Hotărâre nr. 820 din 11.12.2024

GUVERNUL REPUBLICII MOLDOVA

H O T Ă R Â R E

pentru aprobarea Regulamentului privind situaţiile excepţionale

 în sectorul electroenergetic şi a Planului de acţiuni pentru

situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic

nr. 820  din  11.12.2024

 (în vigoare 17.12.2024) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 525-528 art. 954 din 17.12.2024

* * *

UE

Notă: Pe tot parcursul textului anexelor, cuvintele "prin intermediul Inspectoratului General pentru Situaţii de Urgenţă" se substituie cu cuvintele "prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor" conform Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026

În temeiul prevederilor art.4 alin.(1) lit.m) din Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2016, nr.193-203, art.413), cu modificările ulterioare, Guvernul

HOTĂRĂŞTE:

Prezenta hotărâre transpune Regulamentul (UE) 2019/941 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind pregătirea pentru riscuri în sectorul energiei electrice şi de abrogare a Directivei 2005/89/CE (CELEX: 32019R0941), publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 158/1 din 14 iunie 2019, în varianta adaptată şi aprobată prin Decizia Consiliului ministerial al Comunităţii Energetice nr.2021/13/Mc-EnC din 30 noiembrie 2021.

1. Se aprobă:

1.1. Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul electroenergetic, conform anexei nr.1;

1.2. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, conform anexei nr.2.

2. Hotărârea Guvernului nr.149/2019 cu privire la aprobarea Regulamentului privind situaţiile excepţionale pe piaţa energiei electrice şi a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa energiei electrice (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2019, nr.111-118, art.216) se abrogă.

3. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina Ministerului Energiei.

4. Prezenta hotărâre intră în vigoare la data publicării în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.

Anexa nr.1

la Hotărârea Guvernului nr.820/2024

REGULAMENT

privind situaţiile excepţionale în sectorul electroenergetic

Secţiunea 1

Prevederi generale

1. Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul electroenergetic (în continuare – Regulament) creează cadrul juridic necesar pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu energie electrică prin organizarea funcţionării normale şi continue a pieţei energiei electrice şi prin realizarea unor măsuri menite să contribuie la realizarea obiectivelor Comunităţii Energetice cu privire la securitatea energetică, solidaritatea, încrederea şi asigurarea gestionării situaţiilor de criză de energie electrică.

2. Scopul Regulamentului constă în stabilirea normelor pentru cooperarea între Părţile contractante ale Comunităţii Energiei (în continuare – Părţi contractante) în vederea prevenirii crizelor de energie electrică, a pregătirii pentru astfel de crize şi a gestionării acestora, în spiritul solidarităţii şi al transparenţei şi luând în considerare pe deplin cerinţele unei pieţe interne competitive a energiei electrice.

3. Prevederile prezentului Regulament stabilesc atribuţiile şi responsabilităţile întreprinderilor electroenergetice, ale participanţilor la piaţa energiei electrice, ale utilizatorilor de sistem şi ale consumatorilor finali, în ceea ce priveşte reducerea riscurilor pentru securitatea aprovizionării cu energie electrică şi pregătirea pentru prevenirea şi gestionarea crizelor de energie electrică, asigurând transparenţa şi ţinând seama de cerinţele pieţei competitive a energiei electrice.

4. În sensul prezentului Regulament se aplică noţiunile definite în Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică şi în codurile reţelelor electrice, precum şi următoarele noţiuni:

siguranţa alimentării cu energie electrică – capacitatea unui sistem electric de a garanta alimentarea cu energie electrică a consumătorilor, la un nivel de performanţă clar stabilit;

capacitate intrazonală – capacitatea sistemului interconectat de a găzdui transferul de energie electrică între zonele de licitaţie;

criză simultană de energie electrică – criză a energiei electrice care afectează mai mult de un stat în acelaşi timp;

autoritate competentă – autoritate publică responsabilă de asigurarea punerii în aplicare a măsurilor prevăzute de Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul electroenergetic şi a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic;

autoritate de reglementare – autoritatea de reglementare menţionată în art.8 alin.(1) din Legea nr.174/2017 cu privire la energetică;

coordonator în caz de criză – o persoană, un grup de persoane, o echipă alcătuită din managerii crizelor de energie electrică relevanţi la nivel naţional sau o instituţie care are sarcina de a acţiona ca punct de contact şi de a coordona fluxurile de informaţii în timpul unei crize de energie electrică;

măsură care nu se bazează pe piaţă – orice măsură legată de ofertă sau de cerere prin care se urmăreşte atenuarea unei crize de energie electrică şi care se abate de la normele pieţei sau de la acordurile comerciale;

regiune – grup de părţi contractante ale Tratatului de instituire a Comunităţii Energetice şi state membre ale Uniunii Europene ai căror operatori de sisteme de transport au acelaşi centru regional de coordonare;

subgrup – grup de părţi contractante şi state membre care fac parte dintr-o regiune şi care dispun de capacitatea tehnică de a-şi furniza reciproc asistenţă în conformitate cu secţiunea a 7-a;

avertizare timpurie – furnizare a unor informaţii concrete, importante şi credibile conform cărora ar putea avea loc un eveniment care este susceptibil să deterioreze în mod semnificativ situaţia aprovizionării cu energie electrică şi să ducă la o criză de energie electrică;

alocare de capacităţi – atribuirea de capacitate interzonală;

adecvanţa sistemului electroenergetic – capacitatea sistemului electroenergetic de a satisface în permanenţă cererile de putere şi energie electrică ale consumatorilor finali, luând în considerare ieşirile din funcţiune ale elementelor sistemului electroenergetic, atât cele programate, cât şi cele rezonabil de aşteptat a se produce neprogramat.

grup de coordonare pentru securitatea aprovizionării – grup instituit prin Actul de procedură 2008/02/MC-EnC din 11 decembrie 2008, astfel cum a fost modificată prin Actul de procedură 2021/03/MC-EnC din 30 noiembrie 2021.

Secţiunea a 2-a

Autorităţile competente responsabile de gestionarea

riscurilor în sectorul electroenergetic

5. Gestionarea riscurilor în sectorul electroenergetic este o competenţă partajată a întreprinderilor electroenergetice şi a autorităţilor responsabile de buna funcţionare a acestui sector, conform competenţelor instituţionale/funcţionale şi implică stabilirea şi monitorizarea implementării măsurilor preventive şi de urgenţă ce trebuie să fie puse în aplicare pentru depăşirea riscurilor în sectorul electroenergetic. În acest scop, Guvernul, prin intermediul autorităţii competente, Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică şi operatorul sistemului de transport, exercită atribuţiile stabilite în Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică şi promovează colaborarea bilaterală şi cea regională cu privire la asigurarea securităţii aprovizionării cu energie electrică.

6. În conformitate cu prevederile prezentului Regulament, autoritatea competentă responsabilă de evaluarea riscurilor de securitate a aprovizionării cu energie electrică, de elaborarea planului de acţiuni şi de gestionarea crizelor de energie electrică este Ministerul Energiei.

7. Autoritatea competentă notifică, fără întârziere, Secretariatul Comunităţii Energetice şi Grupul de coordonare pentru securitatea aprovizionării şi face publică denumirea şi datele de contact ale autorităţii competente responsabile de gestionarea crizelor de energie electrică în temeiul pct.6, precum şi orice modificare a denumirii sau a datelor de contact ale acesteia.

8. Autoritatea competentă are următoarele atribuţii:

8.1. identifică şi evaluează riscurile de securitate în furnizarea de energie electrică, în conformitate cu metodologia şi reglementările naţionale şi internaţionale;

8.2. elaborează şi propune spre aprobare Guvernului Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, apoi actualizează periodic, dar nu mai târziu de o dată la patru ani, cu excepţia cazului în care împrejurările justifică actualizări mai frecvente, Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic în baza scenariilor regionale şi naţionale de criză a energiei electrice, în colaborare cu entităţile relevante din sectorul energiei electrice;

8.3. asigură participarea în cadrul Comisiei Naţionale de Management al Crizelor (în continuare – Comisie), create în conformitate cu Hotărârea Guvernului nr.1340/2001;

8.4. asigură îndeplinirea măsurilor stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, în vederea prevenirii apariţiei situaţiilor de criză de energie electrică;

8.5. elaborează, promovează şi monitorizează implementarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, inclusiv prin organizarea de teste/simulări ale crizelor de energie electrică în cooperare cu operatorul sistemului de transport şi cu alte părţi interesate relevante;

8.6. asigură realizarea măsurilor prevăzute în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic în vederea îndeplinirii atribuţiilor în conformitate cu deciziile Comisiei;

8.7. elaborează şi stabileşte proceduri de implementare şi monitorizare a procedurilor operaţionale în domeniul prevenirii şi managementului riscurilor în sectorul electroenergetic.

[Pct.8 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

9. Pentru îndeplinirea atribuţiilor stabilite prin prezentul Regulament, autoritatea competentă colaborează cu operatorul sistemului de transport, cu operatorii sistemelor de distribuţie, cu producătorii şi furnizorii de energie electrică, cu Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică, cu Grupul de coordonare a securităţii aprovizionării al Comunităţii Energetice, cu Reţeaua europeană a operatorilor sistemelor de transport de energie electrică (ENTSO-E), cu centrele regionale de coordonare şi cu alte părţi interesate relevante, în funcţie de cerinţe.

10. Autoritatea competentă colaborează cu alte organe sau autorităţi ale administraţiei publice centrale, cu alte autorităţi publice, cu autorităţile administraţiei publice locale şi cu întreprinderile electroenergetice în scopul prevenirii posibilelor întreruperi în aprovizionarea cu energie electrică şi al limitării daunelor ce pot fi cauzate în cazul apariţiei unei situaţii excepţionale.

11. În scopul asigurării securităţii aprovizionării cu energie electrică, autoritatea competentă colaborează cu autoritatea de reglementare, cu operatorul sistemului de transport şi cu autorităţile publice de resort din ţările vecine, în special în legătură cu:

11.1. coordonarea măsurilor privind planificarea pregătirii pentru riscuri şi gestionarea riscurilor în sectorul electroenergetic, stabilite în conformitate cu prezentul Regulament;

11.2. dezvoltarea şi modernizarea interconexiunilor pe termen lung pentru asigurarea capacităţilor necesare în vederea asigurării gestionării riscurilor în sectorul electroenergetic prin asigurarea schimburilor transfrontaliere de energie electrică;

11.3. identificarea condiţiilor şi a modalităţilor practice de acordare a asistenţei reciproce;

11.4. schimbul de informaţii referitor la prevenirea şi/sau depăşirea riscurilor în sectorul electroenergetic.

12. Gestionarea generală a crizelor de energie electrică, inclusiv prin coordonarea măsurilor întreprinse de către autoritatea competentă, de alte organe şi autorităţi ale administraţiei publice centrale, de autorităţi publice, de întreprinderile electroenergetice, în special de către operatorul sistemului de transport, şi de alţi participanţi la piaţa energiei electrice în cazul apariţiei unor riscuri în sectorul electroenergetic, precum şi monitorizarea realizării măsurilor respective se efectuează de către Comisie.

13. În procesul de gestionare a crizelor de energie electrică Comisia reprezintă organul de coordonare a acţiunilor părţilor implicate şi responsabile de asigurarea securităţii aprovizionării cu energie electrică şi se convoacă la necesitate. Comisia îşi desfăşoară activitatea în conformitate cu legislaţia, cu prevederile Legii nr.107/2016 cu privire la energia electrică, cu prezentul Regulament, precum şi cu Regulamentul privind organizarea şi funcţionarea Comisiei Naţionale de Management al Crizelor, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.346/2026.

[Pct.13 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

Secţiunea a 3-a

Evaluarea riscurilor privind securitatea aprovizionării cu energie electrică

14. Autoritatea competentă asigură că toate riscurile relevante referitoare la securitatea aprovizionării cu energie electrică sunt evaluate în conformitate cu normele stabilite în prezentul Regulament şi în Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică. În acest scop, autoritatea competentă cooperează cu operatorul sistemului de transport, cu operatorul pieţei energiei electrice, cu operatorii sistemelor de distribuţie, cu autoritatea de reglementare, cu Reţeaua europeană a operatorilor sistemelor de transport, cu centrele de coordonare regionale şi cu alte părţi interesate relevante, în funcţie de necesităţi.

15. În cadrul evaluării riscurilor pentru securitatea aprovizionării cu energie electrică, participanţii la piaţa energiei electrice, utilizatorii de sistem şi părţile interesate relevante cooperează cu autoritatea competentă şi cu autoritatea de reglementare şi le furnizează toate informaţiile şi datele necesare pentru a evalua riscurile care ţin de competenţa lor într-un termen rezonabil şi pentru a se pregăti pentru gestionarea crizelor de energie electrică.

16. Autoritatea competentă este autorizată să creeze şi să gestioneze un sistem electronic de schimb de informaţii, care are ca scop colectarea în mod regulat a informaţiilor şi a datelor menţionate la pct.15 de la participanţii pieţei energiei electrice sau să delege această atribuţie operatorului sistemului de transport. În acest scop, autoritatea competentă stabileşte obligaţiile de raportare ale participanţilor la piaţa energiei electrice, inclusiv perioada de raportare, precum şi normele privind calitatea şi volumul informaţiilor şi datelor.

17. Operatorul sistemului de transport întocmeşte şi transmite autorităţii competente o listă de informaţii şi date referitoare la securitatea aprovizionării cu energie electrică. Autoritatea competentă ia în considerare această listă la stabilirea obligaţiilor de raportare menţionate la pct.16.

18. În termen de patru luni de la data identificării scenariilor regionale de criză de energie electrică, autoritatea competentă identifică, potrivit Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, cele mai relevante scenarii naţionale de criză de energie electrică.

19. Pentru identificarea scenariilor naţionale de criză de energie electrică, autoritatea competentă consultă operatorul sistemului de transport al energiei electrice, operatorii sistemelor de distribuţie, autoritatea de reglementare, precum şi alte întreprinderi electroenergetice şi părţi interesate pe care autoritatea competentă le consideră relevante.

20. Scenariile naţionale de criză de energie electrică sunt identificate cel puţin pe baza riscurilor menţionate în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic şi sunt conforme cu scenariile regionale de criză de energie electrică. Scenariile naţionale de criză de energie electrică se actualizează la fiecare patru ani, cu excepţia cazului în care circumstanţele justifică actualizări mai frecvente, inclusiv în cazul modificărilor scenariilor regionale de criză care au impact. Operatorul sistemului de transport informează imediat autoritatea competentă cu privire la fluxul informaţional în condiţiile de prevenire, lansare şi gestionare a crizei de energie electrică expus în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, care, la rândul său, transmite aceste informaţii Secretariatului Comunităţii Energetice într-o perioadă scurtă de timp posibilă.

21. În termen de până la patru luni de la data identificării scenariilor regionale de criză de energie electrică, autoritatea competentă informează Secretariatul Comunităţii Energetice şi Grupul de coordonare pentru securitatea aprovizionării cu privire la evaluările lor referitoare la riscurile în legătură cu dreptul de proprietate asupra infrastructurii relevante pentru securitatea aprovizionării cu energie electrică şi la orice măsuri întreprinse pentru a preveni sau a atenua astfel de riscuri, indicând motivul pentru care astfel de măsuri sunt considerate necesare şi proporţionale.

Secţiunea a 4-a

Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic

22. Pe baza scenariilor regionale şi naţionale de criză în sectorul electroenergetic, autoritatea competentă, în cooperare cu autoritatea de reglementare, cu operatorul sistemului de transport, cu operatorii sistemelor de distribuţie, cu producătorii de energie electrică şi cu alte întreprinderi energetice şi organizaţii relevante care reprezintă interesele consumatorilor finali elaborează Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

23. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic include evenimente naţionale, potenţiale măsuri regionale elaborate în cadrul cooperării regionale, precum şi, în cazul în care sunt posibile, – măsuri bilaterale. Evenimentele naţionale, bilaterale şi regionale trebuie să fie clar separate în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic. Toate măsurile planificate sau luate pentru prevenirea, pregătirea şi atenuarea crizei de energie electrică sunt clar definite, transparente, proporţionale, nediscriminatorii şi respectă legislaţia care reglementează funcţionarea pieţelor de energie şi a sistemului energetic.

24. Pentru a asigura coerenţa planurilor de pregătire pentru riscuri, înainte de prezentarea spre aprobare a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, autoritatea competentă prezintă proiectul de plan autorităţilor competente ale statelor relevante din regiune şi în cazul în care acestea nu fac parte din aceeaşi regiune, autorităţilor competente ale părţilor contractante interconectate direct, precum şi Grupului de coordonare pentru securitatea aprovizionării.

25. În termen de până la şase luni de la data primirii proiectelor de planuri de acţiuni pentru riscuri, autorităţile competente ale statelor menţionate la pct.24 şi Grupul de coordonare pentru securitatea aprovizionării poate emite recomandări referitoare la proiectul de plan prezentat în temeiul pct.24.

26. În termen de până la nouă luni de la data prezentării proiectului de plan, autoritatea competentă propune Guvernului spre aprobare proiectul Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, luând în considerare rezultatele consultărilor cu autorităţile competente ale statelor relevante din regiune, precum şi considerând recomandările Grupului de coordonare pentru securitatea aprovizionării. Autoritatea competentă notifică Secretariatul Comunităţii Energiei, fără întârziere, aprobarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

27. Autoritatea competentă şi Secretariatul Comunităţii Energiei publică Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic pe site-urile lor web oficiale, asigurând în acelaşi timp confidenţialitatea informaţiilor sensibile, în special a informaţiilor cu privire la măsurile referitoare la prevenirea sau atenuarea consecinţelor atacurilor rău-intenţionate. Protecţia confidenţialităţii informaţiilor sensibile se bazează pe principiile stabilite în temeiul pct.85-88.

28. Autoritatea competentă informează imediat Secretariatul Comunităţii Energetice cu privire la aprobarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

29. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic trebuie să reflecte soluţii pentru reducerea riscurilor, precum şi pentru restabilirea situaţiei normale de funcţionare a sistemului electroenergetic în cazul apariţiei unor riscuri de criză de energie electrică, iar la elaborarea acestuia se vor respecta următoarele obiective:

29.1. promovarea şi atragerea investiţiilor în dezvoltarea capacităţilor noi de producere a energiei electrice, astfel încât să fie asigurată diversificarea surselor energetice;

29.2. promovarea şi atragerea investiţiilor în dezvoltarea reţelelor electrice de transport, inclusiv a interconexiunilor şi crearea unui mediu favorabil pentru dezvoltarea şi funcţionarea sigură, fiabilă şi durabilă a sistemului electroenergetic;

29.3. creşterea eficienţei energetice a sistemului electroenergetic, inclusiv prin facilitarea implementării unor procese şi echipamente de economisire a energiei electrice, consolidarea structurii de producţie publică şi reducerea ponderii de tehnologii mari consumatoare de energie electrică;

29.4. reducerea efectelor pe termen scurt a creşterii cererii de energie electrică;

29.5. creşterea ponderii energiei electrice din surse regenerabile în cadrul aprovizionării cu energie electrică;

29.6. menţinerea unui echilibru rezonabil între costurile investiţiilor în infrastructura sistemului electroenergetic şi avantajele pentru consumatorii finali;

29.7. crearea de condiţii favorabile pentru a se asigura că cererea internă de energie electrică este satisfăcută, iar aprovizionarea cu energie electrică se efectuează în condiţii de accesibilitate, disponibilitate, fiabilitate, continuitate, calitate şi transparenţă;

29.8. crearea condiţiilor necesare pentru ca piaţa energiei electrice să fie funcţională şi competitivă;

29.9. crearea premiselor necesare pentru integrarea pieţei energiei electrice în piaţa regională.

30. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic include riscuri pe termen scurt şi sezoniere pentru securitatea aprovizionării cu energie electrică.

31. Toate evaluările de adecvanţă pe termen scurt şi sezoniere, indiferent dacă sunt la nivel naţional sau regional, se efectuează în conformitate cu metodologia ENTSO-E şi cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

32. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic respectă cerinţele de siguranţă, cerinţele tehnice şi operaţionale, planurile de gestionare a stării de urgenţă elaborate de operatorul sistemului de transport în scopul asigurării funcţionării corespunzătoare a reţelei electrice de transport, precum şi acordurile încheiate cu privire la asistenţa reciprocă între operatorul sistemului de transport şi operatorii sistemelor de transport din ţările învecinate.

33. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic include toate măsurile planificate sau puse în aplicare pentru prevenirea şi reducerea impactului crizei de energie electrică în temeiul pct.17, 18 şi 19. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic trebuie, cel puţin:

33.1. să conţină un rezumat al scenariilor de criză de energie electrică şi riscurile de siguranţă a energiei electrice şi scenariile de criză, în conformitate cu procedurile stabilite la punctele 17-20;

33.2. să stabilească rolul şi responsabilităţile autorităţii competente, autorităţii de reglementare, ale altor organe de stat, precum şi ale întreprinderilor din domeniul electroenergetic, participanţilor la piaţa energiei electrice, utilizatorilor de sistem şi consumatorilor finali;

33.3. să descrie măsurile naţionale concepute în vederea prevenirii sau a pregătirii pentru riscurile identificate în temeiul punctelor 17-20, inclusiv aspectele legate de stabilirea şi distribuirea responsabilităţilor, ţinând seama de măsurile preventive şi de pregătire puse în aplicare de operatorul sistemului de transport şi de alte organizaţii relevante, inclusiv testele de lucru, sistemele de avertizare timpurie, automatizarea prin software-uri de reţea şi formarea sistematică;

33.4. să desemneze în calitate de coordonator de criză Comisia în caz de criză naţională şi să stabilească funcţiile acesteia;

33.5. să stabilească proceduri detaliate care trebuie efectuate în situaţiile care pun în pericol siguranţa alimentării cu energie electrică, precum şi procedurile detaliate care trebuie efectuate în timpul crizei de energie electrică, inclusiv schemele relevante de flux de informaţii, dacă este posibil şi adecvat, ţinând seama de procedurile existente desfăşurate de operatorul sistemului de transport;

33.6. să identifice contribuţia măsurilor bazate pe piaţă pentru a face faţă crizelor de energie electrică, în special cea a măsurilor legate de cerere şi a măsurilor legate de ofertă;

33.7. să identifice eventualele măsuri necomerciale care urmează să fie puse în aplicare în timpul crizei de energie electrică şi să precizeze condiţiile şi procedurile de implementare a acestora;

33.8. să furnizeze un cadru pentru întreruperea manuală a consumului, care să prevadă circumstanţele în care consumul urmează să fie întrerupt şi, în ceea ce priveşte siguranţa publică şi securitatea personală, să specifice categoriile de consumatori finali de energie electrică de importanţă vitală care au dreptul să primească protecţie specială împotriva deconectării, în conformitate cu legislaţia Republicii Moldova, justificând necesitatea unei astfel de protecţii şi precizând modul în care operatorul sistemului de transport şi operatorii sistemelor de distribuţie în cauză trebuie să reducă consumul;

33.9. să descrie mecanismele utilizate pentru a informa publicul cu privire la crizele de energie electrică;

33.10. să descrie măsurile naţionale necesare pentru punerea în aplicare şi asigurarea respectării măsurilor regionale şi, după caz, bilaterale convenite în temeiul pct.34;

33.11. să includă informaţii privind planurile conexe necesare pentru dezvoltarea viitoarei reţele care să fie utile în abordarea consecinţelor scenariilor de criză de energie electrică identificate.

