secţiunea 5
Grup de prestare a serviciilor de echilibrare
289. Un participant la PEE, poate solicita OST acordul privind combinarea unităţilor de producere ce îi aparţin într-un grup de prestare a serviciilor de echilibrare. Aprobarea de către OST a constituirii unui grup de prestare a serviciilor de echilibrare, implică următoarele:
1) participantul la PEE notifică producţia fiecărei unităţi de producere care face parte din grupul de prestare a serviciilor de echilibrare;
2) participantul la PEE are dreptul să transfere producţia între diferitele unităţi de producere care fac parte din acelaşi grup de prestare a serviciilor de echilibrare, chiar şi în timp real cu aprobarea OST;
3) deconectarea de la SE a unei unităţi de producere, dintr-un grup de prestare a serviciilor de echilibrare este tratată în aceleaşi condiţii cu cele corespunzătoare unei unităţi de producere individuale;
4) participantul la PEE transmite pe piaţa de echilibrare oferte zilnice pentru fiecare unitate de producere care face parte din grupul de prestare a serviciilor de echilibrare;
5) ofertele fixe corespunzătoare unităţilor de producere care fac parte din grupul de prestare a serviciilor de echilibrare se transmit de către participantul la PEE pentru fiecare unitate de producere care face parte din grupul de prestare a serviciilor de echilibrare;
6) calculul energiei electrice de echilibrare efectiv livrate şi determinarea costurilor corespunzătoare dezechilibrelor de la notificare sunt efectuate individual şi sumar pentru întregul grup de prestare a serviciilor de echilibrare.
290. OST elaborează procedura care cuprinde prevederi referitoare la condiţiile care trebuie îndeplinite pentru aprobarea de către OST în vederea combinării într-un grup de prestare a serviciilor de echilibrare şi o va supune consultării publice. Procedura se aprobă de OST după analiza propunerilor înaintate de participanţii pieţei energiei electrice şi avizarea de către Agenţiei.
291. OST are dreptul să refuze şi/sau să retragă permisiunea pentru constituirea unui grup de prestare a serviciilor de echilibrare dacă acest lucru poate pune în pericol siguranţa funcţionării sistemului electroenergetic. Fiecare refuz este transmis solicitantului împreună cu justificarea acestuia, totodată despre refuzul de constituire a unui grup de prestare a serviciilor de echilibrare fiind înştiinţată Agenţia.
Capitolul III
TRANSMITEREA OFERTELOR ZILNICE
Secţiunea 1
Obligaţia de ofertare
292. Participanţii la PEE sunt obligaţi să transmită oferte zilnice pentru fiecare interval de dispecerizare al fiecărei zile de livrare pentru:
1) fiecare unitate de producere pe care o exploatează;
2) fiecare loc de consum dispecerizabil pe care îl exploatează.
293. Pentru fiecare participant la PEE este obligatorie ofertarea pe PEE a energiei electrice de echilibrare corespunzătoare puterilor disponibile ale unităţilor de producere, indiferent dacă acestea au fost declarate ca fiind disponibile sau nu.
294. Fiecare participant la PEE poate depune oferte pe PEE pentru locurile de consum dispecerizabile.
Secţiunea 2
Tipuri de oferte zilnice
295. Ofertele zilnice sunt transmise de către participanţii la PEE conform formatului şi cerinţelor unei procedurii elaborate, consultată public cu părţile interesate şi aprobată de către OST. Procedura este aprobată după avizarea acesteia de către Agenţie.
296. Participanţii la PEE trebuie să transmită oferte zilnice pentru cantitatea de energie electrică de echilibrare pe care o pot produce conform declaraţiei de disponibilitate în fiecare interval de dispecerizare pentru:
1) creştere de putere;
2) reducere de putere.
297. Fiecare ofertă zilnică poate conţine cel mult zece perechi preţ-cantitate, pentru fiecare unitate de producere. Prima valoare cuprinsă în oferta zilnică reprezintă puterea minimă la care poate funcţiona respectiva unitate de producere, cu asigurarea procesului de stabilizare a frecvenţei.
298. În cazul unei unităţi de producere:
1) toate cantităţile din perechile preţ-cantitate din oferta zilnică ce însumează o cantitate totală egală cu producţia programată a unităţii de producere, în concordanţă cu notificarea fizică şi având cele mai mici preţuri, vor fi considerate perechi preţ-cantitate pentru reducere de putere. În cazul în care suma cantităţilor perechilor cu cele mai mici preţuri nu coincide cu producţia programată, ultima pereche va fi divizată în două perechi cu acelaşi preţ, iar cantitatea primei noi perechi va fi egală cu cantitatea insuficientă producţiei programate, restul cantităţii din perechea originală va fi atribuită celei de a doua pereche nou-formată;
2) toate celelalte perechi preţ-cantitate din oferta zilnică vor fi considerate perechi preţ-cantitate pentru creştere de putere.
299. În cazul unui loc de consum dispecerizabil:
1) prima valoare cuprinsă în oferta zilnică reprezintă consumul minim pe care participantul la PEE doreşte să-l menţină şi pe care nu vrea să-l facă disponibil ca energie electrică de echilibrare;
2) dintre toate perechile preţ-cantitate din oferta zilnică, cele cu preţurile cele mai mici şi care însumează o cantitate totală egală cu diferenţa dintre consumul programat la locul de consum dispecerizabil în concordanţă cu notificarea fizică şi consumul minim pe care participantul la PEE doreşte să-l menţină şi pe care nu vrea să-l facă disponibil ca energie electrică de echilibrare, vor fi considerate perechi preţ-cantitate pentru creştere de putere;
3) toate celelalte perechi preţ-cantitate din oferta zilnică vor fi considerate perechi preţ-cantitate pentru reducere de putere.
300. Fiecare pereche preţ-cantitate pentru creştere de putere defineşte preţul unitar pentru energia de echilibrare, la care participantul la PEE doreşte să furnizeze creştere de putere, pentru o cantitate care nu depăşeşte cantitatea prevăzută în perechea preţ-cantitate respectivă.
301. Fiecare pereche preţ-cantitate pentru reducere de putere defineşte preţul unitar pentru energia de echilibrare, pe care participantul la PEE este dispus să îl plătească atunci când furnizează reducere de putere, pentru o cantitate care nu depăşeşte cantitatea prevăzută în perechea preţ-cantitate respectivă.
302. Pentru unităţile de producere eoliene şi fotovoltaice, cât şi centralele electrice cu termoficare care nu au posibilitatea de funcţionare în regim de condensare şi pentru care disponibilitatea sursei primare de energie nu poate fi asigurată în mod activ, puterea disponibilă în cadrul PEE va fi cel puţin egală cu valoarea indicată în notificarea fizică.
[Pct.302 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
303. Oferte zilnice vor fi transmise pentru fiecare interval de dispecerizare şi pentru fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz.
Secţiunea 3
Transmiterea şi modificarea ofertelor zilnice
304. Fiecare participant la PEE transmite oferte zilnice pentru ziua de livrare la OST înainte de ora de închidere a PEE, respectiv până la ora 17:00 a zilei de tranzacţionare care precede ziua de livrare. Transmiterea ofertelor zilnice este permisă cu maxim o săptămână înainte de ziua de livrare respectivă.
305. Ofertele zilnice se transmit în format electronic, prin căile de comunicaţie stabilite de către OST în procedura specificată la pct.295.
306. Oferta zilnică este considerată transmisă la momentul intrării în sistemul PEE. Ora transmiterii este exprimată prin marca de timp.
307. Ofertele zilnice pot fi modificate sau anulate de către participantul la PEE care le-a transmis înainte de ora de închidere a PEE. Modificările sunt marcate temporal şi înregistrate în sistemul PEE. Dacă oferta modificată îndeplineşte prevederile secţiunii 5, aceasta devine ofertă validată.
Secţiunea 4
Conţinutul şi formatul ofertelor zilnice
308. Procedura prevăzută la pct.295 stabileşte şi formatul şi conţinutul-cadru pentru ofertele zilnice.
309. Ofertele zilnice trebuie să conţină cel puţin următoarele date:
1) codul de identificare pe PEE al participantului la piaţa de energie electrică;
2) codul EIC;
3) codul de identificare al unităţii de producere sau al locului de consum dispecerizabil pentru care se face oferta zilnică;
4) ziua de livrare, pentru care este valabilă oferta zilnică;
5) intervalul de dispecerizare pentru care este valabilă oferta zilnică;
6) cel puţin una, dar nu mai mult de zece perechi preţ-cantitate consecutive, cu respectarea prevederilor secţiunii 2 privind cantităţile ofertate.
310. Preţurile din ofertele zilnice sunt exprimate în monedă naţională. Preţurile menţionate în perechile preţ-cantitate consecutive vor fi constant crescătoare.
Secţiunea 5
Validarea ofertelor zilnice şi verificarea finală
311. Validarea ofertelor zilnice este realizată în conformitate cu cerinţele procedurii prevăzute la pct.295.
312. Orice ofertă zilnică se validează în mod automat la intrarea în sistemul PEE.
313. Oferta zilnică pentru o unitate de producere sau un loc de consum dispecerizabil se consideră validată de către OST dacă respectă condiţiile procedurii prevăzute la pct.295. Oferta invalidată de către OST se consideră ca fiind netransmisă de respectivul participant la PEE.
314. Imediat după ora de închidere a PEE, OST face verificarea finală a tuturor ofertelor zilnice intrate în sistemul PEE, verificând, pentru fiecare participant la PEE, dacă sunt îndeplinite următoarele condiţii:
1) participantul la PEE a transmis oferte zilnice pentru toate unităţile de producere disponibile pe care le exploatează;
2) participantul la PEE a transmis oferte zilnice pentru toate locurile de consum dispecerizabile proprii disponibile.
315. În situaţia în care un participant la PEE nu transmite toate ofertele zilnice până la ora 17:00 a zilei de tranzacţionare care precede ziua de livrare, OST determină capacităţile zilnice pentru care lipsesc ofertele. Capacităţile zilnice pentru care lipsesc ofertele se introduc, după cum urmează:
1) ca o singură ofertă cu preţ PIP pentru unităţile pentru care nu a fost ofertată capacitatea disponibilă totală (restul disponibil rămas);
2) ca două oferte cu preţ PIP (minimum tehnic şi restul disponibil rămas) pentru unităţile pentru care nu a fost transmisă nici o ofertă.
Imediat după stabilirea ofertelor zilnice, OST le comunică pentru informare participantului la PEE în cauză.
316. În cazul în care PIP pentru o anumită zi de livrare şi un anumit interval de tranzacţionare nu este definit OST utilizează în locul PIP următoarea valoare:
1) valoarea medie dintre PIP-ul intervalului de tranzacţionare precedent şi următor, în cazul în care PIP-ul intervalului de tranzacţionare precedent (următor) nu este definit de asemenea, OST va folosi în mod alternativ un al doilea interval de tranzacţionare precedent (următor) pentru a determina această valoare medie;
2) în cazul în care PIP-ul celor două intervale de tranzacţionare precedente şi/sau celor două intervale următoare nu este definit, PIP-ul din ziua lucrătoare precedentă, dacă ziua de livrare este zi lucrătoare, sau ziua precedentă care nu este o zi lucrătoare în restul cazurilor.
[Pct.316 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
317. Ofertele zilnice validate reprezintă angajamente ferme pentru respectivul participant la PEE.
Capitolul IV
TRANSMITEREA OFERTELOR FIXE
Secţiunea 1
Obligaţia de ofertare
318. Fiecare participant la PEE care deţine unităţi de producere trebuie să transmită oferte fixe pentru fiecare dintre unităţile de producere respective, cu excepţia unităţilor de producere pentru care puterea disponibilă este determinată de imposibilitatea de a controla în mod activ disponibilitatea sursei primare de energie, clasificate astfel conform punctului 302.
[Pct.318 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
319. O ofertă fixă va fi determinată pentru perioada în care o unitate de producere este calificată pentru procesul de înlocuire a rezervelor. O ofertă fixă rămâne valabilă până când este înlocuită de o altă ofertă fixă transmisă de participantul la PEE corespunzător în conformitate cu prevederile secţiunii 3.
Secţiunea 2
Tipuri de oferte fixe
320. Fiecare ofertă fixă transmisă de un participant la PEE trebuie să conţină două componente:
1) oferta fixă pentru pornire;
2) oferta fixă pentru menţinere în rezervă caldă.
321. Fiecare ofertă fixă pentru pornire precizează preţul pentru care un participant la PEE acceptă să pornească o unitate de producere care nu este sincronizată cu SE şi nu este nici menţinută în regim de rezervă caldă.
322. Fiecare ofertă fixă pentru menţinere în rezervă caldă precizează preţul pentru care un participant la PEE acceptă să menţină o unitate de producere în regim de rezervă caldă, pe parcursul unui interval de dispecerizare.
Secţiunea 3
Transmiterea şi modificarea ofertelor fixe
323. Participanţii la PEE pot transmite oferte fixe la OST cu cel puţin o săptămână înainte de prima zi de livrare pentru care se aplică respectivele oferte fixe şi numai în timpul orelor de tranzacţionare.
324. Ofertele fixe vor fi transmise în format electronic, prin modalitatea stabilită de OST în procedura specificată la pct.295.
325. Oferta fixă este considerată transmisă la momentul intrării în sistemul PEE. Ora transmiterii este exprimată prin marca de timp.
326. Ofertele fixe pot fi oricând modificate sau anulate de către participantul la PEE care le-a transmis înainte de ora de închidere a PEE. Modificările sunt marcate temporar şi înregistrate în sistemul PEE. Dacă oferta modificată îndeplineşte prevederile secţiunii 5, aceasta devine oferta fixă validată.
Secţiunea 4
Conţinutul şi formatul ofertelor fixe
327. Procedura prevăzută la pct.295 trebuie să stabilească formatul şi conţinutul pentru ofertele fixe.
328. Ofertele fixe trebuie să conţină cel puţin următoarele date pentru fiecare participant la PEE:
1) codul de identificare pe PEE;
2) codul de identificare pe PEE al unităţii de producere la care se referă oferta fixă;
3) prima zi de livrare pentru care se aplică respectiva ofertă fixă;
4) preţul pentru pornire;
5) preţul pentru menţinere în rezervă caldă, numai în cazul unei unităţi de producere calificată să ofere serviciul respectiv.
329. Preţurile din ofertele fixe sunt introduse în monedă naţională.
Secţiunea 5
Validarea şi verificarea finală a ofertelor fixe
330. Validarea ofertelor fixe este realizată conform cerinţelor procedurii prevăzută la pct.295.
331. Ofertele fixe sunt validate/invalidate de OST în mod automat la intrarea în sistemul PEE.
332. Oferta nevalidată de către OST se consideră ca fiind netransmisă de respectivul participant la PEE
333. În fiecare zi de tranzacţionare anterioare zilei de livrare, imediat după ora de închidere a PEE, OST efectuează verificarea finală a tuturor ofertelor fixe validate pentru unităţile de producere.
334. OST stabileşte ofertele fixe care lipsesc, considerând zero preţul pentru pornire şi preţul pentru menţinere în rezervă caldă în absenţa unor oferte fixe validate. Orice ofertă fixă stabilită astfel devine oferta fixă validată pentru respectivul participant la PEE şi va fi transmisă acestuia pentru informare de către OST.
335. Stabilirea preţului din oferta fixă pentru pornire la valoarea zero înseamnă disponibilitatea de pornire a respectivei unităţi de producere la preţ zero. Stabilirea preţului din oferta fixă pentru menţinere în rezervă caldă la valoarea zero înseamnă că serviciul de menţinere în rezervă caldă pentru respectiva unitate nu este disponibil.
336. Ofertele fixe validate reprezintă angajamente ferme pentru participanţii la PEE corespunzători.
Capitolul V
PROCEDURI DE SELECTARE
Secţiunea 1
Reguli generale
337. OST elaborează procedura de determinare a energiei electrice disponibile pentru echilibrare şi de selectare a energiei electrice de echilibrare în conformitate cu prevederile prezentului Capitol. OST aprobă procedura respectivă după consultarea publică a acesteia şi avizarea ei de către Agenţie.
338. Imediat după validarea ofertelor fixe şi a ofertelor zilnice, OST poate utiliza ofertele validate pentru echilibrarea SE şi managementul congestiilor interne la etapa de programare şi la etapa de dispecerizare, conform prevederilor Capitolului VI.
339. OST se va asigura că livrarea energiei electrice de echilibrare se încadrează în limitele caracteristicilor tehnice, declaraţiei de disponibilitate şi notificărilor fizice pentru unităţile de producere sau locurile de consum dispecerizabile corespunzătoare, după caz, atunci când selectează şi utilizează energia electrică de echilibrare, conform procedurii de selectare stabilită la pct.337.
Secţiunea 2
Determinarea energiei electrice de echilibrare necesare
340. Înainte de ora 18:00 a zilei de tranzacţionare anterioare zilei de livrare, OST stabileşte energia electrică de echilibrare necesară, conform Codului reţelelor electrice. În cazul procesului de restabilire automată a frecvenţei, aceasta reprezintă banda minimă pentru restabilirea automată a frecvenţei, iar în cazul procesului de restabilirea manuală a frecvenţei şi procesului de înlocuire a rezervelor pentru creştere de putere şi reducere de putere, energia electrică de echilibrare necesară este cantitatea minimă de energie electrică de echilibrare care trebuie să fie disponibilă în decursul zilei de livrare, separat pentru fiecare tip de reglaj pentru aducerea notificărilor la nivelul prognozei de consum plus cantitatea de energie electrică corespunzătoare rezervelor contractate de către OST conform prevederilor capitolului III din Titlul VII. OST poate stabili valori diferite ale energiei de echilibrare necesare pentru diverse intervale de dispecerizare şi pentru diferite părţi ale SE.
341. În scopul menţinerii siguranţei în funcţionare a SE, OST poate modifica valoarea stabilită pentru energia electrică de echilibrare necesară, înainte sau în timpul zilei de livrare.
Secţiunea 3
Determinarea energiei electrice disponibile pentru echilibrare
342. După aprobarea notificărilor fizice conform prevederilor Titlului V, OST calculează energia electrică disponibilă pentru echilibrare, care reprezintă cantitatea totală de energie electrică de echilibrare ce poate fi pusă la dispoziţie de o unitate de producere sau de un loc de consum dispecerizabil pentru următoarea zi de livrare, separat pentru:
1) fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz;
2) fiecare interval de dispecerizare al zilei de livrare respective;
3) fiecare tip de energie electrică de echilibrare corespunzătoare unui tip de rezervă;
4) creştere de putere şi reducere de putere electrică.
343. Atunci când determină energia electrică disponibilă pentru echilibrare, OST trebuie să calculeze valoarea maximă a energiei electrice disponibile pentru echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei. Pentru energia electrică rămasă, OST trebuie să calculeze valoarea maximă a energiei electrice disponibile pentru echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei.
344. Atunci când determină energia electrică disponibilă pentru echilibrare, OST ţine cont:
1) în cazul unei unităţi de producere, de declaraţia de disponibilitate comunicată, cu luarea în considerare a tuturor reducerilor de capacitate, în concordanţă cu prevederile Titlului VII şi a rezervei pentru stabilizarea frecvenţei;
2) de notificarea fizică aprobată pentru respectiva unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz;
3) de caracteristicile tehnice ale respectivei unităţi de producere sau locului de consum dispecerizabil, după caz;
4) în cazul procesului de restabilire manuală a frecvenţei, de energia electrică care a fost deja considerată ca parte a energiei electrice disponibile pentru echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei;
5) în cazul procesului de înlocuire a rezervelor, de energia electrică care a fost deja considerată ca parte a energiei electrice disponibile pentru echilibrare corespunzătoare procesului de restabilirea a frecvenţei;
6) în cazul unui interval, care include mai multe intervale de dispecerizare, se va ţine cont de disponibilitatea energiei electrice de echilibrare determinată în baza notificărilor fizice şi declaraţiilor de disponibilitate pe întreg intervalul solicitat.
[Pct.344 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.344 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Secţiunea 4
Selectarea benzii de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei
345. Pentru unul sau mai multe intervale de dispecerizare, numite în cadrul prezentei secţiuni – interval solicitat, OST determină ordinea de merit pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, prin combinarea tuturor perechilor preţ-cantitate din ofertele zilnice.
346. La stabilirea ordinii de merit pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, OST trebuie să se asigure că:
1) ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei provenite din ofertele zilnice validate pentru creştere/scădere de putere, care se aplică pentru intervalul solicitat în cauză. Intervalul solicitat este format din unul sau mai multe intervale de dispecerizare;
2) ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate aferente unităţilor de producere care au fost calificate pentru restabilirea automată a frecvenţei, în conformitate cu Codurilor reţelelor electrice şi care sunt disponibile conform declaraţiilor de disponibilitate;
3) pentru fiecare unitate de producere, cantitatea agregată din toate perechile preţ-cantitate intrate în ordinea de merit nu depăşeşte valoarea rezervei disponibile pentru restabilirea automată a frecvenţei la creştere de putere, respectiv la reducere de putere, corespunzătoare respectivei unităţi de producere; dacă este necesar, perechea preţ-cantitate cu preţul cel mai mare, respectiv cel mai mic, dintre toate perechile preţ-cantitate, aferente respectivei unităţi de producere, care fac parte din ordinea de merit, vor fi considerate numai cu o parte din cantitate astfel încât această condiţie să fie îndeplinită.
[Pct.346 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
347. Pe baza valorilor stabilite pentru banda necesară corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, OST selectează perechi preţ – cantitate din ordinea de merit pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, pentru intervalul de dispecerizare, în conformitate cu următoarele condiţii:
1) OST poate selecta mai mult de o singură pereche preţ-cantitate;
2) perechile preţ-cantitate pot fi selectate parţial din cantitatea ofertată;
3) atunci când selectează perechile preţ-cantitate, OST va urmări să minimizeze costul cu energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei pe intervalul solicitat;
4) ordinea de merit, precum şi calculul preţului la care se decontează energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei au la bază distribuţia marginală, definită ca cea mai mare diferenţă între cel mai mare preţ al perechii preţ-cantitate pentru energia de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei la creştere de putere şi cel mai mic preţ al perechii preţ-cantitate pentru energia de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei la reducere de putere pentru aceeaşi unitate de producere, care a fost acceptată cu toată cantitatea sau parţial să furnizeze energie de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei;
5) dispoziţia de dispecer pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei este dată automat prin intermediul regulatorului centralizat frecvenţă-putere în raport cu mijlocul benzii de reglaj.
[Pct.347 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
348. Unităţile de producere selectate pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, cu cantităţile respective realizează reglajul de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere în semibanda pozitivă corespunzătoare şi reglajul de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere în semibanda negativă corespunzătoare.
349. Perechile preţ-cantitate pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, selectate total sau parţial în conformitate cu pct.347, stabilesc o obligaţie fermă a participantului la PEE care a transmis respectiva ofertă zilnică, de a pune la dispoziţia OST banda de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei corespunzătoare, în intervalul solicitat.
350. Perechile preţ-cantitate pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, selectate parţial sau total în conformitate cu pct.347, trebuie să fie înregistrate în sistemul PEE. Pentru fiecare interval de dispecerizare solicitat, OST trebuie să înregistreze cel puţin următoarele date:
1) numărul de înregistrare a ofertei zilnice validate şi perechea preţ-cantitate selectată;
2) cantitatea selectată.
351. OST poate decide înlocuirea utilizării energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei cu energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei sau procesului de înlocuire a rezervelor în timpul unei zile de livrare, dacă:
1) în acest fel se asigură nivelul corespunzător de calitate a reglajului la nivelul SE;
2) se estimează un dezechilibru de producţie în SE pentru o perioadă de timp prelungită;
3) OST constată o reducere semnificativă a disponibilului rămas din energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei care ar putea pune în pericol siguranţa SE;
4) conduce la costuri mai mici pe PEE.
[Pct.351 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
352. OST finalizează selectarea perechilor preţ-cantitate pentru energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, cu cel puţin jumătate de oră înainte de începutul intervalului solicitat.
353. Cantităţile de energie electrică de echilibrare selectate de către OST pentru a furniza energie de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei nu se utilizează pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei sau procesului de înlocuire a rezervelor pentru acelaşi interval de dispecerizare.
Secţiune 5
Selectarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului
de restabilire manuală a frecvenţei
354. OST utilizează energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei în cazul în care estimează o necesitate de creştere de putere, respectiv, de reducere de putere sau în cazul, în care consideră necesară înlocuirea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei cu energie de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei.
355. OST trebuie să precizeze atunci când a identificat necesitatea utilizării energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei în conformitate cu pct.354:
1) intervalul de timp, denumit „interval solicitat” numai în prezenta secţiune, pe durata căruia este necesară utilizarea respectivei energii de echilibrare, excluzând perioada de creştere/reducere şi care trebuie:
a) să înceapă nu mai târziu de 15 minute din momentul în care este emisă dispoziţia de dispecer;
b) să aibă o durată de cel puţin 15 minute;
c) să se încheie nu mai târziu de sfârşitul intervalului de dispecerizare imediat următor;
2) cantităţile de energie de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei necesare, denumită „reglaj necesar” numai în prezenta secţiune, dacă intervalul solicitat include atât intervalul de dispecerizare curent, cât şi cel imediat următor, OST calculează reglajul necesar separat pentru fiecare interval de dispecerizare.
[Pct.355 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
356. OST stabileşte ordinea de merit pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, pentru intervalul solicitat, prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor preţ-cantitate care sunt disponibile pe parcursul intervalului solicitat, aranjate în ordine crescătoare a preţurilor, începând cu perechea preţ-cantitate cu cel mai mic preţ şi până la perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ ofertat.
[Pct.356 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
357. OST stabileşte ordinea de merit pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, pentru intervalul solicitat, prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor preţ-cantitate care sunt disponibile pe parcursul intervalului solicitat, sortate în ordinea descrescătoare a preţurilor, începând cu perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ şi continuând până la perechea preţ-cantitate cu cel mai mic preţ ofertat.
358. OST trebuie să se asigure atunci când stabileşte ordinea de merit pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei că:
1) ordinea de merit conţine numai perechile preţ-cantitate pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei sau de restabilire manuală a frecvenţei din ofertele zilnice validate, care sunt disponibile în intervalul solicitat;
2) ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate corespunzătoare unităţilor de producere sau locurilor de consum dispecerizabile care au fost calificate pentru restabilirea automată a frecvenţei sau pentru restabilirea manuală a frecvenţei conform Codului reţelelor electrice;
3) pentru fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate intrate în ordinea de merit, nu depăşeşte cantitatea de energia electrică de echilibrare disponibilă corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, respectiv de reducere de putere la începutul intervalului solicitat, determinată conform prevederilor secţiunii 3 din Capitolul V al prezentului Titlu, dacă este necesar, perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ, respectiv cel mai mic preţ dintre toate perechile preţ-cantitate, aferente respectivei unităţi de producere sau locului de consum dispecerizabil, care fac parte din ordinea de merit, va fi luată în considerare numai cu o parte din cantitate, astfel, încât această condiţie să fie îndeplinită, cu condiţia ca această cantitate nu reprezintă minimul tehnic al unităţii de producere;
4) pentru fiecare unitate de producere, ordinea de merit cuprinde doar o cantitate agregată a perechilor preţ-cantitate, a cărei utilizare respectă orice limitare a producţiei unei unităţi de producere care a fost înregistrată ca producţie prioritară.
[Pct.358 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
359. OST va selecta perechi preţ-cantitate din ordinea de merit pentru furnizarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, respectiv de reducere de putere după determinarea reglajului necesar conform pct.355 şi a ordinii de merit pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, respectiv de reducere de putere conform pct.358, cu respectarea următoarelor condiţii pentru fiecare interval de dispecerizare:
1) cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate selectate trebuie să fie egală cu reglajul necesar;
2) preţul oricărei perechi preţ-cantitate acceptate trebuie să fie mai mic în cazul energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, respectiv mai mare în cazul energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere decât preţul oricărei perechi preţ-cantitate care face parte din ordinea de merit şi care nu a fost selectată, dar respectă condiţiile de la subpct.3) şi 4);
3) pentru fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz, cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate selectate nu este mai mică decât o anumită limită minimă, stabilită de către OST;
4) pentru fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz, cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate selectate nu depăşeşte o anumită pondere maximă din reglajul necesar, stabilită de către OST;
5) perechile preţ-cantitate aferente locurilor de consum dispecerizabile pot fi selectate numai cu întreaga cantitate ofertată;
6) cu condiţia respectării prevederilor de la subpct.3) şi 4), toate perechile preţ-cantitate cu un preţ mai mic decât cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate, vor fi selectate cu întreaga cantitate ofertată pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere;
7) cu condiţia respectării prevederilor de la subpct.3) şi 4), toate perechile preţ-cantitate cu un preţ mai mare decât cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate, vor fi selectate cu întreaga cantitate ofertată pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere;
8) pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, cu condiţia respectării prevederilor de la subpct.3) şi 4), pentru toate perechile preţ-cantitate, aferente unităţilor de producere, cu un preţ egal cu cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate, numai o cotă S (0<S≤1) din cantitatea ofertată va fi selectată, astfel încât să fie respectată condiţia:
unde:
- Regnec reprezintă reglajul necesar;
- Qmin,i – cantitatea ofertată corespunzătoare perechilor preţ-cantitate i cu un preţ mai mic decât cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate;
- Qmax,j – cantitatea ofertată corespunzătoare perechilor preţ-cantitate j cu un preţ egal cu cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate;
S – cota selectată a cantităţii ofertate corespunzătoare perechii preţ-cantitate cu cel mai mare preţ necesară pentru acoperirea necesarului de energie electrică de echilibrare pentru intervalul solicitat.
9) pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, cu condiţia respectării prevederilor de la subpct.3) şi 4), pentru toate perechile preţ-cantitate, aferente unităţilor de producere, cu un preţ egal cu cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate, numai o cotă S (0<S≤1) din cantitatea ofertată va fi selectată, astfel încât să fie respectată condiţia:
unde:
- Regnec reprezintă reglajul necesar;
- Qmax,i – cantitatea ofertată corespunzătoare perechilor preţ-cantitate i cu un preţ mai mare decât cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate;
- Qmin,j – cantitatea ofertată corespunzătoare perechilor preţ-cantitate j cu un preţ egal cu cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate (dacă nu este un minim tehnic al unităţii de producere).
- S – cota selectată a cantităţii ofertate corespunzătoare perechii preţ-cantitate cu cel mai mic preţ necesară pentru acoperirea necesarului de energie electrică de echilibrare pentru intervalul solicitat.
360. OST decide dacă este necesară aplicarea prevederilor Capitolului VII în cazul în care rezerva necesară este mai mare decât cantitatea de energie electrică de echilibrare disponibilă rezultată din ordinea de merit.
361. OST poate să se abată de la ordinea de merit şi să selecteze energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei necesară în conformitate cu prevederile secţiunii 8, dacă o tranzacţie ce urmează a fi încheiată conform pct.359 ar determina apariţia unei congestii interne.
362. Pentru tranzacţiile stabilite conform pct.359 sunt înregistrate în sistemul PEE cel puţin următoarele date:
1) numărul de înregistrare al ofertei zilnice validate şi perechea preţ-cantitate care a fost selectată;
2) intervalul solicitat;
3) cantitatea selectată;
4) momentul în care a fost selectată respectiva pereche preţ-cantitate.
363. În limita posibilităţilor tehnice, fără a pune în pericol siguranţa SE, OST poate decide înlocuirea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei cu energie de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor dacă:
1) se estimează un deficit/respectiv surplus de producţie în SE pentru o perioadă de timp prelungită;
2) OST constată o reducere semnificativă a disponibilului rămas din energia de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei care ar putea pune în pericol siguranţa SE;
3) conduce la costuri mai mici pe PEE.
Secţiunea 6
Selectarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare
procesului de înlocuire a rezervelor
364. OST utilizează energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor în cazul în care estimează o necesitate de creştere de putere, respectiv reducere de putere pe durata unuia sau mai multor intervale de dispecerizare, începând nu mai devreme de o oră după încheierea intervalului de dispecerizare curent.
365. OST trebuie să precizeze atunci când a identificat necesitatea utilizării energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor:
1) intervalul (intervalele) de dispecerizare, denumit „interval solicitat” numai în prezenta secţiune, pe durata căruia va fi necesară utilizarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere/reducere de putere;
2) cantitatea de energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere/reducere de putere necesară, denumită „reglaj necesar” numai în prezenta secţiune.
366. Pentru intervalul solicitat, OST determină ordinea de merit pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor, prin combinarea tuturor perechilor preţ-cantitate din ofertele zilnice cu luarea în considerare a ofertelor fixe.
367. La stabilirea ordinii de merit pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor, OST trebuie să se asigure că:
1) ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor provenite din ofertele validate pentru creştere/reducere de putere, care se aplică pentru intervalul solicitat în cauză. Intervalul solicitat este format din unul sau mai multe intervale de dispecerizare;
2) ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate aferente unităţilor de producere care au fost calificate pentru înlocuirea rezervelor, în conformitate cu Codul reţelelor electrice şi care sunt disponibile conform declaraţiilor de disponibilitate;
3) pentru fiecare unitate de producere, cantitatea agregată din toate perechile preţ-cantitate intrate în ordinea de merit nu depăşeşte valoarea rezervei disponibile pentru înlocuirea rezervelor la creştere de putere, respectiv la reducere de putere, corespunzătoare respectivei unităţi de producere, dacă este necesar, perechea preţ-cantitate cu preţul cel mai mare, respectiv cel mai mic, dintre toate perechile preţ-cantitate, aferente respectivei unităţi de producere, care fac parte din ordinea de merit, vor fi considerate numai cu o parte din cantitate astfel încât această condiţie să fie îndeplinită.
368. OST selectează perechile preţ-cantitate din ordinea de merit pentru furnizarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere, respectiv de reducere de putere din ofertele zilnice validate după determinarea cantităţilor de energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor necesare, respectând următoarele condiţii:
1) cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate selectate pentru un anumit interval de dispecerizare trebuie să fie egală cu reglajul necesar;
2) OST ia în considerare numai perechile preţ-cantitate din ofertele zilnice validate aplicabile intervalului solicitat, care nu au fost selectate anterior;
3) selectarea va avea ca rezultat, pe cât posibil, costurile cele mai mici pe intervalul solicitat;
4) în cadrul aceluiaşi interval de dispecerizare cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate selectate pentru o singură unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz:
a) nu este mai mică decât nivelul stabilit de OST;
b) nu depăşeşte o anumită pondere maximă din reglajul necesar, stabilită de către OST;
c) nu depăşeşte cantitatea de energie electrică de echilibrare disponibilă corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere, respectiv procesului de înlocuire a rezervelor de reducere de putere la începutul intervalului solicitat;
d) nu depăşeşte o limitare tehnică sau de alt tip a producţiei unităţii de producere sau a locului de consum dispecerizabil, care este rezultatul condiţiilor tehnice ale unităţii de producere sau locului de consum dispecerizabil corespunzător, după caz, sau al oricărui drept sau obligaţie ca urmare a aplicării prevederilor legale sau de reglementare;
5) perechile preţ-cantitate aferente unităţilor de producere pot fi selectate cu întreaga cantitate ofertată sau numai cu o parte din cantitatea ofertată;
6) perechile preţ-cantitate aferente locurilor de consum dispecerizabile precum şi perechile preţ-cantitate aferente minimelor tehnice pot fi selectate numai cu întreaga cantitate ofertată;
7) cu condiţia respectării prevederilor de la subpct.4), 9) şi 10), toate perechile preţ-cantitate cu un preţ mai mic decât cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate, vor fi selectate cu întreaga cantitate ofertată pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere, cu condiţia respectării prevederilor de la subpct.4), 9) şi 10), toate perechile preţ-cantitate cu un preţ mai mare decât cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate, vor fi selectate cu întreaga cantitate ofertată pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de reducere de putere;
8) cu condiţia respectării prevederilor de la subpct.4), 10) şi 11), pentru toate perechile preţ-cantitate, aferente unităţilor de producere, cu un preţ egal cu cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate, numai o cotă S (0<S≤1) din cantitatea ofertată va fi selectată, astfel încât, să fie respectată condiţia:
unde:
- Regnec reprezintă reglajul necesar,
- Qmin,i – cantitatea ofertată corespunzătoare perechilor preţ-cantitate i cu un preţ mai mic decât cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate (dacă nu este un minim tehnic);
- Qmax,j – cantitatea ofertată corespunzătoare perechilor preţ-cantitate j cu un preţ egal cu cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate;
- S – cota selectată a cantităţii ofertate corespunzătoare perechii preţ-cantitate cu cel mai mare preţ necesară pentru acoperirea necesarului de energie electrică de echilibrare pentru intervalul solicitat.