34. Măsurile naţionale iau în considerare pe deplin măsurile regionale şi, după caz, bilaterale convenite în temeiul pct.35 şi nu pun în pericol securitatea operaţională sau siguranţa funcţionării sistemului de transport şi nici securitatea aprovizionării cu energie electrică a altor state.

35. Cu referire la conţinutul Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic în ceea ce priveşte măsurile regionale şi bilaterale, pe lângă măsurile naţionale menţionate la pct.22, acesta trebuie să includă măsuri regionale şi, după caz, măsuri bilaterale pentru a asigura prevenirea sau gestionarea în mod corespunzător a crizelor de energie electrică cu impact transfrontalier şi intrazonal. Modelul Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic este prezentat în anexa la Regulament.

36. În acest scop, statele din regiune pot, de asemenea, constitui subgrupuri în cadrul unei regiuni:

36.1. măsurile regionale sunt convenite la nivelul regiunii în cauză între statele din regiune care dispun de capacitatea tehnică de a-şi acorda reciproc asistenţă. În acest scop, statele pot, de asemenea, construi subgrupuri în cadrul unei regiuni;

36.2. măsurile bilaterale sunt convenite între state care sunt conectate direct, dar nu fac parte din aceeaşi regiune. Statele asigură coerenţa măsurilor regionale şi bilaterale;

36.3. măsurile bilaterale sunt convenite între state care sunt conectate direct, dar nu fac parte din aceeaşi regiune. Statele asigură coerenţa măsurilor regionale şi bilaterale. Măsurile regionale şi bilaterale includ cel puţin:

36.3.1. desemnarea unui coordonator în caz de criză;

36.3.2. mecanisme de schimb de informaţii şi de cooperare;

36.3.3. măsuri coordonate pentru a atenua impactul unei crize de energie electrică, inclusiv al unei crize simultane de energie electrică;

36.3.4. proceduri pentru efectuarea de teste ale planurilor de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic o dată pe an sau o dată la doi ani;

36.3.5. mecanismele de declanşare a măsurilor necomerciale care urmează să fie activate în conformitate cu pct.73.

37. Cu implicarea părţilor interesate relevante, autorităţile competente ale statelor din fiecare regiune testează periodic eficacitatea procedurilor elaborate în planurile de pregătire pentru riscuri în scopul prevenirii crizelor de energie electrică, inclusiv a mecanismelor menţionate la sbpct. 36.3 şi efectuează simulări de crize de energie electrică o dată la doi ani, testând în special mecanismele respective.

38. La identificarea şi elaborarea măsurilor ce urmează a fi incluse în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, trebuie să se ia în considerare impactul economic, eficacitatea şi eficienţa acestora, impactul asupra funcţionării pieţei energiei electrice, precum şi impactul asupra mediului şi consumatorilor finali de energie electrică. Astfel, se acordă prioritate măsurilor preventive ce se bazează pe mecanisme de piaţă, care nu creează sarcini inutile, nerealizabile pentru întreprinderile electroenergetice şi care nu afectează în mod negativ modul de funcţionare a pieţei energiei electrice.

39. La elaborarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, în special în legătură cu măsurile care vizează infrastructura sistemului electroenergetic, vor fi luate în considerare planurile de dezvoltare a reţelelor electrice de transport pentru 10 ani şi planurile de dezvoltare a reţelelor electrice de distribuţie.

40. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic trebuie să îndeplinească obiectivele stabilite în Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică, precum şi să asigure faptul că întreprinderile electroenergetice şi consumatorii finali de energie electrică vor avea, în limitele posibilităţilor tehnice, suficient timp pentru a reacţiona la situaţia excepţională ce a survenit în sectorul electroenergetic.

41. La elaborarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic în conformitate cu anexa la prezentul Regulament, trebuie să se ţină cont de nivelurile de funcţionare, regional şi naţional, ale sistemului electroenergetic, precum şi de următoarele condiţii:

41.1. să nu fie introduse măsuri de restricţionare a fluxurilor de energie electrică în sectorul electroenergetic;

41.2. să nu fie pusă în pericol sau să nu fie afectată în mod grav aprovizionarea cu energie electrică în ţările din regiune;

41.3. să fie menţinute condiţiile de acordare a accesului la reţelele electrice pentru realizarea schimburilor transfrontaliere şi intrazonale de energie electrică, stabilite prin Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică, în măsura posibilităţilor tehnice şi în limitele cerinţelor de siguranţă a sistemului electroenergetic.

Secţiunea a 5-a

Gestionarea crizelor de energie electrică

42. Apariţia unor riscuri de criză de energie electrică se constată de Comisie la sesizarea operatorului sistemului de transport, în modul stabilit în prezentul Regulament. Comisia poate fi sesizată pentru constatarea apariţiei unor riscuri de criză de energie electrică şi de autoritatea competentă sau de autoritatea de reglementare. Sesizarea pe adresa Comisiei se depune prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor.

43. În cazul în care operatorul sistemului de transport constată că există premise sau date concrete cu privire la apariţia unor evenimente, din cele enumerate în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, acesta este obligat să sesizeze, în regim de urgenţă, Comisia şi să informeze autoritatea competentă şi autoritatea de reglementare, cu prezentarea întregului set de informaţii pe care le deţine cu privire la situaţia creată şi la măsurile întreprinse pentru prevenirea sau reducerea riscurilor apărute.

44. În cazul în care la apariţia riscurilor de criză de energie electrică este necesară intervenţia imediată a operatorului sistemului de transport şi a operatorului sistemului de distribuţie, operatorul de sistem respectiv urmează să întreprindă toate măsurile necesare pentru limitarea sau eliminarea eventualei stări excepţionale, fără a aştepta confirmarea din partea Comisiei.

45. Comisia, sesizată în conformitate cu pct.43, este obligată să verifice, în termen de cel mult 12 ore de la sesizare, dacă sunt îndeplinite condiţiile privind existenţa riscurilor de criză de energie electrică şi, dacă acestea se confirmă, constată existenţa situaţiei excepţionale.

46. Dacă după verificare Comisia decide că pe piaţa energiei electrice sau în sectorul electroenergetic nu există riscuri de criză de energie electrică, aceasta informează operatorul sistemului de transport respectiv şi autoritatea competentă despre acest fapt, iar operatorii de sistem sunt obligaţi să revină imediat la activitatea în regim normal de funcţionare.

47. În cazul constatării de către Comisie a existenţei unor riscuri de criză de energie electrică, toate acţiunile ce urmează a fi întreprinse de către întreprinderile electroenergetice, în special de către operatorul sistemului de transport, de către alţi participanţi la piaţa energiei electrice, precum şi acţiunile autorităţii competente, ale altor autorităţi sau organe ale administraţiei publice centrale, ale altor autorităţi publice în legătură cu apariţia unor riscuri de criză de energie electrică, se coordonează de către Comisie în conformitate cu prezentul Regulament şi cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

48. În cazul în care riscurile de criză de energie electrică au fost soluţionate prin intervenţia promptă a operatorului sistemului de transport şi a altor întreprinderi electroenergetice sau a participanţilor la piaţa de energie electrică, Comisia constată evenimentul şi confirmă măsurile întreprinse.

49. Operatorul sistemului de transport, după constatarea de către Comisie a apariţiei unor riscuri de criză de energie electrică, astfel cum este prevăzut la pct.43, anunţă imediat producătorii, operatorii sistemelor de distribuţie şi furnizorii în legătură cu apariţia riscurilor de criză de energie electrică şi dispune, în funcţie de situaţie, întreprinderea măsurilor stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, precum şi a măsurilor stabilite prin dispoziţiile Comisiei.

50. Organele şi autorităţile administraţiei publice centrale, alte autorităţi publice sunt obligate să întreprindă măsurile stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, precum şi să îndeplinească dispoziţiile Comisiei. La necesitate, Comisia solicită concursul autorităţilor administraţiei publice locale, al căror teritoriu este afectat de riscurile de criză de energie electrică, pentru lichidarea consecinţelor unei situaţii excepţionale şi revenirea la situaţia normală de funcţionare a sistemului electroenergetic şi a pieţei energiei electrice.

51. Pe perioada existenţei riscurilor de criză de energie electrică, Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic este documentul operativ de lucru al Comisiei, inclusiv al întreprinderilor electroenergetice, al altor participanţi la piaţa energiei electrice, al autorităţii competente, al altor organe ale administraţiei publice centrale, precum şi al altor autorităţi publice.

52. Pe perioada existenţei riscurilor de criză de energie electrică, Comisia emite, la necesitate, inclusiv în legătură cu lichidarea avariilor în sistemul electroenergetic şi în legătură cu asigurarea protecţiei populaţiei şi a patrimoniului, dispoziţii cu privire la aplicarea unor măsuri de urgenţă ce nu sunt stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

53. În conformitate cu prevederile Legii nr.107/2016 cu privire la energia electrică, măsurile întreprinse de părţile implicate în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic şi în conformitate cu dispoziţiile Comisiei sunt obligatorii şi prevalează în raport cu planurile proprii ale întreprinderilor electroenergetice, cu prevederile contractuale şi cu actele normative în domeniu.

54. Pe perioada existenţei crizelor de energie electrică, operatorul sistemului de transport prezintă zilnic, până la orele 6.30 şi 17.30, Comisiei şi Ministerului Energiei informaţii cu privire la măsurile întreprinse de acesta, de alţi operatori de sistem, de alte întreprinderi electroenergetice, precum şi de alţi participanţi la piaţa energiei electrice în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic şi dispoziţiile Comisiei. Producătorii de energie electrică, operatorii de sistem, furnizorii, precum şi alţi participanţi la piaţa energiei electrice sunt obligaţi să colaboreze cu operatorul sistemului de transport şi să îi prezinte informaţiile solicitate.

55. Schimbul de informaţii dintre Comisie şi organele autorităţilor administraţiei publice centrale, autorităţile publice, administraţiei publice locale şi, respectiv, dintre Comisie şi operatorul sistemului de transport responsabil se efectuează în conformitate cu Hotărârea Guvernului nr.1076/2010 cu privire la clasificarea situaţiilor excepţionale şi la modul de acumulare şi prezentare a informaţiilor în domeniul protecţiei populaţiei şi teritoriului în caz de situaţii excepţionale.

56. Pe perioada existenţei riscurilor de criză de energie electrică, consumatorii finali în raport cu care, potrivit Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, pot fi aplicate măsurile de deconectare sau de limitare a livrării energiei electrice, au obligaţia să întreprindă măsurile necesare pentru a asigura siguranţa echipamentelor, a utilajelor şi a instalaţiilor lor şi, după caz, să treacă la utilizarea surselor de rezervă şi de combustibil alternativ.

57. Pe perioada existenţei riscurilor de criză de energie electrică, ca ultimă instanţă, se suspendă parţial sau total piaţa energiei electrice conform mecanismelor de suspendare a pieţei stabilite în baza actelor normative de reglementare, aprobate de Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică.

58. La dispariţia cauzelor care au determinat apariţia crizelor de energie electrică, operatorul sistemului de transport este obligat să notifice imediat Comisia şi autoritatea competentă în legătură cu aceasta. Comisia, în termen de cel mult 12 ore, verifică şi, eventual, constată încetarea riscurilor de criză de energie electrică şi notifică operatorului sistemului de transport şi autorităţii competente acest fapt.

59. După încetarea crizei de energie electrică, operatorii de sistem, precum şi alţi participanţi la piaţa energiei electrice sunt obligaţi să revină imediat la activitatea în condiţii normale de funcţionare.

60. În cazul în care criza de energie electrică nu poate fi gestionată în modul corespunzător prin aplicarea măsurilor stabilite la nivel naţional, după informarea prealabilă a Comisiei, autoritatea competentă comunică acest fapt Grupului de coordonare privind securitatea aprovizionării, pentru a fi convocată o şedinţă a Grupului de coordonare pentru securitatea aprovizionării în vederea examinării situaţiei şi, după caz, acordării asistenţei Republicii Moldova în legătură cu coordonarea măsurilor implementate pentru a face faţă riscurilor de criză de energie electrică.

61. În cazul în care evaluarea privind adecvanţa sau altă sursă calificată furnizează informaţii specifice şi fiabile cu privire la faptul că poate apărea criza de energie electrică, operatorul sistemului de transport sesizează autoritatea competentă într-o perioadă rezonabilă de timp, dar nu mai târziu de 2 ore după stabilirea existenţei condiţiilor de avertizare timpurie. Operatorul sistemului de transport prezintă informaţii cu privire la posibilele cauze ale crizei, măsurile luate sau planificate pentru a o preveni şi posibila nevoie de asistenţă din partea altor ţări, precum şi fezabilitatea declarării unei crize. Aceste informaţii includ date privind posibilul impact al acestor măsuri asupra pieţei energiei electrice şi asupra sectorului electroenergetic din Republica Moldova şi din ţările învecinate. În cazul în care informaţiile transmise sunt considerate insuficiente, autoritatea competentă poate solicita informaţii suplimentare.

62. La primirea unei avertizări timpurii, autoritatea competentă în cooperare cu Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică furnizează informaţii Guvernului şi notifică autorităţile competente din ţările cu care este interconectat sistemul electroenergetic şi Secretariatul Comunităţii Energetice fără întârzieri nejustificate. Autoritatea competentă le transmite informaţii cu privire la posibilele cauze ale crizei, motivele apariţiei acesteia, măsurile luate sau planificate pentru prevenirea crizei şi posibila nevoie de asistenţă din partea altor ţări. Aceste informaţii includ date privind impactul posibil al acestor măsuri asupra pieţelor de energie electrică din vecinătate şi din regiune.

63. În cazul în care se emite o avertizare timpurie sau se declară o criză de energie electrică, măsurile prevăzute în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic sunt respectate.

Secţiunea a 6-a

Cooperarea şi asistenţa

64. Părţile contractante ale Comunităţii Energetice acţionează şi cooperează în spiritul solidarităţii pentru a preveni sau a gestiona situaţiile de criză de energie electrică.

65. Măsurile întreprinse pentru a preveni sau a atenua crizele de energie electrică trebuie să respecte normele care reglementează piaţa internă a energiei electrice şi operarea sistemului electroenergetic.

66. În cazul în care dispun de capacitatea tehnică necesară, Părţile contractante ale Comunităţii Energetice îşi oferă asistenţă reciprocă prin intermediul unor măsuri regionale sau bilaterale convenite în temeiul prezentei secţiuni şi secţiunii a 4-a, înainte de acordarea asistenţei respective. În acest scop şi pentru a proteja siguranţa publică şi securitatea personală, Părţile contractante convin asupra unor măsuri regionale sau bilaterale în scopul de a livra energie electrică într-o manieră coordonată.

67. Părţile contractante convin prin acorduri asupra dispoziţiilor tehnice, juridice şi financiare necesare pentru punerea în aplicare a măsurilor regionale sau bilaterale, înainte de acordarea asistenţei. Astfel de acorduri prevăd, printre altele, cantitatea maximă de energie electrică ce urmează să fie livrată la nivel regional sau bilateral, factorul declanşator pentru asistenţă şi pentru suspendarea asistenţei, modul în care va fi livrată energia electrică şi dispoziţiile privind compensaţia echitabilă între părţile contractante în conformitate cu pct.68, 69 şi 70.

68. Asistenţa se acordă sub rezerva unui acord prealabil în cauză între Părţile contractante ale Comunităţii Energetice privind compensaţia echitabilă, ce acoperă cel puţin:

68.1. preţul energiei electrice livrate pe teritoriul Părţii contractante care solicită asistenţă, precum şi costurile pentru serviciul de transport aferente; şi

68.2. orice alte costuri rezonabile suportate de Partea contractantă care acordă asistenţă, inclusiv în ceea ce priveşte rambursarea asistenţei pregătite, dar care nu a fost acordată efectiv, precum şi, după caz, orice costuri rezultate din procedurile judiciare, din procedurile de arbitraj sau din proceduri şi din soluţionări similare.

69. Compensaţia echitabilă în temeiul pct.68 include, printre altele, toate costurile rezonabile pe care Partea contractantă care acordă asistenţă le suportă ca urmare a unei obligaţii de a plăti o compensaţie în virtutea drepturilor fundamentale garantate de legislaţia Comunităţii Energetice şi în temeiul obligaţiilor internaţionale aplicabile la implementarea prezentului Regulament, precum şi, după caz, orice costuri rezultate ca urmare a plăţii unei compensaţii în temeiul cadrului juridic naţional privind compensarea.

70. În cazul în care se solicită asistenţa pentru Republica Moldova, autoritatea competentă asigură că întreprinderile electroenergetice plătesc fără întârziere sau asigură plata promptă a compensaţiei echitabile Părţii contractante care acordă asistenţă.

71. În cazul unei crize de energie electrică, în situaţia în care Părţile contractante nu au convenit încă asupra unor măsuri regionale sau bilaterale şi asupra unor dispoziţii tehnice, juridice şi financiare în temeiul prezentei secţiuni, Părţile contractante convin asupra unor măsuri şi dispoziţii ad-hoc, pentru aplicarea prezentei secţiuni, inclusiv în ceea ce priveşte compensaţia echitabilă în temeiul pct.68, 69 şi 70. În cazul în care o Parte contractantă solicită asistenţă înainte de a fi convenite astfel de măsuri şi dispoziţii ad-hoc, aceasta se angajează, înainte de a primi asistenţă, să plătească o compensaţie echitabilă în conformitate cu pct.68, 69 şi 70.

72. Autoritatea competentă întreprinde măsurile necesare pentru a asigura că prevederile prezentului Regulament privind asistenţa sunt puse în aplicare în conformitate cu Tratatul de instituire a Comunităţii Energetice şi cu alte obligaţii internaţionale aplicabile.

73. Măsurile care nu se bazează pe piaţă (necomerciale) sunt activate într-o situaţie de criză de energie electrică doar în ultimă instanţă, în cazul în care toate opţiunile furnizate de piaţă au fost epuizate sau dacă este evident că, singure, măsurile bazate pe piaţă nu sunt suficiente pentru a preveni o deteriorare semnificativă suplimentară a situaţiei alimentării cu energie electrică. Măsurile care nu se bazează pe piaţă (necomerciale) nu trebuie să denatureze în mod nejustificat concurenţa şi funcţionarea eficace a pieţei interne a energiei electrice. Acestea trebuie să fie necesare, proporţionale, nediscriminatorii şi temporare. Autoritatea competentă informează părţile interesate relevante din statul său cu privire la aplicarea oricărei măsuri care nu se bazează pe piaţă.

74. Restricţionarea tranzacţiilor, inclusiv restricţionarea capacităţii interzonale deja alocate, limitarea furnizării de capacitate interzonală pentru alocarea de capacitate sau limitarea prezentării programelor de producere, consum sau schimb de energie electrică se iniţiază numai în situaţii de urgenţă, şi anume atunci când operatorul sistemului de transport trebuie să acţioneze rapid şi redispecerizarea sau tranzacţionarea compensatorie nu este posibilă. Orice astfel de procedură se aplică într-o manieră nediscriminatorie. Cu excepţia cazurilor de atestare a impedimentului justificator de neexecutare a obligaţiei, participanţii la piaţă cărora li s-a alocat capacitate vor fi compensaţi pentru orice astfel de reducere. Pe parcursul acestei restricţii, participanţii la piaţa energiei electrice cărora li s-au alocat capacităţi transfrontaliere şi intrazonale trebuie să fie compensaţi pentru capacitatea transfrontalieră şi intrazonală alocată la preţul mediu pentru capacitatea transfrontalieră şi intrazonală al pieţei din ultimele
12 luni. În cazul în care nu au trecut 12 luni de la data începerii funcţionării pieţei, se solicită compensarea preţului energiei electrice de echilibrare stabilit de operatorul de sistem pentru perioada de raportare relevantă a anului calendaristic precedent. Decontarea este efectuată centralizat de către operatorul sistemului de transport.

75. În perioada crizei de energie electrică, procedura de decontare a cantităţilor de energie electrică tranzacţionate pe piaţa energiei electrice pentru ziua următoare, piaţa energiei electrice pe parcursul zilei, piaţa energiei electrice de echilibrare se stabileşte în conformitate cu Regulile pieţei energiei electrice, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr.283/2020.

Secţiunea a 7-a

Evaluare şi monitorizare

76. În conformitate cu Legea nr.174/2017 cu privire la energetică şi cu Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică, funcţia de monitorizare a securităţii aprovizionării cu energie electrică se asigură de către Ministerul Energiei în comun cu Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică.

77. Monitorizarea securităţii aprovizionării cu energie electrică vizează în special:

77.1. acoperirea balanţei dintre cerere şi ofertă în sectorul electroenergetic;

77.2. nivelul cererii prognozate de energie electrică şi sursele disponibile de acoperire a cererii;

77.3. îndeplinirea măsurilor de acoperire a sarcinii de vârf şi a deficitului în furnizarea energiei electrice în cazul în care unul sau mai mulţi furnizori nu sunt disponibili sau sunt în imposibilitate de a furniza cantităţile necesare de energie electrică, inclusiv în cazul apariţiei de situaţii excepţionale;

77.4. capacităţile suplimentare ale centralelor electrice, ale reţelelor electrice de transport, inclusiv ale interconexiunilor construite, aflate în construcţie sau planificate de a fi construite;

77.5. gradul de interconectare al sistemului electroenergetic cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine;

77.6. calitatea şi nivelul de întreţinere a reţelelor electrice, securitatea exploatării acestora;

77.7. contractele noi de procurare a energiei electrice din import pe termen scurt şi sezoniere.

78. Autoritatea competentă urmează să întocmească un raport de monitorizare privind securitatea aprovizionării cu energie electrică, cu respectarea cerinţelor stabilite în Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică.

79. Întreprinderile electroenergetice sunt obligate să reflecte în rapoartele anuale de activitate informaţii cu privire la măsurile întreprinse pentru a contribui la asigurarea securităţii aprovizionării cu energie electrică, riscurile de criză de energie electrică care au avut loc pe parcursul anului, cauza apariţiei, durata, consecinţele, precum şi cu privire la măsurile aplicate.

80. Întreprinderile electroenergetice sunt obligate să ofere Ministerului Energiei, la cerere sau din proprie iniţiativă, dacă identifică evenimente sau procese ce pot afecta negativ securitatea aprovizionării cu energie electrică, toate informaţiile necesare pentru îndeplinirea funcţiei de monitorizare a securităţii aprovizionării cu energie electrică.

81. Cât mai curând posibil, dar nu mai târziu de trei luni de la eliminarea crizei de energie electrică, operatorul sistemului de transport întocmeşte un proiect de raport de evaluare ex post şi îl prezintă Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică şi autorităţii competente. Autoritatea competentă trimite raportul de evaluare ex post Grupului de coordonare pentru securitatea aprovizionării şi Secretariatului Comunităţii Energetice.

82. Raportul de evaluare ex post cuprinde cel puţin:

82.1. o descriere a evenimentului care a declanşat criza de energie electrică;

82.2. o descriere a eventualelor măsuri preventive, de pregătire şi de atenuare întreprinse şi o evaluare a proporţionalităţii şi a eficacităţii acestora;

82.3. o evaluare a impactului transfrontalier şi intrazonal al măsurilor întreprinse;

82.4. o prezentare a asistenţei pregătite, acordate efectiv sau nu, furnizate Părţilor Contractante învecinate sau ţărilor terţe sau primite din partea acestora;

82.5. impactul economic al crizei de energie electrică şi impactul măsurilor întreprinse în sectorul electroenergetic în măsura permisă de datele disponibile la momentul evaluării, în special cantităţile de energie electrică nefurnizată şi nivelul deconectării manuale a instalaţiilor de utilizare ale consumatorilor finali (inclusiv o comparaţie între nivelurile de deconectare voluntară şi forţată a instalaţiilor de utilizare ale consumatorilor finali);

82.6. motivele care justifică aplicarea unor eventuale măsuri care nu se bazează pe piaţă;

82.7. orice îmbunătăţiri posibile sau propuse ale Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic;

82.8. o prezentare a posibilităţilor de îmbunătăţire a dezvoltării reţelei în cazurile în care o dezvoltare insuficientă a reţelei a cauzat criza de energie electrică sau a contribuit la aceasta.

83. În cazurile în care consideră că informaţiile furnizate în raportul de evaluare ex post sunt insuficiente, Grupul de coordonare pentru securitatea aprovizionării şi Secretariatul Comunităţii Energetice pot solicita Ministerului Energiei să furnizeze informaţii suplimentare.

84. Autoritatea competentă prezintă rezultatele evaluării ex post în cadrul unei reuniuni a Grupului de coordonare pentru securitatea aprovizionării. Respectivele rezultate se reflectă în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic actualizat.

85. Informaţiile confidenţiale primite, schimbate sau transmise în temeiul prezentului Regulament sunt supuse condiţiilor de protecţie a secretelor profesionale şi comerciale prevăzute de prezenta secţiune, precum şi în conformitate cu procedura stabilită de legislaţia Republicii Moldova. Dacă în urma aplicării respectivelor norme nu se dezvăluie informaţii, printre altele în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, autoritatea competentă poate furniza un rezumat neconfidenţial al acestor informaţii, iar la cerere are obligaţia de a face acest lucru.

86. Obligaţia de a proteja informaţiile confidenţiale se aplică oricărei persoane prevăzute de dispoziţiile prezentului Regulament.

87. Se interzice angajaţilor autorităţii competente, autorităţii de reglementare, operatorului sistemului de transport, operatorilor sistemelor de distribuţie, producătorilor de energie electrică să divulge informaţiile confidenţiale primite în timpul exercitării atribuţiilor lor către orice altă persoană sau organ, sub sancţiunea aplicării răspunderii prevăzute de legislaţia Republicii Moldova.

88. Fără a limita cazurile prevăzute de legislaţia Republicii Moldova, organele sau persoanele care primesc informaţii ce conţin secrete profesionale pe baza acestor norme au dreptul de a utiliza aceste informaţii numai în scopul îndeplinirii funcţiilor prevăzute de prezentul Regulament şi sunt obligate să le păstreze secrete.

Secţiunea a 8-a

Cooperarea internaţională şi regională

89. Cooperarea cu Părţile contractante ale Comunităţii Energetice este indispensabilă pentru aplicarea prezentului Regulament. În cazul în care statele din regiune şi Părţile contractante cooperează în domeniul securităţii aprovizionării cu energie electrică, o astfel de cooperare poate include definirea unei crize de energie electrică, procesul de identificare a scenariilor de criză de energie electrică şi stabilirea planurilor de pregătire pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, astfel încât să nu fie întreprinse măsuri care pun în pericol siguranţa alimentării cu energie electrică a statelor vecine şi a Părţilor contractante.

90. Autoritatea competentă şi operatorul sistemului de transport recunosc importanţa cooperării internaţionale şi regionale şi contribuie la aceasta prin sprijinirea măsurilor între state în vederea atingerii obiectivelor acestor norme. Activităţile de cooperare internaţională şi regională includ următoarele:

90.1. semnarea unui acord de cooperare;

90.2. schimbul de informaţii, experienţă, programe de formare şi bune practici;

90.3. facilitarea cooperării în domeniul cercetării şi asigurarea accesului la cunoştinţele ştiinţifice şi tehnice.

Anexă

la Regulamentul privind situaţiile

excepţionale în sectorul electroenergetic

Modelul Planului de acţiuni pentru situaţii

excepţionale în sectorul electroenergetic

Informaţii generale – Denumirea autorităţii competente

responsabile de pregătirea acestui plan

1. Rezumatul scenariilor de criză de energie electrică

Se descriu pe scurt scenariile de criză de energie electrică identificate la nivel regional şi naţional în conformitate cu procedura stabilită în secţiunea a 3-a din Regulament, inclusiv descrierea ipotezelor aplicate.

2. Atribuţiile şi responsabilităţile autorităţilor competente

Se definesc atribuţiile şi responsabilităţile autorităţilor competente şi ale organelor cărora li s-au delegat sarcini.

Se descriu sarcinile care eventual au fost delegate altor organe.

3. Proceduri şi măsuri în cazul unei crize de energie electrică

1) Proceduri şi măsuri naţionale:

a) a se descrie procedurile de urmat în cazul unei crize de energie electrică, inclusiv mecanismele corespunzătoare pentru fluxurile de informaţii;

b) a se descrie măsurile preventive şi de pregătire;

c) a se descrie măsurile de atenuare a crizelor de energie electrică, în special măsurile legate de cerere şi măsurile legate de ofertă, indicând în acelaşi timp împrejurările în care măsurile respective pot fi utilizate, în special factorul declanşator al fiecărei măsuri. În cazul în care sunt luate în considerare măsuri care nu se bazează pe piaţă, acestea trebuie să fie justificate în mod corespunzător având în vedere cerinţele stabilite la pct.73 şi să fie conforme cu măsurile regionale şi, după caz, bilaterale;

d) a se furniza un cadru pentru întreruperea manuală a consumului, care să prevadă circumstanţele în care consumul urmează să fie întrerupt. A se preciza, în ceea ce priveşte siguranţa publică şi securitatea personală, categoriile de utilizatori de energie electrică ce au dreptul să primească protecţie specială împotriva deconectării şi justificarea nevoii de astfel de protecţie. A se preciza modul în care ar trebui să acţioneze operatorii de transport şi de sistem şi operatorii de distribuţie pentru a reduce consumul;

e) a se descrie mecanismele utilizate pentru a informa publicul cu privire la criza de energie electrică.

2) Proceduri şi măsuri regionale şi bilaterale:

a) a se descrie mecanismele convenite pentru a coopera în cadrul regiunii şi pentru a asigura o coordonare corespunzătoare înaintea şi în timpul crizei de energie electrică, inclusiv procedurile de luare a deciziilor pentru o reacţie corespunzătoare la nivel regional;

b) a se descrie măsurile regionale şi bilaterale convenite, inclusiv dispoziţiile tehnice, juridice şi financiare necesare pentru punerea în aplicare a măsurilor respective. În descrierea acestor dispoziţii, a se furniza informaţii privind, printre altele, cantităţile maxime de energie electrică ce urmează să fie livrate la nivel regional sau bilateral, factorul declanşator pentru asistenţă şi posibilitatea de a solicita suspendarea acesteia, modul în care va fi livrată energia electrică şi dispoziţiile privind compensaţia echitabilă între statele membre şi Părţile contractante. A se descrie măsurile naţionale necesare pentru punerea în aplicare şi asigurarea respectării măsurilor regionale şi bilaterale convenite;

c) a se descrie mecanismele în vigoare pentru a coopera şi pentru a coordona acţiuni, înaintea şi în timpul crizei de energie electrică, cu alte state membre din afara regiunii, precum şi cu ţări terţe din cadrul zonei sincrone relevante.

4. Coordonatorul în caz de criză de energie electrică

A se indica coordonatorul în caz de criză de energie electrică şi a se defini rolul acestuia. A se specifica datele de contact.

5. Consultări cu părţile interesate

În conformitate cu secţiunea a 3-a din Regulament, a se descrie mecanismul utilizat şi rezultatele consultărilor efectuate, pentru elaborarea acestui plan, cu:

a) întreprinderile relevante din domeniul energiei electrice şi al gazelor naturale, inclusiv producătorii relevanţi sau organizaţiile profesionale ale acestora;

b) organizaţiile relevante reprezentând interesele consumatorilor neindustriali de energie electrică;

c) organizaţiile relevante reprezentând interesele consumatorilor industriali de energie electrică;

d) autorităţile de reglementare;

e) operatorii sistemelor de transport relevanţi;

f) operatorii sistemelor de distribuţie.

6. Teste de pregătire pentru situaţii de criză de energie electrică

a) a se preciza calendarul pentru simulările regionale (şi, după caz, naţionale) în timp real ale reacţiei la situaţii de criză de energie electrică efectuate o dată la doi ani;

b) în conformitate cu pct.36 din Regulament, a se indica procedurile convenite şi părţile implicate. Pentru actualizările Planului: a se descrie pe scurt testele efectuate de la adoptarea ultimului plan şi rezultatele principale. A se indica măsurile care au fost adoptate ca urmare a testelor respective.

Anexa nr.2

la Hotărârea Guvernului nr.820/2024

Notă: În anexa nr.2, pe tot parcursul textului, acronimul "CSE" se substituie cu cuvântul "Comisia" conform Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026

Planul de acţiuni

pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic

I. DISPOZIŢII GENERALE

1. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic (în continuare – Plan), are drept scop stabilirea de măsuri preventive vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu energie electrică prin crearea premiselor necesare pentru funcţionarea fiabilă şi continuă a sistemului electroenergetic în condiţii optime şi de piaţă a energiei electrice; stabilirea unor măsuri de urgenţă care urmează să fie puse în aplicare în cazul în care pe piaţa energiei electrice nu sunt disponibile cantităţile necesare de energie electrică pentru acoperirea necesităţilor consumatorilor finali, precum şi stabilirea clară şi neechivocă a responsabilităţilor şi coordonarea activităţilor întreprinderilor electroenergetice atât la nivel de acţiuni preventive, cât şi în cazul apariţiei situaţiilor de criză în sectorul electroenergetic.

2. Sub aspect general, ciclul complex de gestionare a crizelor din sectorul electroenergetic presupune punerea în aplicare, în diferite etape ale crizei de energie electrică, a reglementărilor specifice pentru etapa respectivă. Astfel, procedurile aplicabile pentru apărarea şi restaurarea sistemului electroenergetic în situaţii de urgenţă sunt reglementate prin Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic, care stabileşte inclusiv stările posibile ale sistemului electroenergetic (stare de colaps, stare de urgenţă, stare de restaurare). Subsecvent, acest cod de reţea prevede elaborarea Planului de apărare a sistemului electroenergetic şi a Planului de restaurare a sistemului electroenergetic.

3. Depăşirea unei crize presupune analiza acţiunilor întreprinse şi stabilirea unor obiective pentru evitarea repetării situaţiilor similare, or, în acest sens, Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul electroenergetic stabileşte proceduri privind monitorizarea şi evaluarea acţiunilor întreprinse.

4. Prezentul Plan reprezintă prima etapă a ciclului de gestionare a crizelor în sectorul electroenergetic şi este documentul care stabileşte procedurile şi măsurile necesare de planificare, organizare, coordonare şi implementare în vederea prevenirii şi reducerii riscurilor apariţiei unor crize de energie electrică, a pregătirii modului de răspuns şi limitare a efectelor produse, precum şi a măsurilor de intervenţie şi restaurare.

Figura 1. Reglementările aferente ciclului de gestionare a crizelor în sectorul electroenergetic

5. La elaborarea prezentului Plan au fost evaluate riscurile asociate securităţii aprovizionării cu energie electrică şi problemele majore ale sectorului electroenergetic naţional. Prezentul Plan are drept scop:

1) analiza situaţiei existente în sectorul electroenergetic, precum şi a problemelor majore ale sistemului electroenergetic din Republica Moldova;

2) identificarea şi evaluarea riscurilor asociate securităţii aprovizionării cu energie electrică (în continuare – riscuri);

3) stabilirea măsurilor preventive necesare pentru eliminarea sau reducerea riscurilor, inclusiv în legătură cu funcţionarea sigură a reţelelor electrice de transport şi de distribuţie;

4) stabilirea altor măsuri preventive, precum necesitatea de a dezvolta interconexiunile existente şi viitoare, capacităţile fizice de transport al energiei electrice în ambele direcţii (import/export), necesare pentru diversificarea rutelor şi a surselor de aprovizionare cu energie electrică, inclusiv în legătură cu interconectarea cu Reţeaua europeană a operatorilor sistemelor de transport al energiei electrice (în continuare – ENTSO-E) prin intermediul interconexiunilor existente cu sistemul electroenergetic al României, în vederea gestionării riscurilor identificate;

5) stabilirea măsurilor necesare a fi întreprinse în funcţie de scenariul de criză survenit, inclusiv a celor ce se referă la realizarea schimbului de informaţii;

6) stabilirea măsurilor bazate pe mecanisme de piaţă, necesare a fi întreprinse în cazul situaţiei de criză, precum şi a măsurilor care nu se bazează pe mecanisme de piaţă şi urmează a fi întreprinse în cazul situaţiei excepţionale în sectorul electroenergetic, când măsurile bazate pe mecanisme de piaţă nu mai sunt suficiente pentru a asigura aprovizionarea consumatorilor finali cu energie electrică;

7) stabilirea atribuţiilor şi a responsabilităţilor operatorului sistemului de transport, operatorilor sistemelor de distribuţie, producătorilor, furnizorilor şi consumatorilor finali de energie electrică, inclusiv în legătură cu raportarea în cazul declanşării unei situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, precum şi a modalităţii de interacţiune a acestora cu organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii, cu Comisia Naţională de Management al Crizelor (în continuare – Comisie), precum şi cu alte organe şi autorităţi ale administraţiei publice centrale, cu alte autorităţi publice implicate în realizarea Planului;

8) stabilirea atribuţiilor şi a responsabilităţilor Comisiei ale organului central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii, ale altor organe şi autorităţi ale administraţiei publice centrale, ale altor autorităţi publice implicate în realizarea Planului, inclusiv în legătură cu raportarea în cazul declanşării unei situaţii excepţionale;

9) stabilirea mecanismelor care urmează să fie aplicate în cadrul cooperării cu statele vecine, inclusiv pentru prevenirea apariţiei unor situaţii de criză şi/sau pentru redresarea situaţiei în cazul apariţiei situaţiei de criză de energie electrică.

[Pct.5 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

6. La elaborarea prezentului Plan s-a ţinut cont, în primul rând, de măsurile bazate pe mecanisme de piaţă şi de posibilele efecte ale măsurilor ce urmează a fi întreprinse în situaţie de criză de energie electrică asupra funcţionării pieţei energiei electrice, asupra consumatorilor finali de energie electrică, precum şi asupra economiei naţionale per ansamblu.

7. Planul se actualizează de către Ministerul Energiei o dată la patru ani, dacă împrejurările nu impun o actualizare mai frecventă, astfel încât să reflecte versiunea actualizată a evaluării riscurilor posibile în sectorul electroenergetic.

8. Considerând faptul că Republica Moldova este ţară parte contractantă a Comunităţii Energetice, alături de alte state europene: Albania, Bosnia şi Herţegovina, Georgia, Republica Macedonia de Nord, Kosovo, Muntenegru, Serbia, şi Ucraina, Planul este elaborat conform conţinutului minim expus în anexa la Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul electroenergetic, care transpune Regulamentul UE 2019/941, adaptat şi aprobat prin deciziile Consiliului Ministerial 2021/13/MC-EnC şi 2022/03/MC-EnC. În cadrul Comunităţii Energetice este creat Grupul de coordonare pentru securitatea aprovizionării al Comunităţii Energetice, în conformitate cu Actul de procedură 2008/02/MC-EnC din 11 decembrie 2008, modificat prin Actul de procedură 2021/03/MC-EnC din 30 noiembrie 2021.

9. Planul este elaborat cu luarea în considerare şi a scenariilor de criză din regiunea în care se află ţara corespunzătoare. Regiunile de operare a sistemului (ROS) includ operatorii sistemului de transport (OST) care au fost desemnaţi sau alocaţi cu responsabilităţi care sunt relevante pentru funcţionarea sistemului electroenergetic, cum ar fi, dar fără a se limita la: calculul capacităţii, evaluarea acţiunilor de remediere necesare pentru a asigura securitatea întregului sistem electroenergetic, coordonarea tuturor întreruperilor pentru a asigura securitate şi eficienţă, evaluarea privind adecvanţa şi sarcini legate de asigurarea echilibrării sistemului electroenergetic.

10. OST din cadrul ROS din Comunitatea Energetică trebuie să coopereze cu OST din regiune şi să se consulte în special cu acei OST în care regiunile de funcţionare a sistemului electroenergetic se suprapun cu regiunile de calcul al capacităţii.

11. Republica Moldova şi Ucraina fac parte din regiunea de operare a sistemului Europa de Est (ROS EE). Cu acordul Părţilor centrelor regionale de coordonare respective, centrele regionale de coordonare pentru regiunea de operare a sistemului Europei de Est (EE ROS) vor fi Centrul Regional de Coordonare pentru ROS Europa Centrală. România, cu care se mărgineşte Republica Moldova, face parte din ROS Europa Centrală (ROS EC)¹, care poartă denumirea TSCNET Services (München, Germania)². Adică, Republica Moldova face parte din acelaşi centru regional de coordonare din care face parte şi România.

_______________________

¹ https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Individual%20Decisions_annex/ACER%20Decision%2005-2022%20-%20Annex%20I%20-%20Definition%20of%20SORs_0.pdf 

² https://www.tscnet.eu/ 

12. OST al Republicii Moldova face parte din două zone de licitaţie a energiei electrice, una cu Ucraina în cadrul ROS EE, şi alta cu România, care face parte din ROS EC. Conform deciziei Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare în domeniul Energiei (ACER) nr.10/2020, toţi OST ai ROS, adică OST vecini unei ţări terţe se vor strădui să încheie cu OST din ţări terţe acorduri care stabilesc baza cooperării lor în ceea ce priveşte exploatarea securizată a sistemului electroenergetic şi stabilirea modalităţilor de conformitate de către OST din ţări terţe.

II. SITUAŢIA EXISTENTĂ ŞI CARACTERISTICILE

SECTORULUI ELECTROENERGETIC

2.1. Informaţii generale

13. În scopul identificării riscurilor posibile în sectorul electroenergetic, este necesar de a analiza situaţia actuală în sector, precum şi perspectivele de dezvoltare ale acestuia.

Consumul total de energie electrică în Republica Moldova³ în anul 2023 a fost de aproximativ 4333 mil. kWh. Sarcina de vârf a sistemului electroenergetic depăşeşte 1000 MW în timpul iernii şi sarcina electrică maximă pe timp de vară poate depăşi 1000 MW, după cum a fost înregistrat în vara anului 2024. Consumul energiei electrice de către consumatorii finali de pe malul drept în anul 2023 a constituit circa 3 889 mil. kWh, iar în anul 2022 a fost de 4 051 mil. kWh.

_______________________

³ Doar partea dreaptă a râului Nistru, Rapoartele ANRE.

Figura. 2. Curba sarcinii de consum brut de energie

electrică pentru zilele din sezonul de iarnă/vară

Sursele interne de producere a energiei electrice sunt reprezentate de centralele electrice de termoficare urbane ale S.A. “Termoelectrica” şi S.A. “CET Nord”, care asigură 59,7% (603,4 mil. kWh) din cantitatea totală de energie electrică produsă intern, centralele eoliene, care asigură 18,9% (191,3 mil. kWh), centralele fotovoltaice, care asigură 13,1% (132,3 mil. kWh), centralele electrice pe bază de biogaz, care asigură 1,4% (13,8 mil. kWh), şi centralele electrice de termoficare ale fabricilor de zahăr, care asigură 0,1% din cantitatea de energie electrică produsă local. Centrala hidroelectrică de la Costeşti cu o pondere de 6,8% din producţia internă, cumulativ cu celelalte surse de energie regenerabilă, pe parcursul anului 2023 au asigurat circa 10,4 % din consumul final de energie electrică.

Cantitatea de energie electrică importată s-a diminuat cu 497,8 mil. kWh, fiind înlocuită cu energia electrică generată de producătorii locali, inclusiv energia electrică livrată în reţelele electrice de centralele electrice ale consumatorilor finali. Cantitatea de energie electrică procurată de la CTE Moldovenească în anul 2023 a constituit circa 3 278,5 mil. kWh, sau cu 572,2 mil. kWh mai mult decât în anul 2022⁴.

_______________________

⁴ Raport privind activitatea ANRE 2023

Tabelul 1. Cantităţi de energie electrică produse, importate

şi livrate consumatorilor finali în anul 2023, mil. kWh

2.2. Descrierea sistemului electroenergetic al Republicii Moldova

14. Energia electrică constituie circa 14% din consumul final de energie pe tipuri de produse, reprezentând a patra⁵, cea mai mare sursă de energie după produsele petroliere, biocombustibili şi gazele naturale. Energia electrică joacă un rol fundamental în funcţionarea modernă a economiei naţionale, afectând practic fiecare aspect al vieţii şi al activităţii umane. Fiabilitatea, accesibilitatea şi sustenabilitatea surselor de energie electrică devin, astfel, priorităţi esenţiale pentru economie.

_______________________

⁵ Balanţa energetică 2023

Sistemul electroenergetic din Republica Moldova este divizat între malurile drept şi stâng ale râului Nistru care nu este controlat în totalitate de autorităţile constituţionale ale ţării şi unde este amplasată cea mai mare centrală termoelectrică SATÎ “Moldavskaya GRES” (MGRES), care furnizează circa 80% din energia electrică utilizată pe malul drept al Nistrului, asigurând şi malul stâng cu energie electrică. Totodată, există interacţiuni între ÎS “Moldelectrica” şi întreprinderile din regiunea transnistreană a Republicii Moldova, aceste fiind esenţiale pentru gestionarea sistemului electroenergetic. Conlucrarea respectivă presupune coordonarea între dispecerate, schimbul de informaţii operaţionale în timp real, precum şi cooperarea în situaţii de urgenţă sau pentru întreţinerea şi modernizarea infrastructurii. Activităţile respective sunt importante pentru a asigura continuitatea furnizării energiei electrice şi pentru a preveni eventuale disfuncţionalităţi în sistemul electroenergetic.