9) cu condiţia respectării prevederilor de la subpct.4), 10) şi 11), pentru toate perechile preţ-cantitate, aferente unităţilor de producere, cu un preţ egal cu cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate, numai o cotă S (0<S≤1) din cantitatea ofertată va fi selectată, astfel încât să fie respectată condiţia:
unde:
- Regnec reprezintă reglajul necesar;
- Qmax,i – cantitatea ofertată corespunzătoare perechilor preţ-cantitate i cu un preţ mai mare – decât cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate;
- Qmin,j – cantitatea ofertată corespunzătoare perechilor preţ-cantitate j cu un preţ egal cu cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate selectate (dacă nu este un minim tehnic);
- S – cota selectată a cantităţii ofertate corespunzătoare perechii preţ-cantitate cu cel mai mic preţ necesară pentru acoperirea necesarului de energie electrică de echilibrare pentru intervalul solicitat;
10) doar dacă OST nu a stabilit deja energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei pentru intervalele de dispecerizare cuprinse în intervalul solicitat, selectarea perechilor preţ-cantitate pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor nu trebuie să reducă energia electrică de echilibrare disponibilă corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei sub cantitatea de energie electrică de echilibrare necesară pentru procesului de restabilire automată a frecvenţei din intervalul solicitat;
11) selectarea perechilor preţ-cantitate pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor nu trebuie să reducă cantitatea de energie electrică de echilibrare disponibilă corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei sub cantitatea de energie electrică de echilibrare necesară pentru restabilirea manuală a frecvenţei din intervalul solicitat.
[Pct.368 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
369. OST ia în considerare şi utilizarea serviciilor de pornire şi de menţinere în rezervă caldă, pentru a minimiza costurile PEE în procesul de înlocuire a rezervelor.
370. OST decide dacă este necesară aplicarea prevederilor Capitolului VII în situaţia în care reglajul necesar este mai mare decât cantitatea de energie de echilibrare disponibilă corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor sau dacă este imposibilă îndeplinirea condiţiilor de la pct.366, subpct.11).
371. Dacă utilizarea uneia sau a mai multor perechi preţ-cantitate acceptate în conformitate cu pct.366 ar determina apariţia unei congestii interne OST poate rezolva respectiva congestie în conformitate cu prevederile secţiunii 8.
372. Pentru tranzacţiile stabilite conform pct.366 vor fi înregistrate în sistemul PEE cel puţin următoarele date:
1) numărul de înregistrare al ofertei validate respective şi perechea preţ-cantitate care a fost selectată;
2) intervalul solicitat;
3) cantitatea selectată;
4) momentul la care a fost selectată perechea preţ-cantitate.
Secţiunea 7
Utilizarea serviciilor de pornire şi de menţinere în rezervă caldă
373. OST, prin dispoziţie de dispecer, poate să dispună pornirea unităţilor de producere dacă observă un nivel insuficient sau o scădere importantă a cantităţii de energie electrică de echilibrare corespunzătoare rezervelor disponibile.
374. Serviciului de pornire poate fi dispus în orice moment, respectând timpul de pornire a unităţilor de producere.
375. OST, în momentul în care dispune pornirea unei unităţi de producere precizează:
1) perioada de timp necesară sincronizării cu SE a unităţii de producere, nivelul dorit de producţie de la sfârşitul acestei perioade şi cantitatea de energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere ce trebuie livrată după aceea;
2) necesitatea ca unitatea de producere să funcţioneze în regimul de menţinere în rezervă caldă (dacă este posibil) după pornire.
376. O unitate de producere care a primit dispoziţie de dispecer să pornească va fi sincronizată cu SE în timpul unei perioade specificate de către OST. În acelaşi timp, această dispoziţie de dispecer va reprezenta un ordin de livrare a energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere în timpul fiecărui interval de dispecerizare din această perioadă, cu o cantitate egală cu producţia reală a unităţii de producere din timpul intervalului de dispecerizare corespunzător, dar care nu depăşeşte nivelul de producţie specificat de către OST.
377. OST, prin dispoziţie de dispecer, poate dispune ca o unitate de producere să funcţioneze în regimul de menţinere în rezervă caldă, pentru a permite o sincronizare rapidă cu SE a unităţii de producere respective în vederea creşterii rapide a cantităţilor de energie de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere.
378. Ori de câte ori OST dispune funcţionarea unităţii de producere în regimul de menţinere în rezervă caldă trebuie să specifice intervalul de dispecerizare în timpul căruia unitatea de producere va funcţiona în regimul de menţinere în rezervă caldă.
Secţiunea 8
Abateri de la ordinea de merit în cazul utilizării pieţei energiei electrice
de echilibrare pentru rezolvarea congestiilor interne
379. OST poate să se abată de la ordinea de merit dacă selectarea energiei electrice de echilibrare conform prevederilor secţiunilor 4-6 ar determina apariţia unei congestii interne şi să selecteze alte perechi preţ-cantitate care:
1) să asigure energia electrică de echilibrare necesară;
2) să nu ducă la apariţia altei congestii interne.
3791. În cazul în care activarea ofertelor de energie de echilibrare se abate de la ordinea de merit economic, OST include informaţiile cu privire la motivele pentru care a avut loc abaterea respectivă.
[Pct.3791 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
380. În situaţia în care OST constată posibilitatea apariţiei unei congestii interne după validarea ofertelor zilnice şi a ofertelor fixe, acesta poate soluţiona asemenea situaţii prin intermediul PEE, începând din momentul în care se preconizează apariţia congestiei interne şi pe întreaga perioadă previzionată a acesteia:
1) în cazul în care OST trebuie să selecteze simultan cantităţi de creştere de putere şi de reducere de putere pentru întreaga perioadă a congestiei interne sau pentru intervale în cadrul acesteia, OST va selecta mai întâi energia de echilibrare în conformitate cu prevederile secţiunilor 4-6 cu limitările prevăzute în pct.379;
2) în toate celelalte cazuri sau dacă energia electrică de echilibrare selectată, conform subpct.1) nu este suficientă pentru rezolvarea congestiei interne, OST poate selecta cantităţi egale de creştere de putere şi de reducere de putere în diferite părţi ale SE.
381. OST va rezolva orice congestie internă, în măsura în care este posibil, în primul rând prin utilizarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor. În cazul în care acest lucru nu este posibil, OST poate rezolva congestiile interne utilizând energia de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei.
382. Tranzacţiile pe PEE care sunt stabilite prin aplicarea prevederilor prezentei secţiuni vor fi marcate în sistemul PEE ca utilizate pentru managementul congestiilor interne.
Capitolul VI
LIVRAREA ENERGIEI ELECTRICE DE ECHILIBRARE
Secţiunea 1
Dispoziţia de dispecer şi livrarea energiei electrice de echilibrare
383. După selectarea energiei electrice de echilibrare în conformitate cu prevederile Capitolului V, OST va dispune, prin dispoziţie de dispecer, participantului la PEE corespunzător să livreze cantitatea de energie electrică de echilibrare corespunzătoare. Atunci când dispune livrarea energiei electrice de echilibrare OST va preciza participantului la PEE cel puţin următoarele date:
1) identificarea unităţii de producere sau a locului de consum dispecerizabil, după caz, căruia i s-a dispus să livreze energie electrică de echilibrare;
2) tipul reglajului şi cantitatea energiei electrice de echilibrare ce trebuie livrată;
3) perioada în care energia electrică de echilibrare se livrează, incluzând perioada de timp în care energia de echilibrare trebuie să fie complet livrată (perioada de pornire) şi perioada de timp la care livrarea energiei electrice de echilibrare poate fi întreruptă (perioada de oprire).
[Pct.383 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
384. OST dispune livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare:
1) procesului de restabilire automată a frecvenţei: cu cel puţin 15 minute înaintea începerii intervalului de dispecerizare, în care participantul la PEE va realiza banda de reglaj dispusă şi va oferi cantitatea corespunzătoare de energie electrică de echilibrare corespunzătoare ordinului de restabilire automată a frecvenţei transmis de regulatorul central;
2) procesului de restabilire manuală a frecvenţei: nu mai târziu de 15 minute înainte ca participantul la PEE să înceapă furnizarea completă a cantităţii de energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei;
3) procesului de înlocuire a rezervelor: cu cel puţin o oră înaintea începerii intervalului de dispecerizare, în timpul căruia participantul al PEE va oferi cantitatea de energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor.
385. Dispoziţiile de dispecer de a livra o anumită cantitate de energie electrică de echilibrare echivalează cu modificarea corespunzătoare a notificării fizice şi a poziţiei nete contractuale a participantului la PEE şi stabilesc o obligaţie fermă pentru participantul la PEE corespunzător de a livra tipul şi cantitatea respectivă de energie electrică de echilibrare pentru OST în intervalul de timp solicitat, după cum urmează:
1) în cazul energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, participantul la PEE stabileşte limitele reglajului pentru fiecare unitate de producere în timpul intervalului (intervalelor) de dispecerizare corespunzător (-are), în conformitate cu dispoziţia de dispecer comunicată, energia electrică de echilibrare livrată se va realiza prin răspunsul automat al unităţii de producere respective la semnalele primite de la regulatorul centralizat frecvenţă-putere al OST în timp real;
2) în cazul restabilirii manuale a frecvenţei participantul la PEE livrează energia electrică de echilibrare prin ajustarea producţiei sau a consumului unei unităţi de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz, pentru intervalele de dispecerizare corespunzătoare, în conformitate cu dispoziţia de dispecer;
3) în cazul procesului de înlocuire a rezervelor, participantul la PEE livrează energia electrică de echilibrare prin ajustarea producţiei sau a consumului unei unităţi de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz, pentru intervalele de dispecerizare corespunzătoare, în conformitate cu dispoziţia de dispecer;
4) în cazul menţinerii în rezervă caldă, participantul la PEE prestează serviciul solicitat prin păstrarea respectivei unităţi de producere în regimul de menţinere în rezervă caldă pentru intervalele de dispecerizare corespunzătoare, în conformitate cu dispoziţia de dispecer;
5) în cazul pornirii, participantul la PEE livrează serviciul solicitat prin pornire şi sincronizare sau, după caz, prin închiderea temporară, re-pornirea şi sincronizarea respectivei unităţi de producere, în conformitate cu dispoziţia de dispecer.
386. OST emite dispoziţiile de dispecer pentru livrarea energiei electrice de echilibrare în conformitate cu prevederile Codurilor reţelelor electrice şi Regulamentului privind dirijarea prin dispecerat a sistemului electroenergetic. Dispoziţiile de dispecer se înregistrează de către OST.
[Pct.386 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 2
Stabilirea tranzacţiilor comerciale şi a confirmărilor tranzacţiilor
387. OST stabileşte tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare care a fost dispusă pentru livrare pe PEE în ziua de livrare şi emite confirmarea de tranzacţie pentru:
1) fiecare zi de livrare şi interval de dispecerizare;
2) fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz;
3) fiecare tip de energie electrică de echilibrare (corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei sau de înlocuirea rezervelor);
4) fiecare pereche preţ-cantitate pentru care participantul la PEE livrează energia electrică de echilibrare în conformitate cu prevederile secţiunii 1.
388. Preţul Psec,C(k) aferent fiecărei tranzacţii pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere de către unitatea de producere k în intervalul de dispecerizare i al zilei d va fi calculat după cum urmează:
unde:
Pmax,sec,C(k,d,i) – reprezintă cel mai mare preţ al oricărei perechi preţ-cantitate a unităţii de producere k ce a fost selectată pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere din intervalul de dispecerizare i al zilei d;
Pmin,sec,R(k,d,i) – cel mai mic preţ al oricărei perechi preţ-cantitate a unităţii de producere k ce a fost selectată pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere din intervalul de dispecerizare i al zilei d;
Sprsec,Marg(d,i) – distribuţia marginală pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei din intervalul de dispecerizare i al zilei d, determinată ca:
unde:
K – toate unităţile de producere care au fost selectate pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, în intervalul de dispecerizare i al zilei d.
389. Preţul Psec,R(k) aferent fiecărei tranzacţii pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere de către unitatea de producere k în intervalul de dispecerizare i al zilei d va fi calculat după cum urmează:
390. Dacă preţul Psec,R(k) aferent fiecărei tranzacţii pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere de către unitatea de producere k în intervalul de dispecerizare i al zilei d, determinat conform pct.389 are valoare negativă, acesta se consideră egal cu zero şi preţul Psec,C(k) aferent fiecărei tranzacţii pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere de către unitatea de producere k în intervalul de dispecerizare i al zilei d se considera egal cu distribuţia marginală Sprsec,Marg(d,i) pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei în intervalul de dispecerizare i al zilei d, determinată conform pct.388.
391. Preţul aferent fiecărei tranzacţii pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi procesului de înlocuire a rezervelor este egal cu preţul perechii preţ-cantitate corespunzătoare, care a fost dispusă de către OST să fie livrată în conformitate cu prevederile secţiunii 1.
392. În cazul energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei, cantitatea aferentă fiecărei tranzacţii este egală cu cantitatea de energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei dispusă de către OST ca să fie livrată în intervalul de dispecerizare corespunzător în conformitate cu prevederile secţiunii 1.
[Pct.392 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
393. În cazul energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi procesului de înlocuire a rezervelor, cantitatea QRR,net,i corespunzătoare tranzacţiei i este egală cu cantitatea netă de energie electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi procesului de înlocuire a rezervelor dispusă de către OST ca să fie livrată din perechea preţ – cantitate corespunzătoare, în intervalul de dispecerizare corespunzător. La determinarea cantităţii nete dispusă a fi livrată pentru o anumită pereche preţ – cantitate, OST ia în calcul cantităţile de energie electrică de echilibrare dispuse să fie livrate în perioade de timp diferite din acelaşi interval de dispecerizare.
394. În cazul serviciilor pentru pornire şi pentru menţinere în rezervă caldă OST emite confirmări de tranzacţie pentru:
1) fiecare zi de livrare;
2) fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz;
3) fiecare tip de reglaj (corespunzătoare pornirii sau menţinerii în rezervă caldă).
395. Preţul fiecărei tranzacţii pentru pornire sau menţinere în rezervă caldă este egal cu preţul corespunzător din ofertele fixe pentru acest serviciu.
396. Fiecare tranzacţie pentru pornire sau pentru menţinere în rezervă caldă este pentru livrarea serviciului corespunzător. În cazul, în care în urma dispoziţiei de dispecer de sincronizare şi creştere de putere, unitatea de producere pentru care s-a dispus menţinerea în rezervă caldă nu a demarat creşterea de putere în timpul specificat, serviciul de menţinere în rezervă caldă se consideră ca fiind nelivrat.
397. Fiecare confirmare de tranzacţie include cel puţin următoarele date:
1) codul de identificare pe PEE al participantului la PEE;
2) codul de identificare pe PEE al unităţii de producere sau al locului de consum dispecerizabil, după caz;
3) tipul de energie electrică de echilibrare ce trebuie livrată, (corespunzătoare tipului reglajului), respectiv serviciului (pornire sau menţinere în rezervă caldă);
4) ziua de livrare şi perioada de livrare;
5) preţul pentru tranzacţie;
6) cantitatea de energie electrică de echilibrare corespunzătoare tipului de reglaj, determinată în conformitate cu prevederile prezentei secţiuni.
398. OST transmite confirmarea de tranzacţii fiecărui participant la PEE înainte de sfârşitul primei zilei lucrătoare care urmează zilei de livrare.
399. Confirmarea de tranzacţii emisă de către OST în conformitate cu prevederile prezentei secţiuni reprezintă o modificare a notificării fizice şi a poziţiei nete contractuale aprobate pentru respectiva unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz.
Secţiunea 3
Contestaţii la confirmarea de tranzacţii
400. Participanţii la PEE au dreptul să conteste conţinutul confirmării de tranzacţii numai în cazul unor erori rezultate din acţiunile OST.
401. Orice contestaţie asupra conţinutului unei confirmări de tranzacţii trebuie să fie transmisă la OST în maxim două zile de tranzacţionare după transmiterea de către OST a respectivei confirmări de tranzacţii.
402. OST informează participantul la PEE asupra acceptării sau respingerii contestaţiei respective în maxim două zile de tranzacţionare după termenul limită specificat la pct.401. În cazul acceptării unei contestaţii, OST transmite participantului la PEE o confirmare de tranzacţii corectată.
403. Dacă, în perioada specificată la pct.401, un participant la PEE nu transmite nici o contestaţie la confirmările de tranzacţii primite, acestea se consideră ca fiind acceptate de respectivul participant la PEE.
404. Dacă în urma contestaţiei se constată că conţinutul unei confirmări de tranzacţii este eronat, OST corectează şi transmite confirmarea de tranzacţii corectată înainte de sfârşitul primei zilei lucrătoare care urmează zilei transmiterii contestaţiei.
405. Orice contestaţie transmisă nu exonerează respectivul participant la PEE de îndeplinirea obligaţiilor rezultate din tranzacţiile contestate.
Capitolul VII
ASIGURAREA FUNCŢIONALITĂŢII PEE
Secţiunea 1
Instrucţiuni pentru acţiunile de echilibrare în afara pieţei
energiei electrice de echilibrare
406. În situaţia în care utilizarea energiei electrice de echilibrare şi a serviciilor disponibile pentru OST prin oferte zilnice şi fixe nu sunt suficiente pentru siguranţa funcţionării fiabile a SE, OST ia măsurile necesare, pentru a asigura energie electrică de echilibrare în cadrul SE în conformitate cu prevederile Codurilor reţelelor electrice.
[Pct.406 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
407. În scopul asigurării securităţii aprovizionării cu energie electrică OST poate semna acorduri cu OST din ţările vecine, aprobate de Agenţie în condiţiile stabilite în Legea cu privire la energia electrică, care să conţină modalităţi de ajutor în gestionarea situaţiilor de urgenţă pe piaţa de energie electrică sau în cazul situaţiilor de avarie.
[Pct.407 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Secţiunea 2
Proceduri de urgenţă
408. Procedurile de urgenţă pe PEE sunt elaborate şi supuse consultării publice de OST. Procedurile de urgenţă sunt aprobate de către OST după avizarea acestora de către Agenţie.
409. Procedurile de urgenţă pentru PEE sunt utilizate de către OPEE, OST şi participanţii la PEE în cazul apariţiei uneia din situaţiile de urgenţă, cum ar fi:
1) incapacitatea totală sau parţială de funcţionare a sistemului PEE utilizat de OST pentru primirea, verificarea, procesarea şi selectarea ofertelor pe PEE, precum şi de emitere a dispoziţiilor de dispecer;
2) întreruperea căilor de comunicaţie ale OST cu participanţii la PEE.
TITLUL VII
REGULILE PIEŢEI SERVICIILOR DE SISTEM
Capitolul I
PREVEDERI GENERALE
410. Piaţa serviciilor de sistem este o piaţă organizată de energie electrică prin intermediul căreia OST asigură achiziţia unei cantităţi suficiente de servicii de sistem, prin mecanisme nediscriminatorii de piaţă (licitaţii pe perioade determinate) şi/sau pe baza unor sarcini obligatorii, stabilite în conformitate cu Codurile reţelelor electrice. OST şi un furnizor de servicii de sistem calificat încheie contractul de achiziţie a serviciilor de sistem pe baza contractului – cadru elaborat şi consultat public de OST. Contractul cadru pentru prestarea serviciilor de sistem este aprobat de către OST după avizarea acestuia de către Agenţie.
[Pct.410 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
411. Prezentul Titlu creează cadrul legal de stabilire a obligaţiilor contractuale ale participanţilor la PEE în ceea ce priveşte furnizarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare cantităţilor contractate de rezerve pentru restabilirea frecvenţei. Utilizarea acestor servicii de sistem şi obligaţiile de plată corespunzătoare se determină conform prevederilor Titlului XII.
412. Obiectivul prezentului Titlu este crearea unui cadru comercial pentru:
1) asigurarea unei cantităţi suficiente de servicii de sistem disponibilă pentru OST;
2) achiziţionarea într-o manieră transparentă şi nediscriminatorie a serviciilor de sistem;
3) păstrarea la un nivel minim rezonabil a costurilor pentru achiziţionarea serviciilor de sistem.
413. Asigurarea stabilităţii frecvenţei şi menţinerea disponibilităţii rezervei pentru stabilizarea frecvenţei sunt obligatorii pentru toţi producătorii de energie electrică în conformitate cu prevederile Codurilor reţelelor electrice. Rezerva pentru stabilizarea frecvenţei este distribuită proporţional puterii instalate a unităţilor de producere care pot participa în procesul de stabilizare a frecvenţei.
[Pct.413 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
414. Furnizorii serviciilor de sistem calificaţi care au contractat servicii de sistem (rezerve de restabilire a frecvenţei) sunt obligaţi să asigure disponibilitatea pe PEE a capacităţilor unităţilor de producere pentru care sunt contractate serviciile de sistem.
415. OST poate încheia direct cu furnizorii serviciilor de sistem calificaţi contracte pentru achiziţia serviciilor de sistem în vederea managementului congestiilor interne, cu luarea în considerare a prevederilor de la secţiunea din Capitolul II, aceste contracte având caracter obligatoriu pentru furnizorii serviciilor de sistem solicitaţi de OST.
416. OST şi furnizorii serviciilor de sistem contractează unităţile de producere în două faze succesive, respectiv:
1) în faza I achiziţia serviciilor de sistem de către OST se face prin obligaţii de serviciu public impuse de Agenţie, cu stabilirea preţul maxim şi cantităţilor necesare pentru serviciile de sistem, în baza datelor prezentate de către OST şi de către participanţii la piaţa de energie electrică care exploatează unităţi de producere calificate pentru prestarea serviciilor de sistem;
2) în faza a II-a achiziţia serviciilor de sistem de către OST se face prin licitaţie.
417. În scopul iniţierii procedurii de contractare a serviciilor de sistem, OST de comun acord cu potenţialii prestatori ai serviciilor de sistem aprobă programul de testare a unităţilor de producere.
[Pct.417 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
418. Programul de testare al unităţilor de producere se transmite (pe suport de hârtie sau electronic) spre informare Agenţiei.
[Pct.418 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
419. OST transmite (pe suport de hârtie sau electronic) Agenţiei un raport privind testările realizate a unităţilor de producere.
[Pct.419 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
420. Agenţia, în termen de trei luni din momentul primirii raportului decide prin Hotărâre privind lansarea pieţei serviciilor de sistem.
[Pct.420 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
421. Agenţia decide lansarea fazei I sau direct a fazei a II-a a achiziţiei serviciilor de sistem separat pentru fiecare serviciu de sistem.
422. Pentru a asigura caracterul nediscriminatoriu şi eficienţa economică, achiziţionarea serviciilor de sistem se realizează prin mecanisme de piaţă, conform cerinţelor prezentului Titlu.
423. Prezentul titlu completează din punct de vedere comercial cadrul tehnic reglementat prin Codurile reţelelor electrice.
[Pct.423 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
424. Serviciile de sistem necesare sunt achiziţionate exclusiv de către OST.
425. Cheltuielile OST privind procurarea serviciilor de sistem sunt luate în considerare la examinarea tarifului pentru serviciul de transport al energiei electrice.
Capitolul II
ACHIZIŢIONAREA SERVICIILOR DE SISTEM
Secţiunea 1
Determinarea perioadelor de achiziţie şi a serviciilor
de sistem necesare
426. OST achiziţionează serviciile de sistem necesare de la furnizorii serviciilor de sistem calificaţi, conform cerinţelor Codurilor reţelelor electrice.
[Pct.426 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
427. Anterior achiziţionării serviciilor de sistem, OST trebuie să:
1) stabilească una sau mai multe perioade de achiziţie, pentru fiecare tip de rezervă;
2) determine cantităţile şi tipurile necesare de servicii de sistem pentru fiecare interval orar al perioadei de achiziţie corespunzătoare, în conformitate cu prevederile Codurilor reţelelor electrice.
[Pct.427 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
428. Perioadele de achiziţie pentru serviciile de sistem pot fi perioade de timp continue anuale, trimestriale, lunare precum şi alte perioade de timp. O perioadă de achiziţie poate fi limitată la zile sau/şi intervale de dispecerizare în cadrul perioadei respective, cum ar fi zile lucrătoare, zile nelucrătoare şi sărbători legale, ore de zi sau de noapte, ore de vârf sau de gol de sarcină sau alte tipuri de intervale.
429. OST poate stabili perioade diferite de achiziţie pentru tipuri diferite de rezerve.
430. Cantităţile necesare de servicii de sistem vor fi supuse licitaţiei pentru întreaga perioadă de achiziţie, pentru fiecare tip de rezervă şi pentru fiecare interval orar din perioada respectivă.
431. OST publică cantitatea de rezerve necesară a fi achiziţionată în perioada de achiziţie respectivă şi anunţă detaliile referitoare la licitaţie nu mai târziu de:
1) o lună înainte de începerea perioadei de achiziţie, în cazul licitaţiilor pentru perioade de achiziţie de o lună şi mai mari de o lună;
2) o săptămână înainte de începerea perioadei de achiziţie în cazul licitaţiilor pentru perioade de achiziţie mai mici de o lună.
Secţiunea 2
Achiziţia serviciilor de sistem
432. În faza I OST achiziţionează serviciile de sistem conform obligaţiilor de serviciu public impuse de Agenţie, aprobate în baza datelor prezentate de către OST şi de către participanţii la piaţa de energie electrică care exploatează unităţi de producere calificate pentru prestarea serviciilor de sistem.
433. În faza II OST achiziţionează, pentru fiecare perioadă de achiziţie, tipul şi cantitatea corespunzătoare de rezervă necesară printr-o licitaţie publică. Participarea la aceste licitaţii trebuie să fie permisă tuturor furnizorilor de servicii de sistem calificaţi pentru furnizarea tipului de serviciu tehnologic de sistem respectiv, conform cerinţelor Codurilor reţelelor electrice.
[Pct.433 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
434. Furnizorii de servicii de sistem au obligaţia să oferteze energia electrică aferentă rezervelor contractate cu OST pe PEE. Participantul la PEE nu va include în ofertele zilnice şi ofertele fixe transmise pentru capacitatea aferentă rezervelor contractate cu OST componentele de cost acoperite deja prin contractele de prestare a serviciilor de sistem încheiate cu OST.
435. Procesul de achiziţie a serviciilor de sistem include, cel puţin, reguli şi proceduri privind:
1) ofertarea rezervelor, de către furnizorii de servicii de sistem calificaţi;
2) acceptarea ofertelor individuale de către OST;
3) obligaţiile privind plăţile OST pentru ofertele acceptate ale furnizorilor serviciilor de sistem calificaţi.
436. Procesul de achiziţie a serviciilor de sistem trebuie să permită transmiterea de oferte pentru unităţi de producere sau locuri de consum dispecerizabile.
[Pct.436 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.436 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
437. Toţi furnizorii de servicii de sistem calificaţi sunt în drept să transmită oferte la licitaţiile organizate de OST, în limitele cantităţii disponibile, stabilită în procesul de calificare.
[Pct.437 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
438. Înaintea începerii licitaţiei, OST poate impune un preţ maxim de ofertare. Acest preţ este determinat de OST, dar nu este făcut cunoscut furnizorilor de servicii de sistem calificaţi sau altor părţi. În acest caz preţurile ofertelor care depăşesc preţul maxim de ofertare sunt considerate nerezonabile.
439. În cazul în care oferta agregată a rezervelor este mai mare decât cantitatea determinată de OST pentru achiziţia prin această licitaţie, OST acceptă ofertele în ordinea crescătoare a preţurilor ofertate.
440. În cazul în care tuturor ofertelor sunt nerezonabile, prin comparaţie cu preţul maxim de ofertare stabilit conform pct.438, OST anulează întreaga licitaţie cu notificarea Agenţiei.
[Pct.440 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
441. În cazul în care oferta agregată a furnizorilor de servicii de sistem calificaţi nu acoperă necesarul de rezerve, corespunzător unei licitaţii, OST poate decide următoarele:
1) validarea ofertelor transmise pentru această licitaţie şi achiziţionarea diferenţei până la cantitatea necesară în alte sesiuni de licitaţie;
2) informarea tuturor furnizorilor de servicii de sistem calificaţi despre neacoperirea necesarului de rezervă şi organizarea unei noi licitaţii;
3) repetarea licitaţiei şi solicitarea furnizorilor de servicii de sistem calificaţi privind ofertarea unor cantităţi suplimentare, în limita posibilităţilor tehnice ale acestora, independent de contractele de vânzare a energiei electrice pe care respectivii furnizori de servicii de sistem calificaţi le-au încheiat pe piaţa de energie electrică, în acest caz, solicitarea OST are caracter obligatoriu pentru toţi furnizorii de servicii de sistem calificaţi;
4) în cazul în care nu este timp suficient pentru o nouă licitaţie – validarea exclusivă a ofertelor cu preţuri considerate rezonabile şi adresarea unei solicitări către Agenţie de a impune obligaţii de serviciu public pentru acoperirea deficitului rămas.
442. Independent de decizia OST referitoare la măsurile care sunt aplicate în cazul constatării unor preţuri ale ofertelor nerezonabil de mari, atât OST cât şi Agenţia sunt îndreptăţite să documenteze asemenea cazuri şi să procedeze în conformitate cu prevederile Capitolului II din Titlul XIV.
443. OST monitorizează comportamentul la licitaţii al furnizorilor de servicii de sistem calificaţi situaţi într-o zonă afectată de congestii. În cazul în care OST constată că unii furnizori de servicii de sistem solicită preţuri semnificativ diferite în cazul unei congestii interne faţă de preţurile solicitate de acei furnizori de servicii de sistem în condiţii similare, dar în absenţa unei congestii interne, OST transmite această constatare către Agenţie.
Secţiunea 3
Contractare bilaterală directă pentru achiziţia serviciilor de sistem
în vederea managementului congestiilor interne
444. OST poate contracta bilateral direct rezerve, pentru managementul congestiilor interne, cu unul sau mai mulţi furnizori de servicii de sistem calificaţi, dar numai în cazul în care are nevoie de rezervele corespunzătoare într-o anumită regiune a SE unde sunt întrunite concomitent condiţiile următoare:
1) OST anticipează că între regiunea respectivă a SE şi restul SE pot apare congestii interne în mod regulat;
2) congestiile interne pot fi rezolvate doar utilizând cantităţile de rezerve contractate prin contracte bilaterale;
3) există doar un singur furnizor de servicii de sistem calificat, care poate furniza rezerve în respectiva parte a SE.
445. Contractele bilaterale sunt încheiate pe perioade de timp determinate.
446. Contractele bilaterale directe se vor încheia după obţinerea avizului Agenţiei. În vederea obţinerii acestuia, OST va argumenta în scris Agenţiei că sunt îndeplinite concomitent condiţiile din pct.444. În cazul în care OST nu ajunge la un acord amiabil cu furnizorul de serviciu de sistem calificat respectiv, Agenţia va impune o obligaţie de serviciu public.
Capitolul III
COMPENSAREA FLUXURILOR TEHNOLOGICE DE ENERGIE ELECTRICĂ
447. În cazul în care conform obligaţiilor internaţionale asumate şi/sau acordurilor bilaterale cu OST din alte ţări, OST este obligat să compenseze fluxurile tehnologice de energie electrică, OST achiziţionează sau vinde, după caz, energia electrică necesară prin:
1) intermediul PZU, energia electrică pe care acesta o are de returnat sau urmează să i se returneze (în baza acordurilor încheiate cu alţi operatori de sistem), pe baza unui program stabilit anterior orei până la care se pot transmite oferte de cumpărare, respectiv de vânzare pe PZU;
2) intermediul PEE, în cazul în care nu este îndeplinită condiţia prevăzută la subpct.1).
448. OST determină cantitatea de energie electrică necesară pentru compensarea fluxurilor tehnologice de energie electrică desfăşurate conform obligaţiilor internaţionale asumate şi/sau acordurilor bilaterale cu OST din alte ţări, conform prevederilor Capitolului IV din Titlul X.
449. În cazul în care conform obligaţiilor internaţionale asumate şi/sau acordurilor bilaterale cu OST din alte ţări OST este obligat să compenseze fluxurile tehnologice de energie electrică, prin mijloace financiare, acestea sunt luate în considerare în cadrul soluţionării dezechilibrelor.
TITLUL VIII
RESPONSABILITATEA PENTRU ECHILIBRARE
Capitolul I
DOMENIUL DE APLICARE
450. În scopul asigurării echilibrului între producere, import, export şi consum de energie electrică, participanţii la piaţa energiei electrice sunt obligaţi să îşi asume responsabilitatea financiară pentru plata dezechilibrelor pe care le generează în reţelele electrice. În acest sens, participanţii la piaţa energiei electrice se consideră părţi responsabile pentru echilibrare.
451. Conceptul responsabilităţii pentru echilibrare impune o responsabilizare financiară pentru dezechilibrele dintre producţia, consumul şi schimburile planificate de energie electrică şi cele efective, permiţând totodată participanţilor la piaţa angro de energie electrică să îşi atenueze impactul financiar cauzat de dezechilibre formând grupuri de echilibrare.
452. Responsabilitatea pentru echilibrare revine fiecărui participant la piaţa de energie electrică pentru:
1) asigurarea echilibrului între producţia măsurată, achiziţiile programate şi importurile de energie electrică, pe de o parte şi consumul măsurat, vânzările programate şi exporturile de energie electrică, pe de altă parte, pentru ansamblul punctelor de racordare pentru care participantul la piaţa de energie electrică şi-a asumat responsabilitatea de echilibrare şi pentru totalitatea tranzacţiilor, la nivel de interval de dispecerizare;
2) asumarea responsabilităţii financiare faţă de OST pentru toate dezechilibrele fizice care apar ca urmare a diferenţelor între producţia măsurată, achiziţiile programate şi importurile de energie electrică, pe de o parte, şi consumul măsurat, vânzările programate şi exporturile de energie electrică, pe de altă parte, pentru ansamblul punctelor de racordare pentru care participantul la piaţa de energie electrică şi-a asumat responsabilitatea de echilibrare şi totalitatea tranzacţiilor, la nivel de interval de dispecerizare.
453. Conceptul de responsabilitate pentru echilibrare şi stabilirea PRE asigură:
1) efectuarea tranzacţiilor cu energie electrică pe piaţa angro de energie electrică într-un mod reglementat;
2) asigurarea balanţei energiei electrice a SE;
3) separarea tranzacţiilor financiare de cele fizice;
4) o decontare corectă a tranzacţiilor cu energie electrică pe piaţa angro de energie electrică.
454. Prezentul titlu stabileşte regulile referitoare la:
1) asumarea responsabilităţii pentru echilibrare de către participanţii la piaţa angro de energie electrică;
2) înregistrarea PRE în registrul pentru evidenţa PRE de către OST;
3) drepturile şi obligaţiile PRE;
4) atribuirea punctelor de racordare în responsabilitatea unei PRE.
455. Prevederile prezentului titlu se aplică tuturor participanţilor la piaţa angro de energie electrică şi anume:
1) producătorilor de energie electrică;
2) furnizorilor;
3) OPEE;
4) OST;
5) OSD;
6) alte părţi ce activează pe piaţa angro de energie electrică.
Capitolul II
OBLIGAŢII PRIVIND ECHILIBRAREA
Secţiunea 1
Obligativitatea asumării responsabilităţii pentru echilibrare
456. Fiecare participant la piaţa de energie electrică asupra căruia se aplică prevederile prezentului Titlu trebuie să-şi asume responsabilitatea pentru echilibrare pentru întreaga sa producţie, achiziţie, import, consum, vânzare sau export de energie electrică, prin semnarea contractului de echilibrare cu OST şi înregistrarea în calitate de PRE.
457. Fiecare unitate de producere sau punct de racordare al instalaţiilor deţinut de un consumator de energie electrică este alocat unei singure PRE, conform prevederilor Capitolului III.
458. Numai participanţii la piaţa de energie electrică care au semnate contracte de echilibrare cu OST au dreptul să se angajeze în tranzacţii pe piaţa angro de energie electrică.
459. Punctele de racordare a instalaţiilor deţinute de un participant pe piaţa angro pot fi atribuite mai multor grupuri de echilibrare cu condiţia atribuirii fiecărui punct de racordare doar unui singur grup de echilibrare.
460. PRE îşi asumă responsabilitatea pentru echilibrare şi pentru exportul şi importul declarat de energie electrică.
Secţiunea 2
Responsabilitatea echilibrării pentru operatorul
pieţei energiei electrice
461. OPEE îşi asumă responsabilitatea echilibrării pentru fiecare tranzacţie comercială în care este parte pe PZU, respectiv PPZ.
[Pct.461 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
462. OPEE nu are dreptul să-şi asume responsabilitatea echilibrării pentru:
1) niciun punct de racordare;
2) nici un participant la PZU şi PPZ.
Secţiunea 3
Responsabilitatea echilibrării pentru operatorii de sistem
463. OST îşi asumă responsabilitatea echilibrării pentru:
1) fluxul tehnologic de energie electrică;
2) consumul propriu tehnologic şi pierderile de energie electrică în reţeaua electrică de transport.
464. OST nu are dreptul să transfere responsabilitatea echilibrării conform pct.463 către niciun alt participant la piaţa de energie electrică.
465. Fiecare operator al sistemului de distribuţie îşi asumă responsabilitatea echilibrării pentru consumul tehnologic şi pierderile de energie electrică în reţeaua electrică de distribuţie proprie.
Capitolul III
PĂRŢILE RESPONSABILE PENTRU ECHILIBRARE
Secţiunea 1
Drepturile şi obligaţiile PRE
466. Toţi participanţii la piaţa de energie electrică sunt obligaţi să planifice producţia şi achiziţiile, inclusiv importul declarat de energie electrică, pentru fiecare interval de dispecerizare al fiecărei zile de livrare, în aşa fel, încât să corespundă consumurilor anticipate şi vânzărilor, inclusiv exportul declarat de energie electrică.
467. Toţi participanţii la piaţa de energie electrică sunt obligaţi să fie înregistraţi la OST în calitate de PRE şi să transmită notificări fizice conform prevederilor Titlului V.
468. Fiecare participant la piaţa de energie electrică îşi asumă responsabilitatea financiară faţă de OST pentru suma dezechilibrelor aferente producţiei, achiziţiei, importului declarat, consumului, vânzărilor şi exportului declarat de energie electrică. Dezechilibrele sunt calculate conform prevederilor Capitolului III din Titlul X şi decontate conform prevederilor Capitolului VI din Titlul XII.
469. Fiecare PRE menţine în funcţiune sistemele de comunicaţie necesare pentru transmiterea notificărilor fizice, precum şi pentru recepţionarea notificărilor OST conform prevederilor Titlului V.
470. Fiecare PRE nominalizează cel puţin o persoană de contact care să acţioneze în numele său şi care să ţină legătura cu OST pe parcursul fiecărei zile de tranzacţionare, începând cu ora 12:00 şi până la sfârşitul orelor de tranzacţionare.
471. Fiecare PRE este obligată să furnizeze garanţii financiare conform prevederilor Capitolului III din Titlul XII. Fiecare PRE sau responsabilul grupului de echilibrare depun la OST garanţii financiare pentru acoperirea ultimului a riscurilor de neplată de către acesta a dezechilibrelor create în reţeaua electrică, conform unei proceduri elaborate de OST, consultate public şi avizate de ANRE.
[Pct.471 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
472. Drepturile şi obligaţiile unei PRE şi ale OST sunt stabilite în Contractul de echilibrare.
Secţiunea 2
Înregistrarea PRE
473. În vederea înregistrării ca PRE, participantul la piaţa de energie electrică trebuie să transmită o cerere scrisă către OST. Cererea va include un formular completat corespunzător, fiind însoţită de documentaţia de suport relevantă semnată de reprezentantul autorizat al participantului la piaţa de energie electrică.
[Pct.473 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
474. Cerinţele privind înregistrarea în calitate de PRE, care cuprinde conţinutul şi formatul formularului care trebuie să fie completat de participantul la piaţa de energie electrică, precum şi modul de transmitere, verificare, acceptare sau respingere a solicitării de înregistrare ca PRE este elaborată de OST. OST aprobă cerinţele privind înregistrarea în calitate de PRE după consultarea publică şi avizarea acestora de către Agenţie.
475. OST elaborează conţinutul Contractului cadru de echilibrare care trebuie să cuprindă drepturile şi obligaţiile reciproce ale OST şi ale fiecărei PRE şi îl supune consultării publice. Contractul cadru de echilibrare se aprobă de OST după avizarea acestuia de către Agenţie.
476. Înregistrarea unei PRE devine efectivă începând cu data intrării în vigoare a Contractului de echilibrare.
477. Înregistrarea ca PRE a unui participant la piaţa de energie electrică este obligatorie şi în cazul asumării responsabilităţii de echilibrare de către un responsabil al grupului de echilibrare, în urma semnării unui acord în acest sens.
Secţiunea 3
Retragerea şi revocarea părţilor responsabile pentru echilibrare
478. Dacă un participant la piaţa de energie electrică nu mai doreşte să activeze în calitate de PRE, acesta transmite la OST o solicitare de retragere scrisă. Condiţiile de retragere vor fi elaborate de OST şi incluse în contractul de echilibrare.
479. OST revocă înregistrarea unei PRE, în oricare din următoarele cazuri:
1) garanţiile financiare furnizate de participantul la piaţa de energie electrică înregistrat ca PRE sunt mai mici decât valoarea stabilită pentru respectiva PRE;
2) OST este informat de falimentul sau lichidarea participantului la piaţa de energie electrică;
3) licenţa respectivului titular de licenţă a fost retrasă de către Agenţie;
4) în cazul înregistrării unor dezechilibre majore, frecvente şi de lungă durată ale respectivei PRE, definite în conformitate cu prevederile contractului de echilibrare;
5) in cazul în care PRE nu îşi îndeplineşte obligaţiile de plată în raport cu OST.
[Pct.479 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
480. În cazul în care OST decide anularea înregistrării ca PRE a unui participant la piaţa de energie electrică, la solicitarea acestuia de retragere sau conform prevederilor pct.479 OST trebuie:
1) să informeze imediat participantul la piaţa de energie electrică înregistrat ca PRE şi pe toţi participanţii la piaţa de energie electrică atribuiţi respectivei PRE;
2) să notifice anularea înregistrării respectivei PRE operatorului pieţei energiei electrice şi OSD relevant;
3) să deruleze procedurile de anulare a înregistrării respectivei PRE în registrul pentru evidenţa PRE;
4) să publice pe pagina web oficială a OST lista PRE cărora le-a fost anulată înregistrarea ca PRE şi data anulării.
[Pct.480 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
481. Dacă înregistrarea ca PRE a unui participant la piaţa de energie electrică a fost revocată în temeiul prevederilor pct.479, subpct.3), revocarea va avea efect din momentul intrării în vigoare a Hotărârii de retragere a licenţei. În toate celelalte cazuri, înregistrarea ca PRE a unui participant la piaţa de energie electrică poate fi anulată numai în prima zi a primei luni calendaristice care urmează datei deciziei de revocare.
Secţiunea 4
Transferul responsabilităţii pentru echilibrare
482. Părţile responsabile pentru echilibrare, pot forma grupuri de echilibrare, în cadrul cărora o singură entitate să îşi asume responsabilitatea de echilibrare pentru un grup de participanţi înregistraţi. Grupurile de echilibrare sunt constituite prin semnarea acordurilor privind formarea grupurilor de echilibrare. Acordurile privind formarea grupurilor de echilibrare sunt transmise spre înregistrare la OST. Responsabilul grupului de echilibrare trebuie să fie înregistrat ca PRE şi îndeplineşte toate funcţiile şi are toate obligaţiile atribuite unei PRE, inclusiv aferente notificărilor fizice şi dezechilibrelor.
[Pct.482 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
483. Participantul pieţei energiei electrică care doreşte să-şi transfere responsabilitatea pentru echilibrare, numit în această secţiune „parte transferată” şi acea PRE care doreşte să-şi asume responsabilitatea echilibrării pentru el, numită în această secţiune „PRE solicitantă”, trebuie să transmită către OST, individual, câte o solicitare în scris de transfer şi corespunzător de asumare a responsabilităţii pentru echilibrare.
[Pct.483 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
484. Procedura privind transferul responsabilităţii echilibrării care cuprinde condiţiile care trebuie îndeplinite în vederea formării grupului de echilibrare, conţinutul şi formatul-cadru pentru solicitarea de transfer al responsabilităţii echilibrării, precum şi modul de transmitere, verificare şi acceptare a acestei solicitări este elaborată şi supusă consultării publice de OST şi avizată de către Agenţie. Procedura respectivă este aprobată de către OST după avizarea acesteia de către Agenţie. Procedura va conţine criterii şi termene de acceptare a cererilor de transfer al responsabilităţii echilibrării, inclusiv care vor include cel puţin următoarele:
- partea solicitantă nu a transferat responsabilitatea pentru echilibrare către altă PRE;
- partea transferată şi PRE solicitantă execută integral prevederile contractelor încheiate cu OST, inclusiv cele privind obligaţiile de plată.
[Pct.484 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
485. După primirea unei solicitări de transfer al responsabilităţii echilibrării, OST trebuie să stabilească garanţiile financiare care trebuie asigurate de PRE la care era alocată partea transferantă şi să informeze participanţii pieţei energiei electrice implicaţi.
486. Constituirea unui grup de echilibrare, implică următoarele:
1) responsabilul grupului de echilibrare notifică producţia, respectiv consumul de energie electrică planificate ale fiecărei unităţi de producere, respectiv, loc de consum aferent fiecărei părţi responsabile pentru echilibrare, care face parte din grupul de echilibrare;
2) responsabilul grupului de echilibrare are dreptul să transfere producţia sau consumul între diferite unităţi de producere sau locuri de consum care fac parte din acelaşi grup de echilibrare, chiar şi în timp real cu aprobarea OST;
3) deconectarea de la SE a unei unităţi de producere sau a unui loc de consum, după caz, dintr-un grup de echilibrare este tratată în aceleaşi condiţii cu cele corespunzătoare unei unităţi de producere sau loc de consum individual;
4) părţile responsabile pentru echilibrare transmit pe piaţa de echilibrare oferte zilnice pentru fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil care face parte din grupul de echilibrare;
5) ofertele fixe corespunzătoare unităţilor de producere sau locurilor de consum dispecerizabile, care fac parte din grupul de echilibrare, se transmit de către părţile responsabile pentru echilibrare pentru fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabile care face parte din grupul de echilibrare respectiv;
6) calculul energiei electrice de echilibrare efectiv livrate este efectuat individual pentru fiecare parte responsabilă pentru echilibrare şi sumar pentru întregul grup de echilibrare;
7) determinarea dezechilibrelor grupului de echilibrare este efectuată sumar pentru întregul grup de echilibrare şi se atribuie responsabilului grupului responsabil de echilibrare.
487. După validarea unei solicitări de transfer al responsabilităţii pentru echilibrare, OST trebuie:
1) să informeze imediat partea transferantă, PRE solicitantă şi, după caz, operatorul sistemului de distribuţie;
2) să notifice transferul responsabilităţii echilibrării şi cuantumul garanţiei financiare către PRE la care era alocată partea transferantă;
3) să înregistreze transferul responsabilităţii echilibrării în registrul pentru evidenţa PRE.
488. Responsabilul grupului de echilibrare suportă costurile corespunzătoare dezechilibrelor sumare cauzate de membrii grupului de echilibrare. Distribuirea costurilor dezechilibrelor corespunzătoare dezechilibrelor în cadrul grupului de echilibrare este realizată de responsabilul grupului de echilibrare conform acordurilor încheiate de PRE care constituie grupul de echilibrare.
4881. Pentru distribuirea costurilor dezechilibrelor în cadrul grupului de echilibrare, participanţii pieţei energiei electrice pot aplica Algoritmul de alocare a costurilor şi veniturilor între membrii grupului de echilibrare expus în Anexa 3.
[Pct.4881 introdus prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
489. OSD, furnizorul serviciului universal şi furnizorul de ultimă opţiune poate să transfere responsabilitatea echilibrării unui responsabil al grupului de echilibrare numai după avizarea Agenţiei. La solicitarea avizului, titularul de licenţă şi respectivul responsabil al grupului de echilibrare transmite Agenţiei algoritmul de calcul privind distribuirea costurilor sau veniturilor rezultate în urma dezechilibrului sumar al grupului de echilibrare între dezechilibrul corespunzător consumului propriu tehnologic şi dezechilibrul corespunzător cantităţii de energie electrică necesară a fi livrată pentru asigurarea consumului consumatorilor finali de energie electrică pentru care titularii de licenţă din grupul de echilibrare şi-au asumat responsabilitatea echilibrării.
4891. La solicitarea oricărui membru al grupului de echilibrare, responsabilul grupului de echilibrare are obligaţia prezentării necondiţionate, a informaţiilor privind rezultatele individuale aferente participării membrului respectiv în grupul de echilibrare, precum şi a informaţiilor privind rezultatele grupului de echilibrare per ansamblu.
[Pct.4891 introdus prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
490. Prin derogare de la prevederile pct.488 FCEE redistribuie costurile sumare corespunzătoare dezechilibrelor provocate de centralele electrice eligibile şi centralele electrice de termoficare urbane proporţional dezechilibrelor individuale a fiecărei părţi responsabile pentru echilibrare din cadrul grupului de echilibrare.
Secţiunea 5
Registrul pentru evidenţa PRE
491. OST întocmeşte şi actualizează un registru pentru evidenţa PRE.
492. Datele corespunzătoare PRE vor fi înregistrate în registrul pentru evidenţa PRE. Acesta conţine, cel puţin următoarele date pentru fiecare PRE:
1) numele, adresa juridică şi detaliile de contact ale participantului la piaţa de energie electrică care s-a înregistrat ca PRE;
2) data şi numărul de înregistrare al contractului de echilibrare;
3) codul de identificare al punctului (-elor) de racordare pentru care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării;
4) codul de identificare al PRE;
5) codul EIC;
6) numele şi datele de contact ale tuturor persoanelor împuternicite să acţioneze în numele participantului la piaţă respectiv;
7) datele de identificare ale PRE către care şi-a transferat responsabilitatea echilibrării, dacă este cazul, şi data transferului;
8) datele de identificare ale PRE-urilor pentru care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, dacă este cazul, şi data fiecăruia din aceste transferuri;
9) data intrării în vigoare a înregistrării în calitate de PRE.
[Pct.492 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
493. Fiecare PRE are dreptul să consulte informaţiile care o privesc din registrul pentru evidenţa PRE şi să solicite corectarea oricărei inexactităţi constatate.
494. OST are obligaţia să pună la dispoziţia OPEE (cu cel puţin 2 zile lucrătoare anterior zilei de tranzacţionare) şi operatorilor sistemelor de distribuţie informaţiile conţinute în registrul pentru evidenţa PRE.
[Pct.494 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
495. OST informează imediat operatorii sistemelor de distribuţie şi OPEE despre orice modificări efectuate în registrul pentru evidenţa PRE.
496. OST informează Agenţia despre înregistrarea unei PRE noi sau despre anularea înregistrării unei PRE existente.
Secţiunea 6
Sistemul de informaţii privind prestarea serviciului de transport
şi de distribuţie a energiei electrice
497. Fiecare operator de sistem întocmeşte şi actualizează un sistem de informaţii privind prestarea serviciului de transport sau de distribuţie pentru teritoriul specificat în licenţă.
498. Sistemul de informaţii privind prestarea serviciului de transport sau de distribuţie al fiecărui operator de sistem conţine cel puţin următoarele date pentru fiecare punct de racordare al instalaţiei de utilizare a unui consumator final sau unitate de producere a producătorului de energie electrică din teritoriul specificat în licenţă:
1) numărul de identificare unic sau codul de identificare al punctului de racordare;
2) puterea avizată şi puterea contractată a punctului de racordare;
3) numele şi detaliile de contact ale consumatorului sau producătorului de energie electrică, după caz, care deţine respectivul punct de racordare;
4) în cazul consumatorilor finali, denumirea şi detaliile furnizorului responsabil cu echilibrarea locului de consum respectiv;
5) furnizorul (-ii) care furnizează locului de consum cu care este semnat contractul de transport sau contractul de distribuţie corespunzător, după caz;
6) codul de identificare a PRE care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru respectivul utilizator de sistem.
499. Fiecare furnizor sau producător de energie electrică are dreptul să consulte informaţiile din sistemul de informaţii privind prestarea serviciului de transport sau de distribuţie şi să solicite corectarea oricărei inexactităţi constatate.
TITLUL IX
COLECTAREA ŞI VALIDAREA DATELOR MĂSURATE
Capitolul I
DOMENIUL DE APLICARE
500. Obiectivul prezentului titlu este crearea unui cadru de reglementare pentru colectarea validarea şi agregarea datelor necesare pentru decontarea cantităţilor tranzacţionate pe piaţa angro de energie electrică, incluzând schimburile bilaterale, PEE, dezechilibrele, serviciile de sistem şi orice alte servicii şi taxe aplicabile.
501. Prezentul titlu completează din punct de vedere comercial cerinţele Regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale, aprobat de Agenţie.
502. Prezentul titlu se referă la:
1) cerinţele legate de măsurare şi comunicare, suplimentare faţă de prevederile Regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale;
2) înregistrarea valorilor măsurate;
3) colectarea, verificarea şi validarea valorilor măsurate;
4) agregarea valorilor măsurate validate;
5) comunicarea valorilor măsurate.
503. Decontarea pe piaţa angro de energie electrică se bazează pe intervale de dispecerizare şi intervale de tranzacţionare, necesitând utilizarea echipamentelor de măsurare corespunzătoare. Pentru cazurile în care nu se justifică economic utilizarea echipamentelor de măsurare pe interval, se utilizează cerinţele prezentelor Reguli.
504. Referirile la termenii „măsurat”, „măsurare” şi orice alţi termeni asociaţi se consideră ca fiind exclusiv atribuite pentru echipamentele de măsurare, sistemele informatice şi procedurile folosite pentru decontare pe piaţa angro de energie electrică în conformitate cu prezentele Reguli. Prezentele reguli nu se aplică pentru echipamentele şi sistemele de măsurare utilizate numai în scop operaţional sau tehnic.
Capitolul II
CERINŢE LEGATE DE MĂSURARE ŞI COMUNICARE
505. Regulile de ordin tehnic şi condiţiile care se aplică în privinţa echipamentelor de măsurare şi sistemelor informatice corespunzătoare pentru citirea, procesarea, transmiterea şi stocarea valorilor măsurate şi pentru instalarea, deţinerea, întreţinerea şi citirea indicaţiilor echipamentelor de măsurare sunt stabilite prin Regulamentul privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale.
506. Punctele de măsurare trebuie echipate cu echipamente de măsurare care corespund cerinţelor Regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale.
507. Următoarele puncte de măsurare sunt definite ca puncte de măsurare în scopuri comerciale şi trebuie echipate cu echipamente de măsurare comerciale:
1) fiecare punct de racordare a instalaţiei unui consumator final şi fiecare unitate de producere;
2) fiecare punct de racordare în care o reţea electrică a unui operator de sistem este interconectată la reţeaua electrică a altui operator de sistem;
3) fiecare punct de racordare în care SE este racordat la reţeaua unei alte tari.
508. OST este responsabil de stabilirea standardului de codificare pentru evidenţa punctelor de măsurare în scopuri comerciale.
509. Regulile şi condiţiile pentru determinarea şi atribuirea codurilor de identificare a punctelor de măsurare sunt în concordanţă cu reglementările internaţionale aplicabile şi în mod obligatoriu cu reglementările stabilite de către ENTSO-E.
510. OST este responsabil de emiterea codurilor pentru toate punctele de măsurare utilizate pe piaţa angro de energie electrică. În scopul emiterii codurilor pentru punctele de măsurare, utilizate pe piaţa angro de energie electrică, din alte reţele decât cea a OST, respectivul operator de sistem transmite către OST codurile de identificare, stabilit în conformitate cu standardul indicat în pct.508.
Capitolul III
ÎNREGISTRAREA DATELOR MĂSURATE
511. Operatorul de sistem menţine bază de date de măsurare pentru stocarea datelor de natură tehnică, administrativă şi fizică, relevante pentru punctele de măsurare din teritoriul specificat în licenţă. OS au, de asemenea, responsabilitatea pentru asigurarea securităţii şi confidenţialităţii în legătură cu modul în care administrează, procesează, întreţin şi păstrează registrul de măsurare.
512. Pentru fiecare punct de măsurare, baza de date conţine cel puţin următoarele date:
1) codul de identificare a punctului de măsurare;
2) locaţia fizică, reprezentând nodul din SE la care punctul de măsurare este conectat;
3) identitatea şi caracteristicile tehnice ale echipamentului de măsurare instalat în punctul de măsurare;
4) periodicitatea de citire a datelor măsurate;
5) tipul indicaţiilor care sunt înregistrate;
6) identitatea părţii în proprietatea căreia este echipamentul de măsurare.
7) valorile măsurate ale energiei active şi reactive, pe fiecare interval de dispecerizare, colectate pe interval;
8) valorile calculate pe baza valorilor măsurate, procesate de OS;
9) valorile estimate şi corectate sau înlocuite în cazul datelor lipsă sau greşite;
10) valorile care sunt transferate în scopul efectuării decontării.
513. Valorile măsurate sunt păstrate în baza de date măsurate pentru o perioadă minimă de cinci 5 ani.
514. Fiecare parte are acces la datele din baza de date măsurate, care se referă la punctele sale de măsurare şi este în drept să solicite corectarea oricărei inexactităţi constatate în legătură cu aceste date.
515. OST organizează o bază de date măsurate a întregii pieţe angro de energie electrică, în care sunt păstrate valorile măsurate din sistemul propriu şi de la ceilalţi OS, pentru toate punctele de măsurare pentru care primeşte date, precum şi valorile agregate şi toate formulele de agregare utilizate în calcule direct de acesta.
516. OS atribuie fiecărui punct de măsurare un cod de identificare conform standardului de codificare pentru evidenţa punctelor de măsurare elaborat de OST.
Capitolul IV
COLECTAREA, VERIFICAREA ŞI VALIDAREA VALORILOR MĂSURATE
Secţiunea 1
Generalităţi
517. Dacă nu se specifică altfel, toate valorile măsurate se vor referi la cantitatea netă de energie electrică ce a fost livrată către sau din SE într-un punct de racordare într-un interval de dispecerizare.
518. Fiecare OS este responsabil pentru colectarea tuturor valorilor măsurate în teritoriul autorizat.
519. În măsura posibilităţilor, OS colectează valorile măsurate prin achiziţie la distanţă, utilizând mijloace adecvate de transfer, validare, procesare, securizare şi stocare a datelor în baza de date măsurate. Dacă achiziţia la distanţă nu este posibilă sau devine indisponibilă, OS organizează obţinerea datelor relevante prin citire locală.
Secţiunea 2
Determinarea valorilor măsurate validate
520. Fiecare OS înregistrează cel puţin valorile măsurate lunar sau pe o perioadă mai scurtă de timp şi le transmite participanţilor la piaţa energiei electrice relaţionaţi la punctul de măsurare respectiv prin obligaţiile contractuale ale contractelor în care este parte.
521. Fiecare participant la piaţa angro de energie electrică care primeşte valori măsurate le poate contesta la OS în termenele stabilite conform prevederilor secţiunilor 7- 9 din Capitolul V.
522. Dacă un participant la piaţa angro de energie electrică nu a transmis nici o contestaţie conform pct.521 se consideră că valorile măsurate au fost validate de participantul respectiv.
523. OS verifică orice contestaţie în termenele prevăzute în secţiunile 7-9 din Capitolul V.
524. Valorile măsurate, inclusiv cele care au fost subiectul corectării, validate de către participanţii la piaţa angro de energie electrică devin valori măsurate validate, după ultima dată la care OS trebuia să răspundă tuturor contestaţiilor.
Capitolul V
COMUNICAREA ŞI AGREGAREA VALORILOR MĂSURATE
Secţiunea 1
Comunicarea valorilor măsurate validate
525. Pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare, OS transmite cel puţin următoarele date părţilor, în cazul în care nu se specifică altfel în prezentele Reguli:
1) către OST:
- valorile măsurate validate necesare pentru calcularea dezechilibrelor, aprobate separat pentru producătorii de energie electrică, OS şi valorile agregate aprobate pentru furnizorii de energie electrică, specificate la nivel de participant al pieţei energiei electrice şi centrală electrică;
- valoarea măsurată validată pentru punctele de măsurare în care respectivul OS măsoară energia livrată de unitatea de producere, respectiv de locul de consum dispecerizabil, după caz;
2) către un producător de energie electrică: valoarea măsurată aprobată corespunzătoare fiecărui punct de măsurare în care respectivul OS măsoară energia livrată de către unitatea de producere a producătorului de energie electrică;
3) către un furnizor:
a) valoarea măsurată validată corespunzătoare fiecărui punct de racordare la reţeaua electrică al consumatorului, dotat cu echipament de contorizare pe interval şi la care este posibilă transmiterea la distanţă a informaţiilor de pe echipamentele de măsurare, al cărui consum de energie electrică este asigurat de respectivul furnizor;
b) valorile calculate agregate validate pentru punctele de racordare la sistemul electroenergetic ale consumatorilor la care nu este posibilă contorizarea pe interval şi transmiterea la distanţă a informaţiilor de pe echipamentele de măsurare, al cărui consum de energie electrică este asigurat de respectivul furnizor.
[Pct.525 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.525 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
5251. Pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare, OST transmite către responsabilul grupului de echilibrare valorile măsurate validate aferente participanţilor la piaţă care şi-au transferat responsabilitatea echilibrării şi fac parte din grupul de echilibrare respectiv.
[Pct.5251 introdus prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
526. Fiecare OS transmite valorile măsurate validate corespunzătoare fiecărui punct de măsurare de care este responsabil, părţilor specificate la pct.525, respectând termenele limită stabilite în secţiunile 7-9.
Secţiunea 2
Agregarea pe activitate de producere sau furnizare a energiei electrice
527. În baza valorilor măsurate, respectând termenele limită din secţiunile 7 – 9 ale prezentului Capitol, OS calculează pentru teritoriul specificat în licenţă pentru fiecare interval de dispecerizare:
1) producţia agregată corespunzătoare fiecărei centrale electrice;
2) consumul agregat corespunzător fiecărei centrale electrice;
3) consumul agregat corespunzător fiecărui participant la piaţa, inclusiv furnizor de energie electrică.
[Pct.527 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.527 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
528. Producţia, respectiv consumul agregat al fiecărui producător de energie electrică este egal cu suma tuturor valorilor măsurate şi validate în punctele de racordare la SE ale unităţilor de producere ale respectivului producător de energie electrică din teritoriul specificat în licenţă al respectivului OS.
[Pct.528 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
529. Consumul agregat al fiecărui furnizor a energiei electrice este egal cu suma tuturor valorilor măsurate şi validate în punctele de racordare la SE din teritoriul specificat în licenţă al respectivului OS finali al căror consum de energie electrică este asigurat de respectivul furnizor.
[Pct.529 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.529 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Secţiunea 3
Agregarea pe parte responsabilă pentru echilibrare
530. OST calculează producţia agregată, respectiv consumul agregat aferente fiecărei PRE/grup de echilibrare, pentru fiecare interval de dispecerizare, în baza valorilor agregate validate transmise de fiecare OS, respectând termenele limită de la secţiunile 7-9.
531. Producţia agregată aferentă unei PRE/grup de echilibrare este egală cu suma producţiei agregate determinată conform prevederilor secţiunii 2 a tuturor centralelor electrice pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.
[Pct.531 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
532. Consumul agregat aferent unei PRE/grup de echilibrare este egal cu suma consumului agregat, determinat conform prevederilor secţiunii 2 al tuturor locurilor de consum pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.
5321. Producţia agregată aferentă unei PRE/grup de echilibrare este egală cu suma producţiei agregate a tuturor centralelor electrice pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.
[Pct.5321 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
5322. OST calculează producţia agregată, respectiv consumul agregat aferent fiecărei PRE/grup de echilibrare, pentru fiecare interval de dispecerizare, în baza valorilor agregate, validate şi transmise de fiecare OS.
[Pct.5322 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Secţiunea 4
Agregarea pe operator de sistem
533. Pe baza valorilor măsurate validate, fiecare operator de sistem determină energia electrică primită, respectiv livrată în/din teritoriul specificat în licenţă pentru fiecare interval de dispecerizare.
534. Energia electrică primită în teritoriul specificat în licenţă al unui operator de sistem se determină ca sumă a:
1) valorilor măsurate validate aferente fiecărui producător de energie electrică ce livrează energie electrică în respectivul teritoriul specificat în licenţă;
2) valorilor măsurate validate aferente fiecărui operator de sistem care livrează energie electrică în teritoriul specificat în licenţă al OS respectiv;
3) importul de energie electrică din SE a ţărilor vecine, după caz.
535. Energia electrică livrată din teritoriul specificat în licenţă al unui operator de sistem se determină ca sumă a:
1) valorilor măsurate validate aferente fiecărui producător de energie electrică care primeşte energie electrică din respectivul teritoriu specificat în licenţă;
2) valorilor măsurate validate aferente fiecărui operator de sistem care primeşte energie electrică din respectivul teritoriu specificat în licenţă;
3) valorilor măsurate şi calculate validate aferente fiecărui furnizor de energie electrică ce primeşte energie electrică la locurile de consum din teritoriul autorizat de licenţă al OS respectiv;
4) exportul de energie electrică spre SE din ţările vecine, după caz.
[Pct.535 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Secţiunea 5
Determinarea consumului tehnologic şi pierderilor de energie electrică
în reţelele electrice şi atribuirea energiei electrice consumate la
locurile de consum fără echipament de măsurare pe interval
536. Fiecare OS calculează consumul tehnologic în reţelele electrice corespunzătoare teritoriului autorizat de licenţă, pe fiecare interval de dispecerizare, ca fiind diferenţa între energia electrică intrată în reţeaua electrică şi energia electrică livrată din reţeaua electrică, determinate conform prevederilor secţiunii 4.
537. Operatorul de sistem calculează consumul tehnologic şi pierderile de energie electrică în reţelele electrice corespunzătoare teritoriului autorizat de licenţă pentru fiecare interval de dispecerizare, pe baza valorilor măsurate şi calculate validate.
[Pct.537 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
538. Pentru punctele de măsurare care au contorizare pe interval şi la care este posibilă colectarea informaţiilor de pe echipamentele de măsurare şi transmitere a valorilor măsurate la distanţă, OSD transmit OST valorile măsurate pentru fiecare interval de dispecerizare, agregate la nivel de participant la piaţa de energie electrică.
[Pct.538 în redacţia Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
539. Energia electrică sumară neatribuită pe interval, care reprezintă energia electrică consumată la punctele de măsurare care nu au contorizare pe interval sau la care nu este posibilă transmiterea informaţiilor de pe echipamentele de măsurare, precum şi consumul tehnologic şi pierderile de energie electrică, se determină de către OS pentru zona sa de activitate, prin extragerea tuturor valorilor echipamentelor de măsurare care înregistrează valorile pe interval din valoarea energiei electrice primite în zona de activitate a respectivului OS.
[Pct.539 în redacţia Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
[Pct.540 abrogat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
541. Zilnic, pe parcursul lunii de livrare, energia electrică neatribuită pe interval este repartizată pe fiecare interval de dispecerizare de către OST tuturor furnizorilor de energie electrică care livrează energie electrică consumatorilor finali şi operatorilor de sistem în baza cotelor energiei electrice livrate în ultimele trei luni de către furnizorii de energie electrică consumatorilor finali fără contorizarea pe interval. În acest sens, consumul tehnologic al operatorului de sistem este considerat ca energie electrică livrată la un punct de consum virtual care nu are contorizare pe interval, OS revenindu-i cota respectivă de energie electrică.
542. Până la atribuirea energiei electrice consumate la locurile de consum fără echipament de măsurare pe interval participanţilor la piaţa de energie electrice conform valorilor măsurate, OST utilizează în calitate de valori preventive cantităţile determinate conform pct.541.
[Pct.542 în redacţia Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
543. În scopul determinării cotelor menţionate la pct.541, OSD transmit OST cantităţile agregate de energie electrică consumate la locurile de consum care nu au contorizare pe interval sau la care nu este posibilă transmiterea informaţiilor de pe echipamentele de măsurare, în termenele stabilite la secţiunile 6-9 şi informaţia privind cantitatea de energie electrică consumată în ultimele 3 luni la locurile de consum la care pe parcursul acestei perioade de timp a avut loc schimbarea furnizorului de energie electrică cu indicarea furnizorului actual, a furnizorului nou şi a zilei schimbării furnizorului de energie electrice.
[Pct.543 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
544. Pentru fiecare furnizor de energie electrică, OS determină cotele procentuale corespunzătoare locurilor de consum neechipate cu echipamente de măsurare pe interval, în baza cantităţilor totale înregistrate la locurile de consum neechipate cu echipamente de măsurare pe interval sau la care nu este posibilă transmiterea informaţiilor de pe echipamentele de măsurare şi cotele procentuale corespunzătoare consumului tehnologic şi pierderilor de energie electrică după cum urmează:
1) OS determină consumul mediu zilnic al locului de consum utilizând valorile măsurate înregistrate şi validate conform ciclurilor de citire a indicaţiilor realizate de OS şi asociate lunii de livrare, considerând că pe perioada de citire a indicaţiilor consumul de energie electrică este constant;
2) OS determină consumul lunar de energie electrică pentru fiecare loc de consum utilizând consumul mediu zilnic de energie electrică, determinat pentru fiecare ciclu de citire ale indicaţiilor, pentru perioada cuprinsă între prima zi şi ultima zi a lunii de livrare;
3) OS realizează agregarea consumului de energie electrică fără înregistrare pe interval atribuit lunii de livrare la nivelul fiecărui participant la piaţa de energie electrică. În acest sens consumul tehnologic al operatorului de sistem este considerat ca energie electrică livrată la un punct de consum virtual care nu are contorizare pe interval;
4) OS calculează cotele procentuale ale energiei electrice livrate la locurile de consum fără înregistrare pe interval şi pentru consum tehnologic conform formulei:
unde
c(j)i reprezintă cota procentuală a energiei electrice livrate la locurile de consum fără înregistrare pe interval atribuite participantului j la piaţa de energie electrică;
WE(j)i – consumul agregat de energie electrică fără înregistrare pe interval atribuit lunii de livrare la nivelul fiecărui participant j la piaţa de energie electrică;
∑jWE(j)i – consumul agregat de energie electrică fără înregistrare pe interval atribuit tuturor participanţilor la piaţa de energie electrică în luna de livrare.