Producerea energiei electrice se efectuează inclusiv şi din sursele interne care sunt compuse din centrale electrice de termoficare (CET) şi centrale electrice care utilizează surse regenerabile de energie (eoliană, solară, hidroenergetică şi alte).

În afara producerii energiei electrice, în sectorul electroenergetic se desfăşoară şi se reglementează următoarele activităţi prin modificarea Legii nr.107/2016 cu privire la energia electrică:

- operarea pieţei energiei electrice;

- transportul energiei electrice;

- conducerea centralizată a sistemului electroenergetic;

- distribuţia energiei electrice;

- furnizarea energiei electrice.

Activităţi ce urmează a fi desfăşurate şi reglementate ca urmare a transpunerii Pachetului de Integrare a Pieţei Energiei Electrice (The Electricity Integration Package):

- stocarea energiei;

- agregarea.

Totodată, este de menţionat că prin aprobarea Hotărârii Guvernului nr.125/2024 a fost nominalizată Societatea cu Răspundere Limitată “Operatorul Pieţei de Energie M” în calitate de operator al pieţei energiei electrice, responsabil de crearea şi funcţionarea pieţelor organizate de energie electrică.

2.3. Producerea energiei electrice

15. Actualmente, centralele electrice situate în partea dreaptă a Nistrului sunt capabile să asigure acoperirea sarcinii maxime de consum al Republicii Moldova la un nivel mediu anual de circa 23%.

În anul 2023, sursele interne de producere a energiei electrice sunt reprezentate de centralele electrice de termoficare urbane ale S.A. “Termoelectrica” şi S.A. “CET Nord”, care au asigurat circa 60,5% (sau circa 611,6 mil. kWh) din cantitatea totală de energie electrică generată de producătorii autohtoni, centralele eoliene, care asigură 18,9% (191 mil. kWh), centralele fotovoltaice, care asigură 7,7% (77,8 mil. kWh), centralele electrice pe bază de biogaz, care asigură 1,4 % (13,7 mil. kWh), şi centralele electrice de termoficare ale fabricilor de zahăr, care au asigurat 0,2 % din cantitatea de energie electrică produsă local.

ÎS “Nodul Hidroenergetic Costeşti” cu o pondere de 6,8% din cantitatea de energie electrică produsă intern, cumulativ cu ceilalţi producători care generează energie electrică din surse regenerabile asigură circa 10,4% din consumul final de energie electrică⁶.

_______________________

⁶ Raport privind activitatea ANRE

La data de 24 aprilie 2024, capacitatea instalată totală de producere a energiei electrice din Republica Moldova (fără regiunea transnistreană) constituia circa 727 MW, din care:

1) 324 MW – capacitatea electrică instalată a centralelor electrice de termoficare ale S.A “Termoelectrica” din mun. Chişinău, inclusiv:

• CET – sursa 1, construită în anii 1976-1980, cu capacitatea electrică instalată de 258 MW⁷, care utilizează gaze naturale şi păcură;

• CET – sursa 2, construită în anii 1951-1961, cu capacitatea electrică instalată de 66 MW, care utilizează gaze naturale;

_______________________

⁷ https://termoelectrica.md/informatii-generale/informatii-tehnice/ 

2) 37,4 MW⁸ – capacitatea electrică instalată la S.A. “CET-Nord” din mun. Bălţi, inclusiv:

• utilaj de producere (grupa 1) - cazane şi turbine, construite în 1956-1970, cu capacitatea electrică instalată de 24 MW, care utilizează doar gaze naturale;

• utilaj de producere (grupa 2) - motoare cu ardere internă, construite în 2019, cu capacitatea electrică instalată de 13,4 MW (4*3,35), capacitatea termică de 10,75 Gcal/h, care utilizează doar gaze naturale.

_______________________

⁸ https://www.cet-nord.md/ro/station/power 

3) 16 MW - capacitatea instalată a centralei hidroelectrice Costeşti–Stânca (CHE Costeşti–Stânca), construită în 1978;

350,31 MW - capacitatea instalată a centralelor electrice care utilizează surse regenerabile, cu excepţia centralelor electrice ale prosumatorilor, construite în anii 2010 - 2024, din care:

a) centrale electrice pe biogaz, cu capacitatea totală de 6,86 MW;

b) centrale electrice eoliene, cu capacitatea totală de 122,50 MW;

c) centrale electrice fotovoltaice, cu capacitatea totală de 220,95 MW;

Figura 3. Reţelele electrice şi centralele electrice din Republica Moldova

5) 87 MW – capacitatea electrică a altor centrale electrice, inclusiv a fabricilor de zahăr construite în anii 1956 - 1981.

Capacitatea de producere a energiei electrice de către centralele electrice situate în regiunea transnistreană este de 2600 MW, inclusiv:

1) 2520 MW – capacitatea instalată a SA “CERS Moldovenească”, construită în 1964-1982, care utilizează gaze naturale, dar poate utiliza ca combustibili alternativi păcură şi/sau cărbune.

În etapa actuală, sursa de aprovizionare cu gaze naturale a MGRES este SAP “Gazprom”, începând cu luna decembrie 2022, întreg volumul de gaze naturale de 5,7 mil. m³/zi livrat către Republica Moldova de SAP “Gazprom” a fost alocat de către SA “Moldovagaz” pentru acoperirea consumului malului stâng şi pentru producerea energiei electrice de către MGRES, inclusiv pentru malul drept al râului Nistru.

Totodată, la momentul actual este o situaţie incertă privind organizarea serviciilor de transport al gazelor naturale furnizate de SAP “Gazprom” pe teritoriul Ucrainei începând cu 1 ianuarie 2025 şi prelungirea rezervărilor de capacitate de transport al gazelor naturale de către SAP “Gazprom” pentru ca gazele naturale a fi livrate către Republica Moldova în baza contractului existent de furnizare a gazelor naturale încheiat cu SA “Moldovagaz” şi, respectiv, este o situaţie incertă privind ruta de furnizarea a gazelor naturale ale SAP “Gazprom” către consumatorii regiunii transnistrene începând cu 1 ianuarie 2025 în cazul sistării tranzitului de gaze naturale pe teritoriul Ucrainei.

În cazul stopării livrărilor de gaze naturale livrate de către SAP “Gazprom” în baza contractului existent privind furnizarea gazelor naturale încheiat între SA “Moldovagaz” şi SAP “Gazprom”, practic toată cantitatea de energie electrică necesară adiţional celei produse local pentru malul drept va trebui asigurată din alte surse decât MGRES, ceea ce ar putea prezenta anumite riscuri pentru asigurarea stabilităţii sistemului electroenergetic al Republicii Moldova, precum şi riscuri privind capacitatea rutelor de import, având în vedere situaţia din noiembrie 2022, când în urma bombardamentelor Federaţiei Ruse a fost afectată semnificativ infrastructura energetică din Ucraina. În acest context este de menţionat şi faptul că în urma bombardării de către Federaţia Rusă a instalaţiilor energetice ucrainene, infrastructura energetică din Ucraina se află într-o stare critică, Ucraina necesitând la rândul ei importuri semnificative de energie electrică.

2) 48 MW – capacitatea instalată a Centralei hidroelectrice Dubăsari (CHE Dubăsari), construită în 1954-1966;

3) CET Tirotex – 31 MW.

Capacitatea de producere a energiei electrice (fără regiunea transnistreană) depinde în mare parte de sarcina termică de consum şi este utilizată la un nivel relativ satisfăcător în perioada rece, în timp ce în alte perioade ale anului această capacitate de producere este utilizată la un nivel foarte redus.

Perturbarea activităţii de producere a energiei electrice poate duce la deficit de energie electrică în sistemul electroenergetic naţional, având drept consecinţă sporirea importurilor din ţările vecine şi fluctuaţia preţurilor la energia electrică pe piaţa internă.

2.4. Transportul energiei electrice

16. În conformitate cu Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică, se consideră reţele electrice de transport sistemul de linii electrice de tensiune înaltă, cu echipament şi utilaj de transformare şi de comutare, precum şi cu instalaţii auxiliare, care serveşte la transportul energiei electrice. Operatorul sistemului de transport al energiei electrice, ÎS “Moldelectrica”, îndeplineşte funcţia de conducere centralizată a sistemului electroenergetic din Republica Moldova. Reţeaua electrică de transport din Republica Moldova include 6 228,6 km de linii electrice cu tensiunea de 400 kV, 330 kV, 110 kV, 35 kV (tabelul 2)⁹.

_______________________

⁹ îS “ Moldelectrica”

Tabelul 2. Elementele-cheie ale reţelei electrice de transport

Notă: În administrarea ÎS “Moldelectrica”.

La reţelele electrice de transport sunt racordate instalaţiile electrice ale 105 consumatori noncasnici, precum şi 20 de centrale electrice, dintre care 5 aparţin fabricilor de zahăr, iar 9 sunt centralele electrice care utilizează surse regenerabile de energie .

Exploatarea, întreţinerea, modernizarea şi dezvoltarea reţelelor electrice de transport, precum şi gestionarea problemelor legate de acordarea accesului la reţeaua electrică, inclusiv de racordare la reţelele electrice de transport constituie obligaţia ÎS “Moldelectrica”, singurul operator al sistemului de transport din Republica Moldova. Activitatea de transport al energiei electrice se efectuează în baza licenţei pentru transportul energiei electrice. Totodată, în conformitate cu Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică, operatorul sistemului de transport care deţine licenţă pentru conducerea centralizată a sistemului electroenergetic este responsabil pentru dirijarea operativ-tehnologică unică a sistemului electroenergetic, precum şi pentru echilibrarea acestuia.

Figura 4. Sistemul electroenergetic al Republicii Moldova (harta reţelelor electrice)

Sistemul electroenergetic al Republicii Moldova, incluzând regiunea transnistreană, este interconectat cu sistemul electroenergetic al Ucrainei prin 21¹⁰ de linii sau segmente de linii electrice, din care 7 LEA cu tensiune nominală de 330 kV şi 12 LEA cu tensiunea nominală de 110 kV, linii electrice care asigură transportul energiei electrice atât pentru Republica Moldova, cât şi pentru Ucraina (import/export în acelaşi timp), funcţionând în regim sincron. Interconexiunile de tensiune înaltă cu România constituie o linie electrică aeriană de 400 kV Vulcăneşti-Isaccea şi patru linii de 110 kV.

_______________________

¹⁰ ÎS “Moldelectrica” - p.4

De asemenea, sistemul electroenergetic al Republicii Moldova este interconectat cu sistemul electroenergetic al României. Începând cu data de 24 februarie 2022, sistemele electroenergetice ale Ucrainei şi ale Republicii Moldova s-au decuplat de la sistemul integrat IPS/UPS. În acest sens, OST de energie electrică din Europa Continentală au realizat la data de 16 martie 2022 sincronizarea de urgenţă a Sistemului de Energie Continental European al ENTSO-E cu sistemele electroenergetice ale Ucrainei şi ale Republicii Moldova¹¹.

_______________________

¹¹ Raport privind monitorizarea securităţii aprovizionării cu energie electrică şi gaze naturale a Republicii Moldova 2020-2021 p. 18

Tabelul 3. Capacităţile de transfer ale interconexiunilor

cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine

Actualmente, gestionarea accesului la interconexiunile dintre Republica Moldova şi Ucraina, în legătură cu importul energiei electrice din Ucraina, se efectuează de NEK “Ukrenergo” (operatorul sistemului de transport din Ucraina), iar cele ce ţin de acces la interconexiunile dintre Republica Moldova şi România, în legătură cu importul din România, se află în gestionarea CNTEE “Transelectrica” S.A. (operatorul sistemului de transport din România).

Din punctul de vedere al siguranţei utilajelor exploatate, reţelele electrice de transport se află într-o stare tehnică de exploatare satisfăcătoare şi permit aprovizionarea continuă şi fiabilă a consumatorilor finali cu energie electrică. În acelaşi timp există necesitatea modernizării reţelelor electrice care stagnează din lipsa surselor de finanţare necesare.

Din cauză războiului din Ucraina, începând cu luna octombrie 2022, deficitul de energie s-a majorat semnificativ, din care motiv, pe perioade scurte, au fost înregistrate întreruperi în aprovizionarea energiei electrice a consumatorilor finali în perioada maximă de consum, iar preţurile la energia electrică au cunoscut o creştere substanţială (de aproape 4 ori pe parcursul anului 2022), provocând o creştere în lanţ a preţurilor în toate domeniile. Situaţia a fost depăşită prin activarea contractului de avarie încheiat între Î.S. “Moldelectrica” şi CNTEE “Transelectrica” S.A., iar ulterior – prin înregistrarea întreprinderii cu capital majoritar de stat S.A. “Energocom” pe bursa de energie electrică administrată de S.A. “OPCOM” şi achiziţionarea energiei electrice de pe bursa de energie electrică din România.

În pofida funcţionării în regim sincron a sistemului electroenergetic al Republicii Moldova cu sistemul ENTSO-E, interconectarea existentă cu sistemul european nu este suficientă pentru stabilitatea şi securitatea sistemului, pentru echilibrarea cererii şi ofertei de energie electrică. O interconectare complet funcţională Moldova – ENTSO-E – Ucraina necesită consolidarea reţelei electrice de transport. Aceasta, la rândul său, necesită construirea de linii electrice aeriene suplimentare (LEA) în interiorul Republicii Moldova şi pentru a conecta mai bine sistemul electroenergetic al Republicii Moldova cu sistemele electroenergetice ale României şi ale Ucrainei.

În vederea consolidării infrastructurii de reţea cu România este prevăzută, în primul rând, construcţia a trei interconexiuni 400 kV cu sistemul electroenergetic al României:

1. Isaccea (România) – Vulcăneşti – Chişinău (Republica Moldova);

2. Suceava (România) – Bălţi (Republica Moldova);

3. Gutinaş (România) – Străşeni (Republica Moldova).

Primul proiect este în desfăşurare şi urmează a fi finalizat în 2025, iar pentru al doilea,
LEA 400 kV Bălţi-Suceava, a fost finalizat studiul de fezabilitate, evaluat impactul de mediu şi social, şi au fost identificate resursele financiare necesare.

În vederea întăririi legăturilor electrice cu Ucraina urmează de majorat capacitatea interconexiunii
330 kV Bălţi (Moldova) – CHE Dnestrovsk (Ucraina).

2.5. Distribuţia energiei electrice

17. Reţelele electrice de distribuţie, situate pe partea dreaptă a Nistrului au o lungime totală de 56,993 mii km, din care: 1,8 mii km de linii electrice de tensiune înaltă (35-110 kV), 21,4¹⁴ mii km de linii electrice de tensiune medie (6-10 kV) şi 33,3 mii km de linii electrice de tensiune joasă (0,4 kV), precum şi includ 15 288 de transformatoare electrice cu o capacitate totală de 4 712,88 MVA.

La reţelele electrice de distribuţie sunt racordate 85 de centrale electrice, 83 din care utilizează surse regenerabile de energie, precum şi 1 432 mii de instalaţii electrice ale consumatorilor finali, toate fiind dotate cu echipamente de măsurare. Astfel, 1 284,8 mii de consumatori finali sunt asiguraţi cu energie electrică prin intermediul reţelelor electrice de distribuţie, iar 1226,4 mii (95,45%) din aceştia sunt consumatori casnici.

Exploatarea, întreţinerea, modernizarea şi dezvoltarea reţelelor electrice de distribuţie este efectuată de doi operatori ai sistemelor de distribuţie care îşi desfăşoară activitatea în baza licenţelor pentru distribuţia energiei electrice:

1) Î.C.S. “Premier Energy Distribution” S.A. – deserveşte ≈ 939,4 mii de locuri de consum/generare, sau 65% din numărul total pe ţară, acoperind aproximativ 70% din teritoriul Republicii Moldova (fără regiunea transnistreană)¹²;

_______________________

¹² Raport privind monitorizarea securităţii aprovizionării cu energie electrică şi gaze naturale a Republicii Moldova pentru perioada 2020-2021, p.11 licenţă

2) S.A. “RED Nord”– deserveşte ≈ 492.6 mii de locuri de consum/generare, sau 35% din numărul total pe ţară.

În ceea ce priveşte crizele întâmpinate în procesul de administrare a reţelelor de distribuţie, trebuie remarcat faptul că, în comparaţie cu anul precedent, în anul 2023 reţelele electrice de distribuţie din gestiunea ambilor operatori de sistem au fost mai mult afectate de condiţii meteorologice speciale.

Dacă în anul 2022 S.A. “RED Nord” a raportat valoarea SAIDI, calculată pentru întreruperile produse de condiţii meteorologice speciale, de 26,07 minute, în 2023 această valoare a crescut de 11 ori, ajungând la 294,1 minute.

La OSD Î.C.S. “Premier Energy Distribution” S.A. situaţia este similară, ponderea întreruperilor produse de condiţii meteorologice speciale a crescut de la 34,09 minute în anul 2022 până la 207,7 minute în 2023. În acelaşi timp valoarea SAIDI_AT, raportată de S.A. “RED Nord” pentru întreruperile cauzate de persoane terţe sau de instalaţiile utilizatorului de sistem, a scăzut considerabil de la 249,6 minute în anul 2022 până la 59,4 minute în 2023.

La OSD Î.C.S. “Premier Energy Distribution” S.A. întreruperile notate cu SAIDI_AT (acţiuni ale părţilor terţe) au crescut de la 95,07 minute în anul 2022 până la 101,6 minute în 2023.

Informaţia privind reţelele electrice gestionate de fiecare din operatori este reflectată în tabelul 4.

Tabelul 4. Reţele electrice de distribuţie în anul 2022

_______________________

¹³ https://premierenergydistribution.md/sites/default/files/2024-02/Indicatorii-tehnico-economici-privind-activitatea-operatorilor-retelelor-de-distributie-2023.pdf 

¹⁴ https://rednord.md/doc/dezvinfo/Rapoarte%20privind%20activitatea/2023/Raportul%20conducerii%20a.2023.signed.pdf 

Sursa: Indicatorii tehnico-economici ai operatorilor sistemelor de distribuţie, S.A. “RED Nord”

şi Î.C.S. “Premier Energy Distribution” S.A.

Una dintre obligaţiile de bază ale OSD este asigurarea continuităţii serviciului de distribuţie a energiei electrice pentru utilizatorii de sistem. În acest sens, nivelul indicatorului de continuitate SAIDI pe ţară, calculat pentru întreruperile produse din cauza OSD (se exclud întreruperile cauzate de terţi şi cele produse în condiţii meteo complicate), s-a îmbunătăţit semnificativ în ultimii 10 ani, de la o valoare de circa 349 minute în 2013 până la 80 de minute în anul 2023.

Figura 5. Evoluţia indicatorului SAIDI, min. (2013-2023)¹⁵

_______________________

¹⁵ Raport anual de activitate ANRE 2023 – p. 29

Un asemenea rezultat se datorează fluxului continuu de investiţii în renovarea şi reabilitarea reţelelor electrice de distribuţie. Astfel, în pofida problemelor existente în sistemul electroenergetic, reţelele electrice de distribuţie se află într-o stare tehnică satisfăcătoare şi permit aprovizionarea continuă şi fiabilă a consumatorilor finali cu energie electrică.

În acelaşi timp, reţelele electrice de distribuţie sunt grav afectate de condiţiile meteorologice nefavorabile cât şi de acţiunile terţilor. Potrivit datelor ANRE, în anul 2022 a fost înregistrată valoarea de 266 de minute a indicatorului SAIDI mediu pe ţară, calculată pentru toate întreruperile din reţelele electrice de 6-10 kV, iar ponderea întreruperilor cauzate de condiţii meteo nefavorabile şi acţiuni ale terţilor este de 68% din total. Astfel, condiţiile de vreme extremă, precum şi acţiunile intenţionate sau neintenţionate ale unor persoane terţe constituie un risc major pentru livrarea fiabilă a energiei electrice consumatorilor finali ale căror instalaţii de utilizare sunt racordate la reţelele electrice de distribuţie.

2.6. Furnizarea de ultimă opţiune şi serviciul universal

18. Actualmente, în Republica Moldova activează doi furnizori de energie electrică, care au atribuită obligaţia furnizării de ultimă opţiune şi de serviciu universal: Î.C.S. “Premier Energy” S.R.L., care asigură cu energie electrică consumatorii finali din teritoriul autorizat al operatorului sistemului de distribuţie Î.C.S “Premier Energy Distribution” S.A., şi S.A. “Furnizarea Energiei Electrice Nord”, care deserveşte consumatorii finali din teritoriul autorizat al OSD S.A. “RED Nord”. Obligaţiile respective sunt stabilite în Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică şi sunt valabile până în anul 2026.

Furnizorii respectivi îşi desfăşoară activitatea în condiţii şi la preţuri reglementate: Î.C.S. “Premier Energy Distribution” S.A. furnizează circa 73,4 % din cantitatea totală de energie electrică, livrată pe piaţa internă la tarife reglementate, pentru circa 846 mii de consumatori finali sau circa 65% din totalul consumatorilor finali din ţară şi S.A. “FEE-Nord”, care furnizează restul circa 26,3% din cantitatea totală de energie electrică livrată pe piaţa internă la tarife reglementate, către circa 492 mii de consumatori finali sau circa 34% din totalul consumatorilor finali din ţară¹⁶.

Tabelul 5. Cantitatea de energie electrică furnizată consumatorilor

finali în perioada anilor 2018-2023¹⁶

_______________________

¹⁶ Raport anual de activitate ANRE 2023

Potrivit datelor pentru anul 2023, consumul de energie electrică al consumatorilor casnici a constituit 1 613,7,6 mil. kWh sau 41,5% din totalul de 3 889,0 mil. kWh energie electrică furnizată.

De menţionat că criza energetică cu care s-a confruntat Republica Moldova începând cu anul 2022 a afectat substanţial activitatea furnizorilor serviciului universal şi de ultimă opţiune şi, implicit, consumatorii finali care beneficiază de serviciul universal, manifestându-se prin fluctuaţii importante ale preţurilor pentru energia electrică pe piaţa cu amănuntul.

Figura 6. Evoluţia preţurilor reglementate pentru furnizarea energiei electrice

consumatorilor finali pe parcursul perioadei 2010-2023, bani/kWh¹⁷

_______________________

¹⁷ Raportul Comisiei privind acţiunile întreprinse pe perioada stării de urgenţă raport www.comisia_pe_starea_de_urgenta_2.pdf   (gov.md)

2.7. Achiziţiile de energie electrică, accesul la piaţa regională de energie electrică

19. În anul 2022 au fost efectuate modificări la Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică în scopul introducerii unui mecanism de diversificare şi de asigurare a achiziţiei de energie electrică din cel puţin două surse, ca măsură de creştere a securităţii în aprovizionarea cu energie electrică.