[Pct.544 în redacţia Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
545. Energia electrică neatribuită pe interval este repartizată pe fiecare interval de dispecerizare al lunii de către OS tuturor furnizorilor de energie electrică care livrează energie electrică consumatorilor finali şi pentru consumul tehnologic şi pierderi în reţelele electrice, atribuind o valoare egală cu produsul dintre cantitatea totală a energiei electrice neatribuite pe interval, livrată pe parcursul intervalului respectiv de dispecerizare şi cota procentuală determinată conform pct.544. În acest sens, consumul tehnologic al operatorului de sistem este considerat ca energie electrică livrată la un punct de consum virtual care nu are contorizare pe interval, OS revenindu-i cota respectivă de energie electrică.
[Pct.545 în redacţia Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
5451. Energia electrică neatribuită pe interval repartizată pe fiecare interval de dispecerizare de către OS conform pct.545 este utilizată în procesul de determinare a poziţiei nete măsurate a participanţilor la piaţa de energie electrice pentru intervalele de dispecerizare din cadrul lunii de livrare şi la determinarea dezechilibrelor.
[Pct.5451 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Secţiunea 6
Comunicarea valorilor măsurate agregate
546. Fiecare OS transmite valorile măsurate agregate, corespunzătoare fiecărui participant la piaţa de energie electrică, respectând termenele limită de la secţiunile 7 – 9.
547. OS transmite participanţilor pieţei energiei electrice cel puţin următoarele date, specificate pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare:
1) producătorului de energie electrică: cantitatea produsă şi consumului, agregate separat conform pct.528;
2) furnizorului de energie electrică: consumul agregat de energie electrică calculat conform pct.529, specificând fiecare loc de consum;
3) OST: valorile agregate validate conform secţiunilor 2 şi 4.
548. Fiecare OS transmite OST consumul tehnologic şi pierderile de energie electrică în reţelele electrice corespunzătoare teritoriului specificat în licenţă, calculat conform prevederilor secţiunii 5.
549. OST informează fiecare PRE despre valorile agregate conform prevederilor secţiunii 3 în vederea validării acestora, respectând termenele limită prevăzute în secţiunea 10.
Secţiunea 7
Termene privind comunicarea, validarea, contestarea valorilor măsurate
şi a valorilor agregate şi pentru soluţionarea contestaţiilor
550. Fiecare OS transmite participantului la piaţa de energie electrică, în vederea validării, valoarea măsurată corespunzătoare fiecărui punct de măsurare în care măsoară energia electrică, precum şi valorile agregate, conform prevederilor secţiunii 6, în termen de şapte zile lucrătoare de la începutul primei luni calendaristice care urmează lunii de livrare.
551. Participantul la piaţa de energie electrică care a primit valorile măsurate, respectiv agregate menţionate la pct.550, transmite către OS, în termen de două zile lucrătoare de la data primirii lor:
1) contestaţie;
2) confirmare, lipsa confirmării în termen reprezintă implicit confirmare.
552. Fiecare OS trebuie să verifice şi să soluţioneze contestaţia în termen de două zile lucrătoare de la data primirii acesteia.
553. Fiecare OS transmite participantului la piaţa de energie electrică menţionat la pct.550 valoarea măsurată validată corespunzătoare fiecărui punct de măsurare în care măsoară energia electrică, respectiv valorile agregate validate, în ziua în care a soluţionat contestaţia depusă conform termenului din pct.552.
554. Fiecare OS transmite către OST, valorile măsurate validate şi valorile agregate validate pentru participanţii la piaţa de energie electrică, în termenul specificat la pct.553.
Secţiunea 8
Termene privind determinarea, comunicarea, contestarea, validarea valorilor
actualizate în urma determinării consumului tehnologic şi pierderile
de energie electrică în reţea
555. În termen de şapte zile lucrătoare de la începutul primei luni calendaristice care urmează lunii de livrare, OS:
1) determină consumul tehnologic şi pierderile de energie electrică din reţeaua electrică de distribuţie proprie sumar pentru luna de livrare şi separat pentru fiecare interval de dispecerizare, conform mecanismului stabilit în secţiunea 5;
2) determină pentru luna de livrare consumul agregat actualizat al fiecărui furnizor specificat pentru fiecare interval de dispecerizare, pentru punctele de măsurare ale consumatorilor finali instalaţiile de utilizare a cărora sunt racordate la reţeaua lui de distribuţie, pentru care furnizorul respectiv asigură furnizarea;
3) transmite furnizorului, în vederea validării, valorile determinate.
5551. În termen de şapte zile lucrătoare de la sfârşitul lunii calendaristice care urmează lunii de livrare, OS transmite OST şi furnizorilor de energie electrică cantităţile de energie electrică neatribuită pe interval, repartizate pe fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare de către OS tuturor furnizorilor de energie electrică care livrează energie electrică consumatorilor finali şi pentru consumul tehnologic şi pierderi în reţelele electrice conform prevederilor secţiunii 5.
[Pct.5551 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
556. Furnizorul care a primit valoarea determinată la pct.555 şi 5551, transmite către OS, în termen de două zile lucrătoare de la data primirii acesteia:
1) contestaţie;
2) confirmare, lipsa confirmării în termen reprezintă implicit confirmare.
[Pct.556 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
557. După validare, valoarea determinată devine valoare măsurată validată.
558. OS trebuie să verifice şi să soluţioneze contestaţia în termen de două zile lucrătoare de la data primirii acesteia.
559. OS transmite fiecărui furnizor valoarea măsurată validată corespunzătoare, în momentul în care a primit toate confirmările de validare de la furnizorii menţionaţi la pct.555 şi 5551.
[Pct.559 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
560. OS transmite valorile măsurate validate determinate, în momentul în care a primit toate confirmările de la furnizorii respectivi:
1) către OST;
2) către fiecare furnizor menţionat la pct.555 şi 5551, valoarea măsurată validată corespunzătoare acestuia.
[Pct.560 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Secţiunea 9
Termene privind comunicarea, validarea, contestarea valorilor măsurate şi a
valorilor agregate pe PRE/grup de echilibrare şi termen pentru
rezolvarea contestaţiilor
561. OST calculează şi publică valoarea măsurată agregată aferentă fiecărei PRE/grup de echilibrare, pe fiecare teritoriu autorizat prin licenţă, în termen de trei 3 zile lucrătoare de la data primirii valorilor măsurate validate pentru participanţi la piaţa de energie electrică, determinate conform prevederilor secţiunilor 7 şi 8, pentru luna de livrare.
562. Fiecare PRE/responsabil al grupului de echilibrare, după verificarea valorilor prevăzute la pct.561 trimite la OST, în termen de două zile lucrătoare de la data primirii lor:
1) contestaţie;
2) confirmare, lipsa confirmării în termen reprezintă implicit confirmare.
[Pct.562 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
563. OST verifică şi soluţionează contestaţia primită în termen de două zile lucrătoare de la data primirii acesteia şi informează PRE/responsabilul grupului de echilibrare asupra acceptării sau respingerii contestaţiei.
[Pct.563 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
564. OST publică valorile agregate validate (cea determinată prin măsurare, cea determinată precum şi valoarea agregată totală, obţinută prin suma lor, pe fiecare zonă de licenţă) şi transmite valoarea agregată validată (totală) corespunzătoare fiecărei PRE/grup de echilibrare, în momentul în care a primit toate confirmările de la PRE/responsabilul grupului de echilibrare.
[Pct.564 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
TITLUL X
REGULI DE CALCUL AL DEZECHILIBRELOR
Capitolul I
DOMENIUL DE APLICARE
565. Scopul regulilor de calcul al dezechilibrelor este de a stabili regulile şi condiţiile pentru calculul următoarelor tipuri de dezechilibre:
1) dezechilibrul PRE sau grupului de echilibrare, determinat pentru fiecare PRE sau grup de echilibrare, pe baza poziţiei nete contractuale şi respectiv a poziţiei nete măsurate, ale respectivei PRE sau grup de echilibrare;
2) dezechilibrul sistemului care reprezintă dezechilibrul agregat al SE în fiecare interval de dispecerizare.
566. Pentru calculul dezechilibrelor, valorile planificate sunt considerate cele pe care participanţii la piaţă le-au notificat OST în conformitate cu prevederile din Titlul V, şi ş-i le-au asumat înainte de intervalul de livrare (inclusiv pe PZU, PPZ şi PEE), iar valori realizate sunt considerate producţia, consumul şi schimburile fizice ce au avut loc în timpul intervalului de livrare.
567. Dezechilibrele se calculează la nivel agregat pentru producţia, consumul şi schimburile fizice ale fiecărei PRE sau grup de echilibrare.
568. Determinarea dezechilibrelor necesită de asemenea luarea în considerare a fluxurilor tehnologice de energie electrică cu sistemele electroenergetice vecine.
569. Producătorii de energie electrică ce exploatează unităţi de producere au responsabilitatea echilibrării unităţilor de producere pentru a asigura conformitatea cu angajamentele contractuale şi dispoziţiile de dispecer primite de la OST. Dispoziţiile de dispecer au prioritate faţă de angajamentele contractuale.
570. Pentru calculul dezechilibrelor se stabilesc regulile şi condiţiile pentru determinarea:
1) poziţiei nete contractuale a fiecărei PRE/grup de echilibrare, pe baza tuturor livrărilor contractuale de energie electrică stabilite cu alte PRE/grupuri de echilibrare în baza notificărilor transmise către OST, care includ tranzacţii derulate pe piaţa contractelor bilaterale, PZU, PPZ şi pe PEE;
2) poziţiei nete măsurate a fiecărei PRE/grup de echilibrare, pe baza tuturor livrărilor măsurate sau calculate de energie electrică, din sau către SE sau între diferite părţi ale SE în conformitate cu valorile măsurate validate în punctele de racordare corespunzătoare;
3) fluxurile tehnologice de energie electrică.
Capitolul II
DETERMINAREA POZIŢIEI NETE CONTRACTUALE
ŞI A POZIŢIEI NETE MĂSURATE
Secţiunea 1
Determinarea livrărilor contractuale şi a poziţiei nete contractuale
571. Următoarele schimburi de energie electrică sunt definite ca livrări contractuale:
1) schimburile de energie electrică între diferite PRE/grupuri de echilibrare;
2) importuri declarate de un participant la piaţa de energie electrică;
3) exporturi declarate de un participant la piaţa de energie electrică;
4) livrarea energiei electrice de echilibrare în concordanţă cu confirmările de tranzacţii corespunzătoare.
572. Poziţia netă contractuală PNC a unei PRE/grup de echilibrare este determinată după cum urmează:
unde:
- SEv respectiv SEc semnifică schimburile de energie electrică pe care respectiva PRE/grup de echilibrare are obligaţia de a le livra către o altă PRE/grup de echilibrare, respectiv de primire de la o altă PRE/grup de echilibrare;
- IM şi EX – reprezintă importurile, respectiv exporturile realizate de respectiva PRE/grup de echilibrare;
- qlivrat – suma cantităţilor de energie electrică de echilibrare livrate de către/către participanţii la PEE pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.
573. Poziţia netă contractuală se determină de OST pentru fiecare PRE/grup de echilibrare, pentru fiecare interval de dispecerizare şi se bazează pe notificările fizice finale a fiecărei PRE/grup responsabil de echilibrarea, pentru ziua de livrare corespunzătoare şi intervalul de dispecerizare corespunzător, actualizată cu cantităţile de energie electrică de echilibrare livrate aferente creşterii de putere şi reducerii de putere, determinate în conformitate cu prevederile secţiunii 4.
[Pct.573 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
574. Pentru calculul poziţiei nete contractuale, energia electrică totală livrată sau primită pe parcursul unui interval de dispecerizare este considerată ca fiind livrată/primită constant de-a lungul fiecărui interval de dispecerizare.
575. Livrările contractuale aferente fiecărei ore sunt exprimate în MWh, cu detaliere de trei zecimale după virgulă.
Secţiunea 2
Determinarea livrărilor măsurate şi a poziţiei nete măsurate
576. Următoarele schimburi de energie electrică sunt definite ca livrări măsurate:
1) producţia netă, care este energia electrică livrată de o unitate de producere/centrală electrică în reţeaua electrică;
2) consumul net, care este energia electrică pe care consumatorul final o consumă din reţeaua electrică;
3) schimbul net de energie electrică dintre reţelele electrice a doi operatori de sistem diferiţi;
4) exporturile realizate din SE către alte ţări;
5) importurile realizate din alte ţări către SE;
6) energia electrică pentru acoperirea consumului tehnologic şi pierderilor de energie electrică în reţelele electrice.
[Pct.576 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
577. Livrările măsurate prevăzute la pct.576 subpct.1) şi 5), şi, în cazul în care energia electrică este primită de la alţi operatori de sistem (pct.576 subpct.3)) sunt considerate ca valori pozitive. Livrările măsurate prevăzute la pct.576 subpct.2), 4) şi 6), şi, în cazul în care energia electrică este livrată către alţi operatori de sistem, (pct.576 subpct. 3)) vor fi considerate ca valori negative.
578. Poziţia netă măsurată a unei PRE/grup de echilibrare, alta decât un operator de sistem este determinată ca diferenţă între:
1) producţia netă agregată a unităţilor de producere/centralelor electrice pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării,
2) consumul net agregat al consumatorilor finali de energie electrică pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.
[Pct.578 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
579. Poziţia netă măsurată a unui operator de sistem pentru consumul tehnologic şi pierderile de energie electrică în respectiva reţea electrică se calculează conform prevederilor secţiunii 5 din Capitolul V al Titlului IX.
580. Poziţia netă măsurată se determină pentru fiecare PRE/grup de echilibrare şi pentru fiecare interval de dispecerizare pe baza valorilor măsurate validate.
581. Pentru calculul poziţiilor nete măsurate, cantitatea totală de energie electrică livrată sau primită pe parcursul unui interval de dispecerizare este considerată ca fiind livrată/consumată constant pe parcursul respectivului interval de dispecerizare.
[Pct.581 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
582. Livrările măsurate aferente fiecărei ore sunt exprimate în MWh, cu detaliere de trei zecimale după virgulă.
Secţiunea 3
Obligaţii contractuale de livrare a energiei electrice de echilibrare
583. Obligaţiile contractuale pentru livrarea cantităţilor de energie electrică de echilibrare se calculează de către OST.
584. Cantitatea de energie electrică de echilibrare care trebuie să fie livrată de un participant la PEE este determinată luând în considerare fiecare tranzacţie în care a intrat respectivul participant la PEE în conformitate cu prevederile Titlului VI, pentru fiecare interval de dispecerizare şi pentru fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz.
585. OST calculează cantitatea de energie electrică de echilibrare Eechili care trebuie să fie livrată de participantul i la PEE în timpul respectivului interval de dispecerizare, în conformitate cu prevederile Titlului VI, astfel:
unde:
ERR,C(k) respectiv ERR,R(k) – reprezintă energia electrică de echilibrare corespunzătoare tranzacţiei k pentru reglajul de înlocuire (RR) la creştere, respectiv reducere de putere care trebuie livrată conform prevederilor Capitolului VI al Titlului VI în care a intrat respectivul participant i la PEE;
EmFRR,C(k) respectiv EmFRR,R(k) – reprezintă energia electrică de echilibrare corespunzătoare tranzacţiei k pentru reglajul manual de restabilire (mFRR) la creştere, respectiv reducere de putere care trebuie livrată conform prevederilor Capitolului VI al Titlului VI în care a intrat respectivul participant i la PEE;
EaFRR,C(k), respectiv EaFRR,R(k) – reprezintă energia electrică de echilibrare corespunzătoare tranzacţiei k pentru reglajul automat de restabilire a frecvenţei (aFRR) la creştere, respectiv reducere de putere care trebuie livrată conform prevederilor Capitolului VI al Titlului VI în care a intrat respectivul participant i la PEE;
nRR_C – toate tranzacţiile pentru reglajul de înlocuire (RR) la creştere de putere;
nRR_R – toate tranzacţiile pentru reglajul de înlocuire (RR) la reducere de putere;
nmFRR_C – toate tranzacţiile pentru reglajul manual de restabilire (mFRR) la creştere de putere;
nmFRR_R – toate tranzacţiile pentru reglajul manual de restabilire (mFRR) la reducere de putere;
naFRR_C – toate tranzacţiile pentru reglajul automat de restabilire (aFRR) la creştere de putere;
naFRR_R – toate tranzacţiile pentru reglajul automat de restabilire (aFRR) la reducere de putere.
Secţiunea 4
Energia electrică de echilibrare livrată
586. Cantitatea de energie electrică de echilibrare livrată este calculată de către OST.
587. Energia electrică de echilibrare este exprimată în valori pozitive în cazul creşterii de putere şi în valori negative în cazul reducerii de putere.
588. Energia electrică de echilibrare este considerată livrată numai în cazul în care participantul la PEE îşi îndeplineşte obligaţiile de livrare a energiei de echilibrare în condiţiile de timp şi limitări tehnice în conformitate cu Codurile reţelelor electrice, şi în condiţiile tranzacţiilor în care respectiva parte le-a încheiat pe PEE. OST elaborează, în conformitate cu Codurile reţelelor electrice, proceduri pentru determinarea energiei electrice de echilibrare livrate, monitorizarea şi testarea conformării unui participant la PEE cu obligaţiile sale de a vinde/cumpăra energie electrică de echilibrare către/de la OST. Înainte de aprobare procedurile respective urmează a fi consultate public şi transmise spre avizare Agenţiei.
[Pct.588 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
589. În cazul energiei electrice de echilibrare corespunzătoare reglajului automat de restabilire a frecvenţei (aFRR), OST determină energia electrică de echilibrare livrată reieşind din îndeplinirea cerinţelor de validare a dispoziţiei de dispecer dispuse. Cerinţele de validare a îndeplinirii dispoziţiei de dispecer sunt stabilite în conformitate cu cerinţele Codurilor reţelelor electrice.
[Pct.589 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
590. Tranzacţiile pentru pornirea unei unităţi de producere sau reducerea/deconectarea consumului unei instalaţii electrice la locul de consum dispecerizabil, după caz, se consideră ca fiind îndeplinite, cu excepţia cazului în care OST decide neacordarea preţului pentru pornire unei unităţi de producere, din cauză că aceasta nu a fost gata pentru sincronizare cu SE în momentul pentru care a fost dată dispoziţia de dispecer de către OST, în conformitate cu tranzacţia corespunzătoare.
591. Tranzacţiile pentru menţinere în rezervă caldă în cazul unei unităţi de producere se consideră ca fiind îndeplinite, cu excepţia cazului în care unitatea de producere respectivă nu a fost gata pentru resincronizare cu SE în momentul pentru care a fost dată dispoziţia de dispecer de către OST, în conformitate cu tranzacţia corespunzătoare.
592. În cazul în care energia de echilibrare livrată este mai mare decât obligaţiunile contractuale de livrare a energiei de echilibrare, valoarea livrată se consideră egală cu obligaţiunile contractuale.
Capitolul III
DETERMINAREA DEZECHILIBRELOR
Secţiunea 1
Dezechilibrele părţilor responsabile pentru echilibrare
593. Dezechilibrul unei PRE/grup de echilibrare se calculează pentru fiecare interval de dispecerizare şi include dezechilibrele agregate ale tuturor unităţilor de producere şi locurilor de consum pentru care respectiva PRE/grup de echilibrare şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.
[Pct.593 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
594. Dezechilibrul PRE/grupului de echilibrare se determină ca diferenţa între poziţia netă măsurată a PRE/grupului de echilibrare, determinată în conformitate cu prevederile secţiunii 2 din Capitolul II şi poziţia netă contractuală a PRE/grupului de echilibrare, determinată în conformitate cu prevederile secţiunii 1 din Capitolul II.
Secţiunea 2
Dezechilibrul sistemului electroenergetic
595. Dezechilibrul sistemului electroenergetic reprezintă dezechilibrul total din SE în fiecare interval de dispecerizare.
596. Dezechilibrul sistemului electroenergetic în fiecare interval de dispecerizare se calculează de către OST, după cum urmează:
1) cantitatea agregată a energiei electrice de echilibrare corespunzătoare creşterii de putere care a fost livrată în intervalul de dispecerizare în conformitate cu prevederile secţiunii 4 din Capitolul II;
2) minus cantitatea agregată de energie electrică de echilibrare corespunzătoare reducerii de putere care a fost livrată în intervalul de dispecerizare în conformitate cu prevederile secţiunii 4 din Capitolul II;
3) plus fluxurile tehnologice de energie electrică cu toate părţile externe interconectate, calculate în conformitate cu prevederile Capitolului IV.
597. Pentru calculul dezechilibrului sistemului electroenergetic, cantitatea totală de energie electrică livrată pentru creştere de putere/reducere de putere pe parcursul unui interval de dispecerizare este considerată a fi livrată la o valoare constantă a puterii pe parcursul întregului interval de dispecerizare.
Capitolul IV
Determinarea fluxurilor tehnologice de energie electrică
598. Fluxurile tehnologice de energie electrică reprezintă diferenţa dintre cantitatea de energie electrică ce a fost efectiv schimbată cu părţile externe interconectate şi suma tuturor exporturilor declarate şi importurilor declarate ce au fost confirmate prin tranzacţiile comerciale, în intervalul de dispecerizare respectiv.
599. Fluxul tehnologic de energie electrică se consideră cu valoare pozitivă în cazul unui flux spre SE şi respectiv, ca valoarea negativă în cazul unui flux din SE pentru intervalul de dispecerizare.
600. Fluxul tehnologic de energie electrică (ESN) cu o parte externă interconectată se calculează astfel:
1) pentru cazul în care OST a vândut o cantitate de energie electrică în vederea compensării fluxului tehnologic:
2) pentru cazul în care OST a cumpărat o cantitate de energie electrică în vederea compensării fluxului tehnologic:
unde:
Imreal reprezintă importul de energie electrică realizat pe o linie de interconexiune care aparţine aceleiaşi zone de tranzacţionare de frontieră;
Improg – importul declarat de energie electrică programat şi validat al unei PRE/grup de echilibrare;
Exreal – exportul de energie electrică realizat pe o linie de interconexiune care aparţine aceleiaşi zone de tranzacţionare de frontieră;
Exprog – exportul declarat de energie electrică programat şi validat al unei PRE/grup de echilibrare;
ImprogOTS – cantitatea de energie electrică ce a fost vândută de OST pentru compensarea fluxului tehnologic;
ExprogOTS – cantitatea de energie electrică ce a fost cumpărată de OST pentru compensarea fluxului tehnologic.
[Pct.600 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
601. Pentru calculul fluxului tehnologic de energie electrică cu fiecare parte externă interconectată, sunt luate în considerare numai exporturile şi importurile către şi de la părţile externe interconectate corespunzătoare.
602. Dezechilibrul atribuit OST, în calitate de PRE, pentru administrarea fluxului tehnologic de energie electrică este egal cu suma tuturor fluxurilor tehnologice de energie electrică (ESN) cu toate părţile externe interconectate.
TITLUL XI
DISPECERIZAREA PRIORITARĂ A ENERGIEI ELECTRICE PRODUSE
Capitolul I
PREVEDERI GENERALE
603. Energia electrică produsă de centralele electrice de termoficare urbane în regim de cogenerare şi energia electrică de la centralele electrice eligibile care produc din surse regenerabile de energie este dispecerizată conform principiului dispecerizării prioritare stabilit în Legea cu privire la energia electrică.
604. Principiul dispecerizării prioritare se stabileşte pentru producţie prioritară dispecerizabilă şi nedispecerizabilă.
[Pct.605 abrogat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Capitolul II
ÎNREGISTRAREA PRODUCŢIEI PRIORITARE
606. Beneficiază de principiul dispecerizării prioritare a energiei electrice produse, producătorii eligibili care produc din energie regenerabilă şi producătorii care deţin centrale electrice de termoficare urbane, pentru energia electrică produsă în regim de cogenerare. Pentru dispecerizarea prioritară producătorul eligibil prezintă OST informaţia privind adresa şi tipul unităţii de producere/centralei electrice, parametrii tehnici.
[Pct.606 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
607. OST înregistrează unităţile de producere/centralele electrice care sunt în drept să beneficieze de dispecerizare prioritară şi prezintă informaţia respectivă Agenţiei, OPEE, FCEE şi OS la reţeaua electrică a căruia este racordată unitatea de producere respectivă.
[Pct.607 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
608. OST ţine actualizat un registru al tuturor unităţilor de producere/centralelor electrice calificate pentru dispecerizare prioritară.
[Pct.608 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Capitolul III
PROCURAREA ENERGIEI ELECTRICE PRODUSĂ DE UNITĂŢILE DE
PRODUCERE/CENTRALELE ELECTRICE CU
PRODUCŢIE PRIORITARĂ
[Denumirea modificată prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Secţiunea 1
Procurarea energiei electrice produsă de unităţile de producere/
centralele electrice cu producţie prioritară
până la crearea PZU
[Denumirea modificată prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
609. Până la crearea PZU în condiţiile stabilite de Legea cu privire la energie electrică, producătorii care deţin unităţi de producere/centrale electrice cu dispecerizare prioritară primesc din partea FCEE plata corespunzătoare cantităţii de energie electrică produse de aceste unităţi conform contractelor bilaterale de achiziţionare a energiei electrice produse.
[Pct.609 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
610. Furnizorii cumpără energia electrică de la FCEE în baza contractelor bilaterale, în funcţie de cotele deţinute de aceştia pe piaţa cu amănuntul a energiei electrice, la preţul reglementat aprobat de Agenţie.
611. Cotele de repartizare a energiei electrice furnizate de FCEE se determină de către FCEE în baza cantităţii de energie electrică livrată util consumatorilor finali de către furnizorii de energie electrică care activează pe piaţa cu amănuntul a energiei electrice în ultimele 12 luni, pentru care sunt disponibile date. În acest scop, furnizorii de energie electrică prezintă FCEE lunar cantitatea de energie electrică livrată util consumatorilor în luna precedentă. Energia electrică procurată pentru acoperirea consumului tehnologic în reţelele electrice ce aparţin OS nu se consideră energie electrică livrată util.
[Pct.611 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
612. Cu excepţia prevăzută la pct.613, cotele de repartizare a energiei electrice sunt constante pe parcursul unei luni.
613. În cazul în care unii consumatori finali îşi schimbă furnizorul pe parcursul lunii, FCEE actualizează cotele lunare de repartizare în funcţie de cantităţile de energie electrică consumate de consumatorii finali respectivi în ultimele 12 luni. În acest scop, furnizorul actual de energie electrică, în termen de 3 zile lucrătoare din momentul depunerii cererii de schimbare a furnizorului, transmite FCEE informaţia privind cantitatea de energie electrică consumată în ultimele 12 luni la locurile de consum pentru care s-a solicitat schimbarea furnizorului de energie electrică.
[Pct.613 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
614. În lunile în care unii furnizori de energie electrică la preţuri nereglementate care activează pe piaţa cu amănuntul nu pot procura întreaga cantitate de energie electrică stabilită în baza cotelor determinate conform pct.611, cantitatea de energie electrică rămasă neprocurată de la FCEE de furnizorii respectivi este procurată în totalitate de la FCEE de furnizorii de energie electrică la preţuri reglementate proporţional cantităţilor de energie electrică determinate conform pct.611.
615. Furnizorii care furnizează energie electrică la preţuri negociate vor reflecta în evidenţa contabilă separat costurile aferente energiei electrice procurate pentru activitatea de furnizare a energiei electrice pe piaţa cu amănuntul şi pentru activitatea pe piaţa angro.
Secţiunea 2
Ofertarea energiei electrice produsă de unităţile de producere cu producţie
prioritară pe Piaţa pentru Ziua Următoare şi pe Piaţa pe Parcursul Zilei
616. Producătorii eligibili a căror centrală/centrale electrice depăşesc limitele de capacitate stabilite de către Guvern conform prevederilor Legii nr.10 din 26 februarie 2016 privind promovarea utilizării energiei produse din surse regenerabile (în continuare – Legea 10/2016), şi producătorii care deţin centralele electrice de termoficare urbane sunt obligaţi să vândă energia electrică produsă pe PZU din momentul în care această piaţă devine funcţională. Producătorii respectivi sunt obligaţi să se înregistreze la OPEE în calitate de participanţi la PZU şi PPZ.
617. Producătorii eligibili a căror centrală/centrale electrice nu depăşesc limitele de capacitate stabilite de către Guvern conform prevederilor Legii 10/2016, sunt reprezentaţi pe PZU de către FCEE.
618. Un producător eligibil poate refuza să fie reprezentat pe PZU de către FCEE, acest fapt fiind înregistrat în contractul pentru diferenţe semnat de FCEE şi producătorul eligibil respectiv. În acest caz, producătorul eligibil este obligat să se înregistreze la OPEE în calitate de participant la PZU şi PPZ.
619. Ofertele de vânzare transmise pentru producţia înregistrată ca prioritară sunt acceptate în sistemul de tranzacţionare a PZU cu preţul egal cu zero.
620. În conformitate cu contractul pentru diferenţe semnate de producătorul care deţine unităţi de producere prioritare şi FCEE, diferenţa dintre preţul de pe PZU şi preţurile/tarifele fixe aprobate pentru fiecare producător este compensată de, sau către, FCEE. Dacă preţul/tariful fix este mai mare decât preţul PZU, producătorul va primi diferenţa de venit de la FCEE, iar dacă preţul/tariful fix este mai mic decât preţul PZU, producătorul va plăti diferenţa de venit FCEE.
621. Devierile suportate de FCEE din cauza diferenţei dintre preţul de tranzacţionare a energiei electrice pe PZU şi preţul/tariful fix achitat producătorului eligibil sunt achitate de către furnizorii de energie electrică care furnizează energie electrică consumatorilor finali proporţional cotelor-părţi deţinute pe piaţa energiei electrice.
Secţiunea 3
Cerinţe specifice privind înregistrarea tranzacţiilor comerciale conform
contractelor bilaterale şi transmiterea notificărilor fizice
de către producătorii cu producţie prioritară
622. Producătorii care deţin unităţi de producere cu producţie prioritară înregistrată, trebuie să transmită notificări fizice la OST conform cerinţelor Titlului V.
623. După verificarea notificărilor fizice, OST informează FCEE şi OSD despre cantitatea agregată a producţiei prioritare în fiecare teritoriu autorizat al OSD şi pentru fiecare interval de timp aplicabil în perioada respectivă, separat pentru fiecare unitate de producere cu dispecerizare prioritară.
Secţiunea 4
Considerarea dezechilibrelor
624. Unităţile de producere cu dispecerizare prioritară sunt membrii grupului de echilibrare reprezentat pe PEE de către FCEE, în condiţiile stabilite de Legea cu privire la energia electrică şi Legea 10/2016. În acest scop:
1) producţia programată a grupului de echilibrare este egală cu suma agregata a tuturor producţiilor unităţilor de producere cu dispecerizare prioritară vândute pe piaţa contractelor bilaterale, PZU şi PPZ în intervalul de tranzacţionare corespunzător;
2) producţia măsurată a acestui grup de echilibrare este egală cu suma valorilor măsurate ale tuturor unităţilor de producere cu dispecerizare prioritară;
625. OST utilizează la etapa de programare operaţională ofertele validate de pe PEE în primul rând pentru compensarea dezechilibrelor planificate ale unităţilor de producere cu dispecerizare prioritară, disponibile în conformitate cu notificările fizice şi declaraţiile de disponibilitate, similar rezolvării congestiilor.
TITLUL XII
REGULI PENTRU DECONTARE
Capitolul I
PREVEDERI GENERALE
626. Regulile pentru decontare asigură un cadru pentru decontarea tranzacţiilor şi stabilirea obligaţiilor de plată şi a drepturilor de încasare rezultate conform prevederilor prezentelor Reguli, între participanţii la piaţa de energie electrică.
627. Regulile pentru decontare stabilesc principiile şi condiţiile care stau la baza calculelor pentru decontare, pentru următoarele tipuri de tranzacţii:
1) tranzacţii încheiate pe PZU;
2) tranzacţii încheiate pe PPZ;
3) tranzacţii încheiate pe PEE;
4) plăţi pentru dezechilibre;
5) tranzacţii pentru servicii de sistem.
628. Pentru a facilita un proces de decontare ordonat, transparent şi nediscriminatoriu, regulile pentru decontare creează în plus cadrul pentru:
1) stabilirea unui sistem de conturi pentru decontare;
2) stabilirea şi utilizarea garanţiilor;
3) plata dezechilibrelor;
4) redistribuirea costurilor şi veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului şi din compensarea fluxurilor tehnologice;
5) facturarea şi efectuarea plăţilor;
6) măsuri în cazuri de neîndeplinire a obligaţiilor de plată.
629. Referirile la tranzacţii din prezentul Titlu vizează numai tranzacţiile corespunzătoare lunii de livrare, dacă nu se specifică altfel.
630. Realizarea funcţiilor specifice decontării este stabilită în clauzele contractelor cadru elaborate şi aprobate de OPEE şi OST conform prezentelor Reguli.
631. OPEE şi OST stabilesc formatul standard pentru fiecare notă de decontare şi orice altă notă emisă de către OPEE, respectiv OST, după caz, conform prezentelor Reguli.
Capitolul II
STABILIREA CONTURILOR
Secţiunea 1
Responsabilităţi pentru decontarea centralizată
632. OPEE are întreaga responsabilitate pentru:
1) decontarea tranzacţiilor încheiate pe PZU şi PPZ;
2) emiterea notelor de plată corespunzătoare tranzacţiilor încheiate pe PZU şi PPZ.
633. OST are întreaga responsabilitate pentru:
1) decontarea:
a) tranzacţiilor încheiate pe PEE;
b) plăţilor pentru dezechilibrele PRE/grupului de echilibrare;
c) costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului;
d) costurilor sau veniturilor provenite din compensarea fluxurilor tehnologice;
2) emiterea notelor de decontare, a notelor de informare corespunzătoare.
Secţiunea 2
Conturi bancare
634. Fiecare participant al pieţei de energie electrică care doreşte să fie înregistrat în calitate de participant la piaţa energiei electrice, trebuie să deţină un cont bancar la o bancă comercială din Republica Moldova, denumită în continuare bancă de decontare.
635. OPEE deschide un cont bancar la o bancă, care va avea rolul de Bancă cont central pentru administrarea plăţilor care trebuie efectuate pentru tranzacţiile încheiate pe PZU, precum şi pentru plăţile datorate către OPEE. Toate plăţile care trebuie efectuate de participanţii la PZU către OPEE vor fi efectuate exclusiv în contul bancar notificat în prealabil de către OPEE.
[Pct.635 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
636. OPEE deschide un cont bancar la o bancă pentru administrarea plăţilor care trebuie efectuate pentru tranzacţiile încheiate pe PPZ, precum şi pentru plăţile datorate OPEE. Toate plăţile care trebuie efectuate de participanţii la PPZ către OPEE vor fi efectuate exclusiv în contul bancar notificat în prealabil de către OPEE.
[Pct.636 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.636 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
637. OST deschide unul sau mai multe conturi bancare la una sau mai multe bănci (cont de echilibrare) pentru administrarea plăţilor care trebuie efectuate între OST şi PRE, respectiv participanţi la PEE. Plăţile care trebuie efectuate de aceştia către OST vor fi efectuate exclusiv în contul bancar notificat în prealabil de către OST.
638. Titularii de cont trebuie să asigure solvabilitatea conturilor bancare proprii la datele scadente stabilite conform regulilor pentru decontare.
639. Conturile bancare vor fi deschise în monedă naţională.
Capitolul III
REGULI PRIVIND GARANŢIILE
640. OPEE are dreptul să solicite participantului la PZU sau la PPZ, care intenţionează să transmită oferte de cumpărare depunerea unei garanţii financiare, conform cerinţelor prezentelor Reguli.
641. La semnarea contractului de echilibrare, partea responsabilă pentru echilibrare este obligată să depună garanţie financiară în cuantum stabilit conform Legii cu privire la energia electrică. În acest sens OST are dreptul să solicite participanţilor la piaţa de energie electrică depunerea garanţiilor respective înainte ca respectivul să fie înregistrat ca:
1) participant la PEE sau grup de prestare a serviciilor de echilibrare;
2) PRE;
3) responsabil al grupului de echilibrare.
[Pct.641 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
642. Nivelul fiecăreia din garanţiile depuse de un participant la piaţa de energie electrică înregistrat ca participant la PZU, participant la PPZ, ca participant la PEE, sau ca PRE/grup de echilibrare poate limita:
1) în cazul garanţiei depusă pentru participarea la PZU, contravaloarea totală a ofertelor de cumpărare pe care un participant la PZU le poate transmite pe PZU în conformitate cu prevederile Titlului III;
2) în cazul garanţiei depusă pentru participarea la PPZ, contravaloarea totală a ofertelor de cumpărare pe care un participant la PPZ le poate transmite pe PPZ în conformitate cu prevederile Titlului IV;
3) dimensiunea maximă a unei PRE/grup de echilibrare din punctul de vedere al agregării energiei electrice livrate şi/sau consumate, şi/sau cantitatea corespunzătoare a schimburilor de energie electrică, exporturilor declarate şi importurilor declarate.
[Pct.642 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
643. OPEE include, după cum rezultă necesar, în clauzele contractului pentru participare la PZU şi PPZ prevederi referitoare la necesarul şi tipurile de garanţii solicitate, realizarea şi verificarea depunerii garanţiilor şi suplimentării acestora, dacă este cazul, precum şi utilizarea disponibilului rămas din garanţia depusă de participanţi.
[Pct.643 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
644. OST include în contractul de participare la PEE şi în contractul de echilibrare prevederi referitoare la determinarea necesarului şi a tipurilor de garanţii solicitate, realizarea şi verificarea depunerii garanţiilor şi suplimentării acestora, dacă este cazul, precum şi utilizarea disponibilului rămas din garanţia depusă de participanţi.
Capitolul IV
DECONTAREA PE PIAŢA PENTRU ZIUA URMĂTOARE ŞI PIAŢA
PE PARCURSUL ZILEI
Secţiunea 1
Calculele pentru decontarea zilnică pe PZU
645. OPEE efectuează calculele pentru decontarea zilnică pe PZU, în fiecare zi de tranzacţionare anterioare zilei de livrare.
646. OPEE determină, pentru fiecare participant la PZU şi zi de livrare, suma obligaţiilor de plată PpartPZU pe care respectivul participant la PZU le are către OPEE, după cum urmează:
PPartPZU = ΣtϵTcPZU(k,d)p(t) × q(t),
unde:
p(t), q(t) reprezintă preţul, respectiv cantitatea de energie electrică tranzacţionată la cumpărare în intervalul orar t;
TcPZU(k,d) – tranzacţiile de cumpărare a energiei electrice de pe PZU cu livrare în ziua d, pe care participantul k la PZU le-a încheiat în ziua de tranzacţionare anterioară zilei de livrare.
[Pct.646 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
647. OPEE determină, pentru fiecare participant la PZU şi zi de livrare suma obligaţiilor de plată pe care OPEE le are către participantul la PZU, după cum urmează:
PoperPZU = ΣtϵTvPZU(k,d)p(t) × q(t),
unde:
p(t), q(t) reprezintă preţul, respectiv cantitatea de energie electrică tranzacţionată la vânzare în intervalul orar t;
TvPZU(k,d) – tranzacţiile de vânzare de energie electrică pe PZU, cu livrare în ziua d, pe care participantul la PZU k le-a încheiat în ziua de tranzacţionare anterioare zilei de livrare.
[Pct.647 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
648. OPEE determină obligaţiile de plată totale/drepturile de încasare totale, adăugând, după caz, la valorile precizate la pct.646 şi 647, orice taxă aplicabilă precum şi tariful corespunzător OPEE.
[Pct.648 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 2
Calculele pentru decontarea zilnică pe PPZ
649. OPEE efectuează calculele pentru decontarea zilnică pe PPZ, în fiecare zi ulterioară zilei de tranzacţionare.
650. OPEE determină, pentru fiecare participant la PPZ şi zi de livrare, suma obligaţiilor de plată PpartPPZ pe care respectivul participant la PPZ le are către OPEE, după cum urmează:
PPartPPZ = ΣtϵTcPPZ(k,d)p(t) × q(t),
unde:
p(t), q(t) reprezintă preţul, respectiv cantitatea de energie electrică tranzacţionată la cumpărare în intervalul orar t, încheiate de participant în sistemul de tranzacţionare;
TcPPZ(k,d) – tranzacţiile de cumpărare a energiei electrice de pe PPZ, cu livrare în ziua d, pe care participantul k la PPZ le-a încheiat în ziua de tranzacţionare anterioară zilei de livrare şi în ziua de livrare utilizând sistemul de tranzacţionare.
[Pct.650 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
651. OPEE determină, pentru fiecare participant la PPZ şi zi de livrare, suma obligaţiilor de plată pe care OPEE le are către participantul la PPZ, după cum urmează:
PoperPPZ = ΣtϵTvPPZ(k,d)p(t) × q(t),
unde:
p(t), q(t) reprezintă preţul, respectiv cantitatea de energie electrică tranzacţionată la vânzare în intervalul orar t, încheiate de participant în sistemul de tranzacţionare;
TvPPZ(k,d) – tranzacţiile de vânzare de energie electrică pe PPZ, cu livrare în ziua d, pe care participantul la PPZ k le-a încheiat în ziua de tranzacţionare anterioară zilei de livrare şi în ziua de livrare utilizând sistemul de tranzacţionare.
[Pct.651 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
652. OPEE determină obligaţiile de plată totale/drepturile de încasare totale, adăugând, după caz, la valorile precizate la pct.650 şi 651, orice taxă aplicabilă precum şi tariful corespunzător OPEE.
[Pct.652 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 3
Decontare şi plată pe PZU şi PPZ
653. În fiecare zi de tranzacţionare, anterioară zilei de livrare, OPEE întocmeşte şi prezintă participantului la PZU o notă de decontare, ce cuprinde cel puţin următoarele date:
1) la nivel orar, cantităţile, preţurile, valorile energiei, contravaloarea TVA (după caz) şi valorile totale aferente tranzacţiilor de cumpărare a energiei electrice (cu semnul minus), cu livrare în ziua următoare, ale participantului la PZU;
2) la nivel de zi de livrare, cantitatea totală de energie electrică, cumpărată, de către participantul la PZU, valoarea acesteia determinată conform prevederilor pct.646, contravaloarea TVA (după caz) şi valoarea totală (cu semnul minus) aferente tranzacţiilor de cumpărare a energiei electrice;
3) la nivel orar, cantităţile, preţurile, valorile energiei, contravaloarea TVA (după caz) şi valorile totale aferente tranzacţiilor de vânzare a energiei electrice, cu livrare în ziua următoare, ale participantului la PZU;
4) la nivel de zi de livrare, cantitatea totală de energie electrică, vândută de către participantul la PZU şi valoarea totală a acesteia determinată conform prevederilor pct.647, contravaloarea TVA (după caz) şi valoarea totală aferente tranzacţiilor de vânzare a energiei electrice;
5) la nivel de zi de livrare, valorile obligaţiilor nete de plată totale/drepturilor nete de încasat totale ale participantului la PZU, determinate ca sumă algebrică a valorii totale a tranzacţiilor de cumpărare a energiei electrice şi a valorii totale a tranzacţiilor de vânzare a energiei electrice, precum şi valoarea tarifului corespunzător OPEE;
Pentru obligaţiile nete de plată totale înregistrate de un participant la PZU, la nivelul zilei de livrare, OPEE transmite la Banca cont central instrucţiunile de debitare directă în ziua de tranzacţionare, dacă aceasta este o zi bancară lucrătoare, sau în prima zi bancară lucrătoare după ziua de tranzacţionare, în celelalte cazuri; termenul de creditare a contului central al PZU este prima zi bancară lucrătoare după ziua bancară lucrătoare în care au fost transmise instrucţiunile de debitare directă.
În cazul în care banca de decontare a participantului la PZU a comunicat refuzul la plată a instrucţiunii de debitare directă, OPEE solicită executarea scrisorii de garanţie bancară de plată a acestuia.
Pentru drepturile nete de încasat totale înregistrate de un participant la PZU, la nivelul zilei de livrare, OPEE transmite la Banca cont central ordinele de plată, în ziua bancară lucrătoare în care au fost încasate în contul central PZU instrucţiunile de debitare directă.
[Pct.653 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
654. În fiecare zi ulterioară zile de livrare OPEE întocmeşte şi prezintă participantului la PPZ o notă de decontare ce cuprinde cel puţin următoarele date:
1) la nivel orar cantităţile, preţurile, valorile energiei, contravaloarea TVA (după caz) şi valorile totale aferente tranzacţiilor de cumpărare a energiei electrice (cu semnul minus), cu livrare în ziua anterioară, ale participantului la PPZ;
2) la nivel de zi de livrare, cantitatea totală de energie electrică cumpărată de către participantul la PPZ, valoarea acesteia PpartPPZ determinată conform prevederilor pct.650, contravaloarea TVA (după caz) şi valoarea totală (cu semnul minus) aferente tranzacţiilor de cumpărare a energiei electrice;
3) la nivel orar, cantităţile, preţurile, valorile energiei, contravaloarea TVA (după caz) şi valorile totale aferente tranzacţiilor de vânzare a energiei electrice, cu livrare în ziua anterioară, ale participantului la PPZ;
4) la nivel de zi de livrare, cantitatea totală de energie electrică vândută de participantul la PPZ şi valoarea totală a acesteia PoperPPZ determinată conform prevederilor pct.651, contravaloarea TVA (după caz) şi valoarea totală aferente tranzacţiilor de vânzare a energiei electrice;
5) la nivel de zi de livrare, valorile obligaţiilor nete de plată totale/drepturilor nete de încasat totale ale participantului la PPZ, determinate ca sumă algebrică a valorii totale a tranzacţiilor de cumpărare a energiei electrice şi a valorii totale a tranzacţiilor de vânzare a energiei electrice, precum şi valoarea tarifului corespunzător OPEE;
Pentru obligaţiile nete de plată totale înregistrate de un participant la PPZ, la nivelul zilei de livrare, OPEE transmite la Banca cont central instrucţiunile de debitare directă în prima zi bancară lucrătoare care urmează zilei de livrare; termenul de creditare a contului central al PPZ este prima zi bancară lucrătoare după ziua bancară lucrătoare în care au fost transmise instrucţiunile de debitare directă.
În cazul în care banca de decontare a participantului la PPZ a comunicat refuzul la plată a instrucţiunii de debitare directă, OPEE solicită executarea scrisorii de garanţie bancară de plată a acestuia.
Pentru drepturile nete de încasat totale înregistrate de un participant la PPZ, la nivelul zilei de livrare, OPEE transmite la Banca cont central ordinele de plată, în ziua bancară lucrătoare în care au fost încasate în contul central PZU instrucţiunile de debitare directă.
[Pct.654 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
655. OPEE emite facturi lunare către fiecare participant la PZU/PPZ pentru obligaţiile de plată totale ale participantului la PZU/PPZ corespunzătoare tranzacţiilor de cumpărare realizate de participantul la PZU/PPZ, pentru luna de livrare corespunzătoare.
[Pct.655 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
656. Fiecare participant la PZU/PPZ, emite facturi pentru drepturile de încasat totale, corespunzătoare tranzacţiilor de vânzare realizate de participantul la PZU/PPZ pentru luna de livrare corespunzătoare.
[Pct.656 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
657. În considerarea faptului că valorile zilnice ale instrucţiunilor de debitare directă/ordinelor de plată, încasate/plătite au fost determinate pe baza valorii nete totale a tranzacţiilor, la nivel de zi de livrare, ulterior încheierii lunii de livrare, pe baza facturilor emise de OPEE şi de Participantul la PZU/PPZ, precum şi a încasărilor şi plăţilor efectuate în cursul lunii de livrare, se determină valorile aferente regularizărilor lunare, care se vor efectua conform prevederilor legale aplicabile.
[Pct.657 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Capitolul V
DECONTAREA PE PIAŢA DE ECHILIBRARE
Secţiunea 1
Calculul cantităţilor de energie electrică tranzacţionate pe PEE
658. OST efectuează în fiecare lună calendaristică calculele de determinare a cantităţilor de energie electrică contractate, respectiv livrate pe PEE, şi transmite fiecărui participant la PEE, în vederea decontării, o notă de decontare lunară în termen de trei 3 zile lucrătoare de la validarea valorilor măsurate.
659. OST calculează cantităţile contractate de energie electrică de echilibrare, respectiv cantităţile de energie de echilibrare livrate în conformitate cu prevederile din secţiunile 4 şi respectiv 5 din Capitolul II al Titlului X. OST efectuează calculele separat pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare, pentru fiecare participant la PEE şi pentru fiecare tranzacţie pe PEE pe care respectivul participant la PEE a încheiat-o în luna de livrare.
[Pct.659 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Secţiunea 2
Decontare şi plăţi
660. OST efectuează, pentru fiecare lună de livrare, calculele de decontare a cantităţilor de energie electrică tranzacţionate pe PEE şi le transmite fiecărui participant la PEE cu nota de decontare lunară prevăzută la pct.658.
661. Pentru fiecare tranzacţie încheiată pe PEE de către participantul la PEE, OST calculează următoarele obligaţii de plată:
1) obligaţia de plată PaFRR,C(t,d,i) a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
2) obligaţia de plată PaFRR,R(t,d,i) a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
3) obligaţia de plată PmFRR,C(t,d,i) a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiilor participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
4) obligaţia de plată PmFRR,R(t,d,i) a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, aferentă tranzacţiilor participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
5) obligaţia de plată PRR,C(d,i) a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere, aferentă tranzacţiilor participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
6) obligaţia de plată PRR,R(d,i) a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de reducere de putere, aferentă tranzacţiilor participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
7) obligaţia de plată Pporn(t) a OST către participantul la PEE pentru prestarea serviciului de pornire a unei unităţi de producere, aferent tranzacţiei t a participantului la PEE;
8) obligaţia de plată Prc(t) a OST către participantul la PEE pentru prestarea serviciului de menţinere în rezervă caldă, aferent tranzacţiei t a participantului la PEE.
662. Obligaţia de plată PaFRR,C(t,d,i) a OST către participantul la PEE, sau, după caz, a OST către participantul la PEE, pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d se calculează după cum urmează:
PaFRR,C(t,d,i) = PaFRR,C,min(t) + PaFRR,C,livrat(t,d,i),
PaFRR,C,min(t) =½ × f × p(t) × qb(t),
PaFRR,C,livrat(t,d,i) = p(t) × qlivrat(d,i),
unde:
PaFRR,C,min(t) reprezintă dreptul de încasare minim pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare benzii de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei selectate conform prevederilor secţiunii 4 din Capitolul V al Titlului VI, aferentă tranzacţiei t;
PaFRR,C,livrat(t,d,i) – dreptul de încasare pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere livrată, aferentă tranzacţiei t;
f – factor de bandă de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei;
p(t) – preţul corespunzător tranzacţiei t;
qb(t) – energia electrică de echilibrare corespunzătoare benzii de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei selectate conform prevederilor secţiunii 4 din Capitolul V al Titlului VI, aferentă tranzacţiei t;
qlivrat(d,i) – energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere livrată de către participantul la PEE, în intervalul de dispecerizare i al zilei d, determinată conform prevederilor din secţiunea 4 din Capitolul II al Titlului X.
663. Obligaţia de plată PaFRR,R(t,d,i) a participantului la PEE către OST, sau, după caz, a OST către participantul la PEE, pentru livrarea energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d se determină după cum urmează:
PaFRR,C(t,d,i) = PaFRR,R,livrat(t,d,i) – PaFRR,R,min(t)
PaFRR,R,min(t) = ½ × f × p(t) × qb(t)
PaFRR,R,livrat(t,d,i) = p(t) × qlivrat(d,i)
unde:
PaFRR,R,min(t) reprezintă dreptul de încasare minim pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare benzii de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei selectată conform prevederilor secţiunii 4 din Capitolul V al Titlului VI, aferente tranzacţiei t;
PaFRR,R,livrat(t,d,i) – obligaţia de plată pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere livrată, aferente tranzacţiei t;
f – factor de bandă de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei;
p(t) – preţul, respectiv cantitatea corespunzătoare tranzacţiei t;
qb(t) – energia electrică de echilibrare corespunzătoare benzii de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei selectate conform prevederilor secţiunii 4 din Capitolul V al Titlului VI, aferentă tranzacţiei t;
qlivrat(d,i) – energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere livrată de către participantul la PEE, în intervalul de dispecerizare i al zilei d, determinata conform prevederilor din secţiunea 4 din Capitolul II al Titlului X.
664. OST stabileşte şi, cu avizarea Agenţiei, publică valoarea factorului de bandă f. Aceasta poate fi modificată de către OST, cu avizul Agenţie, valoarea modificată fiind anunţată cu cel puţin doua 2 zile înainte de prima zi de livrare la care se aplică.
665. Obligaţia de plată PmFRR,C(t,d,i) a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiilor t ale participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d se calculează după cum urmează:
unde:
TmFRR,C(t,d,i) reprezintă toate tranzacţiile t încheiate de către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
p(t), qlivrat(t) – preţul, respectiv energia electrică de echilibrare livrată, corespunzătoare tranzacţiei t.
666. Obligaţia de plată PmFRR,R(t,d,i) a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, aferentă tranzacţiilor t ale participantului la PE în intervalul de dispecerizare i al zilei d se calculează după cum urmează:
unde:
TmFRR,R(d,i) reprezintă toate tranzacţiile încheiate de către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
p(t), qlivrat(t) – preţul, respectiv energia electrică de echilibrare livrată, corespunzătoare tranzacţiei t.
667. Obligaţia de plată PRR,C(t,d,i) a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor pentru creşterea de putere, aferentă tranzacţiilor t ale participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d se calculează după cum urmează:
unde:
TRR,C(t,d,i) reprezintă toate tranzacţiile t încheiate de către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor pentru creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
p(t), qlivrat(t) – preţul, respectiv energia electrică de echilibrare livrată, corespunzătoare tranzacţiei t.
668. Obligaţia de plată PRR,R(t,d,i) a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor pentru reducerea de putere, aferentă tranzacţiilor t ale participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d se calculează după cum urmează:
unde:
TRR,R(t,d,i) reprezintă toate tranzacţiile încheiate de către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor pentru reducerea de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
p(t), qlivrat(t) – preţul, respectiv energia electrică de echilibrare livrată, corespunzătoare tranzacţiei t.
669. Obligaţia de plată Pporn(t) a OST către participantul la PEE pentru prestarea serviciului de pornire a unei unităţi de producere, aferent tranzacţiei t a participantului la PEE este egală cu preţul p(t) corespunzător tranzacţiei t.
670. Obligaţia de plată Prc(t) a OST către participantul la PEE pentru furnizarea serviciului de menţinere în rezervă caldă, aferent tranzacţiei t a participantului la PEE se determină după cum urmează:
Prc(t) = p(t) × h(t)
unde:
p(t) este preţul tranzacţiei t;
h(t) – numărul de intervale de dispecerizare în care serviciul respectiv a fost solicitat de către OST prin tranzacţia t.
671. Penalitatea pentru livrarea parţială sau nelivrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată şi manuală a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei de livrare d se calculează astfel:
unde:
TFRR,C(d,i) reprezintă toate tranzacţiile încheiate de către participantul la PE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
q(t) – energia de echilibrare corespunzătoare tranzacţiei t;
PenFRR,C(d,i) – penalitatea pentru livrarea parţială sau nelivrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t din intervalul de dispecerizare i al zilei d;
penFRR,C(d,i) – penalitatea specifică pentru livrarea parţială sau nelivrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
qFRR,C,livrat(d,i) – energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere livrată de către participantul la PE ca urmare a tranzacţiei t, în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
PFFRR,C – factor de penalizare pentru livrarea parţială sau nelivrarea energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere, stabilit de către Agenţie (PFFRR,C > 1);
TFRR,C,total(d,i) – toate tranzacţiile încheiate de către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
p(k,d,i) – cel mai mare preţ al ofertelor selectate pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei de livrare d;
pmin(TFRR,C(d,i) – cel mai mic preţ al tranzacţiei încheiate de către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
k – unitatea de producere care a fost selectată pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d.
672. Penalitatea pentru livrarea parţială sau nelivrarea energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată şi manuală a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d se calculează astfel:
,
unde:
TFRR,R(d,i) reprezintă toate tranzacţiile încheiate de către participantul la PE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
q(t) – energia electrică de echilibrare corespunzătoare tranzacţiei t;
PenFRR,R(d,i) – penalitatea pentru livrarea parţială sau nelivrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere, aferentă tranzacţiei t din intervalul de dispecerizare i al zilei de livrare d;
penFRR,R(d,i) – penalitatea specifică pentru livrarea parţială sau nelivrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
qFRR,R,livrat(d,i) – energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere livrată de către participantul la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
PFFRR,R – factor de penalizare pentru livrarea parţială sau nelivrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere, stabilit de către Agenţie (PFFRR,R > 1);
TFRR,R,total(d,i) – toate tranzacţiile încheiate de către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
Pmin(TFRR,R(d,i) – cel mai mic preţ al tranzacţiei încheiate de către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d;
p(k,d,i) – cel mai mare preţ al ofertelor selectate pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei de livrare d;
k – unitatea de producere care a fost selectată pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al zilei d.
673. Modalitatea de determinare a penalităţilor pentru nefurnizarea energiei de echilibrare, pentru procesul de înlocuire a rezervelor, pentru serviciului de pornire a unei unităţi de producere, respectiv a serviciului de menţinere în rezervă caldă sunt stabilite de către Agenţie la propunerea OST.
674. Nota de decontare lunară transmisă fiecărui participant la PEE, prevăzută la pct.658 cuprinde cel puţin următoarele date:
1) cantitatea de energie electrică de echilibrare contractată cu OST pe PEE de respectivul participant la PEE, determinată conform prevederilor din secţiunea 3 din Capitolul II al Titlului X, respectiv energia electrică de echilibrare livrată de respectivul participant la PEE către OST, determinată conform prevederilor din secţiunea 4 din Capitolul II al Titlului X, defalcate:
a) pe fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare;
b) pe fiecare unitate de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz;
c) pentru fiecare tranzacţie încheiată în intervalul de dispecerizare, cu precizarea unităţii de producere/centralei electrice sau locului de consum dispecerizabil, după caz, şi separat pentru energia electrică de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere, procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere, procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, procesului de înlocuire a rezervelor pentru creşterea de putere, procesului de înlocuire a rezervelor pentru reducerea de putere, pentru serviciul de pornire, respectiv de menţinere în rezervă caldă a unei unităţi de producere;
2) valorile aferente fiecărui interval de dispecerizare, determinate conform prevederilor pct.662, 663, 665, 666, 667 şi 670, cu precizarea distinctă a preţurilor utilizate în determinarea obligaţiunilor de plată şi cantităţilor aferente respectivelor tranzacţii;
3) obligaţiile lunare de plată, respectiv drepturile lunare de încasare pentru tranzacţiile încheiate de respectivul participant la PEE în luna de livrare, egale cu suma valorilor de la pct.663, 666, respectiv de la pct.662, 665, 667, 670, aferente intervalelor de dispecerizare din luna de livrare;
4) obligaţiile finale de plată, respectiv drepturile finale de încasare pentru tranzacţiile încheiate de respectivul participant la PEE în luna de livrare, care se calculează adăugând, după caz, la obligaţiile lunare de plată sau la drepturile lunare de încasare prevăzute la subpct.3), orice taxă aplicabilă, tipul şi valoarea taxei se vor preciza distinct;
5) obligaţiile lunare de plată, respectiv drepturile lunare de încasare pentru tranzacţiile încheiate de respectivul participant la PEE în luna de livrare, separat pentru energia de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere, procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere, procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, procesului de înlocuire a rezervelor pentru creşterea de putere, procesului de înlocuire a rezervelor pentru reducerea de putere, pentru serviciul de pornire, respectiv de menţinere în rezervă caldă a unei unităţi de producere;
6) obligaţiile de plată ale participantului la PEE corespunzătoare penalităţilor.
[Pct.674 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
675. Valorile care desemnează cantităţi de energie electrică trebuie înţelese ca numere pozitive în prezenta secţiune.
676. OST va emite o factură către fiecare participant la PEE pentru obligaţiile finale de plată ale acestuia faţă de OST, precum şi o factură pentru obligaţiile lunare de plată ale participantului la PEE corespunzătoare penalităţilor, prevăzute în nota de decontare lunară, în ziua lucrătoare în care a transmis fiecărui participant la PEE notificarea prevăzută la pct.677.
677. Fiecare participant la PEE va emite o factură către OST pentru obligaţiile finale de plată ale acestuia către participantul la PEE respectiv, prevăzute în nota de decontare lunară, în ziua lucrătoare în care a primit o notificare de la OST prin care anunţă terminarea operaţiei(lor) de la secţiunea 2 sau/şi 3 din Capitolul X şi că factura poate fi emisă.
678. Facturile se vor achita în termen de şapte 7 zile lucrătoare de la data înregistrării lor la cumpărător. Plăţile se vor considera efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate din contul plătitorului.
Secţiunea 3
Determinarea cotelor din costurile sau veniturile care trebuie atribuite
echilibrării sistemului şi managementului congestiilor interne
679. OST calculează, pentru fiecare tranzacţie aferentă energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi/sau procesului de înlocuire a rezervelor:
1) energia electrică de echilibrare care trebuie atribuită managementului congestiilor interne;
2) cotele din costurile sau veniturile corespunzătoare energiei electrice de echilibrare care trebuie atribuite echilibrării sistemului, respectiv managementului congestiilor interne.
680. Calculul cotelor prevăzute la pct.679, subpct.2) se bazează pe selectarea făcută de către OST a energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi/sau procesului de înlocuire a rezervelor, aferentă fiecărei unităţi de producere sau loc de consum dispecerizabil, după caz, pe fiecare interval de dispecerizare din ziua de livrare, ţinând seamă de orice abatere de la ordinea de merit în conformitate cu prevederile secţiunii 8 din Capitolul V al Titlului VI. Detaliile de calcul sunt precizate într-o procedură elaborată de OST şi supusă consultării publice. După avizarea de către Agenţie, OST pune procedura la dispoziţia participanţilor pieţei energiei electrice şi altor părţi interesate prin publicarea pe pagina web oficială.
681. La calculul cotelor prevăzute la pct.679, subpct.2) se consideră că toate tranzacţiile aferente energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei au fost încheiate numai pentru echilibrarea sistemului.
Secţiunea 4
Determinarea costurilor sau veniturilor pentru echilibrarea sistemului,
managementul congestiilor interne, serviciile de pornire
şi de menţinere în rezervă caldă
682. OST determină pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare veniturile sau costurile pentru echilibrarea sistemului, managementul congestiilor interne, serviciile de pornire şi de menţinere în rezervă caldă.
683. OST calculează venitul pentru echilibrarea sistemului la reducere de putere pe fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare astfel:
unde:
TaFRR,R reprezintă toate tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere în luna de livrare;
N – numărul de intervale de dispecerizare din luna de livrare;
PaFRR,R(t,d,i) – obligaţia de plată PaFRR,R a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de reducere de putere, calculată conform prevederilor din pct.663 al prezentelor Reguli;
TmFRR,R(i) – toate tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al lunii de livrare;
SmFRR,R(t) – cota din obligaţia de plată a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor din pct.666;
PmFRR,R(t,d,i) – obligaţia de plată a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor din pct.666.
TRR,R(i) – toate tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de reducere de putere în intervalul de dispecerizare i al lunii de livrare;
SRR,R(t) – cota din obligaţia de plată a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de reducere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor din pct.668;
PRR,R(t,d,i) – obligaţia de plată a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi procesului de înlocuire a rezervelor de reducere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor din pct.668;
PSN(d,i) – obligaţiile de plată către OST pentru interval de dispecerizare i ce reies din necesitatea compensării fluxurilor tehnologice de energie electrică cu OST din ţările vecine, sau din obligaţiile financiare ce reies din acordurile semnate cu OST din ţările vecine, ce ţin de compensarea fluxurilor tehnologice, acestea se consideră pozitive când reprezintă un venit şi negative în cazul unei cheltuieli.
684. OST calculează costul pentru echilibrarea sistemului la creştere de putere pe fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare astfel:
unde:
TaFRR,C reprezintă toate tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere în luna de livrare;
N – numărul de intervale de dispecerizare din luna de livrare;
PaFRR,C(t,d,i) – obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor din pct.663;
TmFRR,C(i) – toate tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al lunii de livrare;
SmFRR,C(t) – cota din obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor de la pct.665;
PmFRR,C(t,d,i) – obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor de la pct.665;
TRR,C(i) – toate tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere în intervalul de dispecerizare i al lunii de livrare;
SRR,C(t) – cota din obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor de la pct.667;
PRR,C(t,d,i) – obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor de la pct.667;
PSN(d,i) – obligaţiile de plată ale OST pentru interval de dispecerizare i ce reies din necesitatea compensării fluxurilor tehnologice de energie electrică cu OST din ţările vecine, sau din obligaţiile financiare ce reies din acordurile semnate cu OST din ţările vecine, ce ţin de compensarea fluxurilor tehnologice, acestea se consideră pozitive când reprezintă un venit şi negative în cazul unei cheltuieli.
685. OST calculează valoarea decontării pentru managementul congestiilor interne pentru întreaga lună de livrare, astfel:
unde:
TmFRR,C şi TmFRR,R reprezintă toate tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, respectiv de reducere de putere, în luna de livrare;
TRR,C, TRR,R reprezintă toate tranzacţiile pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere de putere, respectiv de reducere de putere, în luna de livrare;
PmFRR,C(t,d,i) – obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor de la pct.665;
PRR,C(t,d,i) – obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului înlocuire a rezervelor de creştere de putere, aferentă tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor de la pct.667;
PmFRR,R(t,d,i) – obligaţia de plată a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de reducere de putere, aferente tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor de la pct.666;
PRR,R(t,d,i) – obligaţia de plată a participantului la PEE către OST pentru livrarea energiei electrice de echilibrare corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de reducere de putere, aferente tranzacţiei t a participantului la PEE în intervalul de dispecerizare i al zilei d, calculată conform prevederilor de la pct.668.
686. OST calculează costul pentru serviciile de pornire şi de menţinere în rezervă caldă pentru întreaga lună de livrare astfel:
unde:
Pporn(t) reprezintă obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru prestarea serviciului de pornire a unei unităţi de producere, aferent tranzacţiei t a participantului la PEE, calculat conform prevederilor pct.667;
Prc(t) – obligaţia de plată a OST către participantul la PEE pentru prestarea serviciului de menţinere în rezervă caldă, aferent tranzacţiei t a participantului la PEE, calculat conform prevederilor pct.670;
Tporn şi Trc – reprezintă toate tranzacţiile pentru prestarea serviciului de pornire, respectiv de menţinere în rezervă caldă, în luna de livrare.
687. În cazul în care valoarea calculată la pct.685 este negativă reprezintă un venit pentru OST, iar în cazul în care este pozitivă reprezintă un cost pentru OST.
Capitolul VI
DECONTAREA DEZECHILIBRELOR PĂRŢILOR
RESPONSABILE DE ECHILIBRARE
Secţiunea 1
Calculul preţurilor pentru decontarea dezechilibrelor părţilor
responsabile de echilibrarea
688. OST emite către fiecare PRE/grup de echilibrare, pentru fiecare lună de livrare, o notă de decontare care va cuprinde, pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare, datele prevăzute la pct.694 corespunzătoare decontării dezechilibrelor PRE/grup de echilibrare. Nota de decontare lunară va fi emisă de către OST în termen de trei zile lucrătoare de la validarea valorilor măsurate de la OSD.
689. OST determină, pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare următoarele preţuri pentru decontarea dezechilibrelor PRE:
1) preţul pentru deficit de energie electrică, care reprezintă preţul unitar pe care o PRE/grup de echilibrare trebuie să îl plătească OST pentru dezechilibrele negative ale respectivei PRE/grup de echilibrare;
2) preţul pentru excedent de energie electrică, care reprezintă preţul unitar pe care o PRE/grup de echilibrare îl primeşte de la OST pentru dezechilibrele pozitive ale respectivei PRE/grup de echilibrare.
690. Preţul pentru deficit de energie electrică PDEF(i) pentru fiecare interval de dispecerizare „i” se calculează după cum urmează:
1) În cazul în care pentru intervalul de dispecerizare „i”, a fost dispusă şi total sau parţial efectiv livrată energia electrică de echilibrare, la creştere de putere, atribuite echilibrării sistemului electroenergetic, corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi/sau de înlocuire a rezervei:
unde:
Rc(i) – costul pentru echilibrarea sistemului electroenergetic la creştere de putere în intervalul de dispecerizare „i”, determinat conform prevederilor secţiunii 4 din Capitolul V şi/sau rezultat din procesul de decontare a devierilor neintenţionate cu sistemele electroenergetice interconectate;
qc(i) – cantitatea de energie electrică de echilibrare la creştere de putere livrată în intervalul de dispecerizare „i”;
PIP(i) – preţul de închidere a PZU pentru zona naţională de tranzacţionare aplicabil intervalului de dispecerizare respectiv. Până la lansarea PZU, în locul PIP(i) va fi utilizat preţul mediu ponderat al energiei electrice achiziţionată de furnizorii de energie electrică care furnizează energie electrică la preţuri reglementate în luna pentru care se decontează dezechilibrele, fără a lua în considerare energia electrică achiziţionată de la beneficiarii de scheme de sprijin şi cea generată de centralele electrice de termoficare urbane;
– coeficient de plafonare al preţului maxim pentru deficit de energie electrică, care se stabileşte printr-o hotărâre separată a Agenţiei care se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.
2) În cazul în care pentru intervalul de dispecerizare „i”, nu a fost dispusă livrarea energiei electrice de echilibrare, la creştere de putere, atribuite echilibrării sistemului electroenergetic, corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi/sau de înlocuire a rezervei, preţul pentru deficit de energie electrică:
PDEF(i) = fi,def × PIP (i)
unde:
fi,def – factor de dezechilibru care se stabileşte printr-o hotărâre separată a Agenţiei care se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.
[Pct.690 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
691. Preţul pentru excedent de energie electrică PEX(i) pentru fiecare interval de dispecerizare „i” se calculează după cum urmează:
1) În cazul în care pentru intervalul de dispecerizare „i”, a fost dispusă şi total sau parţial efectiv livrată energia electrică de echilibrare, la reducere de putere, atribuite echilibrării sistemului electroenergetic, corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi/sau de înlocuire a rezervei:
unde:
RR(i) – venitul pentru echilibrarea sistemului electroenergetic la reducere de putere în intervalul de dispecerizare „i”, determinat conform prevederilor secţiunii 4 din Capitolul V şi/sau rezultat din procesul de decontare a devierilor neintenţionate cu sistemele electroenergetice interconectate;
qR(i) – cantitatea de energie electrică de echilibrare la reducere de putere livrată în intervalul de dispecerizare „i”;
– coeficient de plafonare al preţului minim pentru excedent de energie electrică de echilibrare, care se stabileşte printr-o hotărâre separată a Agenţiei care se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova;
– coeficient de plafonare al preţului maxim pentru excedent de energie electrică, care se stabileşte printr-o hotărâre separată a Agenţiei care se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.
2) În cazul în care pentru intervalul de dispecerizare „i”, nu a fost dispusă livrarea energiei electrice de echilibrare, la reducere de putere, atribuite echilibrării sistemului electroenergetic, corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi/sau de înlocuire a rezervei, preţul pentru excedent de energie electrică:
PEX(i) = fi,sur × PIP(i)
unde:
fi,sur – factor de dezechilibru care se stabileşte printr-o hotărâre separată a Agenţiei care se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.