Astfel, ca urmare a politicii de diversificare a surselor de energie electrică adoptată de Parlamentul Republicii Moldova la începutul anului 2022, importurile comerciale din Ucraina bazate pe contracte directe între producătorii de stat din UA (Ukrhydroenergo şi Energoatom) şi S.A. “Energocom” (întreprindere proprietate a statului) au început în mai 2022 şi au continuat până în octombrie. În urma deteriorărilor semnificative ale infrastructurii sale critice cauzate de multiplele atacuri armate, Ucraina a sistat exporturile de energie electrică către Republica Moldova începând cu 11 octombrie 2022, ceea ce a creat o şi mai mare dependenţă a malului drept de energia electrică produsă de MGRES.

Figura 7. Consumul energiei electrice în perioada ianuarie 2021 – februarie 2024¹⁷

_______________________

¹⁷ Raportul Comisiei privind acţiunile întreprinse pe perioada stării de urgenţă raport www.comisia_pe_starea_de_urgenta_2.pdf   (gov.md)

Conform deciziei Comisiei pentru Situaţii Excepţionale din Republica Moldova, pe perioada stării de urgenţă S.A. “Energocom” a avut obligaţia să procure energie electrică, în baza negocierilor directe, pentru acoperirea cantităţilor de energie electrică necesare operatorilor de sistem, furnizorilor serviciului universal/de ultimă opţiune.

La 1 iunie 2022, au intrat în vigoare Regulile pieţei energiei electrice, aprobate prin Hotărârea ANRE nr.283/2020. Printre principalele reglementări introduse poate fi menţionat că la etapa iniţială este asigurată responsabilitatea echilibrării pentru participanţii pieţei energiei electrice şi create premisele pentru lansarea tuturor pieţelor organizate de energie electrică (piaţa zilei următoare, piaţa pe parcursul zilei, piaţa energiei electrice de echilibrare şi piaţa serviciilor de sistem). Respectiv, Republica Moldova a lansat un mecanism de echilibrare orară administrat de OST.

Sistemul electroenergetic al Republicii Moldova este, de asemenea, integrat în sistemul european de decontare financiară a abaterilor neintenţionate între OST aplicate în Europa (mecanismul FSkar) prin intermediul NEK “Ukrenergo”. Un acord bilateral între Î.S. “Moldelectrica” şi NEK “Ukrenergo” îl supune pe primul la condiţiile şi preţurile din mecanismul FSkar.

Prin Hotărârea Guvernului nr.401/2021 au fost aprobate limitele de capacitate, cotele maxime şi categoriile de capacitate în domeniul energiei electrice din surse regenerabile valabile până la data de
31 decembrie 2025, care vor putea să beneficieze de schemele de sprijin prevăzute la art.34 din Legea nr.10/2016 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile (preţuri fixe sau tarife fixe). În conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului nr.401/2021, schemele de sprijin respective vor fi oferite pentru următoarele categorii de capacitate în domeniul energiei electrice din surse regenerabile: instalaţii solare PV (fotovoltaice) – 200 MW, instalaţii eoliene – 120 MW, instalaţii de cogenerare pe bază de biogaz – 65 MW, instalaţii de cogenerare pe bază de singaz – 10 MW, instalaţii de cogenerare utilizând arderea direct (biomasă) – 10 MW, instalaţii hidro – 5 MW.

Integrarea potenţială pe scară largă a producţiei intermitente de energie regenerabilă în Republica Moldova va necesita schimbări semnificative în practicile operaţionale ale utilităţilor. Îmbunătăţirea flexibilităţii producţiei convenţionale prin adăugarea de unităţi generatoare mai rapide şi flexibile precum şi reducerea nivelului minim de sarcină pe turbinele cu abur reprezintă o soluţie potenţială. Metodele suplimentare pot include integrarea prognozelor privind producerea de energie eoliană şi energie solară în procesul de planificare a sarcinii electrice de consum pentru ziua următoare. Pot fi utilizate şi alte mijloace majorare a gradului de flexibilitate al sistemului electroenergetic, cum ar fi controlul cererii de energie electrică şi stocarea energiei.

Diversificarea surselor de energie electrică în Republica Moldova nu se poate realiza decât coordonat cu dezvoltarea reţelei electrice de transport. Proiectele de interconectare a sistemului electroenergetic al Republicii Moldova cu sistemul electroenergetic al UE prin intermediul noilor linii electrice, precum şi consolidarea reţelelor electrice de transport interne sunt esenţiale, atât pentru securitatea aprovizionării cu energie electrică, cât şi pentru bunăstarea socială în Republica Moldova.

Beneficiul final al dezvoltării şi intensificării concurenţei poate fi asigurat doar prin integrarea într-o piaţă energetică mai mare, obiectiv care a devenit posibil de a fi realizat începând cu 16 martie 2022, de când sistemul electroenergetic al Republicii Moldova şi al Ucrainei funcţionează în regim sincron cu reţeaua Europei Continentale a ENTSO-E. Astfel, sistemul electroenergetic din Republica Moldova are capacitate tehnică de import/export a energiei electrice atât din Ucraina cât şi din România, precum şi alte state europene. Funcţionarea sistemului electroenergetic al Republicii Moldova şi Ucrainei în regim sincron cu reţeaua
ENTSO-E va asigura un grad mai ridicat de securitate energetică şi funcţionare în condiţii de siguranţă, reprezentând totodată şi o oportunitate pentru investiţii în generarea de energie electrică în Republica Moldova şi în consolidarea reţelei electrice de transport cu cea a UE.

În contextul actual, sunt de menţionat următoarele riscuri/incertitudini specifice în domeniul energetic:

1) Având în vedere situaţia de război din Ucraina, există riscul afectării anumitor segmente a infrastructurii de transport al energiei electrice din Ucraina, ce ar crea probleme/riscuri considerabile în asigurarea aprovizionării continue cu energie electrică a Republicii Moldova.

2) Dependenţa ridicată de energia electrică livrată de MGRES – din regiunea transnistreană şi controlată de compania rusă SAP “Inter RAO”, ce produce cantităţile de energie electrică pentru malul drept în baza gazelor naturale livrate de SAP “Gazprom”, MGRES având un rol important în asigurarea stabilităţii funcţionării sistemului electroenergetic al Republicii Moldova.

3) Aspectul tehnic al liniilor de transport al energiei electrice şi, în special, faptul că singura linie electrică aeriană de înaltă tensiune care leagă direct Republica Moldova de un stat membru al UE este linia de 400 kV Isaccea-Vulcăneşti-MGRES, care este tranzitează nodul/staţia electrică MGRES.

4) Surse (alternative) sigure şi competitive limitate de capacitatea comercială de import pentru achiziţionarea energiei electrice la preţuri rezonabile şi transportul acesteia către Republica Moldova, în condiţiile în care importurile din Ucraina au fost sistate, ca urmare a bombardamentelor ruseşti asupra infrastructurii sale energetice, iar importul de energie electrică din România (OPCOM sau contracte directe cu anumiţi producători) nu garantează preţuri accesibile, România fiind la fel un importator de energie electrică în perioada rece a anului. Din cauza interconectării insuficiente cu sistemul electroenergetic din România există şi riscuri atât de ordin tehnic cât şi de ordin comercial.

5) Capacitatea comercială de doar 2100 MW (începând cu 1 decembrie 2024) permisă de ENTSO-E pentru importul de energie electrică la hotarul România – Moldova pentru blocul Ucraina-Moldova (din care doar 315 MW exclusiv pentru Moldova), nu garantează în continuare achiziţionarea energiei electrice pentru acoperirea 100% a necesarului de import pentru acoperirea consumului de energie electrică a malului drept al Nistrului din România sau alte ţări UE, fiind necesară majorarea la cel puţin 600 MW capacitatea comercială, exclusiv pentru Republica Moldova, pentru a asigura acoperirea consumului de energie electrică în orele de vârf.

III. REZUMATUL SCENARIILOR DE CRIZĂ

3.1. Identificarea scenariilor de criză

20. În scopul determinării probabilităţii apariţiei crizelor şi ca rezultat al impactului asupra aprovizionării cu energie electrică, a fost analizată criza energetică din perioada octombrie 2021 – decembrie 2023, în timpul căreia Republica Moldova a fost supusă multiplelor provocări inclusiv în sectorul energetic, manifestându-se prin multiple episoade care au necesitat un şir de intervenţii din partea instituţiilor statului, Comisiei pentru Situaţii Excepţionale, Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică (ANRE) şi a participanţilor pieţei energiei electrice din Republica Moldova.

La data de 24 februarie 2022, în conformitate cu planurile anterioare ce reieşeau din Strategia energetică a Republicii Moldova, operatorii sistemelor de transport din Ucraina, NEK “Ukrenego” şi din Republica Moldova, Î.S. “Moldelectrica” efectuau testele de funcţionare a sistemului electroenergetic în regim izolat faţă de sistemul IPS/UPS din Federaţia Rusă şi Belarus. Testarea funcţionării în regim izolat era planificată în contextul viitoarei sincronizării la sistemul energetic european ENTSO-E, care era planificată pentru anul 2024. În această zi sistemele electroenergetice din Republica Moldova şi Ucraina au fost deconectate fizic de la sistemul energetic IPS/UPS, ceea ce reprezenta o vulnerabilitate a infrastructurii critice civile.

În aceeaşi zi de 24 februarie 2022, Federaţia Rusă a început invazia militară asupra Ucrainei.

La data de 16 martie 2022, operatorii sistemelor de transport din zona sincronă a Europei Continentale ENTSO-E au efectuat sincronizarea de urgenţă a sistemelor electroenergetice ale Ucrainei şi Republicii Moldova. Această acţiune a reprezentat un punct de cotitură în ceea ce priveşte asigurarea securităţii şi stabilităţii sistemului electroenergetic al Republicii Moldova.

Sincronizarea sistemelor electroenergetice a avut loc în circumstanţele în care începând cu data de 3 martie 2022 centrala nucleară Zaporoje, cea mai mare din Europa, a fost ocupată de către forţele militare ale Federaţiei Ruse.

La 31 martie 2022 a expirat contractul pentru achiziţionarea energiei electrice dintre furnizorii şi operatorii de sistem de pe malul drept al Nistrului şi MGRES. În scopul contractării cantităţilor necesare de energie electrică, la începutul anului 2022, furnizorii şi operatorii de sistem au lansat licitaţiile pentru procurarea energiei electrice. Anterior, Republica Moldova a avut doar două surse de aprovizionare cu energie electrică - fie MGRES, fie furnizori din Ucraina. Din cauza războiului din Ucraina, singura sursă de energie electrică a rămas MGRES.

În scopul asigurării aprovizionării cu energie electrică, Comisia pentru Situaţii Excepţionale a dispus prelungirea contractelor de achiziţie a energiei electrice pentru luna aprilie 2022, iar pentru lunile mai şi iunie 2022 a fost dispusă achiziţia de energie electrică de la S.A. “Energocom” care a organizat licitaţie competitivă.

În urma licitaţiei organizate de către S.A. “Energocom”, ofertele recepţionate de la companii private din Ucraina, în volume mici, insuficiente pentru acoperirea întregului necesar de consum, au constituit preţuri peste 100 $/MWh, iar MGRES, de asemenea, a prezentat oferte de preţ aproape de valorile de piaţă, preţuri “fictiv majorate” şi care nu pot fi suportate de către consumatorii finali din Republica Moldova.

În acest context, procedura de licitaţie a fost anulată şi începând cu luna mai 2022 a fost impusă obligaţia de serviciu public pentru S.A. “Energocom” pentru procurarea energiei electrice solicitate de furnizorii serviciului universal, furnizorii de ultimă opţiune şi operatorii de sistem, pe bază de negocieri directe sau utilizând instrumente de piaţă, iar furnizorii de energie şi operatorii de sistem au fost obligaţi să achiziţioneze energia electrică de la S.A. “Energocom”, astfel asigurând securitatea aprovizionării, precum şi un preţ accesibil pentru consumatorii finali.

O situaţie fără precedent care a avut loc în luna noiembrie 2022, prin suprapunerea mai multor conjuncturi, sectorul electroenergetic a fost supus unui test de stres în condiţii extrem de complicate de funcţionare în condiţii de criză energetică, caracterizat prin lipsa totală a livrărilor de energie electrică de la MGRES şi de la furnizori din Ucraina, cele mai mari preţuri pentru achiziţionarea energiei electrice în regiune, achiziţia de energie electrică fiind realizată de la furnizorii din România şi transportată în Republica Moldova printr-o singură linie electrică în condiţiile în care infrastructura energetică a Ucrainei era supusă atacurilor militare permanente, fapt care s-a soldat şi cu două deconectări totale ale sistemului electroenergetic (black-out-uri) la data de 15 şi 23 noiembrie 2022. În aceste condiţii s-a reuşit totuşi aprovizionarea fiabilă a consumatorilor finali cu energie electrică.

Un element important a fi subliniat aici este faptul punerii în aplicare, începând cu 1 iunie 2022, a Regulilor pieţei energiei electrice (reguli similare celor din UE) care au permis achiziţia şi importul energiei electrice dintr-o ţară membră a Uniunii Europene, respectiv, a fost achiziţionat circa 80% din necesarul de energie electrică din România, fiind încheiate mai multe contracte de furnizare cu S.P.E.E.H. “Hidroelectrica” S.A., “Nuclearelectrica” S.A., Complexul Energetic Oltenia, Complexul Energetic Craiova şi O.M.V. “Petrom” S.A.

21. Prin definiţie, criza de energie electrică reprezintă o situaţie de moment sau iminentă în care există un deficit semnificativ de energie electrică sau în care este imposibil să se furnizeze energie electrică consumatorilor finali.

22. Identificarea scenariilor de criză de energie electrică se realizează conform prevederilor anexei I la Metodologia ENTSO-E ACER de identificare a scenariilor regionale de criză a energiei electrice¹⁸. Potrivit prevederilor metodologiei, de către ENTSO-E au fost identificate 31 de scenarii regionale de criză de energie electrică, reflectate în tabelul 6.

_______________________

¹⁸ Methodology to Identify Regional Electricity Crisis Scenarios in accordance with Article 5 of the REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on risk preparedness in the electricity sector and repealing Directive 2005/89/EC. ACER-ENTSO-E, 27 pages. 

Tabelul 6. Scenariile regionale de criză de energie electrică,

în conformitate cu art.6 (1) din Regulamentul (UE) 2019/941¹⁹

_______________________

¹⁹ Risk-preparedness Regulation Implementation (2020 and 2021).

23. Din cele 31 de scenarii regionale identificate de ENTSO-E, trei scenarii sunt considerate nerelevante condiţiilor Republicii Moldova. Acestea sunt:

• nr.8 - erupţii vulcanice, lipsesc pe teritoriul Republicii Moldova;

• nr.14 - lipsă de combustibil nuclear, Republica Moldova nu dispune de centrale nucleare;

• nr.24 - accident industrial/nuclear, Republica Moldova nu dispune de centrale nucleare şi întreprinderi chimice importante la care producerea unui accident ar însemna mari perturbaţii, cu evacuarea populaţiei din regiunea respectivă.

24. Totodată, în contextul analizei impactului crizei energetice din anul 2022, a fost identificat un scenariu naţional de criză suplimentar, care constă în suprasolicitarea reţelelor electrice de joasă tensiune (în special în oraşe), din cauza deficitului sau întreruperii furnizării de gaze naturale către consumatorii finali în perioada de iarnă, prin utilizarea aparatelor electrice pentru încălzire.

25. Pe parcursul situaţiei excepţionale în sectorul electroenergetic, întreprinderile electroenergetice sunt obligate să întreprindă măsuri de atenuare a efectelor crizei şi de restabilire stabilite în prezentul Plan în funcţie de scenariul de criză de energie electrică.

Tabelul 7. Scenariile naţionale de criză de energie electrică

26. În conformitate cu prezentul Plan, la elaborarea scenariilor au fost luate în considerare probabilitatea apariţiei crizelor identificate şi impactul posibil asupra aprovizionării cu energie electrică în cazul apariţiei acestora:

1) probabilitatea apariţiei crizelor identificate:

a) foarte mică – este foarte puţin probabil că incidentul va avea loc pe parcursul următorilor 10 ani;

b) mică – este puţin probabil ca riscul să apară pe parcursul următorilor 5 ani;

c) medie – este probabil ca riscul să apară pe parcursul următorilor 5 ani;

d) ridicată – este probabil ca riscul să apară pe parcursul următorilor 3 ani;

e) foarte ridicată – există certitudinea apariţiei riscului în viitorul apropiat;

2) impactul asupra aprovizionării cu energie electrică în cazul apariţiei scenariilor de criză identificate:

a) nesemnificativ – atunci când riscul survenit duce la o mică perturbare, care poate fi uşor gestionată de întreprinderile electroenergetice prin aplicarea de măsuri operative, iar aprovizionarea consumatorilor finali cu energie electrică nu este afectată;

b) moderat – atunci când criza survenită afectează aprovizionarea cu energie electrică, dar situaţia poate fi rezolvată prin aplicarea de măsuri bazate pe mecanisme de piaţă, consumatorii finali nefiind afectaţi semnificativ;

c) semnificativ – atunci când criza survenită afectează semnificativ aprovizionarea cu energie electrică, iar măsurile bazate pe mecanisme de piaţă nu mai sunt suficiente şi este necesară aplicarea măsurilor de urgenţă pentru asigurarea aprovizionării cu energie electrică a consumatorilor finali afectaţi;

d) grav – atunci când criza survenită provoacă întreruperi grave în aprovizionarea cu energie electrică a unui număr semnificativ de consumatori finali şi este necesară aplicarea măsurilor de urgenţă pentru a asigura aprovizionarea cu energie electrică, în termen restrâns şi a unui număr cât mai mare de consumatori finali afectaţi;

e) foarte grav – atunci când, ca rezultat al apariţiei crizei, aprovizionarea cu energie electrică este afectată grav pentru o mare parte de consumatori finali sau pentru toţi consumatorii finali de energie electrică şi este necesară aplicarea de măsuri de urgenţă pentru restabilirea aprovizionării cu energie electrică a tuturor consumatorilor finali afectaţi, în termen cât mai restrâns posibil.

3.2. Grupuri de scenarii de criză

3.2.1. Lipsă de combustibil

Scenariul 1 - Criza aprovizionării cu combustibili fosili şi energie electrică de import

Eveniment declanşator:

Criza aprovizionării cu combustibili fosili poate apărea în cursul anului, cu consum ridicat şi stocuri reduse de combustibili disponibile în ţară. Furnizarea de combustibili fosili către centralele electrice din motive meteorologice, tehnice, economice sau ca urmare a evenimentelor politice este întreruptă pentru o lungă perioadă de timp, sau importurile de combustibili fosili sunt afectate din motive tehnice, meteorologice sau politice. Această perioadă coincide cu o perioadă în care nu este posibilă suplimentarea producerii naţionale de energie electrică din alte surse.

Scenariul 2 - Suprasolicitarea reţelelor electrice de joasă tensiune

Eveniment declanşator:

Având în vedere dependenţa Republicii Moldova de importul resurselor energetice, exemplul real fiind criza energetică din perioada 2021-2023, este de menţionat că limitarea aprovizionării cu gaze naturale poate să apară pe parcursul anului dar preponderent în perioada rece a anului când cererea de gaze naturale creşte, fapt care, de regulă, duce la substituirea consumului de gaze naturale cu energie electrică destinată receptoarelor pentru încălzirea spaţiului locativ şi pregătirea hranei. Criza poate avea loc pentru o perioadă de timp mai îndelungată şi care coincide cu o perioadă în care nu este posibil importul de gaze naturale din alte surse.

De asemenea, pot apărea situaţii când pe parcursul verii, din cauza utilizării aparatelor de aer condiţionat, sarcina electrică în unele perioade de timp şi porţiuni ale reţelei electrice de distribuţie de joasă tensiune să depăşească capacitatea reţelei electrice de distribuţie.

3.2.2. Grupul de scenarii – Eşecul pieţei energiei electrice

Scenariul 3 - Interacţiunea neprevăzută a regulilor pieţei de energie

Eveniment declanşator:

Pot apărea acţiuni necorespunzătoare din partea participanţilor pieţei energiei electrice, ca urmare a unor situaţii neprevăzute (care creează o distorsionare a pieţei/bulversare a participanţilor). Acestea pot fi cauzate fie de unele manifestări produse pe piaţa de energie internă fie pe o piaţă de energie din altă ţară care produc efecte neprevăzute care poate avea impact inclusiv pe piaţa energiei electrice din Republica Moldova.

Considerând concentrarea elementelor de infrastructură în regiunea transnistreană şi dependenţa ridicată în aprovizionarea cu energie electrică de la MGRES aceasta face ca piaţa să fie vulnerabilă chiar şi la cele mai mici perturbări. Din alte incidente care pot apărea sunt dificultăţi în procesul de achiziţie a energiei electrice de furnizorii serviciului universal şi de ultimă opţiune, caracterizate de lipsa participanţilor la licitaţii şi/sau prezentarea unor oferte neconforme; distorsiunea pieţei de energie electrică indusă de către MGRES din cauza preţului la energie electrică sub preţul pieţei naţionale şi din regiune, datorită preţului subvenţionat al gazelor naturale livrate consumatorilor finali pe malul stâng al râului Nistru; ieşirea de pe piaţă a unor participanţi şi alte elemente similare.

Un alt eveniment semnificativ care poate pune în pericol furnizarea energiei electrice este apariţia unei defecţiuni majore în reţelele electrice de transport sau în reţelele electrice de distribuţie (de exemplu, avarii, incendii, calamităţi naturale, condiţii climaterice extreme, atac terorist), motiv pentru care energia electrică nu poate fi preluată de la producători/de la furnizorii din import şi transportată/distribuită consumatorilor finali din zonele afectate.

Scenariul 4 - Fluxuri nedorite de energie electrică

Eveniment declanşator:

Existenţa de diferenţe majore între fluxurile de putere planificate şi cele înregistrate în SEN. Evenimentul este favorizat fie de erorile de prognoză privind producerea de centrale electrice eoliene şi fotovoltaice, fie de unele condiţii externe (redispecerizarea tranzitului de energie între diferite regiuni europene).

Scenariul 5 - Erori neobişnuit de mari în prognoza energiei electrice produse de centralele electrice care utilizează surse regenerabile de energie

Eveniment declanşator:

Există erori mari în prognoza producţiei de către centralele electrice care utilizează surse regenerabile de energie (fotovoltaică, eoliană), erori cauzate de modul în care se face prognoza sau de schimbările bruşte ale condiţiilor meteo. Există diferenţe majore între fluxurile de putere planificate şi cele înregistrate în SEN. Evenimentele pot fi agravate de un consum redus din partea SEN.

3.2.3. Grupul de scenarii – Atac rău intenţionat

Scenariul 6 - Atac cibernetic asupra infrastructurii care face parte din reţeaua electrică

Eveniment declanşator:

Atac asupra infrastructurii de comunicaţii şi transmisie de date a centrului de dispecerat, asupra centralelor şi staţiilor electrice sau asupra consumatorilor finali importanţi pentru perturbarea bunei funcţionări a SEN.

Ţintele atacului sunt SCADA - EMS, SCADA - DMS, controlor f - P, sisteme centrale de control, sisteme de planificare şi operare, centre IT, sisteme de stocare a datelor, sisteme de control ale staţiilor electrice mari/centralelor electrice şi centrelor de control la distanţă.

Scenariul 7 - Atac cibernetic asupra entităţilor care nu sunt racordate la reţeaua electrică

Eveniment declanşator:

Atac cibernetic asupra infrastructurii de comunicaţii şi transmisie de date a participanţilor la piaţa energiei electrice.

Scenariul 8 - Atacul fizic asupra infrastructurii energetice

Eveniment declanşator:

Există un atac fizic asupra obiectelor de infrastructură, linii electrice, staţii electrice sau centrale electrice, sau asupra dispeceratelor şi a centrelor IT sau de telecomunicaţii.

Scenariul 9 - Atacul fizic asupra centrelor de control

Eveniment declanşator:

Atacul fizic asupra centrelor de coordonare, centrelor de telecomandă sau centrelor de control al centralelor electrice.

Scenariul 10 - Atacul din interior – acţiuni de sabotaj ale angajaţilor pe intern

Eveniment declanşator:

Acţiuni de sabotare a unui angajat intern sau a unui grup de angajaţi (al OST/OSD sau al unei filiale ale unui OST/OSD, al unui producător sau angajat al unei companii care furnizează servicii sau lucrează pentru OST/OSD pe bază de contract) direct asupra instalaţiilor OST/OSD, unităţilor generatoare sau indirect asupra SEN, prin preluarea controlului asupra centrului de dispecerizare, a centrului de telecomandă sau a încăperilor de comandă şi control.

Scenariul 11 - Ameninţare pentru angajaţii-cheie

Eveniment declanşator:

O ameninţare la adresa angajaţilor-cheie poate proveni din diferite cauze şi se poate manifesta în diferite moduri. Acestea pot include ameninţări directe primite prin intermediul comunicaţiilor, cum ar fi e-mailurile, apelurile telefonice sau prin intermediul reţelelor de socializare, în care se fac ameninţări specifice de prejudiciu împotriva anumitor angajaţi. O altă formă de ameninţare este violenţa la locul de muncă, care implică agresiuni fizice sau acte de violenţă la locul de muncă care pun în pericol siguranţa angajaţilor-cheie.

De exemplu, un manager superior poate primi un e-mail care conţine ameninţări explicite şi informaţii personale sensibile, cu cereri de date confidenţiale ale companiei şi ameninţări cu răul la adresa familiei managerului dacă cererile nu sunt îndeplinite. Alternativ, o persoană care are o reclamaţie împotriva companiei poate intra în birou şi poate confrunta sau agresa fizic un angajat-cheie, creând un pericol imediat şi perturba activitatea.

3.2.4. Grupul de scenarii – vreme extremă

Scenariul 12 - Furtuna solară

Eveniment declanşator:

Se atestă o furtună solară (circulaţie de masă coronală) care afectează grav nordul şi centrul Europei, dar şi restul Europei.

Scenariul 13 – Furtună

Eveniment declanşator:

Se înregistrează o intensificare a vântului care depăşeşte viteza rafalei de până la şi mai mult de
150 km/h. Apariţia de tornade şi mai multe şocuri electrice. Furtuna poate dura câteva ore sau chiar zile şi afectează o zonă mare. Se pot înregistra cantităţi foarte mari de precipitaţii, care pot provoca inundaţii, alunecări de teren, căderea pilonilor, ruperi de conductoare, punerea în pericol a vieţilor omeneşti şi impact asupra bunei funcţionări a întreprinderilor.

Scenariul 14 - Perioade de frig

Eveniment declanşator:

Teritoriul Republicii Moldova este traversat de un ciclon care cauzează un val de frig cu temperaturi negative de -10 °C -20 °C şi mai joase, sub media sezonieră. Apa îngheaţă în lacurile de acumulare, râuri şi pâraie, scade producţia de energie electrică la centralele hidroelectrice. Consumul de energie electrică este în creştere semnificativă datorită necesităţii crescute de a asigura încălzirea din surse de energie electrică, în special în zonele urbane. Fenomenul poate fi accentuat în oraşe şi municipii din cauza lipsei accesului la sistemul centralizat de alimentare cu energie termică pentru încălzirea spaţiului. Consumul de gaze naturale şi alţi combustibili fosili este unul sporit, din care motive există probabilitatea să nu fie suficiente cantităţi pentru producerea energiei electrice de către MGRES pentru acoperirea consumului de energie electrică pentru malul drept al Nistrului.

Valul de frig poate duce la dificultăţi în lanţurile logistice de aprovizionare cu combustibil la mai multe obiective, precum şi dificultăţi în intervenţiile operaţionale în instalaţii şi întreaga activitate economică naţională.

Scenariul 15 - Precipitaţii şi inundaţii

Eveniment declanşator:

Se atestă cantităţi mari de precipitaţii care duc la inundarea localităţilor din bazinele râurilor mari, prin afectarea localităţilor din preajmă inclusiv a reţelelor electrice amplasate în zonă. Revărsarea lacurilor de acumulare cu afectarea staţiilor electrice şi a echipamentului centralelor hidroelectrice. Sunt posibile alunecări de teren care, de asemenea, duc la deteriorarea elementelor de infrastructură.

Scenariul 16 – Evenimente cauzate de condiţii de iarnă

Eveniment declanşator:

Temperaturile sunt sub medie pentru perioadele de iarnă şi sunt însoţite de cantităţi importante de precipitaţii sub formă de zăpadă sau condiţii de polei şi chiciură în unele zone, respectiv de îngheţ în alte zone. Intensificările locale ale vântului duc la galop şi căderea copacilor pe liniile electrice.

Scenariul 17 – Defecte multiple cauzate de vreme extremă

Eveniment declanşator:

Condiţiile meteorologice extreme nefavorabile afectează zone mari (vânt extrem, grindină, precipitaţii abundente, depuneri de gheaţă, chiciură, temperaturi cu mult peste limitele obişnuite). Totodată, este dificil accesul la reţelele electrice afectate pentru restabilirea aprovizionării fiabile cu energie electrică a consumatorilor finali afectaţi.

Scenariul 18 – Val de căldură

Eveniment declanşator:

Se atestă un val de căldură care acoperă o mare parte a Europei pe o perioadă lungă de timp, cu temperaturi extrem de ridicate. Se înregistrează un nivel scăzut de apă în lacurile de acumulare ceea ce are ca rezultat reducerea producţiei de energie electrică la hidrocentrale. Consumul de energie electrică în sectorul rezidenţial poate creşte din cauza necesităţii de aer condiţionat (experienţa lunii iulie 2024). Pot apărea defecţiuni locale ale echipamentului cauzate de temperaturi foarte ridicate ale aerului exterior.

Scenariul 19 - Perioada de secetă

Eveniment declanşator:

Precipitaţiile scăzute conduc la niveluri scăzute ale apei în lacurile de acumulare, ceea ce are ca rezultat reducerea producţiei în hidrocentralele, afectează procesul de răcire a utilajelor la centralele electrice care funcţionează în baza ciclului pe abur, totodată duce la micşorarea producerii de energie electrică de către parcurile eoliene din cauza lipsei vântului. În zonele de protecţie a reţelelor electrice pot apărea incendii ale vegetaţiei care vor avea impact asupra bunei funcţionări a acestora şi aprovizionarea fiabilă a consumatorilor finali cu energie electrică.

3.2.5. Grupul de scenarii – Defecţiune tehnică

Scenariul 20 - Defecţiune tehnică locală cu importanţă regională

Eveniment declanşator:

Se atestă o defecţiune într-un segment al reţelei electrice de transport sau de distribuţie (parte de linie electrică aeriană sau componentă a staţiei electrice care este importantă pentru funcţionare în regim normal a SEN (explozie transformator de forţă, căderea unei porţiuni de linie, defecte într-un element de comutaţie, defecţiune la barele unei staţii electrice parte componentă a reţelei electrice), fapt care duce la nerespectarea criteriului N-1 luat în considerare la planificarea funcţionării SEN.

Scenariul 21 - Multiple defecţiuni simultane

Eveniment declanşator:

Declanşarea simultană a echipamentelor din cauza defecţiunilor din staţiile electrice sau multiple defecţiuni ale protecţiei liniilor electrice aeriene de transport sau de distribuţie a energiei. Aceasta poate avea loc la liniile de interconexiune ceea ce poate pune în pericol funcţionarea întregului sistem electroenergetic şi stabilitatea acestuia, fapt care poate avea impact atât asupra activităţii pieţelor de energie electrică cât şi asupra activităţii economice la nivel de ţară.

Scenariul 22 – Defecţiune în serie a echipamentului

Eveniment declanşator:

Comportament anormal de funcţionare al echipamentelor de acelaşi tip constructiv (cauzat de deficienţe de proiectare, întreţinere, defecte de material, calitate proastă a mediului izolator), provocând defecţiunea în serie şi deficienţe în aprovizionarea cu energie electrică a tuturor consumatorilor finali.

3.2.6. Grupul de scenarii – Dezastre naturale

Scenariul 23 – Cutremur

Eveniment declanşator:

S-a produs un cutremur de mare magnitudine care afectează o zonă mai mare. Alertele au fost emise cu câteva secunde înainte de cutremur şi nu au permis luarea măsurilor preparatorii pentru intervenţii în asemenea situaţii. Este posibilă deteriorarea echipamentului reţelelor electrice care ar cauza întreruperi în aprovizionarea cu energie electrică a unor consumatori finali. Totodată, aceşti factori suprapuşi ar putea crea panică în rândul populaţiei din zona afectată de cutremur. În general, reţelele electrice/echipamentul staţiilor electrice este proiectat pentru a rezista la anumite niveluri de stres şi pentru a se recupera rapid după un eveniment seismic. Cu toate acestea, cutremurele puternice pot depăşi capacitatea de rezistenţă a acestora, determinând întreruperi semnificative ale aprovizionării cu energie electrică.

Scenariul 24 – Incendiu de pădure

Eveniment declanşator:

Se produc incendii de pădure/ vegetaţie, a căror răspândire rapidă este favorizată de vremea uscată. Aceasta se pot întâmpla din cauza unor persoane rău intenţionate ori din cauza neglijenţei şi cazurilor întâmplătoare/neatenţie. Un factor catalizator ar putea fi intensificarea vântului care ar duce la răspândirea rapidă şi necontrolată a incendiilor.

Scenariul 25 – Pandemie

Eveniment declanşator:

O epidemie/ pandemie afectează ţările europene şi din regiune.

3.2.7. Grupul de scenarii – Factorul uman

Scenariul 26 – Eroare umană

Eveniment declanşator:

Orice activitate în care participă sau este implicat personalul, este supusă riscului de a fi afectată sau compromisă de comiterea unei erori umane, în mod particular dacă să ne referim la întreprinderile care exploatează infrastructură critică, şi de care depinde securitatea aprovizionării cu resurse energetice a unei zone sau regiuni.

Scenariul 27 – Greve, revolte, proteste ale angajaţilor întreprinderilor electroenergetice

Eveniment declanşator:

Se atestă greve, revolte sau alte proteste care afectează disponibilitatea personalului la mai multe entităţi ale SEN.

3.2.8. Grupul de scenarii – Altele

Scenariul 28 – Complexitatea mecanismelor de control ale sistemului electroenergetic

Eveniment declanşator:

Are loc o suprapunere de evenimente independente (producerea unei avarii de ordin tehnic pe o porţiune a reţelei electrice de transport importantă pentru funcţionarea SEN cu lipsa de combustibil la una sau mai multe centrale electrice, generare redusă pe malul drept, fapt care pe fundalul limitărilor în furnizarea energiei electrice stârneşte un val de nemulţumiri în rândul populaţiei. Practica demonstrează că apariţia unor asemenea situaţii este posibilă (experienţa anului 2022) pe parcursul cărora contractele de achiziţionare a energiei electrice se încheie pe perioade scurte de o lună. Alte scenarii alternative ar putea fi, apariţia unei defecţiuni tehnice în reţeaua electrică de transport cauzată de condiţii meteorologice nefavorabile suprapuse cu o creştere bruscă a sarcinii electrice în sistemul electroenergetic Ucrainean. Un alt exemplu de suprapunere a evenimentelor ar putea fi lipsa generării interne corespunzătoare de energie electrică, cu capacitate de transport transfrontalieră insuficientă pentru a importa energia electrică necesară acoperirii întregului consum.

Scenariul 29 - Conflict militar armat, război

Eveniment declanşator:

Un conflict militar armat, reprezintă un conflict violent între două sau mai multe grupuri, state sau organizaţii, implicând utilizarea forţei armate pentru atingerea unor obiective politice, teritoriale, economice sau ideologice. Acesta este caracterizat prin organizare şi planificare strategică, având scopuri politice clare şi implicând forţe armate şi echipamente militare. Războiul poate varia ca durată, de la conflicte de scurtă durată la războaie prelungite pe parcursul mai multor ani, şi are un impact semnificativ asupra societăţilor implicate, provocând victime umane şi distrugeri materiale considerabile. În contextul dreptului internaţional, războiul este definit ca un conflict care implică ostilităţi între state sau entităţi echivalente, în care se aplică regulile războiului.

În cazul războiului poate fi afectat semnificativ sistemul electroenergetic prin distrugerea centralelor electrice, reţelelor electrice de transport/distribuţie şi staţiilor electrice complicând operarea şi mentenanţa reţelei electrice, limitând accesul la combustibili şi materiale de reparaţie, provocând instabilitate şi căderi de tensiune (black-out), având impact economic major prin pierderi financiare şi întreruperi ale serviciilor esenţiale pentru populaţie. Războiul declanşat de Rusia împotriva Ucrainei la 24 februarie 2022 şi bombardarea infrastructurii energetice civile începând cu 10 octombrie 2022 au rezultat în distrugeri şi daune masive a infrastructurii energetice cu impact transfrontalier de lungă durată.

[Pct.26 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

IV. ATRIBUŢII ŞI RESPONSABILITĂŢI

27. În conformitate cu prevederile Legii nr.107/2016 cu privire la energia electrică, întreprinderile electroenergetice trebuie să îşi exercite obligaţiile, inclusiv cu privire la asigurarea funcţionării sigure, fiabile şi eficiente a sistemului electroenergetic, astfel încât să fie asigurată aprovizionarea consumatorilor finali cu energie electrică în condiţii de accesibilitate, disponibilitate, fiabilitate, continuitate, calitate şi transparenţă.

Totodată, Legea cu privire la energia electrică stabileşte că asigurarea securităţii aprovizionării cu energie electrică este atribuţia Guvernului şi a ANRE şi unele mecanisme aplicabile în cazul unor crize de energie electrică.

Astfel, în cazul apariţiei unei crize de energie electrică, ANRE este în drept să întreprindă măsurile necesare pentru depăşirea crizei şi să intervină, într-un mod nediscriminatoriu, proporţional şi limitat în timp, în operarea pieţei energiei electrice doar ca ultimă soluţie, în cazul în care toate opţiunile oferite de piaţă au fost epuizate sau în cazul în care este evident că măsurile bazate exclusiv pe piaţă nu sunt suficiente pentru a preveni o deteriorare ulterioară a situaţiei privind aprovizionarea cu energie electrică. Aceste măsuri se referă la:

a) stabilirea obligaţiilor suplimentare de serviciu public privind vânzarea energiei electrice în cantităţi şi la preţuri reglementate;

b) stabilirea obligaţiei de serviciu public privind achiziţia centralizată de energie electrică, prin licitaţie deschisă/restrânsă sau negociere fără publicarea prealabilă a unui anunţ de participare, necesară furnizorilor serviciului universal, furnizorilor de ultimă opţiune şi operatorilor de sistem;

c) stabilirea obligaţiilor de serviciu public pentru unul sau mai mulţi producători de energie electrică care să participe la piaţa energiei electrice de echilibrare şi la piaţa serviciilor de sistem sau să furnizeze servicii de echilibrare şi servicii de sistem în cantităţi limitate de posibilităţile tehnice şi la preţuri reglementate.

În cazul în care măsurile dispuse de ANRE nu sunt îndeplinite de către participanţii la piaţa energiei electrice, ANRE aplică în privinţa acestora sancţiunea financiară prevăzută de Legea cu privire la energia electrică şi sesizează Comisia Naţională de Management al Crizelor a Republicii Moldova în conformitate cu Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul electroenergetic.

[Pct.27 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

28. Importul energiei electrice din ţările vecine în timpul unei crize sau o stare de urgenţă în sistemul electroenergetic al Republicii Moldova, ca ultima instanţă, se efectuează în baza obligaţiei de serviciu public impuse unui participant la piaţă în conformitate cu prevederile Legii nr.107/2016 cu privire la energia electrică, pentru asigurarea cantităţilor de energie electrică necesare pentru acoperirea consumului intern. În baza obligaţiei de serviciu public, participantul la piaţă achiziţionează energia electrică de la producători, furnizori sau de pe pieţele organizate din ţările vecine.

În cazul în care participantul la piaţă în baza obligaţiei de serviciul public nu dispune de bază contractuală pentru acoperirea necesarului de consum, în timpul unei situaţii de criză sau al unei stări de urgenţă operatorul sistemului de transport este autorizat de a importa energie electrică în baza acordurilor bilaterale privind ajutorul în situaţii de avarie încheiate cu operatorii sistemelor de transport din ţările vecine.

Participantul la piaţă şi/sau operatorul sistemului de transport, căruia i-a fost impusă obligaţia de serviciu public, întreprinde toate măsurile necesare pentru gestionarea situaţiei de criză sau stare de urgenţă în sistemul electroenergetic, asigurând implicarea în acest proces a tuturor părţilor interesate.

29. În cazul apariţiei unei situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, întreprinderile electroenergetice sunt obligate să mobilizeze întreaga capacitate disponibilă de producere a energiei electrice, în funcţie de scenariu şi să întreprindă toate măsurile disponibile pentru echilibrarea şi aducerea sistemului electroenergetic în stare normală de funcţionare în termen cât mai restrâns şi să aplice, după caz, măsuri de restabilire a reţelelor electrice deteriorate.

30. Pe perioada existenţei situaţiei excepţionale, în limitele posibilităţilor tehnice, producătorii, operatorii de sistem şi furnizorii trebuie să asigure prioritar aprovizionarea cu energie electrică a consumatorilor de importanţă vitală şi a consumatorilor casnici care, în conformitate cu legislaţia, nu sunt obligaţi să dispună de surse proprii de aprovizionare cu energie electrică.

31. În cazul apariţiei situaţiei excepţionale, operatorii de sistem sunt în drept să limiteze sau să întrerupă livrarea energiei electrice anumitor categorii de consumatori finali, dar numai în condiţiile şi cu respectarea procedurii stabilite în prezentul Plan, în Normativul de deconectări manuale a instalaţiilor de utilizare ale unor categorii de consumatori finali de energie electrică şi în Normativul de limitări a puterii şi energiei electrice la consumatorii finali.

32. Normativul de deconectări manuale a instalaţiilor de utilizare ale unor categorii de consumatori finali de energie electrică în situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic se elaborează de operatorul sistemului de transport care deţine licenţă pentru conducerea centralizată a sistemului electroenergetic, în colaborare cu alţi operatori de sistem, în termen de şase luni de la aprobarea prezentului Plan. Operatorii de sistem şi furnizorii serviciului universal şi de ultima opţiune, în termen de şase luni, vor examina în comun măsurile tehnice şi organizatorice necesare pentru elaborarea şi implementarea Normativului de limitări a puterii şi a energiei electrice la consumatorii finali, inclusiv actualizarea cadrului de interacţiune.

33. Restricţiile în alimentarea cu energie electrică în situaţii excepţionale trebuie aplicate doar cu respectarea principiilor stabilite în prezentul Plan. Orice măsură de salvgardare stabilită în conformitate cu prezentul Plan se aplică temporar astfel încât să cauzeze cât mai puţine perturbări în funcţionarea pieţei energiei electrice şi trebuie să fie limitată la strictul necesar pentru înlăturarea ameninţării siguranţei, restabilirea integrităţii fizice a persoanelor sau a reţelelor şi a instalaţiilor sistemului electroenergetic.

34. Orice măsură de salvgardare trebuie luată de către operatorul sistemului de transport care deţine licenţă pentru conducerea centralizată a sistemului electroenergetic după consultarea altor operatori de sistem implicaţi sau afectaţi, precum şi a operatorilor sistemelor de transport din ţările vecine cu care este interconectat sistemul electroenergetic al Republicii Moldova în condiţiile în care aceştia sunt afectaţi sau implicaţi, cu respectarea acordurilor bilaterale încheiate, inclusiv a acordurilor privind schimbul de informaţii.

4.1. Atribuţiile şi responsabilităţile organului central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii

35. Ministerul Energiei este responsabil de asigurarea punerii în aplicare a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

36. Ministerul Energiei are următoarele responsabilităţi specifice:

a) centralizează informaţiile primite de întreprinderile electroenergetice privind situaţia creată în sistemul electroenergetic şi efectuează o analiză în comun cu întreprinderile electroenergetice şi ANRE;

b) identifică şi evaluează riscurile de securitate în sectorul electroenergetic, în conformitate cu metodologia şi reglementările în vigoare;

c) informează Comisia, prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor, referitor la situaţia creată şi la consecinţele care ar putea surveni în sistemul electroenergetic în legătură cu apariţia evenimentelor care ar putea declanşa situaţia de avertizare timpurie sau situaţia de criză de energie electrică, precum şi referitor la măsurile ce urmează a fi luate pentru redresarea situaţiei create. Pentru identificarea măsurilor ce urmează a fi întreprinse, Ministerul Energiei poate solicita suportul ANRE;

d) asigură cooperarea cu OST, OSD, producătorii şi furnizorii energiei electrice, ANRE, Grupul de coordonare a securităţii aprovizionării al Comunităţii Energetice, ENTSO-E, centrele regionale de coordonare şi alte părţi interesate/relevante, după caz;

e) întocmeşte şi actualizează periodic Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic în baza scenariilor regionale şi naţionale de criză în sectorul electroenergetic, în colaborare cu entităţile relevante din sector;

f) asigură îndeplinirea măsurilor stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic pentru a preveni apariţia situaţiilor de criză de energie electrică;

g) îndeplineşte formalităţile necesare pentru adoptarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic şi pentru organizarea de teste/simulări ale crizelor de energie electrică în cooperare cu OST şi alte părţi relevante;

h) elaborează şi stabileşte mecanisme de implementare şi monitorizare a procedurilor operaţionale în domeniul prevenirii şi managementului riscurilor în sectorul electroenergetic.

4.2. Atribuţiile şi responsabilităţile operatorilor de sistem în cazul unei situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic

37. Conform art.56 alin.(11) din Legea nr.107/2016, pe perioada situaţiilor de criză pe piaţa energiei electrice, măsurile întreprinse de OST, precum şi de ceilalţi participanţi la piaţa energiei electrice în conformitate cu deciziile Comisiei, sunt obligatorii şi prevalează în raport cu prevederile contractuale şi cu actele normative în domeniu.