3) Pentru fiecare PRE „j” în parte şi interval de dispecerizare „i”, preţurile determinate conform prevederilor subpunctelor 1) şi 2) se aplică doar cu condiţia că:
DEZEX,PRE(i,j) ≤ kcont,EX × |PNCPRE(i,j)|
unde:
DEZEX,PRE(i,j) – dezechilibrul în excedent a PRE „j” în intervalul de dispecerizare „i”, MWh;
kcont,EX – coeficient de control, care se stabileşte printr-o hotărâre separată a Agenţiei care se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova;
|PNCPRE(i,j)| – valoarea absolută a poziţiei nete contractate ale PRE „j” în intervalul de dispecerizare „i”, MWh.
4) În cazul în care pentru un PRE „j”, în intervalul de dispecerizare „i”, condiţia din subpunctul 3) nu se respectă, pentru PRE-ul respectiv în intervalul de dispecerizare preţul pentru excedent de energie este calculat astfel:
unde:
– factor de corecţie, care se stabileşte printr-o hotărâre separată a Agenţiei care se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.
[Pct.691 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
692. Valorile factorilor de dezechilibru fi,def şi fi,sur, factorului de corecţie , coeficienţilor de plafonare , , , precum şi valoarea coeficientului de control kcont,EX se stabilesc printr-o hotărâre separată a Agenţiei care se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.
[Pct.692 în redacţia Hot. ANRE nr.387 din 30.06.2023, în vigoare 13.07.2023]
Secţiunea 2
Calculul decontării dezechilibrelor părţilor
responsabile pentru echilibrare
693. Pentru fiecare PRE/grup de echilibrare, OST calculează următoarele valori PDEZ(i) care, în cazul în care sunt negative, semnifică obligaţiile de plată ale acesteia către OST, iar în cazul în care sunt pozitive semnifică drepturile de încasare ale acesteia de la OST, pentru fiecare interval de dispecerizare i al lunii de livrare, după cum urmează:
PDEZ(i) = DEZ(i) × PDEF(i), dacă DEZ(i) < 0,
PDEZ(i) = DEZ(i) × PEX(i), dacă DEZ(i) > 0,
unde:
DEZ(i) reprezintă dezechilibrul respectivei PRE/grup de echilibrare în intervalul de dispecerizare i, determinat conform prevederilor secţiunii 1 din Capitolul III al Titlului X;
PDEF(i) – preţul pentru deficit de energie electrică pentru intervalul de dispecerizare i, determinat conform prevederilor secţiunii 1;
PEX(i) – preţul pentru excedent de energie electrică pentru intervalul de dispecerizare i, determinat conform prevederilor secţiunii 1.
694. Nota de decontare lunară emisă şi transmisă fiecărei PRE/grup de echilibrare de către OST va cuprinde cel puţin următoarele:
1) valorile de la pct.693, cu precizarea dezechilibrului respectivei PRE/grup de echilibrare determinat în conformitate cu prevederile secţiunii 1 din Capitolul III al Titlului X, preţului pentru deficit de energie, respectiv preţului pentru excedent de energie electrică, după caz, pentru fiecare interval de dispecerizare i din luna de livrare;
2) obligaţiile de plată lunară ale PRE/grup de echilibrare către OST, după caz, determinate prin însumarea valorilor negative de la pct.693;
3) drepturile lunare de încasare ale PRE/grup de echilibrare de la OST, după caz, determinate prin însumarea valorilor pozitive de la pct.693;
4) obligaţiile finale de plată ale PRE/grup de echilibrare către OST, respectiv drepturile finale de încasare ale PRE/grup de echilibrare de la OST în luna de livrare, care se calculează adăugând, după caz, la obligaţiile lunare prevăzute la subpct.2) sau la drepturile lunare de încasare prevăzute la subpct.3), orice taxă aplicabilă; tipul şi valoarea taxei se vor preciza distinct.
695. OST emite o factură către fiecare PRE, responsabil al grupului de echilibrare pentru obligaţiile finale de plată ale acesteia către OST, precizate în nota de decontare lunară, în ziua lucrătoare în care a transmis fiecărei PRE/grup de echilibrare notificarea prevăzută la pct.696.
696. Fiecare PRE, responsabil al grupului de echilibrare emite o factură către OST pentru drepturile sale de încasare de la OST, precizate în nota de decontare lunară, în ziua lucrătoare în care a primit o notificare de la OST prin care anunţă terminarea operaţiei(lor) de la secţiunea 2 sau/şi 3 din Capitolul X şi că factura poate fi emisă.
697. Facturile se vor achita în termen de şapte zile (7) lucrătoare de la data emiterii. Plăţile se vor considera efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate sau creditate din/în contul bancar al OST. În cazul neachitării plăţilor în termenul indicat în factură, OST va aplica prevederile contractului de echilibrare.
[Pct.697 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
6971. În cazul în care ulterior emiterii facturii pentru dezechilibre din motive obiective se constată necesitatea modificării preţului pentru dezechilibre, dezechilibrului sau costurilor/veniturilor suplimentare, OST va lua în considerare acest fapt în procesul de facturare pentru luna următoare, fără a modifica facturile emise şi înaintate participanţilor pieţei.
[Pct.6971 introdus prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Capitolul VII
DECONTAREA SERVICIILOR DE SISTEM ŞI CHELTUIELILOR CU
COMPENSAREA FLUXURILOR TEHNOLOGICE DE ENERGIE
ELECTRICĂ ÎN REŢELELE ELECTRICE
Secţiunea 1
Calcule pentru decontarea serviciilor tehnologice de sistem
698. În fiecare lună calendaristică OST efectuează decontarea pentru luna anterioară a tuturor contractelor pentru servicii de sistem încheiate conform prevederilor Capitolelor II, III şi IV din Titlul VI, în conformitate cu prevederile respectivelor contracte.
699. Serviciile de sistem contractate sunt decontate la preţul de contract şi pentru cantitatea realizată de servicii de sistem stabilită conform prevederilor contractului. Penalităţile aplicate pentru nerealizarea cantităţilor contractate de servicii de sistem, precum şi pentru neplata sau plata cu întârziere a acestora sunt decontate conform prevederilor din contract.
[Pct.699 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 2
Decontarea cheltuielilor cu compensarea fluxurilor
tehnologice de energie electrică
700. Valoarea şi periodicitatea decontării cheltuielilor cu compensarea fluxurilor tehnologice de energie electrică se calculează conform Acordurilor de compensare a fluxurilor tehnologice semnate de OST cu OST din ţările vecine şi aprobate de Agenţie în condiţiile Legii cu privire la energia electrică.
701. Calculele se bazează pe metodologia convenită de OST cu OST din ţările vecine, specificată în Acordul de compensare a fluxurilor tehnologice semnate de OST cu OST din ţările vecine.
Capitolul VIII
DECONTAREA COSTURILOR SAU VENITURILOR SUPLIMENTARE
PROVENITE DIN ECHILIBRAREA SISTEMULUI
702. OST efectuează, pentru fiecare lună de livrare, calculele pentru determinarea şi decontarea costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului electroenergetic şi transmite o notă de decontare lunară fiecărei PRE/responsabil al grupului de echilibrare, în termen de trei zile lucrătoare de la primirea valorilor măsurate de la OSD.
[Pct.702 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
703. Costul sau venitul suplimentar lunar provenit din echilibrarea sistemului este egal cu:
1) costul OST pentru echilibrarea sistemului la creştere de putere, calculat ca sumă pe toate intervalele de dispecerizare ale lunii respective a costurilor OST pentru echilibrarea sistemului determinate conform prevederilor din secţiunea 4 a Capitolului V minus;
2) venitul OST pentru echilibrarea sistemului la reducere de putere, determinat ca sumă pe toate intervalele de dispecerizare ale lunii respective a veniturilor OST pentru echilibrarea sistemului determinate conform prevederilor din secţiunea 4 a Capitolului V, plus, în cazul în care nu a fost inclus în preţul dezechilibrelor;
3) costul OST pentru serviciile de pornire şi de menţinere în rezervă caldă, determinat conform prevederilor secţiunea 4 a Capitolului V, plus;
4) costul OST pentru dezechilibrele PRE, determinat conform prevederilor Capitolului VI, minus;
5) venitul OST pentru dezechilibrele PRE, determinat conform prevederilor Capitolului VI, minus;
6) venitul OST de la participanţii la PEE ca urmare a penalităţilor stabilite conform pct.673, şi plus dacă este cost/minus dacă este venit;
7) valoarea pentru compensarea fluxurilor tehnologice, determinată conform prevederilor Capitolului VII;
8) plus costul/minus venitul pentru managementul congestiilor.
[Pct.703 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.703 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
704. În cazul în care valoarea rezultată din pct.703 este pozitivă, aceasta reprezintă costul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului şi în cazul în care este negativă aceasta reprezintă venitul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului.
705. OST publică o notă de informare care va cuprinde datele prevăzute la pct.703, după efectuarea calculelor conform prevederilor pct.702.
706. Agenţia stabileşte cota din costurile sau veniturile suplimentare provenite din echilibrarea sistemului electroenergetic care este reţinută de către OST. Valoarea rămasă „Sres” din costurile sau veniturile suplimentare provenite din echilibrarea sistemului electroenergetic este numită „valoare suplimentară” şi este alocată tuturor PRE/responsabililor grupurilor de echilibrare. Aceasta se calculează după cum urmează:
Sres = RP * (1 – qOTS)
unde:
RP – costul sau venitul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului, determinat conform prevederilor pct.703;
qOTS – cota din costul sau venitul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului care se reţine de către OST.
[Pct.706 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
707. Venitul sau costul suplimentar Sj provenit din echilibrarea sistemului electroenergetic care revine lunar fiecărei PRE/responsabil al grupului de echilibrare se determină în baza aportului acesteia în fiecare interval de dispecerizare la reducerea dezechilibrului sistemului electroenergetic, respectiv la agravarea dezechilibrului sistemului electroenergetic. Valoarea repartizată fiecărei PRE/responsabil al grupului de echilibrare se determină după cum urmează:
unde:
Sj – valoarea repartizată către PREj din venitul/ costul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului electroenergetic;
n – numărul total al PRE;
Sres – valoarea rămasă din costurile sau veniturile suplimentare provenite din echilibrarea sistemului;
Ctot,j – reprezintă contribuţia la dezechilibrul sistemului electroenergetic a PREj/grup de echilibrare în luna de livrare, determinată, după caz, astfel:
a) pentru luna de livrare pentru care se înregistrează venit suplimentar din echilibrarea sistemului electroenergetic:
unde:
– este dezechilibrul negativ (în valoare absolută) al PREj/grup de echilibrare în intervalul de dispecerizare „i” în care OST a activat energie electrică de echilibrare la reducere de putere (qR > qC) şi 0 (zero) în intervalul de dispecerizare „i” în care OST a activat energie electrică de echilibrare la creştere de putere (qC > qR);
– este dezechilibrul pozitiv al PREj/grup de echilibrare în intervalul de dispecerizare „i” în care OST a activat energie electrică de echilibrare la creştere de putere (qC > qR) şi 0 (zero) în intervalul de dispecerizare „i” în care OST a activat energie electrică de echilibrare la reducere de putere (qR > qC).
s – numărul de intervale de dispecerizare al lunii de livrare.
b) pentru luna de livrare pentru care se înregistrează cost suplimentar din echilibrarea sistemului electroenergetic
unde:
– este dezechilibrul negativ (în valoare absolută) al PREi/grup de echilibrare în intervalul de dispecerizare „i” în care OST a activat energie electrică de echilibrare la creştere de putere (qC > qR)
sau valoarea netă a energiei de echilibrare era egală cu zero (qR = qC); şi 0 (zero) în intervalul de dispecerizare „i” în care OST a activat energie electrică de echilibrare la reducere de putere (qR > qC)
sau valoarea netă a energiei de echilibrare era egală cu zero (qR = qC).
– este dezechilibrul pozitiv al PREj/grup de echilibrare în intervalul de dispecerizare „i” în care OST a activat energie electrică de echilibrare la reducere de putere (qR > qC)
sau valoarea netă a energiei de echilibrare era egală cu zero (qR = qC) şi 0 (zero) în intervalul de dispecerizare „i” în care OST a activat energie electrică de echilibrare la creştere de putere (qC > qR)
sau valoarea netă a energiei de echilibrare era egală cu zero (qR = qC);
s – numărul de intervale de dispecerizare al lunii de livrare.
[Pct.707 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.707 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
708. După calculul Sj, OST calculează costul sau venitul suplimentar final, prin adăugarea, după caz, a taxelor aferente la valoarea determinată în conformitate cu pct.707. Dreptul de încasare al OST este egal cu costul suplimentar final, iar dreptul de încasare a PRE este egal cu venitul suplimentar final.
[Pct.708 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
709. OST emite o factură către fiecare PRE pentru dreptul său de încasare, calculat conform prevederilor prezentei secţiuni, în ziua lucrătoare în care a transmis fiecărei PRE/responsabil al grupului de echilibrare notificarea prevăzută la pct.702.
[Pct.709 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
710. Fiecare PRE/responsabil al grupului de echilibrare emite o factură către OST pentru dreptul său de încasare, în ziua lucrătoare în care a primit o notificare de la OST prin care anunţă terminarea operaţiei(lor) de la secţiunea 2 şi/sau 3 din Capitolul X şi că factura poate fi emisă.
[Pct.710 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
711. Facturile se achită în termen de şapte (7) zile lucrătoare de la data emiterii. Plăţile se consideră efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate sau creditate în contul bancar al plătitorului. În cazul neachitării plăţilor în termenul indicat în factură, părţile vor aplica prevederile contractului de echilibrare.
[Pct.711 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Capitolul IX
PLĂŢI ŞI SITUAŢII DE NEÎNDEPLINIRE A OBLIGAŢIILOR
Secţiunea 1
Plata facturilor care fac obiectul unor diferende
712. Fiecare parte care primeşte, respectiv emite o factură pe baza unei note de decontare, trebuie să plătească, respectiv este îndreptăţită să primească valoarea totală cuprinsă în respectiva factură, la data scadentă de plată, respectiv de încasare, indiferent dacă există sau nu o dispută în legătură cu sumele din respectiva factură.
713. Orice participant la piaţa de energie electrică, inclusiv OPEE şi OST, trebuie să plătească contravaloarea unei penalităţi suplimentare obligaţiilor de plată cuprinse în facturile primite, în oricare din următoarele cazuri:
1) dacă respectivul participant la piaţa de energie electrică nu a achitat sumele datorate şi care nu au fost contestate, până la data scadentă de plată;
2) dacă respectivul participant la piaţa de energie electrică trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute din care au rezultat plăţi întârziate;
3) dacă respectivul participant la piaţa de energie electrică trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute pentru care sumele care fac obiectul disputei au fost achitate la timp, dar contestate în mod justificat de cealaltă parte.
714. În cazurile de la pct.713 subpct.1) şi 2), penalităţile reprezintă o plată suplimentară faţă de suma datorată, care trebuie efectuată de către debitor, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu prima zi lucrătoare după data scadenţei. Cuantumul penalităţilor pentru fiecare zi de întârziere nu poate depăşi rata medie anuală ponderată a dobânzii la creditele noi acordate în monedă naţională de băncile comerciale, pentru un an, înregistrată în anul precedent şi publicată în raportul Băncii Naţionale a Moldovei.
715. În cazul de la pct.713 subpct.3), penalităţile reprezintă o plată suplimentară faţă de suma plătită, dar justificat contestată de cealaltă parte, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu prima zi lucrătoare după ce plăţile au fost efectuate de către partea care contestă şi sfârşind cu penultima zi lucrătoare la care suma contestată este efectiv returnată părţii care a contestat. Cuantumul penalităţilor pentru fiecare zi de întârziere nu poate depăşi rata medie anuală ponderată a dobânzii la creditele noi acordate în monedă naţională de băncile comerciale, pentru un an, înregistrată în anul precedent şi publicată în raportul Băncii Naţionale a Moldovei.
Secţiunea 2
Situaţii de neîndeplinire a obligaţiilor de plată
716. Un participant la piaţa de energie electrică se află într-o situaţie de neîndeplinire a obligaţiilor de plată în oricare din următoarele cazuri:
1) dacă acesta nu îndeplineşte cerinţele privind garanţiile menţionate în Capitolul III;
2) dacă acesta nu îşi îndeplineşte obligaţiile rezultate din decontare în conformitate cu prevederile regulilor pentru decontare până la datele scadente corespunzătoare;
717. OPEE, respectiv OST elaborează procedurile aplicabile pentru situaţii de neîndeplinire a obligaţiilor de plată pe care le vor supune consultării publice, transmiţându-le spre avizare Agenţiei înainte de aprobarea acestora. Acestea ar putea include instrucţiuni pentru majorarea garanţiei, utilizarea garanţiei disponibile pentru asigurarea plăţilor.
Capitolul X
CONTESTAŢII
Secţiunea 1
Notificarea contestaţilor
718. Participanţii pieţei energiei electrice implicaţi pot contesta la emitent, respectiv OST sau OPEE, după caz, orice dată cuprinsă într-o notă de decontare sau orice altă notă transmisă sau publicată de către OST sau de către OPEE, după caz, conform regulilor pentru decontare.
719. Orice contestaţie va fi transmisă de participantul pieţei energiei electrice printr-o notificare scrisă. Notificarea trebuie să specifice în mod clar perioada de timp vizată, cum ar fi ziua de livrare, intervalul de tranzacţionare sau intervalul de dispecerizare, data emiterii respectivei note, data contestată, motivul contestării, data modificată, dacă este cazul şi este însoţită de orice probă disponibilă care poate să vină în sprijinul contestaţiei.
720. Orice participant al pieţei energiei electrice poate contesta o notă de decontare sau orice altă notă emisă conform regulilor pentru decontare în termen de:
1) două zile lucrătoare de la data când i-a fost comunicată de către OPEE nota de decontare zilnică contestată;
2) cinci zile lucrătoare de la data când i-a fost comunicată sau a fost publicată nota contestată, în toate celelalte cazuri.
721. Dacă un participant al pieţei energiei electrice nu a transmis nici o contestaţie în legătură cu o notă de decontare sau orice altă notă emisă de către OPEE, respectiv OST, după caz, conform regulilor pentru decontare în intervalul menţionat la pct.720, după caz, nota respectivă se consideră că a fost validată de respectivul participant al pieţei energiei electrice.
Secţiunea 2
Soluţionarea contestaţiilor
722. OST sau OPEE, după caz, are obligaţia să soluţioneze contestaţiile formulate în legătură cu notele de decontare sau orice alte note comunicate sau publicate, după caz, în termen de maxim:
1) două zile lucrătoare de la data primirii acestora, în cazul notelor care se referă la notele de decontare zilnice, transmise de OPEE;
2) şase zile lucrătoare de la data primirii acestora, în cazul celorlalte note.
723. Atunci când verifică o notă de decontare sau orice altă notă contestată, emitentul poate solicita participanţilor pieţei energiei electrice informaţii suplimentare. Dacă informaţiile suplimentare solicitate nu sunt furnizate de participantul pieţei energiei electrice, emitentul este îndreptăţit să respingă contestaţia respectivă.
724. Emitentul informează participanţii pieţei energiei electrice în legătură cu rezultatul verificărilor efectuate. Dacă o notă contestată a fost incorectă, emitentul reface calculele şi transmite o notă corectată tuturor participanţilor pieţei energiei electrice implicaţi.
Secţiunea 3
Corectarea notelor de decontare sau a oricăror note
emise de către OST şi OPEE
725. Dacă OST sau OPEE, după caz, constată existenţa unei date eronate într-o notă de decontare sau orice altă notă transmisă conform regulilor pentru decontare, emitentul va reface calculele şi va transmite o notă corectată tuturor participanţilor pieţei energiei electrice implicaţi în termen de:
1) patru zile lucrătoare de la data comunicării notei contestate, în cazul unei note de decontare zilnice transmisă de OPEE;
2) unsprezece zile lucrătoare de la data comunicării notei contestate, în toate celelalte cazuri.
TITLUL XIII
RAPORTAREA ŞI PUBLICAREA INFORMAŢIILOR DESPRE
PIAŢA ENERGIEI ELECTRICE
Capitolul I
GENERALITĂŢI
Secţiunea 1
Domeniu de aplicare
726. Obiectivul prezentului Titlu este de a prevedea condiţii de acces la informaţiile relevante despre piaţă energiei electrice pentru participanţii pieţei energiei electrice şi pentru alte părţi interesate, de o manieră nediscriminatorie, simplă şi transparentă. Pentru realizarea funcţiilor de publicare a informaţiei atribuite OPEE, OST şi OSD în conformitate cu prezentele Reguli, informaţia şi datele necesare sunt asigurate de către:
1) OPEE;
2) OST;
3) OSD;
4) producătorii de energie electrică;
5) furnizorii de energie electrică.
727. Pentru realizarea obiectivelor prezentului titlu sunt stabilite cerinţe privind obligaţiile OPEE, OST şi OSD pentru gestionarea şi publicarea informaţiilor relevante despre pieţele organizate de energie electrică şi procedurile definite în prezentele Reguli.
Secţiunea 2
Obligaţii de raportare
728. Este în sarcina OPEE, OST şi OSD gestionarea informaţiilor relevante, într-un mod transparent şi nediscriminatoriu, ţinând cont că participanţii pieţei energiei electrice se bazează pe aceste informaţii în scopul de a-şi formula ofertele şi de a-şi îndeplini sarcinile de planificare, prognoză şi programare în conformitate cu prezentele Reguli.
729. În cazul în care informaţia nu este publică, ea va fi protejată în mod egal faţă de toate celelalte părţi interesate, pentru a evita orice posibilitate de acces discriminatoriu la acea informaţie. Metodele de protecţie pot include, fără a se limita, numirea de persoane responsabile cu conformarea referitoare la separarea informaţiei, sisteme distincte de management al informaţiei şi datelor şi separarea corespunzătoare a managementului corporativ.
730. OPEE şi OST schimbă reciproc informaţiile publice pe care le deţin, în vederea facilitării accesului rapid al participanţilor la informaţiile relevante necesare funcţionării eficiente a pieţelor pe care le operează. Schimbul de informaţii se face pe bază de acorduri prin care să se precizeze standardele, orarele de transmitere a informaţiilor şi responsabilităţile reciproce.
Secţiunea 3
Modalităţi de publicare
731. Informaţiile se pun la dispoziţia participanţilor pieţei energiei electrice prin publicarea informaţiilor privind piaţa energiei electrice pe paginile web oficiale ale entităţilor menţionate la pct.727.
732. Informaţiile de pe paginile web oficiale sunt disponibile într-o formă clară, uşor de descărcat şi care să facă posibilă prelucrarea. Informaţiile publice vor fi în formă agregată şi anonimizată.
Secţiunea 4
Frecvenţa publicării şi perioadele de referinţă
733. Informaţiile ce ţin de piaţa energiei electrice publicate în conformitate cu prevederile prezentelor Reguli, sunt furnizate separat pentru fiecare perioadă de timp relevantă, incluzând intervalele de tranzacţionare sau dispecerizare, pentru zilele de livrare, sau pe săptămână, lună, an. Datele raportate vor fi actualizate periodic ori de câte ori informaţia se modifică.
734. Momentul publicării, perioada de timp la care se referă, datele şi tipul intervalelor relevante din cadrul acesteia, precum şi durata de păstrare a informaţiilor ca fiind disponibile sunt stabilite/detaliate conform cerinţelor legale aplicabile.
735. Informaţiile generalizate privind preţurile şi cantităţile de energie electrică tranzacţionate pe piaţa contractelor bilaterale, PZU, PPZ, PEE, precum şi informaţiile ce ţin de procesul de programare, achiziţia serviciilor de sistem şi consumului tehnologic în reţelele electrice şi rezultatele decontării pe pieţele organizate de energie electrice sunt făcute disponibile cât de curând posibil după închiderea pieţei corespunzătoare sau altui proces relevant.
Capitolul II
RAPOARTE
Secţiunea 1
Informaţii publicate de OST
736. Cel puţin următoarele tipuri de informaţii sunt făcute publice de către OST, care le determină pe baza prelucrării datelor primare prezentate obligatoriu de entităţile care le deţin:
1) informaţii privind producerea energiei electrice:
a) capacitatea totală de producere instalată şi capacitatea disponibilă în SE, diferenţiată pe surse primare de energie, publicată la sfârşitul anului pentru anul următor;
b) prognoza evoluţiei cel puţin pe următorii 3 ani a capacităţii totale de producere instalată şi disponibilă în SE, în formă agregată, inclusiv tipul unităţilor de producere ale proiectelor noi, retragerile definitive şi de lungă durată din exploatare, precum şi trecerile în conservare, planificate;
c) informaţii ex post privind energia electrică orară livrată în reţele de unitatea de unităţilor de producere cu putere instalata mai mare sau egală cu 1 MW, publicate cât mai aproape după momentul livrării;
d) informaţii ex ante privind indisponibilităţile programate ale unităţilor de unităţilor de producere cu putere instalată mai mare sau egală cu 50 MW (datele de începere şi finalizare ale reparaţiilor planificate, capacitatea indisponibilă) publicate în fiecare an pentru anul următor şi actualizate periodic imediat ce sunt disponibile noi informaţii;
e) informaţii ex post privind indisponibilităţile programate/accidentale ale unităţilor de unităţilor de producere cu putere instalată mai mare sau egală cu 50 MW (datele de începere şi finalizare ale ieşirilor din funcţiune şi capacitatea indisponibilă realizată), publicate imediat ce sunt disponibile/cât mai aproape de momentul producerii programată/neprogramată a evenimentului de indisponibilitate accidentală;
f) producţia totală programată (notificată) de energie electrică livrată (valori orare), publicată după validarea notificărilor fizice după închiderea PZU, dar nu mai târziu de ora 20:00;
2) informaţii privind capacităţile de interconexiune cu alte sisteme electroenergetice:
a) capacităţile de transport alocate şi disponibile ale interconexiunilor;
b) principalele proiecte de investiţii pentru dezvoltarea reţelei de tensiune înaltă şi impactul acestora asupra capacităţii de transport interne şi a celor de interconexiune cu alte sisteme, pentru următorii trei ani, cel puţin;
c) retragerile din funcţiune programate ale liniilor de interconexiune (cu menţionarea datelor de retragere/repunere în funcţiune) şi impactul lor asupra capacităţii fiecărei interconexiuni, publicate anual pentru anul următor şi actualizate lunar, funcţie de schimbări;
d) prognoze pentru anul următor ale capacităţilor disponibile a interconexiunilor, pe săptămâni, cu delimitarea pe ore de vârf de sarcină şi în gol de sarcină, cu actualizare lunară;
e) prognoze pentru săptămâna următoare ale capacităţilor disponibile a interconexiunilor, pe ore;
f) descrierea generală a metodelor utilizate în diferite circumstanţe pentru rezolvarea congestiilor şi maximizarea capacităţii de interconexiune oferită pe piaţă;
g) metodologia în baza căreia se calculează capacitatea netă şi disponibilă a interconexiunilor pentru diferite perioade de alocare, elaborată şi aprobată conform cerinţelor Regulamentului privind accesul la reţelele electrice de transport pentru schimburile transfrontaliere şi gestionarea congestiilor în sistemul electroenergetic, aprobat de Agenţie;
h) informaţiile privind capacitatea netă a interconexiunii, capacitatea disponibilă a interconexiunii şi distribuţia capacităţii disponibile a interconexiunii pe diferitele sesiuni de licitaţie în conformitate cu prevederile Regulamentului privind accesul la reţelele electrice de transport pentru schimburile transfrontaliere şi gestionarea congestiilor în sistemul electroenergetic, aprobat de Agenţie, publicate în avans pentru fiecare perioadă de licitaţie, pentru fiecare sens (import sau export) şi pentru fiecare grup de linii de interconexiune;
i) numărul total al cererilor depuse şi capacitatea solicitată pentru alocarea capacităţilor de interconexiune, pentru fiecare sens (import sau export) şi pentru fiecare grup de linii de interconexiune;
j) capacitatea alocată participanţilor la licitaţie şi preţul de închidere, pentru alocarea capacităţilor de interconexiune, pentru fiecare sens (import sau export) şi pentru fiecare interfaţa cu alte sisteme electroenergetice sau pentru interconexiune separat, după caz;
k) capacităţile disponibile de interconexiune pentru ziua următoare, pe ore, rezultate după desfăşurarea licitaţiilor explicite;
l) cantitatea orară a exporturilor declarate şi importurilor declarate pentru fiecare zonă de tranzacţionare de frontieră, publicat după validarea notificărilor fizice după închiderea PZU, dar nu mai târziu de ora 20:00;
m) fluxurile orare fizice de energie pe interconexiuni publicate în fiecare săptămână, pentru săptămâna anterioară;
n) detalii privind ieşirile din funcţiune programate şi accidentale ale capacităţilor de interconexiune imediat după apariţie, detalii privind momentul când se prognozează repunerea în funcţiune a componentelor afectate;
o) descrierea motivelor şi efectelor acţiunilor efectuate de OST care au avut impact asupra tranzacţiilor transfrontaliere, incluzând reducerea drepturilor de utilizare a capacităţilor alocate anterior, pentru fiecare oră, cu publicarea fluxurilor şi a efectelor imediat după producerea evenimentului şi a altor informaţii în ziua următoare;
p) veniturile rezultate din scoaterea la licitaţie a capacităţilor de interconexiune;
3) informaţii privind consumul de energie electrică:
a) prognoza de consum net totală şi sarcina maximă cel puţin pentru anul următor (şi până la 10 ani în avans);
b) consumul net orar prognozat de OST pentru următoarele 7 zile, publicat zilnic;
c) consumul net realizat al SE în ziua anterioară, publicat zilnic;
4) informaţii privind funcţionarea pieţei de echilibrare:
a) rezerva orară prognozată de OST pentru ziua următoare, determinată ca diferenţă între capacitatea disponibilă determinată conform declaraţiilor de disponibilitate şi suma între prognoza de consum şi soldul export/import la nivel de sistem, publicată zilnic;
b) rezerva necesară, separat pentru fiecare tip, publicată imediat după verificarea finală a ofertelor pentru ziua de livrare;
c) banda disponibilă pentru restabilirea automată a frecvenţei, publicată imediat după verificarea finală a ofertelor zilnice pentru ziua de livrare;
d) cantitatea de energie electrică de echilibrare disponibilă corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei şi procesului de înlocuire a rezervelor, publicată imediat după verificarea finală a ofertelor zilnice pentru ziua de livrare;
e) cantitatea totală de energie electrică de echilibrare, separat pe tip şi sens, selectată (angajată) în fiecare interval de dispecerizare pentru echilibrarea sistemului, publicată în cel mult o oră după sfârşitul intervalului de dispecerizare;
f) cantitatea totală de energie electrică de echilibrare, separat pe tip şi sens, efectiv livrată în fiecare interval de dispecerizare pentru echilibrarea sistemului, publicată la încheierea decontării pe PEE;
g) cantitatea totală de energie electrică de echilibrare, separat pe tip şi sens, selectată în fiecare interval de dispecerizare pentru managementul congestiilor interne, publicată în cel mult o ora după sfârşitul intervalului de dispecerizare;
h) cantitatea totală de energie electrică de echilibrare, separat pe tip şi sens, efectiv livrată în fiecare interval de dispecerizare pentru managementul congestiilor, publicată la încheierea decontării pe PEE;
i) preţurile pentru energia electrică de echilibrare selectată corespunzătoare procesului de restabilire automată a frecvenţei de creştere de putere, respectiv reducere de putere, publicate în cel mult o oră după sfârşitul intervalului de dispecerizare;
j) preţul pentru energia electrică de echilibrare selectată corespunzătoare procesului de restabilire manuală a frecvenţei de creştere (de scădere) de putere, publicat în ziua următoare zilei de dispecerizare, pentru fiecare interval de dispecerizare;
k) preţul pentru energia electrică de echilibrare selectată corespunzătoare procesului de înlocuire a rezervelor de creştere (de scădere) de putere, publicat în ziua următoare zilei de dispecerizare, pentru fiecare interval de dispecerizare;
l) preţurile dezechilibrelor pozitive/negative pe fiecare interval de dispecerizare, publicate la încheierea decontării pe PEE/dezechilibrelor PRE;
m) dezechilibrul total al SE, pentru fiecare interval de dispecerizare, publicat la încheierea decontării pe PEE;
n) valorile agregate ale dezechilibrelor pozitive, respectiv negative ale PRE în fiecare interval de dispecerizare, publicate la încheierea decontării dezechilibrelor PRE;
o) informaţii privind bilanţul financiar lunar al PEE/dezechilibrelor PRE, înainte de redistribuire (costuri/venituri suplimentare aferente echilibrării SE), publicate la încheierea decontării pe PEE/dezechilibrelor PRE;
p) informaţii privind schimbul de energie electrică înregistrat cu regiunea transnistreană a sistemului electroenergetic specificat pe intervale de dispecerizare;
5) informaţii privind achiziţia serviciilor de sistem:
a) cantitatea de serviciilor de sistem procurate;
b) consumul tehnologic şi pierderile de energie electrică în reţeaua electrică de transport;
c) cantităţile de servicii de sistem solicitate de către OST, publicate în conformitate cu prevederile Titlului VIII;
d) cantităţile de servicii de sistem achiziţionate de către OST, publicate nu mai târziu de ziua următoare zilei de tranzacţionare în care au fost achiziţionate serviciile de sistem;
e) preţul (preţurile) pentru serviciile de sistem, publicate nu mai târziu de ziua următoare zilei de tranzacţionare în care au fost achiziţionate serviciile de sistem.
6) informaţii privind bilanţul şi intrările de energie electrică:
a) cantităţile de energie electrică intrată în zona energetică din partea dreaptă a râului Nistru a sistemului electroenergetic;
b) datele lunare privind energia electrică furnizată de fiecare furnizor şi cumulativ;
c) cantităţile lunare de energie electrică produse din surse regenerabile de energie electrică şi de producătorii care deţin centrale electrice de termoficare urbane, cât şi cele livrate către furnizorul central de energie electrică.
[Pct.736 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.736 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
737. În termen de o lună de la începutul fiecărui an calendaristic OST elaborează şi prezintă Agenţiei un raport privind achiziţiile serviciilor de sistem pentru perioada anului precedent, care va include cel puţin:
1) cheltuielilor totale privind achiziţia serviciilor de sistem;
2) informaţii statistice privind cantitatea rezervelor contractate în baza licitaţiilor (separate pe tip şi perioadă);
3) evaluarea adecvării rezervelor necesităţilor SE;
4) descrierea cazurilor de neîndeplinire a instrucţiunilor de dispecer ce ţin de furnizarea serviciilor de sistem;
5) propuneri concrete privind îmbunătăţirea programării şi gestionării serviciilor de sistem.
738. Raportul anual elaborat de OST este utilizat de Agenţie la elaborarea Studiului de piaţă în condiţiile Legii cu privire la energia electrică.
Secţiunea 2
Informaţii publicate de OPEE
739. OPEE monitorizează activitatea zilnică a participanţilor la PZU şi PPZ prin analiza a cel puţin următorilor indicatori privind funcţionarea pieţei:
1) cantitatea de energie electrică tranzacţionată în cadrul PZU;
2) cantităţile de energie electrică tranzacţionate pe piaţa contractelor bilaterale;
[Subpct.3) pct.739 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
4) cantitatea de energie electrică tranzacţionată pe PPZ;
5) cotele pieţelor organizate de energie electrică din totalul energiei electrice tranzacţionate;
6) numărul participanţilor specificat pentru fiecare din piaţa contratelor bilaterale, PZU şi PPZ;
7) cotele energiei electrice tranzacţionată de fiecare participant la piaţa angro de energie electrică în cadrul fiecărei pieţe organizate (piaţa contractelor bilaterale, PZU, PPZ);
[Subpct.8) pct.739 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
9) statistica tranzacţiilor şi cantităţilor de energie electrică tranzacţionate pe fiecare interval de tranzacţionare;
[Subpct.10) pct.739 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
11) alţi indicatori de monitorizare stabiliţi de Agenţie în scopul identificării poziţiei dominante a unui participant.