4.2.1. Atribuţiile şi responsabilităţile OSТ

38. Atribuţiile şi responsabilităţile OST sunt stabilite după cum urmează:

a) de comun cu operatorul pieţei energiei electrice monitorizează funcţionarea pieţei energiei electrice, şi după caz dispune măsuri privind suspendarea activităţilor de piaţă a energiei electrice, în conformitate cu prevederile actelor normative de reglementare aprobate de ANRE.

b) evaluarea probabilităţii unei crize de energie electrică prin analiza SEN pe termen scurt şi mediu, pentru toate scenariile de risc;

c) informează Comisia, Ministerul Energiei şi ANRE cu privire la apariţia oricărui eveniment concret şi sigur care a declanşat situaţia de avertizare timpurie sau situaţia de criză de energie electrică, a apărut o contingenţă de excepţie, iar acţiunile de remediere disponibile nu sunt suficiente pentru a menţine starea normală de funcţionare a sistemului electroenergetic; este limitată sau sistată furnizarea energiei electrice din exterior; este limitată sau sistată furnizarea energiei electrice de la producătorii locali, iar oferta disponibilă nu este în stare să acopere pe deplin cererea de energie electrică. Concomitent, operatorul sistemului de transport urmează să prezinte toată informaţia relevantă în acest sens, precum şi să comunice măsurile ce au fost şi urmează a fi întreprinse în situaţia creată, inclusiv măsurile care nu se bazează pe mecanisme de piaţă;

d) în cazul confirmării de către Comisia situaţiei de criză de energie electrică, să îşi îndeplinească obligaţiile, ţinând cont de necesitatea respectării principiilor de a nu lua măsuri care pun în pericol viaţa oamenilor sau integritatea patrimoniului, precum şi de a nu restricţiona, în măsura posibilităţilor tehnice, fluxurile transfrontaliere de energie electrică;

e) la necesitate, aplică procedura de suspendare a activităţilor de piaţă;

f) aplică măsuri tehnice şi comerciale de siguranţă în caz de criză care afectează funcţionarea pieţei energiei electrice;

g) asigură adecvanţa funcţionării SEN în limitele măsurilor disponibile;

h) asigură îndeplinirea criteriului de siguranţă N-1;

i) asigură stabilitatea statică şi dinamică a SEN;

j) contractează rezerve de putere electrică;

k) asigură restabilirea funcţionării SEN-ului;

l) asigură repararea defecţiunilor/deteriorărilor produse în RET;

m) asigură canale de comunicare în vederea implementării controlului şi acţiunilor de restabilire a funcţionării SEN;

n) implementează măsurile dispuse de structurile superioare de decizie;

o) să prezinte zilnic Comisiei, prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor, informaţii cu privire la obligaţiile îndeplinite şi măsurile întreprinse pentru redresarea situaţiei create, pe perioada situaţiei de avertizare timpurie sau a situaţiei de criză de energie electrică, cu respectarea cerinţelor stabilite în secţiunea 5 din Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul electroenergetic;

p) să colaboreze cu operatorii sistemelor de transport din statele vecine, inclusiv prin aplicarea unui mecanism de schimb continuu de informaţii, pentru a garanta securitatea şi fiabilitatea funcţionării reţelelor electrice de transport în contextul gestionării congestiilor.

39. Alte obligaţii şi responsabilităţi ale OST sunt reglementate prin Capitolele V şi VI ai Legii
nr.107/2016 cu privire la energia electrică, precum şi în actele normative de reglementare aprobate de ANRE.

4.2.2. Atribuţiile şi responsabilităţile OSD

40. Atribuţiile şi responsabilităţile OSD sunt stabilite după cum urmează:

a) participă la restaurarea SEN;

b) implementează măsurile dispuse de structurile superioare de decizie;

c) asigură îndeplinirea criteriului de siguranţă N-1;

d) asigură intervenţii pentru remedierea defecţiunilor/deteriorărilor în RED;

e) oferă canale de comunicare în vederea implementării controlului şi acţiunilor de restabilire a funcţionării RED.

f) informează imediat OST, Ministerul Energiei şi ANRE, prezentând informaţii concrete şi sigure, cu privire la apariţia unui eveniment care afectează livrarea energiei electrice prin intermediul reţelelor electrice de distribuţie şi cu privire la măsurile ce trebuie să fie sau care au fost deja întreprinse pentru a preveni sau a minimiza impactul asupra aprovizionării cu energie electrică a consumatorilor finali din zona sa de activitate;

g) în cazul confirmării de către Comisia situaţiei de criză de energie electrică, să întreprindă măsurile stabilite în prezentul Plan, conform indicaţiilor OST, precum şi să îndeplinească deciziile Comisiei;

h) la iniţiativa furnizorilor, să întrerupă livrarea energiei electrice consumatorilor mari, care au încheiat contracte de furnizare întreruptibilă cu energie electrică;

i) să îndeplinească dispoziţiile Comisiei, precum şi indicaţiile OST, inclusiv cu privire la limitarea livrării energiei electrice sau cu privire la deconectarea parţială a instalaţiilor de utilizare ale consumatorilor finali în conformitate cu actele normative de reglementare aprobate de ANRE , sau, în lipsa acestora, în conformitate cu graficele deconectărilor în evantai (GDE), coordonate cu alţi operatori de sistem;

j) să întreprindă acţiunile necesare pentru realimentarea parţială a consumatorilor finali afectaţi prin intermediul altor reţele electrice funcţionale, în măsura posibilităţilor tehnice;

k) să preia şi să distribuie, în condiţii de siguranţă, cantităţile suplimentare de energie electrică puse la dispoziţie de către furnizori şi producători;

l) să întreprindă măsurile necesare pentru topirea chiciurii;

m) să întreprindă acţiunile necesare pentru remedierea, în termen cât mai restrâns, a defecţiunilor tehnice apărute în reţelele electrice de distribuţie, precum şi pentru restabilirea funcţionării acestora în condiţii normale de lucru;

n) la iniţiativa furnizorilor, să întrerupă livrarea energiei electrice consumatorilor finali care au încheiat cu furnizorii contracte de sistare benevolă a furnizării energiei electrice în cazul apariţiei situaţiilor excepţionale;

o) să informeze zilnic operatorul sistemului de transport care deţine licenţă pentru conducerea centralizată a sistemului electroenergetic (în continuare – operatorul sistemului de transport responsabil) cu privire la obligaţiile îndeplinite şi măsurile întreprinse pentru remedierea situaţiei create, pe perioada situaţiei de alertă sau a situaţiei de urgenţă;

p) la dispariţia cauzelor care au determinat declanşarea situaţiei de alertă sau a situaţiei de urgenţă, să notifice imediat operatorul sistemului de transport responsabil;

q) să prezinte fără întârziere, în volum complet şi calitativ informaţia solicitată de operatorul sistemului de transport responsabil, de Comisie sau de Ministerul Energiei;

r) să reia imediat activitatea în condiţii obişnuite, conform indicaţiei operatorului sistemului de transport în legătură cu dispariţia cauzelor care au determinat declanşarea situaţiei de avertizare timpurie sau a situaţiei de criză de energie electrică.

41. Alte obligaţii şi responsabilităţi ale OSD sunt reglementate prin capitolul VII din Legea nr.107/2016 cu privire la energia electrică.

4.2.3. Atribuţiile şi responsabilităţile producătorilor de energie electrică

42. Atribuţiile şi responsabilităţile producătorilor de energie electrică sunt stabilite după cum urmează:

a) să informeze imediat operatorul sistemului de transport, furnizorii de energie electrică, Ministerul Energiei şi ANRE, prezentând informaţii concrete şi sigure, cu privire la apariţia unui eveniment concret care duce la limitarea esenţială sau chiar la stoparea producerii energiei electrice la centrala electrică pe care o exploatează;

b) în cazul confirmării de către Comisia situaţiei de criză de energie electrică, să întreprindă măsurile stabilite în prezentul Plan, conform indicaţiilor operatorului sistemului de transport responsabil, precum şi să îndeplinească dispoziţiile Comisiei;

c) în contextul întreruperii sau limitării furnizării gazelor naturale, producătorii care produce energie electrică la CET urmează să întreprindă măsurile necesare în legătură cu trecerea la combustibili alternativi pentru producerea energiei electrice, utilizând în acest scop rezervele proprii sau, la decizia Comisiei, şi/sau din rezervele de stat;

d) la solicitarea OST, în funcţie de scenariul de criză de energie electrică şi în măsura posibilităţilor tehnice, să pună la dispoziţie toată capacitatea electrică disponibilă a centralei sale electrice şi/sau să majoreze/să reducă producerea energiei electrice; să menţină, în limitele posibilităţilor tehnice vor menţine, în stare de funcţionare cel puţin un grup generator per centrală pentru servicii proprii;

e) să întreprindă măsurile necesare pentru redresarea situaţiei create la centrala sa şi să asigure reluarea imediată a procesului de producere a energiei electrice în condiţii normale de activitate;

f) să informeze operatorul sistemului de transport responsabil cu privire la obligaţiile îndeplinite şi măsurile întreprinse pentru redresarea situaţiei create pe perioada crizei de energie electrică;

g) să prezinte, fără întârziere, în volum complet şi calitativ toată informaţia solicitată de operatorul sistemului de transport responsabil, de Comisie şi Ministerul Energie;

h) la dispariţia cauzelor care au determinat declanşarea situaţiei de avertizare timpurie sau a situaţiei de criză de energie electrică, să notifice imediat operatorul sistemului de transport responsabil;

i) să reia imediat activitatea în condiţii obişnuite, conform indicaţiilor operatorului sistemului de transport, în legătură cu dispariţia cauzelor care au determinat declanşarea crizelor de energie electrică;

j) participă la restaurarea SEN;

k) implementează măsurile dispuse de structurile superioare de decizie;

l) asigură menţinerea unităţilor de producere la nivelul notificat pe piaţa energiei electrice, sau după caz la nivelul stabilit prin ordinul dispecerului;

m) asigură serviciile de sistem necesare pentru menţinerea siguranţei operaţionale a SEN;

n) asigura rezervele de combustibil necesare întreţinerii unităţilor de producţie în funcţiune;

o) asigură intervenirea spre remedierea defecţiunilor/avariilor produse la unităţile de producţie;

p) oferă canale de comunicare în vederea implementării acţiunilor de control şi restabilire.

4.2.4. Atribuţiile şi responsabilităţile prestatorilor de servicii de sistem

43. Pentru prestatorii serviciilor de sistem se stabilesc cel puţin următoarele atribuţii şi responsabilităţi:

a) asigură rezervele de putere şi a altor servicii necesare conform nivelului notificat pe piaţa energiei electrice, stabilit prin ordinul dispecerului.

b) oferă canale de comunicare în vederea implementării acţiunilor de control şi restaurare.

V. PROCEDURI ŞI MĂSURI ÎN CAZUL SITUAŢIILOR

EXCEPŢIONALE ÎN SECTORUL ELECTROENERGETIC

DECLARAREA SITUAŢIEI DE CRIZĂ DE ENERGIE ELECTRICĂ

5.1. Entitatea responsabilă cu declararea situaţiei de criză de energie electrică

44. Întreprinderile electroenergetice sunt obligate să informeze OST atunci când se confruntă cu orice eveniment care poate afecta securitatea aprovizionării cu energie electrică. În cazul în care OST identifică elemente care pot declanşa o potenţială situaţie excepţională în sectorul energiei electrice, sesizează imediat Comisia şi Ministerul Energiei.

45. Constatarea situaţiei de criză de energie electrică se efectuează de către Comisie şi la sesizarea Ministerului Energiei sau ANRE. Pentru stabilirea scenariului de criză, Ministerul Energiei poate convoca pentru consultare Comisia pentru situaţii excepţionale a Ministerului Energiei (în continuare – CSEME).

46. CSEME are rol consultativ în situaţia evaluării condiţiilor de existenţă a unei situaţii de criză de energie electrică, prevenirii unei situaţii de criză de energie electrică, determinării posibilelor consecinţe asociate, precum şi propunerea măsurilor necesare pentru gestionarea fiecărui scenariu de criză de energie electrică. Componenţa şi Regulamentul CSEME sunt aprobate prin Ordinul Ministerului Energiei. Din componenţa CSEME fac parte reprezentanţii ANRE, OST, OSD şi alte întreprinderi din sectorul electroenergetic, gazelor naturale şi termoenergetic. La şedinţele CSEME pot fi invitaţi experţi independenţi cu experienţă relevantă în situaţiile analizate.

47. În caz de constatare a situaţiei de criză de energie electrică sau de lichidare a consecinţelor acesteia, activitatea Comisiei este asigurată de Centrul Naţional de Management al Crizelor.

[Pct.47 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

48. În termen de 12 ore de la sesizare, Comisia verifică dacă sunt îndeplinite condiţiile privind constatarea existenţei situaţiei de criză de energie electrică şi a scenariului de criză corespunzător.

49. În cazul în care, după verificare, Comisia nu va constata semnalele unei situaţii de criză de energie electrică întreprinderile electroenergetice reiau imediat activitatea în condiţii normale de funcţionare.

50. În cazul în care sunt îndeplinite condiţiile scenariilor de criză de energie electrică, Comisia constată existenţa situaţiei de criză de energie electrică şi scenariul de criză corespunzător.

51. OST notifică OSD, furnizorii de energie electrică, precum şi OST adiacenţi din ţările vecine, cu privire la constatarea de către Comisia situaţiei de criză de energie electrică şi dispune, în funcţie de situaţie, aplicarea măsurilor stabilite în prezentul Plan.

52. În cazul în care Comisia constată unul din scenariile de criză asociate situaţiilor de criză de energie electrică, Ministerul Energiei notifică imediat Secretariatul Comunităţii Energetice, precum şi autorităţile competente din ţările vecine şi pune la dispoziţia acestora toate informaţiile necesare, în special informaţiile cu privire la acţiunile pe care Comisia intenţionează să le întreprindă.

53. La dispariţia cauzelor care au determinat apariţia situaţiei de criză, OST sesizează imediat Ministerul Energiei şi Comisia prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor.

54. În termen de cel mult 12 ore, Comisia constată încetarea situaţiei de criză de energie electrică şi anunţă OST şi Ministerul Energiei.

55. După încetarea situaţiei de criză de energie electrică, operatorii de sistem, dar şi alţi participanţi la piaţa energiei electrice sunt obligaţi să îşi reia imediat activitatea în condiţii normale de funcţionare.

56. În cazul în care Comisia constată încetarea situaţiei de criză de energie electrică, Ministerul Energiei notifică imediat Secretariatul Comunităţii Energetice, precum şi autorităţile competente din ţările vecine.

57. După încetarea situaţiei de criză, Ministerul Energiei prezintă Secretariatului Comunităţii Energetice, în cel mai scurt timp dar nu mai târziu de şase săptămâni de la încetarea situaţiei de criză de energie electrică, o evaluare detaliată a situaţiei de criză şi a eficacităţii măsurilor implementate, inclusiv evaluarea impactului economic al situaţiei de criză, a impactului asupra sectorului energetic şi evaluarea asistenţei acordate sau primită de la ţările părţi ale Comunităţii Energetice. Această evaluare este pusă la dispoziţia Grupului de coordonare privind securitatea aprovizionării cu energie electrică din cadrul Comunităţii Energetice şi se reflectă în actualizarea Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

5.2. Etape de acţiune în cazul unei situaţii de criză de energie electrică

58. Principalele etape de acţiune în cazul unei situaţii de criză de energie electrică sunt următoarele:

- declararea situaţiei de criză de energie electrică;

- informarea/ comunicarea despre situaţia de criză de energie electrică;

- evaluarea situaţiei şi a riscurilor cu luarea în considerarea prevederilor Regulamentului şi a scenariilor de criză prevăzute de prezentul Plan;

- identificarea resurselor necesare (umane, materiale şi echipamente) în conformitate cu prezentul Plan;

- analiza pe teren a efectelor crizei;

- alegerea strategiei de răspuns, implementarea strategiei de răspuns;

- încetarea situaţiei de criză de energie electrică.

- analiza post-incident şi stabilirea măsurilor pentru prevenirea viitoare;

5.3. Mecanisme adecvate pentru fluxurile de informaţii

59. Gestionarea situaţiei de criză depinde în mod direct de calitatea informaţiilor oferite factorilor de decizie.

60. Informaţiile la subiect sunt imediat raportate către Comisie.

61. În funcţie de situaţia de criză, Comisia va lua următoarele măsuri:

- va emite informaţii alertă timpurie care prevăd furnizarea de informaţii cu privire la posibila apariţie a unei situaţii de criză de energie electrică;

- va emite o notificare de alertă, informând că, deşi situaţia de criză nu este iminentă, au apărut elemente care s-au înrăutăţit/agravat;

- va emite un Anunţ de Pericol, informând că situaţia de criză este iminentă şi cei responsabili trebuie să ia măsurile necesare pentru a minimiza prejudiciul/ pierderea ce va fi cauzată de situaţia de criză.

- declararea situaţiei de criză de energie electrică.

62. Pentru informarea şi coordonarea acţiunilor vor fi utilizate următoarele centre de comandă:

- Serviciul Central de Dispecer (SCD);

- dispeceratele locale din cadrul ÎS “Moldelectrica”;

- Sucursalele reţelelor electrice de tensiune înaltă (RETÎ) ale ÎS “Moldelectrica”;

- dispeceratele operatorilor sistemelor de distribuţie;

- dispeceratele la nivelul producătorilor de energie electrică;

- dispeceratele la nivelul marilor consumatori de energie electrică;

63. Aceste centre vor transmite toate informaţiile relevante cu privire la:

- starea şi modul de funcţionare a SEN;

- masurile dispuse de Comisie;

- modul de implementare a acţiunilor/ măsurilor dispuse de Comisie;

- aspecte legate de evoluţia situaţiei de criză.

64. Toate informaţiile disponibile în teritoriu sunt centralizate la Serviciul Central de Dispecer care furnizează informaţii către Comisie. Informaţiile către public şi mass-media vor fi centralizate prin intermediul unui ofiţer de presă numit de Comisie. În procesul de implementare a prevederilor prezentului Plan, conducătorii fiecărei unităţi organizatorice din cadrul entităţilor SEN identifică şi stabilesc personalul esenţial în gestionarea crizelor.

65. Vor fi identificate următoarele categorii de personal esenţial:

- personal de conducere tehnic şi nontehnic;

- personal de exploatare (conducere operaţională, întreţinere operaţională);

- personal de comunicaţii;

- personal de întreţinere;

- personalul de achiziţii;

- personal pentru transportul materialelor;

- personalul de urgenţă;

- personalul responsabil cu protecţia muncii;

- personalul responsabil de medicina muncii si sănătatea muncii;

- personal pentru comunicare externă.

66. La începutul crizei, OST organizează echipe de intervenţie care vor acţiona în următoarele direcţii:

Operaţional

- identifică potenţialele pericole care pot apărea şi întreprinde măsuri pentru a le elimina;

- întreprinde măsuri pentru deconectarea/ retragerea din funcţiune a echipamentului avariat;

- întreprinde măsuri pentru închiderea în siguranţă a unităţilor de producţie (dacă este cazul);

- întreprinde alte măsuri în funcţie de evoluţia evenimentelor şi de particularităţile situaţiei de criză.

Mentenanţă

- intervine pentru repararea defecţiunilor echipamentelor;

- identifică potenţialele pericole care pot apărea şi ia măsuri pentru a le elimina;

- întreprinde alte măsuri în funcţie de evoluţia evenimentelor şi de particularităţile situaţiei de criză.

Securitate

- restricţionează accesul personalului neesenţial;

- asigură accesul personalului esenţial;

- asigură accesul vehiculelor de evacuare sau ambulanţelor.

Administrativ

- acordă asistenţă pentru operaţiuni de salvare şi transport centrelor medicale;

- asigură evidenţa personalului care participă activ la situaţia de criză;

- alte măsuri aranjate în funcţie de evoluţia evenimentelor şi de particularităţile situaţiei de criză.

Protecţia muncii

- asigură măsurile necesare în ceea ce priveşte protecţia muncii;

- acordă asistenţă pentru măsurarea emisiilor/ concentraţiilor de gaze nocive;

- identifică şi colectează probe, informaţii legate de aspectele legate de protecţia muncii necesare analizei/ investigaţiei post-incident;

- alte măsuri aranjate în funcţie de evoluţia evenimentelor şi de particularităţile situaţiei de criză.

Medicina muncii

- asigură accesul şi intervenţia rapidă a personalului medical pentru primul ajutor;

- asigură acordarea de îngrijiri medicale; solicită îngrijiri medicale de specialitate;

- alte măsuri aranjate în funcţie de evoluţia evenimentelor şi de particularităţile situaţiei de criză.

Stingerea incendiilor

- intervine rapid pentru identificarea şi stingerea incendiilor;

- solicită intervenţia pompierilor IGSU

- evacuarea personalului din zonele de incendiu;

- alte măsuri aranjate în funcţie de evoluţia evenimentelor şi de particularităţile situaţiei de criză.

Transport

- asigură disponibilitatea întregului parc auto pentru intervenţie şi acţiuni de evacuare;

- asigură prezenţa personalului specializat la locul incidentului pentru a asigura intervenţia în cazul unor defecţiuni minore la vehiculele de intervenţie, ambulanţe etc.;

- asigură realimentarea autovehiculelor, echipamentelor, generatoarelor de rezervă;

- acordă asistenţă în organizarea condiţiilor de transport;

- alte măsuri aranjate în funcţie de evoluţia evenimentelor şi de particularităţile situaţiei de criză.

Comunicare

- asigură funcţionalitatea reţelei de comunicaţii;

- intervine pentru repararea defecţiunilor echipamentelor de comunicaţii;

- alte măsuri aranjate în funcţie de evoluţia evenimentelor şi de particularităţile situaţiei de criză.

Figura 8. Diagrama fluxurilor informaţionale în condiţiile de prevenire,

lansare şi gestionare a crizei de energie electrică

Figura 9.

[Figura 9 abrogată prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

5.4. Proceduri şi măsuri naţionale

67. În conformitate cu cerinţele Legii nr.107/2016 privind energia electrică, şi cele ale Codului reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic, aprobat prin Hotărâre de ANRE, sunt stabilite un set de măsuri de siguranţă care trebuie aplicate în vederea prevenirii sau limitării efectelor situaţiilor excepţionale care pot apărea în exploatarea SEN.

5.5. Măsuri privind funcţionarea pieţei energiei electrice

68. Principiul de bază de acţiune în caz de criză este acela de a permite funcţionarea pieţei de energie electrică chiar şi în situaţiile în care atât oferta, cât şi cererea sunt limitate, iar preţul energiei electrice fluctuează brusc.

69. Planul de apărare a sistemului electroenergetic, elaborat conform Codului reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic prevede două categorii de măsuri de apărare, care sunt aplicate atât de Operatorul Sistemului de Transport (OST) cât şi de Operatorii de Distribuţie (OSD). Prima categorie include măsuri tehnice fără impact asupra pieţei de energie electrică, a doua categorie este reprezentată de măsuri tehnice şi comerciale, ultima fiind limitarea consumului de energie electrică.