[Pct.739 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
740. Indicatorii privind funcţionarea pieţei stabiliţi la pct.739 sunt publicaţi de către OPEE pe pagina web oficială pentru fiecare lună/zi de livrare sau interval de tranzacţionare al zilei de livrare, după caz. Rapoartele privind PZU şi PPZ trebuie actualizate ori de câte ori informaţiile se modifică.
[Pct.740 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
741. Următoarele informaţii vor fi făcute disponibile de către OPEE atunci când emite confirmări de tranzacţie:
1) preţul de închidere a PZU şi cantitatea tranzacţionată în fiecare oră, acestea se transmit şi OST imediat după realizarea confirmărilor de tranzacţie;
[Subpct.2) pct.741 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
3) curbele agregate ale cererii şi ofertei pentru fiecare oră;
4) preţurile şi cantităţile de energie electrică tranzacţionate pe PPZ;
[Subpct.5) pct.741 abrogat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.741 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
742. Până în ultima zi calendaristică a lunii L+1 pentru luna de raportare L, OPEE transmite Agenţiei un raport lunar de monitorizare privind activitatea participanţilor la piaţa de energie electrică pe parcursul lunii care s-a încheiat.
[Pct.742 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
743. OPEE poate utiliza şi alţi indicatori de monitorizare ai pieţei angro de energie electrică, pe care îi consideră reprezentativi, incluzându-i şi în rapoartele prezentate Agenţiei.
744. Raportul lunar include valorile numerice ale indicatorilor privind funcţionarea pieţei specificaţi în prezenta secţiune, precum şi evaluările, analizele şi recomandările OPEE.
745. Un raport lunar de sinteză, anonimizat, este publicat pe pagina web oficială a OPEE.
[Pct.745 în redacţia Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
746. Agenţia utilizează informaţiile prezentate de OPEE şi OST în scopul realizării activităţilor de monitorizare şi control, precum şi a elaborării studiilor de piaţă în conformitate cu cerinţele Legii cu privire la energie electrică.
747. În scopul monitorizării pieţei de energie electrică Agenţia utilizează indicatori de analiză a concurenţei pe piaţă, cum ar fi indicatorul Herfindahl–Hirschman.
Secţiunea 3
Informaţiile publicate de operatorii sistemelor de distribuţie
748. Fiecare OSD va publica pe pagina web oficială informaţii privind cantitatea de energie electrică pentru acoperirea consumului tehnologic şi a pierderilor de energie electrică în reţelele electrice de distribuţie şi preţurile corespunzătoare, după cum urmează:
1) cantitatea de energie electrică pentru acoperirea consumului tehnologic şi a pierderilor de energie electrică necesară OSD;
2) cantitatea de energie electrică pentru acoperirea consumului tehnologic şi a pierderilor de energie electrică achiziţionată de către OSD, publicată nu mai târziu de ziua următoare zilei de tranzacţionare în care a fost achiziţionată;
3) preţul (preţurile), publicate nu mai târziu de ziua următoare zilei de tranzacţionare în care s-a făcut achiziţia;
4) cantitatea de energie electrică pentru acoperirea consumului tehnologic şi a pierderilor de energie electrică tranzacţionată pe PZU de către OSD şi preţurile corespunzătoare, publicate nu mai târziu de ziua următoare zilei de tranzacţionare;
5) producţiei nete în teritoriul specificat în licenţă al OSD;
6) consumului net în teritoriul specificat în licenţă al OSD;
7) capacitatea instalată, agregată pentru unităţile de producere în teritoriul specificat în licenţă al OSD, separate pe tehnologie de producere a energiei electrice.
TITLUL XIV
CONDIŢII GENERALE ŞI FINALE
Capitolul I
FUNCŢIONAREA PIEŢEI
Secţiunea 1
Date şi rapoarte
749. Notificările transmise părţilor, din partea celor ce emit astfel de notificări, vor fi adresate unei persoane desemnate ca responsabilă cu primirea respectivelor notificări. În acest sens fiecare parte va desemna o persoană responsabilă respectivă.
750. Datele solicitate conform prezentelor Reguli vor fi prezentate în formatul specificat conform Regulilor, sau, după caz, în cel specificat de OPEE sau OST.
Secţiunea 2
Sistemele informatice, de telecomunicaţie şi bazele de date
751. OPEE şi OST implementează sistemele informaţionale necesare funcţionării pieţei energiei electrice, incluzând cerinţele hardware şi software, ce îndeplinesc toate cerinţele sistemelor de tranzacţionare, de programare, al PEE şi respectiv de decontare, conform prezentelor Reguli.
752. OPEE şi OST stabilesc protocoale de interfaţă adecvate pentru comunicarea părţilor cu sistemul de tranzacţionare, sistemul de programare, sistemul PEE, sistemul de măsurare şi respectiv cu sistemul de decontare, folosind standarde internaţionale corespunzătoare şi comunică aceste protocoale de interfaţă tuturor părţilor care solicită acest lucru.
753. Suplimentar faţă de responsabilitatea participanţilor pieţei energiei electrice de a îndeplini prevederile prezentelor Reguli privind comunicarea datelor, participanţii pieţei energiei electrice trebuie să realizeze sisteme corespunzătoare pentru comunicarea eficientă cu sistemul de tranzacţionare al PZU, sistemul de programare şi sistemul PEE ale OST, sistemele de decontare ale OPEE, respectiv OST cât şi sistemul de măsurare, după caz.
754. OPEE şi OST comunică în termen util participanţilor pieţei energiei electrice caracteristicile tehnice ale sistemelor informaţionale pe care au obligaţia să le implementeze conform prevederilor pct.753. În scopul participării pe piaţa energiei electrice întreprinderile electroenergetice sunt responsabile de asigurarea funcţionalităţii canalelor de comunicaţii şi sistemele informaţionale proprii.
755. OPEE, OST şi OSD crează şi menţine, fiecare, baze de date ale tuturor informaţiilor ce au fost solicitate să fie prezentate de participanţii pieţei sau de alte părţi conform prezentelor Reguli. Fiecare bază de date păstrează o copie a tuturor datelor corespunzătoare prezentate sau păstrate. Formatul de păstrare a înregistrărilor este stabilit de către OPEE, OST respectiv OSD, după caz.
Capitolul II
SUPRAVEGHEREA PIEŢEI
Secţiunea 1
Monitorizarea pieţei energiei electrice
756. Agenţia:
1) monitorizează funcţionarea pieţelor energiei electrice în conformitate cu prevederile Regulilor;
2) monitorizează respectarea de către participanţii pieţei energiei electrice a regulilor, procedurilor şi formularelor aprobate în scopul implementării Regulilor;
3) identifică orice caz de nerespectare a Regulilor sau a comportamentului anticoncurenţial;
4) Face publice informaţiile privind sancţiunile aplicate participanţilor pieţei energiei electrice care au încălcat prezentele Reguli.
[Pct.756 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
757. OPEE şi OST informează Agenţia cu privire la orice aspect care conduce la:
1) o funcţionare inadecvată a pieţelor organizate de energie electrică;
2) un comportament anticoncurenţial sau inadecvat al oricărui participant al pieţei energiei electrice, prezentând soluţii posibile pentru remedierea situaţiei constatate.
758. OPEE şi OST prezintă periodic Agenţiei, într-un format electronic stabilit de Agenţie şi, după caz, în scris, informaţiile necesare pentru a permite acesteia să evalueze eficienţa funcţionării pieţei angro de energie electrică şi influenţele reciproce dintre pieţele organizate de energie electrică, componente ale pieţei angro de energie electrică. Informaţiile transmise pot include, dar nu se limitează neapărat la: notificările fizice, ofertele orare ale participanţilor la PZU şi PEE, ordinea de merit pe PZU şi respectiv PEE, PIP, preţuri pentru energia electrică de echilibrare, prognozele de consum, decontările, declaraţiile de disponibilitate, precum şi rapoarte conţinând sinteze ale unor informaţii de acest tip.
759. La solicitarea Agenţiei, OPEE şi OST prezintă date istorice din bazele de date deţinute, într-un format stabilit de Agenţie, pentru efectuarea studiilor de piaţă şi îndeplinirea obligaţiilor privind monitorizarea pieţei energiei electrice.
Secţiunea 2
Sancţionarea participanţilor la piaţă în caz de neconformitate
sau comportament anti-concurenţial
760. La cererea unui participant la piaţa energiei electrice sau la sesizarea unui organ central de specialitate al administraţiei publice, a unei alte autorităţi publice, Agenţia este în drept să iniţieze investigaţii privind funcţionarea pieţei energiei electrice.
761. Dacă în rezultatul investigaţiei efectuate conform pct.760 se constată că unul sau mai mulţi participanţi ai pieţei energiei electrice nu au respectat prevederile prezentelor Reguli sau alte cerinţe şi proceduri aprobate pentru implementarea acestora, în funcţie de gravitatea faptelor constatate, Agenţia procedează în conformitate cu prevederile art.85 din Legea cu privire la energia electrică.
Capitolul III
SITUAŢII EXCEPŢIONALE PE PIAŢA DE ENERGIE ELECTRICĂ
762. În cazul constatării unor situaţii care pun în pericol securitatea aprovizionării cu energie electrică a consumatorilor finali şi/sau stabilităţii funcţionării sistemului electroenergetic, OPEE şi/sau OST este obligat să acţioneze conform Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa energiei electrice, aprobat de Guvern.
763. Participanţii la piaţa de energie electrică îşi desfăşoară activitatea pe piaţa de energie electrică cu respectarea prevederilor Regulamentului privind situaţiile excepţionale pe piaţa energiei electrice, aprobat de Guvern.
764. Suspendarea parţială sau totală a pieţei de energiei electrice, precum şi reluarea activităţilor este realizată prin hotărârile Comisiei pentru Situaţii Excepţionale a Republicii Moldova.
765. Aprovizionarea cu energie electrică pe perioada suspendării pieţei energiei electrică este realizată în conformitate cu obligaţiile de serviciu public impuse conform prevederilor Legii cu privire la energia electrică.
Capitolul IV
PREVEDERI SPECIALE ŞI TRANZITORII
Secţiunea 1
Prevederi tranzitorii pentru piaţa contractelor bilaterale
766. Până la desemnarea OPEE de către Guvern în condiţiile Legii cu privire la energie electrică, OST organizează înregistrarea contractelor bilaterale încheiate de participanţii la piaţa de energie electrică şi determină poziţiile nete ale participanţilor, realizând atribuţiile OPEE stabilite în prezentul Titlu şi în Titlul II.
767. Cheltuielile legate de obligaţiile stabilit în pct.766 sunt recunoscute în scopuri tarifare la stabilirea tarifului de transport.
Secţiunea 2
Prevederi tranzitorii privind lansarea pieţei zilei următoare
şi pieţei pe parcursul zilei
768. OPEE este responsabil să transmită spre avizare Agenţiei toate procedurile şi documentele elaborate conform cerinţelor prezentelor Reguli cu cel puţin 3 luni înainte de data preconizată pentru lansarea PZU în condiţiile Legii cu privire la energia electrică.
769. Toate procedurile şi documentele elaborate şi aprobate de OPEE conform prezentelor Reguli sunt publicate pe pagina web a OPEE în termen de 3 zile lucrătoare după aprobare.
770. La etapa de lansare a PZU Agenţia poate stabili preţuri plafon la energia electrică pentru tranzacţiile încheiate pe PZU, în condiţiile stabilite în prezentele Reguli.
771. Preţurile plafon pentru tranzacţiile încheiate pe PZU sunt determinate în baza studiului de piaţă efectuat de Agenţie, ţinând cont de evoluţiile preţurilor la energia electrică la nivel regional.
772. Proiectul hotărârii de aprobare a preţurilor plafon pentru tranzacţiile încheiate pe PZU este supus consultărilor publice în conformitate cu prevederile Legii nr.239/2008 privind transparenţa în procesul decizional.
Secţiunea 3
Prevederi speciale privind piaţa energiei electrice de echilibrare
şi decontarea dezechilibrelor
773. Toate procedurile şi documentele elaborate şi aprobate de OST conform prezentelor Reguli sunt publicate pe pagina web a OST în termen de 3 zile lucrătoare după aprobare.
774. Până la crearea PEE în conformitate cu cerinţele Legii cu privire la energie electrică, în scopul asigurării stabilităţii SE şi asigurării aprovizionării cu energie electrică a consumatorilor finali, OST realizează echilibrarea sistemului electroenergetic conform prevederilor Titlului VI, utilizând procesul de înlocuire a rezervelor, procesul de restabilire a frecvenţei pentru care există unităţi de producere calificate şi schimburile de energie electrică cu OST din ţările vecine.
775. În termen de o lună din momentul intrării în vigoare a prezentelor Reguli OST şi producătorii care deţin unităţi de producere calificate de energie electrică sunt obligaţi să semneze contracte pentru procurarea energiei electrice de echilibrare.
776. Contractele pentru procurarea energiei electrice de echilibrare şi pentru procurarea energiei electrice necesare compensării fluxurilor tehnologice de energie electrică cu sistemele electroenergetice din ţările vecine sunt transmise la avizare Agenţiei.
777. Până la lansarea PZU, în locul PIP, OST utilizează în procesul de validare a ofertelor zilnice preţul mediu ponderat al energiei electrice achiziţionată de furnizorii de energie electrică care furnizează energie electrică la preţuri reglementate în luna respectivă, fără a considera energia electrică achiziţionată de la beneficiarii de scheme de sprijin şi cea generată de centralele electrice de termoficare urbane.
[Pct.777 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
778. Compensarea fluxurilor tehnologice de energie electrică cu OST din ţările vecine este realizată conform acordurilor semnate în acest sens de OST cu OST din ţările vecine, aprobate de Agenţie în condiţiile stabilite în Legea cu privire la energia electrică.
779. Cheltuielile cu procurarea energiei electrice de echilibrare şi energiei electrice necesare pentru compensarea fluxurilor tehnologice de energie electrică cu sistemele electroenergetice din ţările vecine, sunt compensate prin decontarea dezechilibrelor de către PRE, conform prevederilor prezentelor Reguli.
780. Până la lansarea PZU, în locul PIP, OST utilizează în procesul de decontare al dezechilibrelor PRE preţul mediu ponderat al energiei electrice achiziţionată de furnizorii de energie electrică care furnizează energie electrică la preţuri reglementate în luna pentru care se decontează dezechilibrele, fără a considera energia electrică achiziţionată de la beneficiarii de scheme de sprijin şi cea generată de centralele electrice de termoficare urbane.
În scopul determinării de către OST a preţului mediu ponderat al energiei electrice, furnizorii serviciului universal şi de ultimă opţiune transmit lunar către OST, în termen de 15 zile de la începutul lunii următoare lunii de livrare, informaţiile privind cantităţile de energie electrică achiziţionată şi preţurile acesteia, specificate pe fiecare tranzacţie / contract, cu excepţia energiei electrice achiziţionată de la beneficiarii de scheme de sprijin şi cea generată de centralele electrice de termoficare urbane.
[Pct.780 modificat prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
[Pct.780 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.781 abrogat prin Hot. ANRE nr.387 din 30.06.2023, în vigoare 13.07.2023]
782. Până la apariţia a cel puţin unui participant la piaţa de energie electrică care să îşi asume responsabilitatea echilibrării pentru dezechilibrele sumare provocate în regiunea transnistreană, titularii de licenţă situaţi în regiunea transnistreană, care participă la piaţa de energie electrică a Republicii Moldova, suplimentar cerinţelor de determinare şi de decontare a dezechilibrelor vor aplica normele stabilite în Anexa nr.2 la prezentele Reguli.
[Pct.782 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
783. Până la lansarea PZU în condiţiile Legii cu privire la energia electrică, termenul indicat în pct.304 va fi considerat ora 16:00 a zilei de tranzacţionare care precede ziua de livrare.
[Pct.783 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Secţiunea 4
Prevederi speciale privind restricţionarea producerii de energie electrică
la centralele electrice care utilizează surse regenerabile de energie
[Secţiunea 4 (pct.784-786) introdusă prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
784. Operatorul sistemului de transport şi operatorii sistemelor de distribuţie pot restricţiona producerea de energie electrică la centralele electrice care utilizează surse regenerabile de energie doar ca acţiune de ultimă instanţă, necesară întru asigurarea securităţii şi echilibrului sistemului electroenergetic naţional, a securităţii funcţionării reţelei electrice de transport, reţelei electrice de distribuţie sau, după caz, a sistemelor de distribuţie închise.
785. Compensaţia financiară pentru energia electrică neprodusă şi nelivrată de centralele electrice care utilizează surse regenerabile de energie se calculează în conformitate cu metodologia elaborată şi aprobată de Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică.
786. Anual, până la 31 martie operatorii de sistem prezintă Agenţiei o notă informativă cu privire la toate cazurile de aplicare a restricţiei de producere a energiei electrice la centralele electrice care utilizează surse regenerabile de energie care au avut loc în anul precedent, precum şi despre măsurile corective pe care intenţionează să le implementeze în vederea preîntâmpinării unor limitări în viitor.
Capitolul V
PARTICIPAREA LA PZU/PPZ
[Capitolul V introdus prin Hot. ANRE nr.605 din 29.10.2024, în vigoare 01.11.2024]
Secţiunea 1
Participanţii la PZU/PPZ
787. Participarea la PZU, respectiv PPZ este permisă entităţilor care au fost înregistrate de OPEE ca participanţi la PPZ şi au contract de echilibrare încheiat cu OST.
788. Un participant la piaţa de energie electrică poate participa la PPZ doar dacă a semnat contractul de participare la PZU şi PPZ, care cuprinde drepturile şi responsabilităţile reciproce ale OPEE şi ale fiecărui participant la PPZ.
789. Numai participanţii înregistraţi de OPEE la PZU, respectiv PPZ au dreptul să tranzacţioneze pe PZU, respectiv PPZ şi să transmită oferte către OPEE.
790. Pot fi înregistraţi drept participanţi la PZU, respectiv PPZ:
1) producătorii de energie electrică;
2) furnizorii de energie electrică;
3) operatorii de sistem de transport şi distribuţie a energiei electrice, în condiţiile prevăzute la pct.791 şi 792;
4) furnizorul central de energie electrică.
791. Un operator de sistem nu are dreptul să tranzacţioneze pe PZU, respectiv PPZ în scopul obţinerii unui profit. Un operator de sistem are dreptul să vândă şi/sau să achiziţioneze energie electrică pe PZU, respectiv PPZ numai pentru acoperirea necesarului prognozat de energie electrică pentru consumul tehnologic în reţelele electrice în situaţia în care, prin aplicarea procedurii de licitaţie nu s-a procurat necesarul total de energie electrică, sau în cazul în care există o cantitate suplimentară contractată anterior zilei de transmitere a ofertelor pe PZU, respectiv PPZ.
792. OST are dreptul să tranzacţioneze pe PZU, respectiv PPZ şi energia electrică necesară pentru compensarea fluxului tehnologic de energie electrică cu OST din ţările vecine.
793. Un participant la PZU, respectiv PPZ care doreşte să cumpere energie electrică de pe PZU, respectiv PPZ, are obligaţia să facă dovada constituirii garanţiilor necesare participării la PZU/PPZ în conformitate cu prevederile contractului cadru pentru participarea la PZU şi PPZ.
Secţiunea 2
Înregistrarea participanţilor la PZU/PPZ
794. Înregistrarea participanţilor la PZU/PPZ se face la solicitarea acestora adresată OPEE, realizată în condiţiile prevăzute în prezenta secţiune.
795. Solicitarea unei întreprinderi electroenergetice de a deveni participant la PZU şi PPZ se face la OPEE, conform prevederilor prezentei secţiuni.
796. OPEE elaborează Contractul cadru de participare la PZU şi PPZ, care trebuie să cuprindă drepturile şi obligaţiile reciproce ale OPEE şi ale fiecărui participant la PZU şi PPZ. Contractul cadru elaborat şi consultat public de OPEE este aprobat după avizarea Agenţiei.
797. Orice întreprindere electroenergetică poate depune o cerere de înregistrare în calitate de participant la fiecare din cele două pieţe pe termen scurt, PZU şi PPZ, conform formularului elaborat de OPEE şi publicat pe pagina oficială web.
798. Cererea de înregistrare este depusă în scris la OPEE, împreună cu următoarele documente:
1) copia licenţei eliberată de Agenţie, cu excepţia producătorilor care dispun de centrale electrice de putere electrică instalată mai mică de 5 MW;
2) copia deciziei de înregistrare la Registrul de Stat al Unităţilor de Drept (RSUD);
3) copia certificatului TVA;
4) confirmarea OST privind încheierea unui contract de echilibrare, respectiv numele şi codul EIC al părţii responsabile cu echilibrarea care şi-a asumat echilibrarea pentru participant;
5) contractul pentru participare la PZU şi PPZ completat şi semnat de către solicitant;
6) Lista persoanelor de contact/persoanelor responsabile pentru comunicarea cu OPEE, respectiv nume şi prenume, funcţie, telefon, adresă de email.
799. În termen de 5 zile lucrătoare din momentul depunerii сererii, OPEE trebuie să transmită solicitantului contractul semnat, sau, dacă cererea de înregistrare nu este completată în mod corespunzător sau materialele anexate nu dovedesc calificarea solicitantului pentru înregistrarea pe PZU şi PPZ, refuzul de înregistrare în calitate de participant la PZU şi PPZ cu specificarea motivelor refuzului.
800. Dacă solicitantul consideră neîntemeiat refuzul de înregistrare în calitate de participant la PZU şi PPZ, acesta este în drept să solicite examinarea refuzului OPEE de către Agenţie. Solicitarea este examinată de Agenţie conform prevederilor Codului administrativ, ţinând cont de cerinţele Legii cu privire la energie electrică.
801. Înregistrarea ca participant la PZU şi PPZ devine efectivă începând cu data intrării în vigoare a contractului de participare la PZU şi PPZ, dar nu mai devreme de 5 zile lucrătoare din momentul semnării contractului.
Secţiunea 3
Retragerea, suspendarea şi revocarea
802. Un participant la PZU/PPZ se poate retrage din proprie iniţiativă de la PZU/PPZ în baza unei înştiinţări în scris, transmisă cu cel puţin o 5 zile lucrătoare înaintea datei la care calitatea de participant la PZU/PPZ urmează să fie anulată. După primirea unei astfel de înştiinţări, OPEE informează imediat OST şi, după caz, responsabilul grupului de echilibrare care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru respectivul participant la piaţa de energie electrică.
803. Înregistrarea, suspendarea şi revocarea/retragerea unui participant la PZU şi PPZ este realizată conform procedurii privind înregistrarea, suspendarea şi revocarea/retragerea participanţilor la pieţele organizate de energie electrică (PZU şi PPZ), elaborată de OPEE conform pct.809.
804. OPEE suspendă înregistrarea unui participant la PZU/PPZ în următoarele cazuri:
1) dacă participantul la PZU/PPZ nu mai îndeplineşte una din condiţiile necesare pentru înregistrarea ca participant la PZU/PPZ;
2) dacă participantul la PZU/PPZ nu efectuează plăţile în conformitate cu prevederile Capitolului IV din Titlul XII;
3) dacă participantul la PZU/PPZ nu asigură achitarea plăţii pentru serviciul de operare a pieţei energiei electrice determinată în baza tarifului reglementat pentru serviciul de operare a pieţei energiei electrice conform procedurii relevante;
4) dacă participantul la PZU/PPZ este găsit în mod repetat vinovat de nerespectarea regulilor aplicabile pentru PZU sau decontării.
805. OPEE suspendă înregistrarea unui participant la PZU/PPZ odată cu constatarea încălcării prevederilor procedurii de înregistrare, suspendare, retragere, revocare a participanţilor la PZU şi PPZ, pentru perioadele menţionate în procedura de înregistrare, procedura care include şi condiţiile de ridicare a suspendării. OPEE transmite participantului la PZU/PPZ în cauză, OST şi Agenţiei notificare cu specificarea motivelor suspendării şi a datei intrării în vigoare a acesteia, precum şi notificare privind ridicarea suspendării, după caz.
806. OPEE revocă înregistrarea unui participant la PZU/PPZ, transmiţând o notificare corespunzătoare cu cel puţin două săptămâni înainte de momentul intrării în vigoare, dacă acesta nu a înlăturat cauzele care au condus la suspendarea sa în decursul perioadei specificate de OPEE conform prevederilor pct.805.
807. Înregistrarea ca participant la PZU/PPZ este revocată automat, cu efect imediat în cazul în care licenţa participantului în cauză a fost retrasă. Agenţia informează OPEE despre retragerea licenţei unui participant la PZU/PPZ în termen de 3 zile lucrătoare.
808. Dacă un participant la PZU/PPZ renunţă la participarea pe PZU/PPZ conform pct.802 sau dacă înregistrarea unui participant la PZU/PPZ este suspendată, sau revocată de OPEE conform prevederilor prezentei secţiuni:
1) participantul la PZU/PPZ nu mai are dreptul să transmită noi oferte pe PZU/PPZ şi toate ofertele validate ale acestuia se consideră anulate;
2) participantul la PZU/PPZ trebuie să efectueze toate plăţile datorate în conformitate cu prevederile Titlului XII;
3) în cazul retragerii sau revocării unui participant, după efectuarea tuturor plăţilor datorate de participantul la PZU/PPZ, OPEE anulează înregistrarea acestuia în Registrul de tranzacţionare, informând participantul, OST şi, după caz, responsabilul grupului de echilibrare care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru respectivul participant.
809. OPEE elaborează şi consultă public procedura privind înregistrarea, suspendarea şi revocarea/retragerea participanţilor la pieţele organizate de energie electrică (PZU şi PPZ) şi o aprobă după avizarea acesteia de către Agenţie.
Secţiunea 4
Registrul de tranzacţionare
810. OPEE întocmeşte şi actualizează un registru de tranzacţionare.
811. OPEE înregistrează participanţii la PZU/PPZ în registrul de tranzacţionare. Acesta trebuie să conţină pentru fiecare participant la PZU/PPZ, cel puţin următoarele date:
1) denumirea, adresa juridică şi datele de contact;
2) data şi numărul contractului de participare la PZU şi PPZ;
3) codul de identificare pe PZU şi PPZ;
4) numele şi date de contact ale persoanelor delegate să acţioneze în numele participantului la PZU/PPZ şi PPZ;
5) numele, date de contact şi codul de identificare al responsabilului grupului de echilibrare care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru respectivul participant la PZU, după caz;
6) codul EIC.
812. Fiecare participant la PZU şi PPZ are dreptul să consulte informaţiile din registrul de tranzacţionare care îl privesc şi să solicite corectarea oricărei inexactităţi.
Secţiunea 5
Limitarea responsabilităţii OPEE pe PZU/PPZ
813. Cu excepţia cazurilor în care prezentele Reguli, legile aplicabile sau contractul de participare la PZU şi PPZ stipulează diferit, OPEE nu va fi în niciun caz responsabil faţă de un participant la PZU/PPZ pentru nici o pierdere sau pagubă, inclusiv toate daunele directe sau indirecte, consecinţe, pierderea oricăror profituri sau întârzieri.
814. OPEE nu este responsabil pentru nici o pierdere sau pagubă care poate apărea ca urmare a unei acţiuni sau omisiuni prevăzută de prezentele Reguli sau legile aplicabile, cu excepţia cazului în care a acţionat cu neglijenţă gravă sau cu intenţie.
815. OPEE nu este responsabil pentru nici o pierdere sau cazuri de daune cauzate de o întrerupere a operaţiunilor sale ca urmare a unui eveniment de forţă majoră sau ca urmare a altor evenimente care nu intră în sfera sa de responsabilitate (de exemplu, acţiuni industriale, blocaje, întreruperea traficului, întreruperea lanţului de aprovizionare) sau care sunt provocate de acte ale autorităţilor.
816. OPEE nu este responsabil pentru daunele suferite de un participant la PZU/PPZ ca urmare a unor probleme tehnice sau ca urmare a imposibilităţii parţiale sau complete de a folosi sistemul de tranzacţionare al OPEE sau în cazul întreruperilor în transferul de date, sau ca urmare a erorilor efectuate la introducerea datelor în cadrul decontării şi administrării garanţiilor financiare a participanţilor la PZU/PPZ.
817. OPEE nu este responsabil pentru daunele cauzate de o întrerupere a operaţiunilor sale ca urmare a unor probleme tehnice sau ca urmare a incapacităţii parţiale sau complete de utilizare a sistemului bancar şi/sau a sistemului pieţei energiei electrice de echilibrare, sau în caz de întreruperi în transferul de date.
818. OPEE nu este responsabil pentru cazurile de daune care s-ar fi putut produce, consecinţe, pierderi sau profituri pierdute în cazurile de întrerupere a operaţiunilor şi serviciilor sale ca urmare a unui eveniment din sfera băncii de decontare, inclusiv orice defecţiune a sistemelor Băncii de decontare sau a sistemelor băncii centrale/naţionale sau a sistemelor de decontare financiare internaţionale care dezactivează sau afectează substanţial capacitatea de a opera sistemul de compensare în raport cu participanţii la PZU/PPZ.
819. În nici un caz, OPEE nu este responsabil pentru furnizarea şi preluarea de cantităţi de energie electrică care sunt rezultatul tranzacţiilor, reglementate de prezentele Reguli.
820. OPEE nu va fi responsabil pentru orice pierdere sau daune cauzate de întreruperea furnizării de energie electrică şi/sau defecţiuni ale sistemului de programare sau a reţelei electrice de transport şi/sau de distribuţie a energiei electrice.
821. OPEE nu este responsabil pentru funcţionarea defectuoasă sau perturbată a operaţiunii de tranzacţionare şi/sau compensare, cauzate de eşecul comunicaţiilor, echipamentelor, sistemelor centrale de prelucrare a datelor sau defecţiuni similare în afara controlului lui.
822. OPEE este responsabil în caz de intenţie şi neglijenţă gravă.
Anexa nr.1
la Regulile pieţei energiei electrice
aprobate prin Hotărârea ANRE
nr.283/2020 din 7 august 2020
[Anexa devine Anexa nr.1 prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
PROCEDURA DE PROCURARE A ENERGIEI ELECTRICE
Secţiunea 1
TERMENI ŞI CONDIŢII GENERALE
1. Procedura de procurare a energiei electrice (denumită în continuare procedura) defineşte termenele, condiţiile şi modul de achiziţie a energiei electrice de către furnizorii serviciului universal, furnizorii de ultimă opţiune şi operatorii sistemelor de transport şi de distribuţie a energiei electrice.
2. Achiziţia de energie electrică se efectuează printr-un proces de licitaţie competitiv, respectând principiile transparenţei şi nediscriminării.
3. Procesul de achiziţii se desfăşoară cel puţin o dată pe an pentru contracte de vânzare-cumpărare a energiei electrice pentru un an calendaristic sau 12 luni consecutive, cu posibilitatea de a încheia contracte de vânzare-cumpărare a energiei electrice pe termen mai lung de 12 luni şi pentru perioade mai scurte de timp (trimestrial, lunar, săptămânal, sau o perioadă determinată conform caietului de sarcini).
[Pct.3 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
4. Titularii de licenţe vor tinde să utilizeze sisteme şi platforme electronice în procesul de desfăşurare a licitaţiilor.
5. Se recomandă utilizarea prezentei proceduri în procesul de achiziţie de energie electrică de către toţi furnizorii de energie electrică.
6. În scopul prezentei proceduri, se aplică următoarele definiţii:
Caietul de sarcini – specificaţia detaliată a cerinţelor necesare de îndeplinit pentru a putea furniza energie electrică, precum şi cerinţele organizatorice ce ţin de licitaţie, care este pusă la dispoziţia participanţilor care au fost calificaţi pentru participarea la licitaţie conform prezentei proceduri.
Cumpărător – un furnizor al serviciului universal, furnizor de ultimă opţiune sau un operator de sistem, care efectuează achiziţia energiei electrice în conformitate cu prezenta procedură;
Vânzător – un participant al pieţei energiei electrice sau o persoană juridică din altă ţară, care participă la o procedura de achiziţie a energiei electrice organizată de Cumpărător.
[Pct.6 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
7. În cazul în care dispoziţiile individuale ale procedurii devin nule sau caduce în totalitate sau parţial, acest lucru nu afectează dispoziţiile rămase.
8. Procesul de achiziţie a energiei electrice este realizat prin licitaţii organizate în conformitate cu necesităţile de energie electrică ale Cumpărătorului.
9. Cumpărătorul organizează licitaţii pentru achiziţia de energie electrică (în continuare: licitaţie), în cadrul cărora sunt colectate oferte pentru vânzarea de energie electrică.
10. Modalitatea de desfăşurare a licitaţiei este specificată în caietul de sarcini.
11. În conformitate cu prevederile prezentei proceduri, Cumpărătorul trebuie să selecteze unul sau mai mulţi ofertanţi, cu care va semna Contractul pentru vânzarea-cumpărarea de energie electrică.
Secţiunea 2
CRITERII ŞI DOCUMENTELE SOLICITATE PENTRU ÎNTOCMIREA
LISTEI DE FURNIZORI PRECALIFICAŢI
12. Participarea la licitaţie este deschisă tuturor părţilor interesate, care au îndeplinit cerinţele prezentei secţiuni. Părţile interesate care îndeplinesc cerinţele prezentei secţiuni cu cel puţin 5 zile înainte de lansarea unui proces de licitaţie sunt eligibile să participe la licitaţie.
[Pct.12 în redacţia Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
13. Cumpărătorul anunţă în mod public pe pagina sa web oficială, părţile interesate să depună dosarele pentru a fi incluşi în lista de furnizori precalificaţi de energie electrică. După necesitate, Cumpărătorul poate expedia părţilor interesate scrisori de invitaţie de participare la licitaţie.
14. În anunţ Cumpărătorul va informa părţile interesate despre criteriile aplicate şi va face publice criteriile de calificare pentru includerea în lista furnizorilor precalificaţi.
15. Informaţia necesară a fi prezentată de către părţile interesate pentru a fi incluse în lista furnizorilor precalificaţi conţine formularele incluse în Anexa 1, precum şi, fără a se limita:
• Copia deciziei de înregistrare;
• Copia certificatului de atribuire a codului fiscal;
• Copia licenţei de producere sau de furnizare a energiei electrice, după caz;
• Dovada experienţei în furnizarea energiei electrice – 24 luni de experienţă în calitate de solicitant individual sau ca parte a unui grup de companii din domeniul energiei electrice cu o experienţă de cel puţin 60 de luni;
• Dovada lipsei datoriilor pentru anul precedent la plata impozitelor şi contribuţiilor în conformitate cu prevederile legale ale ţării unde este înregistrată partea interesată;
• Copia rapoartelor financiare pentru ultimii doi ani;
• Declaraţie precum că partea interesată nu este în procedură de faliment sau în proces de lichidare şi/sau şi-a suspendat activitatea economică;
• în cazul întreprinderilor electroenergetice din Republica Moldova – copia contractului de echilibrare semnat cu OST.
[Pct.15 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
16. Părţile interesate trebuie să transmită solicitările de calificare în calitate de furnizor precalificat prin scrisoare recomandată, personal sau la adresa electronică specificată de Cumpărător.
17. Documentele furnizate de părţile interesate trebuie să fie prezentate în original sau în copii autentificate prin semnătura administratorului persoanei juridice, ori ca copii legalizate notarial.
18. Furnizorii care au prezentat solicitări completate în mod corespunzător şi îndeplinesc criteriile de calificare sunt incluşi în lista furnizorilor precalificaţi.
[Pct.18 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
19. În cazul unei solicitări incomplete, Cumpărătorul informează partea interesată prin e-mail despre faptul, că solicitarea este incompletă şi despre informaţiile care lipsesc. Partea interesată transmite informaţiile lipse sau dovezi suplimentare pentru a putea fi inclus în lista furnizorilor precalificaţi.
20. Cumpărătorul notifică solicitantul privind includerea în lista furnizorilor precalificaţi.
21. Pe baza criteriilor de calificare, fiecare Cumpărător elaborează o listă proprie de furnizori precalificaţi. Criteriile din această secţiune sunt cumulative. Nici o parte interesată nu poate trece la următoarele etape ale procedurii de achiziţie a energiei electrice decât dacă este inclusă în lista furnizorilor precalificaţi.
22. Cumpărătorul trebuie să păstreze şi să plaseze pe pagina sa web oficială lista furnizorilor precalificaţi pentru participarea la licitaţiile de procurare a energiei electrice în conformitate cu prezenta procedură. Procesul de calificare la licitaţii este realizat continuu. În acest scop Cumpărătorul va păstra permanent pe pagina sa web oficială criteriile de calificare pentru includerea în lista furnizorilor calificaţi.
23. Eligibilitatea participanţilor la licitaţie este valabilă pentru toate licitaţiile ulterioare.
24. În scopul actualizării documentaţiei de înregistrare, Cumpărătorul poate solicita actualizarea documentelor care au servit temei pentru calificare în calitate de participant la licitaţii, modificând lista participanţilor la licitaţie în baza informaţiilor oferite. Cumpărătorul este în drept sa revizuiască periodic la necesitate lista furnizorilor precalificaţi, prin excluderea acelor care după părerea sa nu mai corespund criteriilor de calificare şi/sau nu prezintă garanţii suficiente ori dovezi de experienţă/calificare necesară pentru asigurarea îndeplinirii obligaţiilor sale, informând furnizorul despre acest fapt.
Secţiunea 3
OBIECTUL LICITAŢIEI
25. Obiectul licitaţiei poate fi orice produs din lista de mai jos:
1) Produse anuale şi pentru perioade mai lungi de un an:
a) Sarcină de bază: ___ MW pentru perioada Y (unde Y reprezintă un an calendaristic sau 12 luni consecutive).
Sarcina de bază este un produs energetic standardizat cu bandă pentru livrarea fizică a energiei electrice, a cărui furnizare începe în prima zi din prima lună a perioadei Y la ora 00.00 şi se încheie în ultima zi din ultima lună a perioadei Y la orele 24:00.
b) Sarcină de zi: ___ MW pentru perioada Y (puterea maximă).
Sarcină de zi este un profil specific zilnic al produsului energetic pentru livrarea fizică a energiei electrice, a cărui livrare începe de la ora [07.00] h până la orele [22.00] h din fiecare zi calendaristică a perioadei (Y), cu excepţia zilelor nelucrătoare.
c) Sarcină de noapte: ___ MW (puterea maximă).
Sarcina de noapte este un profil specific zilnic al produsului energetic pentru livrarea fizică a energiei electrice, a cărui livrare începe de la orele [00.00] h până la orele [07.00] h şi de la orele [22.00] h până la orele [00.00] h în fiecare zi calendaristică a perioadei (Y), cu excepţia zilelor nelucrătoare. În zilele nelucrătoare, profilul este cel al unui produs de bază;
2) Produse trimestriale: se definesc la fel ca şi produsele anuale, singura diferenţă fiind că perioada de livrare începe în prima zi a unui trimestru, în timp ce sfârşitul livrării este ultima zi a unui trimestru, inclusiv;
3) Produse lunare: se definesc la fel ca şi produsele anuale, singura diferenţă fiind că perioada de livrare începe în prima zi a unei luni calendaristice, în timp ce sfârşitul livrării este ultima zi a unei luni calendaristice, inclusiv;
4) Produse săptămânale: se definesc la fel ca produsele anuale, singura diferenţă fiind că începerea livrării va fi ziua de luni, în timp ce sfârşitul livrării va fi ziua de duminică (inclusiv) a unei săptămâni;
5) Alte produse personalizate ca schiţe din Caietul de sarcini (6 luni, trimestru, etc.).
[Pct.25 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Secţiunea 4
LICITAŢIILE PENTRU ACHIZIŢIONAREA ENERGIEI ELECTRICE
26. Cumpărătorul determină calendarul licitaţiei, tipul produsului, perioada de livrare, cantităţile de energie electrică, profilul sarcinii pe care intenţionează să le contracteze în cadrul unei licitaţii elaborând Caietul de sarcini, cu luarea în considerare a cerinţelor prezentei proceduri.
27. Licitaţia poate fi organizată simultan pentru mai multe tipuri de produs. În acest caz Participanţii la licitaţie fac oferte separate pentru fiecare produs.
28. În caz de organizare a licitaţiilor electronice participanţii la licitaţie trebuie să aibă o adresă de e-mail oficială activă. În cazul, în care în procesul de desfăşurare a licitaţiilor se utilizează o platformă electronică de achiziţii, Cumpărătorul trebuie să asigure testarea accesului înainte de utilizarea efectivă.
29. Cumpărătorul publică caietul de sarcini pe pagina web oficială cu cel puţin 15 zile lucrătoare înainte de data limită de depunerea a ofertelor pentru produsele pe termen mai mare decât perioada lunară, şi cu cel puţin 5 zile lucrătoare înainte de data limită de depunerea a ofertelor pentru produsele lunare sau pe termen mai scurt. Caietul de sarcini al licitaţiei conţine cel puţin următoarele:
• Modalitatea desfăşurării licitaţiei;
• Specificaţia produsului sau produselor (tip, profil, cantitate, perioadă de livrare etc.);
• Datele şi calendarul licitaţiei, inclusiv procedurile de testare, dacă este relevant;
• Detaliile aferente preţului ofertat şi moneda, dacă este relevant (de exemplu: preţul maxim);
• Detalii despre garanţii financiare, dacă sunt aplicate;
• Persoana (persoanele) de contact a Cumpărătorului;
• Informaţia, necesară a fi prezentată în oferte, inclusiv modul de asigurare a surselor de energie electrică (din centrale electrice proprii, prin achiziţii pe piaţa energiei electrice, prin import cu indicarea ţării de origine);
• Modelul contractului de vânzare-cumpărare;
• Criteriile de calificare;
• Regulile şi criteriile de evaluare a produselor.
[Pct.29 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
291. Cumpărătorul poate să includă în caietul de sarcini cerinţe privind următoarele informaţii, fără a se limita la:
• Capacitatea alocată pe perioada contractului pentru interconexiunile respective, în cazul importatorilor de energie electrică;
• Criterii tehnice: Sursa de energie electrică (centrală electrică proprie, cumpărare din piaţă, import (din ce ţară), altele);
• Dovada disponibilităţii puterii şi cantităţii suficiente de energie electrică;
• Dovada deţinerii volumului suficient de combustibil pe perioada contractului, precum şi lipsa datoriilor faţă de furnizorii de combustibil, în cazul producătorilor care procesează combustibil pentru a produce energie electrică.
[Pct.291 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
30. Caietul de sarcini poate include cerinţe legate de garanţii financiare pentru executarea contractului.
31. În cazul licitaţiei pentru mai multe produse Caietul de sarcini trebuie să conţină prevederi pentru fiecare produs.
32. Pentru toate produsele, cantitatea poate fi definită ca:
• fixă – de ex. produs de bază 10 MW,
• flexibil – în cazul în care cantitatea achiziţionată este flexibilă, cantitatea minimă, precum şi dimensiunea pasului, sunt definite în Caietul de sarcini.
• fără cantitate – Cumpărătorul poate testa piaţa fără a introduce o cantitate fixă în Caietul de sarcini, ci mai degrabă să definească că doreşte să cumpere un anumit profil (bază, vârf sau semivârf pentru o anumită perioadă). Aceasta este o invitaţie pentru participanţii la licitaţie pentru a trimite perechi de cantitate şi preţ.
33. Cumpărătorul publică Caietul de sarcini pe pagina web oficială şi îl transmite împreună cu invitaţia de a participa la licitaţia specifică furnizorilor precalificaţi.
331. În cazul licitaţiilor pentru produse mai mari de o lună, calendarul licitaţiei se alcătuieşte astfel încât termenul limită de recepţionare a ofertelor să fie cu cel puţin 30 de zile anterior expirării contractelor existente de procurare a energiei electrice.
[Pct.331 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
34. În toate licitaţiile, participanţii la licitaţie pot depune până la 3 oferte, independente una de cealaltă, pentru fiecare produs, cu excepţia cazurilor licitaţiilor fără cantitate, pentru care participantul la licitaţie poate să trimită până la 5 oferte, independente, pentru fiecare produs.
35. Cumpărătorul poate include în Caietul de sarcini un preţ maxim pentru fiecare produs, ceea ce implică faptul că, la o anumită licitaţie, Cumpărătorul este dispus să plătească pentru electricitate până la plafonul respectiv.
36. Ofertele individuale depuse de participanţii la licitaţie ar trebui să includă referinţe specifice în cazul, în care cantitatea din ofertă nu este divizibilă. În caz contrar se consideră că cantitatea din ofertă este divizibilă. În cazul când furnizorul precalificat depune o singură ofertă pentru cel puţin 50% din totalul cantităţii de energie electrică, oferta acestuia se consideră divizibilă, cumpărătorul având dreptul să accepte parţial oferta furnizorului precalificat respectiv.
[Pct.36 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
37. Participanţii la licitaţie îşi pot depune ofertele începând cu data şi ora de deschidere a perioadei de licitare şi până la data şi ora de închidere a acesteia stabilite în caietul de sarcini.
38. În perioada de licitare participanţii îşi pot actualiza oferta depusă anterior. Doar ultima ofertă depusă va fi considerată finală şi luată în considerare de către Cumpărător la stabilirea câştigătorilor.
39. Ofertele pentru fiecare produs vor include cantitatea fixă ofertată sau profilul ofertat, în MW şi preţul în monedă naţională (sau valută, specificată în caietul de sarcini)/MWh rotunjită până la 2 zecimale.
40. Cumpărătorul poate prelungi termenul limită de depunere a ofertelor, în cazul în care există probleme tehnice, există o solicitare în acest sens din partea furnizorilor precalificaţi sau în cazul în care consideră că poate obţine un preţ mai mic pentru energia electrică. Prelungirea termenului limită de depunere a ofertelor poate fi realizată cu condiţia respectării termenului stabilit la pct.331.
[Pct.40 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.40 completat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
41. Cumpărătorul anulează licitaţia, dacă:
1) nu au fost depuse oferte;
2) după expirarea perioadei de depunere a ofertelor au depus oferte mai puţin de trei furnizori precalificaţi pentru fiecare produs individual;
3) au fost depuse numai oferte care:
a) sunt inacceptabile sau neconforme;
b) sunt prezentate după data-limită de depunere a ofertelor;
c) nu au fost elaborate şi prezentate în conformitate cu cerinţele cuprinse în Caietul de sarcini;
4) preţurile oferite depăşesc preţul maxim specificat de Cumpărător în Caietul de sarcini;
5) în cazul în care Cumpărătorul consideră că scopul licitaţiei nu a fost atins.
[Pct.41 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
42. În cazul în care licitaţia este anulată, Cumpărătorul va organiza licitaţie repetată. Termenele pentru depunerea ofertelor în cadrul licitaţiei organizate repetat pot fi reduse de către Cumpărător.
43. În cadrul licitaţiei repetate desfăşurate pentru produse cu termen mai mare de trei luni cumpărătorul poate selecta câştigătorul dacă au fost depuse oferte de către cel puţin 2 furnizori precalificaţi, cu excepţia licitaţiilor repetate organizate de operatorul de sistem, caz în care se admite selectarea învingătorului având o singură ofertă.
[Pct.43 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.43 în redacţia Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
44. În niciun fel Cumpărătorul nu poate dezvălui informaţii din ofertele depuse oricărei alte părţi în timpul procesului de licitaţie.
45. Cumpărătorul nu înregistrează ofertele depuse după expirarea perioadei de depunere a ofertelor.
46. Cumpărătorul înregistrează doar ofertele depuse de furnizorii incluşi în lista furnizorilor precalificaţi.
Secţiunea 5
DETERMINAREA CÂŞTIGĂTORILOR ŞI PUBLICAREA
REZULTATELOR LICITAŢIEI
47. După închiderea perioadei de depunere a ofertelor, Cumpărătorul verifică dacă ofertele depuse îndeplinesc cerinţele stabilite în caietul de sarcini şi în prezenta procedură şi le validează.
[Pct.47 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
48. Toate ofertele valide vor fi înscrise în registrul ofertelor. Ordinea ofertelor din registrul ofertelor se stabileşte în funcţie de criteriul „preţul cel mai mic” pe o perioadă de livrare specifică. În cazul în care există mai multe oferte cu acelaşi preţ, va avea prioritate oferta depusă mai devreme.
49. Toate ofertele valide înscrise în registrul ofertelor sunt considerate valabile până la semnarea Contractului cu participanţii selectaţi.
50. Ofertele valabile vor fi luate în considerare la evaluarea rezultatelor. Informaţiile din ofertele valabile vor fi transferate în formular agregat şi selectat câştigătorul (câştigătorii).
51. În procesul de selectare din ofertele depuse de un furnizor precalificat, pot fi selectate toate ofertele, unele oferte sau nicio ofertă în conformitate cu criteriile de selectare stabilite în caietul de sarcini.
[Pct.51 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
52. Sunt considerate oferte potenţial câştigătoare, ofertele cu cel mai mic preţ omogenizat, exprimate în monedă naţională/MWh pentru fiecare produs individual şi perioada de livrare. La calcularea preţului omogenizat se ia în consideraţie condiţiile de livrare şi de plată, precum şi valuta/moneda preţului din oferte prin aplicarea ratei oficiale de schimb stabilită de Banca Naţională a Moldovei pentru ziua deschiderii ofertelor. Pentru îmbunătăţirea ofertelor, Cumpărătorul poate desfăşura o rundă de negocieri deschise, în care ofertanţii pot veni cu preţuri micşorate faţă de preţurile incluse în ofertele potenţial câştigătoare.
[Pct.52 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.52 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
521. Orice corecţie care poate fi aplicată la ofertele depuse se comunică participanţilor la licitaţie cel târziu înainte de demararea rundei de negocieri deschise.
[Pct.521 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
53. În situaţia în care oferta cu cel mai mic preţ garantează doar acoperirea parţială (<100%) a cererii de energie a Cumpărătorului (din cauze tehnice sau de altă natură obiectivă), acesta acceptă (în ordine crescătoare) şi următoarea ofertă pentru completarea a 100% din cantitatea de energie electrică licitată.
531. Prin derogare de la prevederile pct.53, furnizorul serviciului universal şi furnizorul de ultima opţiune desemnează drept câştigători ai licitaţiei cel puţin doi ofertanţi clasaţi în ordinea crescătoare a preturilor şi care oferă cantităţi de energie electrica din surse diferite, suficiente sa asigure necesităţile consumatorilor finali deserviţi de furnizor. Furnizorul serviciului universal şi furnizorul de ultima opţiune atribuie ofertanţilor câştigători cantităţile de energie electrică în limitele cotelor maxime, aprobate prin hotărârea corespunzătoare a Agenţiei înainte de depunerea ofertelor la licitaţie, în funcţie de diferenţa procentuala dintre preturile oferite.
[Pct.531 introdus prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
54. Preţul ofertat de participantul la licitaţie inclus în oferta câştigătoare este preţul la care urmează a fi livrată energia electrică.
55. În termen de doua zile lucrătoare din momentul stabilirii câştigătorului, Cumpărătorul notifică rezultatele oficiale ale licitaţiei participanţilor la licitaţie care au depus oferte, Agenţiei şi ministerului de profil. Notificarea va conţine rezultatele, preţul (preturile) şi cantităţile contractate pentru fiecare licitaţie de produs.
[Pct.55 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.55 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
56. În urma rezultatelor licitaţiei, Cumpărătorul trimite o notificare fiecărui câştigător, la care anexează Contractul completat şi semnat scanat, care trebuie semnat de câştigător pentru cantitatea de energie electrică/preţul respectiv.
57. Copia scanată a Contractului de vânzare-cumpărare, contrasemnată de câştigătorul licitaţiei trebuie trimisă Cumpărătorului în termen de 1 zi lucrătoare de la primirea Contractului de către câştigătorul licitaţiei.
[Pct.57 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
58. În cazul în care Contractul nu este semnat de câştigător, Cumpărătorul poate reexamina rezultatul licitaţiei excluzând ofertele câştigătorului care nu a semnat Contractul sau, dacă este nevoie, să organizeze o licitaţie pentru o perioadă mai scurtă (lunară, săptămânală, etc.), desfăşurată în termene restrânse.
[Pct.58 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
[Pct.58 modificat prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
59. Odată ce Contractul contrasemnat este transmis Cumpărătorului şi confirmat de Cumpărător, Contractul devine obligatoriu pentru ambele părţi.
60. Cumpărătorul publică rezultatele licitaţiei pe pagina web oficială după încheierea licitaţiei, specificând:
• cantitatea contractată de energie electrică;
• preţul mediu.
61. Orice clarificare solicitată de un participant la licitaţie (înainte şi în timpul licitaţiei) trebuie să fie transmisă tuturor participanţilor la licitaţie în acelaşi timp.
[Pct.61 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
Secţiunea 6
PREVEDERI SPECIALE
62. Cumpărătorul efectuează întregul proces al licitaţiei şi se asigură că procesul se desfăşoară în conformitate cu prezenta procedură şi cu cerinţele legale aplicabile.
621. Fiecare reprezentant al participanţilor sau invitat la licitaţie urmează obligatoriu să semneze o declaraţie de confidenţialitate privind informaţiile sensibile obţinute în cadrul procedurilor de licitaţie, care nu pot fi divulgate fără acordul expres al Cumpărătorului.
[Pct.621 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
63. Cumpărătorul are dreptul de a anula licitaţia în orice moment până la expirarea termenului de depunere a ofertelor dacă consideră că scopul licitaţiei nu poate fi atins. Cumpărătorul notifică Agenţia despre anularea licitaţiei cu descrierea factorilor care au determinat necesitatea de a anula licitaţia.
64. Cumpărătorul nu poate fi răspunzător pentru daune directe sau indirecte rezultate din:
incapacitatea unui furnizor precalificat de a participa la licitaţie;
depunerea cu întârziere a ofertei(lor);
eroarea în oferta depusă de un furnizor precalificat;
anularea licitaţiei.
[Pct.64 în redacţia Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
65. Orice comportament al participantului la licitaţie care are ca scop sau efect interferenţa în procesul de licitaţie sau influenţă inadmisibilă asupra rezultatului acesteia, este considerat o încălcare gravă a prezentei proceduri, care rezultă în eliminarea participantului la licitaţie şi anularea ofertele deja acceptate ale acestui participant la licitaţie.
66. În cazul eliminării repetate a participantului de la una sau mai multe licitaţii organizate de Cumpărător, ultimul poate decide să elimine participantul la licitaţie şi din viitoarele licitaţii, excluzând participantul din lista furnizorilor precalificaţi. Cumpărătorul trebuie să informeze cât mai curând posibil participantul la licitaţie cu privire la aceste măsuri.
67. În cazurile de la pct.66, Cumpărătorul informează despre astfel de evenimente Agenţia în termen de 3 zile lucrătoare, cu o precizare detaliată a motivelor acesteia.
68. Toate documentele legate de licitaţie (fizice sau electronice), schimburi de informaţii şi date etc. trebuie să fie păstrate de Cumpărător şi furnizorul precalificat care a participat la licitaţie timp de 5 ani după licitaţie.
[Pct.68 modificat prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
69. La cererea Agenţiei, Cumpărătorul va prezenta Agenţiei toate materialele legate de licitaţie, inclusiv schimburile de informaţii cu participanţii la piaţă.
70. Dacă licitaţiile pentru anumite produse nu au reuşit şi o altă licitaţie nu poate fi efectuată din cauza restricţiilor de timp sau de securitate a aprovizionării, Cumpărătorul organizează licitaţiile pentru produse pe termen mai scurt.
71. Până la lansarea PZU şi PPZ, dacă o licitaţie pentru un produs lunar sau săptămânal nu reuşeşte şi o altă licitaţie nu poate fi efectuată din cauza restricţiilor de timp sau de securitate a aprovizionării, se foloseşte o negociere directă cu potenţiali furnizori, în afara domeniului de aplicare a prezentei proceduri.
72. Lista participanţilor care pot să asiste în cadrul procedurii de licitaţie trebuie să fie cunoscută cu cel puţin o zi înainte de desfăşurarea licitaţiei.
[Pct.72 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
73. La rundele de negocieri deschise pot participa doar furnizorii precalificaţi care sunt angajaţi în procesul de negociere.
[Pct.73 introdus prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
|
Anexa nr.1
Solicitare de calificare drept furnizor potenţial în cadrul licitaţiilor pentru achiziţionarea de energie electrică
Solicitantul ___________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ _______________________ transmite prin prezenta o cerere de calificare pentru participarea la licitaţiile viitoare pentru achiziţionarea de energie electrică organizate de Cumpărător.
Informaţiile şi datele de identificare ale solicitantului
| ||||
| Numele complet al solicitantului | ||||
| Adresa solicitantului | ||||
| Codul poştal | ||||
| Ţara | ||||
| Telefon | ||||
| Nr. de fax | ||||
| Codul fiscal al participantului | ||||
| Numărul de înregistrare al participantului | ||||
| Numărul de cont bancar şi sucursala bancară | ||||
| Persoanele responsabile de semnarea Contractului nume şi prenume | ||||
|
Reprezentanţi autorizaţi pentru primirea informaţiei şi transmiterea informaţiilor
| ||||
| Prenume şi nume de familie | Telefon | Nr. de fax | E-mail către care sunt trimise informaţii legate de licitaţie | Semnătura |
| Reprezentanţi autorizaţi pentru depunerea ofertelor (procesul de lucru)
| ||||
| Prenume şi nume de familie | Telefon | Nr. de fax | E-mail de la care vor fi depuse ofertele | Semnătura |
| Persoane de contact autorizate pentru execuţia contractului (tehnic)
| ||||
| Prenume şi nume de familie | Telefon | Nr. de fax | Semnătura | |
| Persoane de contact autorizate pentru aspectele financiare
| ||||
| Prenume şi nume de familie | Telefon | Nr. de fax | Semnătura | |
|
Numele şi funcţia semnatarului:
semnătura | ||||
|
Anexa nr.2
Declaraţie pe propria răspundere
Participantul la licitaţie pentru achiziţia de energie electrică ______________________________ (numele companiei), declară următoarele:
1. Înainte de semnarea acestei declaraţii, am luat la cunoştinţă şi sunt de acord cu Caietul de sarcini a licitaţiei. 2. Toate datele prezentate în această cerere şi în anexele menţionate în acestea sunt veridice şi corecte şi că îndeplinesc toate condiţiile prevăzute de lege pentru desfăşurarea activităţilor, care fac obiectul acestei licitaţii. 3. Sunt de acord, că Cumpărătorul poate, ori de câte ori este considerat necesar, să efectueze anchetele necesare cu organele competente şi să obţină date din înregistrări competente. Datele dobândite vor fi utilizate exclusiv pentru nevoile Cumpărătorului. 4. Sunt de acord cu conţinutul termenelor şi condiţiilor generale de livrare a energiei electrice, precum şi cu prevederile contractului. În cazul în care sunt selectat, mă angajez să închei un contract cu acelaşi conţinut în termenul stabilit în Procedura de procurare a energiei electrice.
Data:
Numele şi funcţia semnatarului:
Semnătură: |
Anexa nr.2
la Regulile pieţei energiei electrice
aprobate prin Hotărârea ANRE
nr.283/2020 din 7 august 2020
Obligaţiile specifice în legătura cu echilibrare ale participanţilor la piaţa
de energie electrică instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate
în regiunea transnistreană
1. În scopul determinării şi decontării dezechilibrelor cauzate de agenţi economici, instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană operatorul sistemului de transport (în continuare – OST) aplică regulile şi cerinţele generale stabilite în Regulile pieţei energiei electrice, precum şi cerinţele incluse în prezenta anexă.
2. Agenţii economici, instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană, care preconizează sau realizează schimburi de energie electrică în afară regiunii transnistrene, în scopul participării pe piaţa angro de energie electrică, trebuie să se înregistreze în calitate de PRE şi să îşi asume responsabilitatea financiară faţa de OST pentru dezechilibrele determinate conform Regulilor pieţei energiei electrice şi anexei date. În scopul implementării prevederilor articolului dat, contractele de echilibrare semnate de OST şi agenţii economici instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană vor include prevederi necesare asigurării conformităţii cu anexa dată. Sunt admise schimburi de energie electrică în afara regiunii transnistrene doar în condiţiile în care sursele de provenienţă a schimburilor respective de energie electrică care produce energia electrică sunt înregistrate în calitate de părţi responsabile de echilibrare şi tranzacţiile respective sunt realizate conform Regulilor pieţei energiei electrice.
3. Pentru validarea şi decontarea dezechilibrelor cauzate de agenţi economici, instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană, OST utilizează un punct virtual pentru care include în registrul PRE un PRE virtual (în continuare PRE(T)), responsabil pentru dezechilibrele în punctul virtual.
4. Compensarea dezechilibrelor se realizează prin intermediul programelor de returnare săptămânală a energiei electrice, nominalizate ca schimburi de energie electrică între OST şi participanţii la piaţa energiei electrice instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană, conform regulilor notificărilor fizice, stabilind astfel obligaţii ferme de livrare.
5. Pentru asigurarea compensării dezechilibrelor prin îndeplinirea funcţiilor PRE(T), participanţii la piaţa electrică instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană stabilesc o entitate care îşi va asuma responsabilitatea compensării dezechilibrelor înregistrate în punctul virtual în raport cu OST.
6. În scopul determinării poziţiei nete contractuale (PNC), fiecare PRE responsabilă de instalaţii electrice amplasate în regiunea transnistreană şi PRE(T) vor notifica schimburile de energie electrică între respectiva PRE şi alţi agenţi economici instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană. În acest context PRE(T) este responsabil pentru agenţii economici instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană şi care nu sunt participanţii pieţei energiei electrice.
7. Pentru determinarea dezechilibrului PRE(T), OST utilizează un punct virtual de măsurare a energiei electrice, pentru care:
1) Poziţia netă măsurată (PNM(T)) în punctul virtual se determină separat pentru fiecare interval de dispecerizare i, ca suma algebrică a indicaţiilor echipamentului de măsurare a energiei electrice, din punctele de măsurare instalate pe perimetru (conturul) reţelei electrice din regiunea transnistreană. Valoarea pozitivă a PNM(T) corespunde unui flux agregat din regiunea transnistreană, iar valoarea negativă a PNM(T) va corespunde unui flux agregat spre regiunea transnistreană;
2) Poziţia netă contractuală (PNC(T)) în punctul virtual se determină pentru fiecare interval de dispecerizare i, după cum urmează:
unde:
- j denotă fiecare PRE instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană;
- k – denotă fiecare PRE instalaţiile electrice ale cărora nu sunt amplasate în regiunea transnistreană;
- SE(j, k)vi respectiv SE(j, k)ci semnifică schimburile de energie electrică de vânzare, respective de cumpărare, realizate între PRE j şi PRE k , în intervalul de dispecerizare i;
- IM şi EX – reprezintă importurile, respectiv exporturile, în intervalul de dispecerizare i, realizate de participanţii la piaţa energiei electrice pentru care respectiva PRE j este responsabilă;
- qlivrat – suma cantităţilor de energie electrică de echilibrare (la ridicare şi scădere) rezultate din angajarea în tranzacţii pe piaţa energiei de echilibrare, în care sau angajat participanţii la piaţa energiei electrice pentru care respectiva PRE j este responsabilă.
8. Dezechilibru PRE(T) se determină după cum urmează:
unde:
- j denotă fiecare PRE instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană;
- DEZ(j)pi reprezintă dezechilibru propriu PRE(j), în intervalul de dispecerizare i, determinat conform Titlul X, Capitolul I din Regulile pieţei energiei electrice.
9. OST include în Registrul PRE un PRE distinct (în continuare PRE(OST_T)) pentru validarea programelor de compensare a dezechilibrului PRE(T). OST este responsabil de îndeplinirea funcţiilor aferente PRE(OST_T). Schimburile de energie pentru programele de compensare notificate de către PRE(OST_T) şi PRE(T), sunt considerate la calculul PNC(T). Programul de compensare a dezechilibrului PRE(T) reprezintă obligaţia de livrare pe parcursul aceloraşi zile şi intervale de dispecerizare a săptămânii ulterioare săptămânii în care a fost înregistrat dezechilibrul:
unde:
- 
semnifică schimburile de energie electrică de vânzare de PRE(T) către PRE(OST_T), pe parcursul aceloraşi zile şi intervale de dispecerizare a săptămânii ulterioare săptămânii în care a fost înregistrat dezechilibrul;
- 
semnifică schimburile de energie electrică de cumpărare de către PRE(T) de la PRE(OST_T), pe parcursul aceloraşi zile şi intervale de dispecerizare a săptămânii ulterioare săptămânii în care a fost înregistrat dezechilibrul;
- 
semnifică schimburile de energie electrică de vânzare de PRE(OST_T) către PRE(T), pe parcursul aceloraşi zile şi intervale de dispecerizare a săptămânii ulterioare săptămânii în care a fost înregistrat dezechilibrul;
- 
semnifică schimburile de energie electrică de cumpărare de către PRE(OST_T) de la PRE(T), pe parcursul aceloraşi zile şi intervale de dispecerizare a săptămânii ulterioare săptămânii în care a fost înregistrat dezechilibrul;
- DEZ(T)WD,i reprezintă dezechilibru PRE(T), pe parcursul zilei D, în intervalului de dispecerizare i, a săptămânii W în care a fost înregistrat dezechilibrul.
Valoarea pozitivă a DEZ(T)WD,i reprezintă surplus, iar valoarea negativă reprezintă deficit.
10. În condiţiile lipsei posibilităţii tranzacţionării pe alte pieţe, OST va tranzacţiona programele de compensare prin angajarea în tranzacţii de creştere/reducere pe piaţa de echilibrare.
11. În cazul în care participanţii la piaţa de energie electrică instalaţiile electrice ale cărora sunt amplasate în regiunea transnistreană nu stabilesc entitatea PRE(T) care îşi va asuma responsabilitatea compensării dezechilibrelor înregistrate în punctul virtual în raport cu OST, sau entitatea respectivă nu notifică parţial sau integral schimburile de energie electrică necesare realizării obligaţiei de a compensa dezechilibrele înregistrate în punctul virtual, obligativitatea compensării dezechilibrelor nenotificate de către PRE (T) în punctul virtual se atribuie fiecărui participant la piaţa de energie electrică instalaţiile electrice ale căruia sunt amplasate în regiunea transnistreană.
12. În condiţiile specificate la pct.11 dezechilibru în punctul virtual ce urmează a fi compensat de o PRE instalaţiile electrice ale căreia sunt amplasate în regiunea transnistreană, se determină după cum urmează:
unde:
semnifică schimburile de energie electrică din cadrul notificărilor fizice validate, de cumpărare de către PRE(OST_T) de la PRE(T), pe parcursul aceloraşi zile şi intervale de dispecerizare a săptămânii ulterioare săptămânii în care a fost înregistrat dezechilibrul;
semnifică schimburile de energie electrică din cadrul notificărilor fizice validate, de vânzare de PRE(T) către PRE(OST_T), pe parcursul aceloraşi zile şi intervale de dispecerizare a săptămânii ulterioare săptămânii în care a fost înregistrat dezechilibrul;
C(j)i – cota din dezechilibrul înregistrat în punctul virtual atribut PRE j, determinat după cum urmează:
În condiţiile, în care valorile notificate de PRE(T) vor corespunde valorilor determinate conform pct.9, DEZ(T)ri va rezulta în valoarea nulă (DEZ(j)pvi = 0).
13. Schimbul de energie electrică necesar pentru compensarea dezechilibrului în punctul virtual atribuit PRE instalaţiile electrice ale căreia sunt amplasate în regiunea transnistreană este inclus de OST unilateral la calcularea poziţiei nete contractuale a respectivei PRE analogic modalităţii stabilite la pct.9.
14. OST indică în programul de funcţionare transmis conform cerinţelor Regulilor pieţei energiei electrice PRE responsabile de instalaţii electrice amplasate în regiunea transnistreană obligaţiile privind schimbul de energie electrică necesar pentru compensarea dezechilibrului în punctul virtual atribuit PRE responsabile de instalaţii electrice amplasate în regiunea transnistreană.
15. OST include în Nota informativa lunară datele privind schimbul energiei de compensare cu PRE(T).
[Anexa nr.2 introdusă prin Hot. ANRE nr.676 din 24.12.2021, în vigoare 31.12.2021]
Anexa nr.3
la Regulile pieţei energiei electrice
aprobate prin Hotărârea ANRE
nr.283/2020 din 7 august 2020
Algoritmul de alocare a costurilor şi veniturilor între
membrii grupului de echilibrare
1. Costurile şi veniturile generate de dezechilibrele nete ale grupului de echilibrare se alocă de către responsabilul grupului de echilibrare între membrii grupului de echilibrare, pentru fiecare interval de dispecerizare în conformitate cu următorul algoritm:
1) Pentru fiecare membru „i” al grupului de echilibrare se determină dezechilibrul pentru fiecare interval de dispecerizare din luna de livrare, în conformitate cu formula:
DEZi = PNMi – PNCi [MWh]
unde:
DEZi este dezechilibrul membrului „i” al grupului de echilibrare;
PNMi – poziţia netă măsurată a membrului „i” al grupului de echilibrare în intervalul de dispecerizare a lunii de livrare;
PNCi – poziţia netă contractuală a membrului „i” în intervalul de dispecerizare a lunii de livrare.
2) Pentru fiecare membru „i” al grupului de echilibrare se determină valoarea dezechilibrului pentru fiecare interval de dispecerizare din luna de livrare (considerând înregistrarea în calitate de PRE individuală):
VDEZi = DEZi × PDEF dacă DEZi < 0 [lei]
VDEZi = DEZi × PEX dacă DEZi > 0 [lei]
PDEF, PEX – preţul de deficit, respectiv preţul de excedent corespunzător intervalului de dispecerizare din luna de livrare, aplicat de OST;
VDEZi – valoarea dezechilibrului membrului „i” al grupului de echilibrare.
3) Din calculul valorii dezechilibrului pentru grupul de echilibrare care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru membrii grupului de echilibrare, realizat de OST se identifică, pentru fiecare interval de dispecerizare din luna de livrare, următoarele informaţii:
a) dezechilibrul grupului de echilibrare, DEZ [MWh];
b) valoarea dezechilibrului grupului de echilibrare, VDEZ [lei].
4) Se determină suma algebrică a valorii dezechilibrelor tuturor membrilor grupului de echilibrare conform formulei:
|
|
[lei]
|
unde „n” este numărul membrilor grupului de echilibrare.
a) În cazul în care Vtotal * VDEZ ≤ 0, câştigul total se determină astfel:
Câştig total = |Vtotal| + |VDEZ|
b) În cazul în care Vtotal * VDEZ > 0, câştigul total se determină astfel:
Câştig total = |Vtotal| - |VDEZ|
c) Câştigul unitar „C” se calculează astfel:
dacă PEX > PDEF atunci:
|
|
[lei/MWh] |
dacă PEX < PDEF atunci:
|
|
[lei/MWh] |
5) Se calculează preţurile de deficit şi de excedent revizuite, aplicabile intern la nivelul PRE, astfel:
|
|
[lei/MWh] |
|
|
[lei/MWh] |
unde:
şi 
este preţul de deficit revizuit, respectiv preţul de excedent revizuit.
6) Costurile/veniturile fiecărui, membru al grupului de echilibrare, rezultate în urma redistribuirii interne a costurilor/veniturilor aferente dezechilibrelor, se calculează astfel:
a) dacă DEZi < 0 atunci:
|
|
[lei] |
b) dacă DEZi > 0 atunci:
|
|
[lei] |
[Anexa nr.3 introdusă prin Hot. ANRE nr.323 din 28.05.2024, în vigoare 13.07.2024]