70. Limitarea/reducerea consumului se aplică ca măsură de ultimă instanţă, ţinând cont de importanţa vitală a consumatorilor finali, în primul rând consumatorilor industriali care au posibilitatea tehnică de a reduce consumul prin adaptarea corespunzătoare a procesului tehnologic. Contractele de furnizare a energiei electrice vor prevedea posibilitatea sistării furnizării energiei electrice în condiţii de aplicare a planului de apărare a sistemului electroenergetic şi Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

71. În conformitate cu pct.9.3 din Anexa nr.2 la Regulamentul privind furnizarea energiei electrice aprobat prin Hotărârea ANRE nr.169/2019, în situaţiile neprevăzute de Contract, părţile se călăuzesc de prevederile legislaţiei în vigoare şi de hotărârile Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică.

72. Capitolul III din Regulile pieţei energiei electrice, aprobate prin Hotărârea ANRE
nr.283/2020, reglementează activităţile în situaţii de criză pe piaţa energiei electrice, făcând referinţă la respectarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, aprobat de Guvern.

73. Conform Codului reţelelor electrice, aprobat prin Hotărârea ANRE nr.423/2019
pct.658, OST stabileşte o listă de contingenţe care include contingenţe interne şi externe din zona sa de observabilitate, evaluând dacă aceste contingenţe pun în pericol siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic naţional. Lista de contingenţe trebuie să includă atât contingenţele obişnuite, cât şi contingenţele excepţionale.

5.6. Măsuri fără impact asupra pieţei de energie electrică

74. Măsurile de salvgardare care se aplică pentru a preveni o criză în funcţionarea SEN includ utilizarea la maxim a pieţei de echilibrare şi ca urmare nu afectează funcţionarea pieţei de energie electrică, asigurând următoarele:

- unităţile generatoare vor fi încărcate la puterea maximă disponibilă (inclusiv pornirea unităţilor generatoare de rezervă);

- se va solicita creşterea puterii disponibile a SEN, prin punerea la dispoziţie a unităţilor generatoare în reparaţie (repunerea în funcţiune timpurie a unităţilor generatoare în reparaţie);

- reducerea consumului dispecerizabil declarat ca ofertă de încărcare pe piaţa de echilibrare a energiei electrice;

- solicitarea asistenţei de urgenţă de la OST vecini.

5.7. Măsurile tehnice conform Planului de apărarea SEN

75. Măsurile tehnice prevăzute de Planului de apărare a SEN constau în transpunerea următoarelor scheme de protecţie a SEN:

- Schema de control automat a frecvenţei la abatere negativă de frecvenţă ;

- Schema de control automat a frecvenţei la abatere pozitivă de frecvenţă;

- Schemă automată împotriva colapsului de tensiune.

76. Schema de control automat al sub-frecvenţei şi supra frecvenţei reprezintă un mecanism de prevenire a întreruperii sistemului de alimentare în cazul în care apar perturbări majore în sistem.

5.8. Măsurile organizatorice conform Planului de apărarea a SEN

77. Măsurile organizatorice ale Planului de apărare a SEN cuprind următoarele proceduri aplicabile în vederea apărării sistemului electroenergetic:

- Procedura de gestionare a abaterilor de frecvenţă;

- Procedura de gestionare a abaterilor de tensiune;

- Procedura de gestionare a fluxului de energie;

- Asistenţă pentru procedura de putere activă.

5.9. Măsuri tehnice şi comerciale cu impact asupra pieţei de energie electrică

78. Măsurile de apărare, tehnice şi comerciale, care se aplică pentru prevenirea unei crize în funcţionarea SEN şi care poate afecta funcţionarea pieţei de energie electrică sunt următoarele:

- în unităţile de producţie care pot funcţiona cu combustibil alternativ, măsura se va aplica pentru majorarea rezervelor tehnologice ale sistemului, în vederea utilizării lor după caz;

- reducerea/ anularea capacităţii disponibile de interconectare;

- reducerea/ anularea tranzacţiilor de export notificate;

- sistarea alocării capacităţilor interconexiunilor sau alocarea capacităţilor unui furnizor;

- limitarea treptată a consumului de energie electrică, în condiţiile stabilite prin Hotărârea Guvernului şi în conformitate cu Normativul de deconectare manuală a instalaţiilor de utilizare ale unor categorii de consumatori finali de energie electrică şi/sau Normativul de limitări a puterii şi energiei electrice la consumatorii finali elaborat de OST şi aprobat de ANRE.

79. La declanşarea crizei, se vor aplica măsuri de apărare/salvgardare tehnică şi comercială pentru prevenirea situaţiilor de criză care afectează funcţionarea pieţei de energie electrică, şi anume:

- În unităţile de producţie care pot funcţiona cu combustibil alternativ, măsura se va aplica pentru majorarea rezervelor tehnologice ale sistemului, pentru a le utiliza după caz;

- Reducerea şi/sau anularea capacităţii disponibile de interconectare;

- Reducerea şi/sau anularea tranzacţiilor de export notificate.

5.10. Măsuri privind deconectarea manuală

80. În situaţii neprevăzute, care periclitează funcţionarea SEN, există şi posibilitatea deconectării manuale a anumitor categorii de consumatori industriali. În condiţiile asigurării cerinţelor tehnice şi organizatorice, aceşti consumatori finali pot fi realimentaţi la un nivel minim de putere tehnologică, astfel încât securitatea atât a instalaţiilor, cât şi a personalului să nu fie pusă în pericol. În condiţiile în care consumatorii finali respectivi nu respectă limita tehnologică, instalaţiile de utilizare ale acestora vor fi deconectate de la reţeaua electrică.

81. Întreruperea manuală a consumului se realizează numai în situaţii excepţionale apărute în funcţionarea SEN în conformitate cu Normativul de deconectări manuale a instalaţiilor de utilizare ale unor categorii de consumatori finali de energie electrică. La moment se aplică procedura “График аварийных  отключений 6-10 к и 110 кÂ.” (Graficul deconectărilor în situaţii de avarie în reţelele 6-10 kV şi 110 kV).

82. Normativul de deconectare manuală se aplică ca ultimă soluţie, în situaţii în care aceasta nu putea fi anticipată în funcţionarea SEN, situaţie, care pune în pericol funcţionarea SEN sau a unei zone. Soluţia dată este aplicată pentru a preveni răspândirea sau agravarea acestei situaţii.

83. Deconectarea instalaţiilor de utilizare ale consumatorilor finali şi Normativul de deconectare manuală se aplică în următoarele situaţii excepţionale de funcţionare a SEN:

- trecerea in regim izolat de funcţionare a SEN, după acţionarea descărcării automate a sarcinii la frecvenţă (DASf)), dacă frecvenţa nu poate fi restabilită şi menţinută la
valori > 49 Hz, din lipsa puterii active disponibile;

- izolarea unei zone a SEN, în cazul în care frecvenţa şi/sau tensiunea nu pot fi restabilite la valori care să permită sincronizarea unităţilor generatoare de energie sau sincronizarea acelei zone a SEN, din cauza lipsei de putere activă disponibilă în zonă;

- prin reţeaua de alimentare a unei zone a SEN (linii, transformatoare, autotransformatoare) apar sarcini care depăşesc valorile limită admisibile din punct de vedere al echipamentelor (limită termică), acestea neputând fi îndepărtate prin alte măsuri în timpul suprasolicitării;

- într-o zonă a SEN, sau în cea mai mare parte a acesteia, după ce au fost luate toate măsurile de control, tensiunile se menţin cel mult egale cu valoarea tensiunii de deconectare a instalaţiilor consumatorilor finali, iar această situaţie poate pune în pericol stabilitatea funcţionării;

- la scăderea sub limitele normale ale rezervei faţă de limita de stabilitate statică a fluxurilor de putere printr-un tronson caracteristic, prin care se alimentează o zona deficitară, până la începerea rezervei terţiare lente în acea zona sau, când aceasta lipseşte, până la aplicarea Normativului de limitări a puterii şi energiei electrice la consumatorii finali, aplicat treptat, în situaţii de criză în funcţionarea SEN;

- când există o lipsă a puterii pe parcursul unei perioade scurte de timp de 4 ÷ 48 ore, ceea ce duce la o abatere orară de la soldul programat care este inadmisibilă conform regulilor ENTSO-E şi acordurilor stabilite cu operatorii din sistem din zona sincronă, până la mobilizarea rezervei terţiare lente sau, când aceasta lipseşte, până la aplicarea Normativului de limitări a puterii şi energiei electrice la consumatorii finali în situaţii de criză în funcţionarea SEN;

- orice altă situaţie de dezechilibru al sistemului electroenergetic care nu poate fi compensat prin alte metode de majorarea a producerii de energie electrică sau limitare a consumului de energie electrică.

5.11. Protecţie specială împotriva deconectării

84. Normativul de deconectare manuală se va elabora ţinând cont de Criteriile de întocmire a listelor consumatorilor finali instalaţiile de utilizare ale cărora pot fi deconectate de la reţeaua electrică, prezentate în anexa nr.1 la prezentul Plan. Acesta se aplică numai consumatorilor finali incluşi în Normativul respectiv. Consumatorii industriali care, prin procesul tehnologic utilizat, au capacitatea de a fi deconectaţi pentru o perioadă prestabilită, vor fi deconectaţi şi apoi realimentaţi la puterea tehnică minimă.

85. Normativul de deconectare manuală se aplică până la dispariţia condiţiilor stabilite anterior, ca urmare a schimbării situaţiei în SEN, sau până la implementarea cu succes a măsurilor de recuperare (mobilizarea energiei de control, punerea în funcţiune a elementelor de reţea) sau, când acest lucru nu este posibil, până la aplicarea Normativului de limitări a puterii şi energiei la consumatorii finali.

86. Normativul de limitări a puterii şi energiei electrice la consumatorii finali se aplică în următoarele situaţii de criză în funcţionarea SEN:

- penurie de combustibil la nivel naţional;

- penurie de energie, determinată de factori externi;

- penurie de energie, determinată de necesităţile de apărare ale ţării;

- lipsă de energie într-o zonă deficitară a SEN, din cauza indisponibilităţii surselor de producţie în zonă şi a capacităţii limitate a reţelei de a asigura transportul necesarului de energie din alte zone, în condiţii de siguranţă.

87. Determinarea probabilităţii apariţiei unei crize în funcţionarea SEN se face de către OST pe baza metodologiei ENTSO-E, ţinând cont de:

- capacitatea disponibilă a surselor de generare, declarate de producători, care vor ţine cont de:

a) stocurile de combustibil şi condiţiile de desfăşurare a activităţilor economice care le asigură;

b) starea Sistemului Naţional de Transport al Gazelor Naturale;

c) volumul rezervelor de apă din lacurile de acumulare;

d) disponibilitatea unităţilor generatoare a energiei electrice;

- consumul de energie electrică în SEN, sau într-o zonă a SEN;

- disponibilitatea RET şi RED.

88. De asemenea, la nivel regional şi european, procesul de prognoză a adecvanţei pe termen scurt (Short Term Adequacy forecasts - STA) se desfăşoară zilnic de către Coordonatorul Regional de Securitate (RSC)²⁰,²¹ în baza analizelor zilnice pentru următoarele şapte zile. OST se află la etapa incipientă de afiliere la RSC. Este unul din procesele conform catalogului de măsuri din cadrul interconectării la zona sincronă a Europei continentale. În primul rând se cere certificarea de către RSC a OST ÎS “Moldelectrica”. În al doilea rând, - includerea drept costuri eligibile costurile aferente aderării la unul sau mai multe centre regionale (RSC/RCC),cel mai probabil TSCNET sau parţial SELENE pentru diferite procese. Pe termen scurt, în cazul apariţiei situaţiilor de criză în funcţionarea SEN prevăzute la pct.85 şi este necesară intervenţia imediată a OST, acesta urmează să întreprindă toate măsurile necesare pentru limitarea sau eliminarea situaţiilor de criză fără a aştepta decizia Comisiei Naţionale de Management al Crizelor, inclusiv aplicarea normativelor de deconectare sau limitare a consumului de energie electrică.

_______________________

²⁰ RSC sunt companii deţinute de membrii săi OST. Ei prestează servicii pentru OST, cum ar fi furnizarea unui model al sistemului electroenergetic regional sau servicii de calcul avansate pentru OST care stabilesc cele mai eficiente acţiuni de remediere determinate din punct de vedere al costurilor, fără ca OST să fie constrâns la graniţele naţionale.

²¹ La 1 iulie 2022, Coordonatorii Regionali de Securitate (RSC) au evoluat în Centre Regionale de Coordonare (RCC). Obiectivul major al RCC constă în implementarea şi executarea de noi sarcini (servicii) în plus faţă de cele 5 sarcini istorice.

Aceste sarcini obişnuite (cum ar fi modelul reţelei comune (CGM), analiza coordonată de securitate (CSA), calculul coordonat al capacităţii (CCC), adecvanţa pe termen scurt paneuropean (STA) şi coordonarea paneuropeană a planificării întreruperii (OPC)) şi noile sarcini RCC sunt toate enumerate în Regulamentul UE 2019/943.

Cerinţele pentru implementarea continuă a celor 5 sarcini istorice şi implementarea noilor sarcini sunt incluse în întregime în acest Regulament.

[Pct.88 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

89. Normativul de limitări a puterii şi energiei electrice la consumatori finali se aplică numai în urma adoptării unei dispoziţii a Comisiei Naţionale de Management al Crizelor, ca ultimă măsură de salvgardare luată în situaţii de criză în funcţionarea SEN care poate fi prevăzută pe termen mediu şi lung, care pune în pericol funcţionarea SEN sau a unei zone a SEN.

[Pct.89 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

90. În situaţii critice în SEN, consumatorii noncasnici incluşi în normativul mai sus menţionat sunt notificaţi în scris de către operatorii de sistem la reţeaua electrică a cărora sunt racordate instalaţiile de utilizare, cu privire la prevederea aplicării Normativului de limitări a puterii şi energiei electrice la consumatorii finali. Dacă operatorul de sistem nu a avut destul timp pentru notificarea în scris a consumatorilor finali în prealabil, acesta notifică după începutul aplicării Normativului.

5.12. Măsuri de prevenire şi pregătire

91. Măsuri de prevenire şi pregătire la etapa de proiectare:

- Analiza comportamentului în exploatare a echipamentelor electrice (determinarea echipamentelor cu rata mare de defectare şi eliminarea neconformităţilor).

- Analiza comportamentului în exploatare a liniilor (detecţia zonelor în care există frecvente declanşări din cauza fenomenelor meteorologice extreme).

- Impunerea unor specificaţii pentru achiziţionarea echipamentelor electrice care să asigure buna funcţionare a acestuia in cazul temperaturilor scăzute.

- Impunerea prin reglementările de proiectare a unor condiţii de siguranţă sporită la cutremur pentru liniile de maximă importanţă pentru SEN, pentru clădirile staţiilor şi centrelor de control, pentru fundaţiile echipamentelor electrice şi ale unităţilor de transformare.

- Impunerea prin reglementările de proiectare a unor condiţii de siguranţă sporite pentru liniile de maximă importanţă pentru SEN (utilizarea conductorilor activi cu coeficient de dilatare redus, folosirea conductelor cu grad ridicat de rezistenţă mecanică).

- Folosirea echipamentelor electrice cu anvelope compozite în loc de porţelan în zone cu activitate seismică ridicată.

- Testarea echipamentelor învechite.

92. Măsuri de prevenire şi pregătire în cadrul lucrărilor de dezvoltare şi investiţii:

- Iniţierea unor investiţii majore/lucrări de întreţinere pentru reducerea efectelor galopării liniilor de transport, îmbunătăţirea nivelului de izolare a liniilor etc.).

- Înlocuirea stâlpilor din beton cu stâlpi metalici.

- Realizarea planului de dezvoltare a RET.

- Realizarea planului de dezvoltare a RED.

- Instalarea sistemelor de monitorizare pe linii.

- Audit periodic şi actualizarea/ modernizarea securităţii sistemelor informatice.

- Utilizarea tehnicilor de prognoză moderne şi performante bazate pe analize multicriteriale, conducând la o dimensionare robustă a rezervelor de putere a SEN.

93. Măsuri de prevenire şi pregătire la executarea lucrărilor de întreţinere:

- Realizarea planului de dezvoltare a RET.

- Realizarea planului de dezvoltare a RED.

- Realizarea planului de întreţinere pentru companiile producătoare de energie electrică.

- Întreţinerea sistemelor de control.

- Întreţinerea automatizărilor sistemului.

- Întreţinerea automatizărilor în centrale electrice.

- Întreţinerea DASf şi DASU.

- Întreţinerea sistemelor de încălzire.

- Eliminarea punctelor slabe şi a deficienţelor în reţelele de transport şi distribuţie.

- Umplere cu ulei, gaz SF₆.

- Eliminarea punctelor “în stare fierbinte”.

- Verificarea funcţionării echipamentelor.

- Verificarea generatoarelor de rezervă.

- Verificarea bateriilor de acumulatoare.

- Verificări periodice privind starea fundaţiilor stâlpilor din zone adiacent cursurilor fluviale.

- Verificări pe traseul liniilor unde există risc de alunecări de teren.

- Verificarea funcţionării comutatoarelor prizelor de reglaj la transformatoare.

- Efectuarea întreţinerii benzilor de siguranţă ale liniilor si defrişarea vegetaţiei în interiorul benzilor de siguranţă.

- Cosirea vegetaţiei în interiorul staţiilor.

- Menţinerea echipamentului de comutare (separatoare) în stare corespunzătoare pentru a permite manipulări fără gheaţă pe contacte.

- Întreţinerea construcţiilor staţiilor (bare şi stâlpi din beton, fundaţii utilaje), fundaţii şi sisteme de ancorare a stâlpilor liniilor electrice.

- Menţinere în bună funcţionare a instalaţiilor din cabinele releelor, baterii şi camerele de telecomunicaţii.

- Menţinerea în bună funcţionare a sistemelor de răcire ale transformatoarelor de forţă.

- Deszăpezirea drumurilor şi a căilor de acces la staţiile electrice.

94. Măsuri de prevenire şi pregătire a instalaţiilor:

- Asigurarea de combustibil pentru generatoarele de rezervă.

- Asigurarea cu generatoare de rezervă, cu surse de alimentare neîntreruptibile (UPS) şi baterii de acumulatoare.

- Echipament corespunzător cu stingătoare în staţii.

- Furnizarea de dezinfectanţi, măşti şi mănuşi pentru angajaţi.

95. Măsuri de prevenire şi pregătire, precum şi instruire şi formare:

- Instruirea personalului in prevenirea şi stingerea incendiilor în instalaţiile electrice.

- Instruirea personalului cu privire la riscurile de încălcare a sistemelor de securitate cibernetică.

- Pregătirea profesională a personalului operativ.

96. Alte măsuri de prevenire şi pregătire:

- Programe de informare şi educare a personalului privind controlul pandemiei la nivelul programelor naţionale.

- Măsurarea temperaturii angajaţilor.

- Individualizarea programului de lucru al angajaţilor (muncă în schimburi sau program eşalonat etc.).

- Ventilarea periodică, igienizarea şi dezinfectarea spaţiilor de lucru.

- Restricţii privind accesul în sălile de control ale centrelor de control al dispecerelor şi centrele de telecontrol şi sălile de control ale staţiilor RET respective.

5.13. Măsuri de atenuare şi restabilire

97. Măsurile de atenuare şi de restabilire vizând personalul:

- Scheme de consemn;

- Asigurarea personalului tehnic de intervenţie;

- Asigurarea personalului auxiliar de intervenţie (financiar, comercial, logistic, IGSU;

- Asigurarea rezervării pentru personalul operaţional şi tehnic pentru intervenţie şi exploatare (folosirea personalului de conducere, sau semicalificat, sau cu calificări similare pentru asigurarea continuităţii, reducerea numărului de schimburi, extinderea programului de lucru etc).

98. Măsuri de atenuare şi restabilire privind materialele şi echipamentele necesare:

- Asigurarea intervenţiei cu stâlpi de rezervă şi accesorii pentru linii (izolatori, cleme, conductori);

- Asigurarea cu stocuri de cabluri electrice;

- Asigurarea cu celule mobile;

- Asigurarea stocului de echipamente electrice;

- Elaborarea ofertelor standard pentru lucrări de intervenţie (înlocuirea de utilaje, a stâlpilor, unităţilor de transformare) şi evaluarea unui timp mediu de înlocuire/ remediere.

- Asigurarea generatoarelor de rezervă;

- Asigurare cu baterii de acumulatoare;

- Asigurarea rezervării aprovizionării cu combustibil pentru generatoarele de rezervă;

- Asigurarea rezervelor de ulei şi gaz SF₆;

- Asigurarea materialelor de iarna (haine, alimente, etc);

- Asigurarea disponibilităţii parcului auto.

99. Alte măsuri de atenuare şi restabilire:

- Asigurarea mijloacelor de comunicare independente (de rezervă);

- Asigurarea spaţiilor cu dotări speciale (cazare, hrană, salubritate, servicii medicale şi psihologice) pentru protejarea personalului cu responsabilităţi esenţiale pentru funcţionarea SEN;

- Încheierea de contracte cu firme specializate în construcţii şi lucrări de montaj în domeniul electric;

- Încheierea acordurilor cu firmele care au echipamente pentru intervenţie.

5.14. Proceduri de operare (PO)

100. OST va stabili şi va aplica procedurile de operare necesare ţinând cont de prevederile din:

a) Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic;

b) Planul de apărare a sistemului electroenergetic şi Planul de restaurare a sistemului electroenergetic, elaborate în conformitate cu Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic;

c) Regulile de soluţionare a dezechilibrelor, capacitatea de echilibrare şi energia electrică de echilibrare în Republica Moldova în cazul suspendării activităţilor de piaţă, în conformitate cu Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic;

d) Principii de eliminare a avariilor în reţeaua electrică de 110 kV - 400 kV;

e) Instrucţiunea pentru eliminarea avariilor în lipsa conectărilor de telecomunicaţii în reţeaua electrică 110 kV - 400 kV;

f) Normativul de deconectare manuală;

g) Regulamentul privind dirijarea prin dispecerat a sistemului electroenergetic;

h) Regulamentul privind racordarea la reţelele electrice şi prestarea serviciilor de transport şi de distribuţie a energiei electrice;

i) Codul reţelelor electrice privind operarea sistemului electroenergetic.

101. În cazul unei avarii extinse în SEN, intervenţia va fi efectuată în conformitate cu instrucţiunile de limitare/ eliminare a daunei în conformitate cu următoarele Proceduri de Operare:

- Principii de eliminare a defecţiunilor în reţeaua de transport şi distribuţie a energiei electrice de 110 kV - 400 kV;

- Planul de apărare a sistemului electroenergetic şi Planul de restaurare a sistemului electroenergetic, elaborate în conformitate cu Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic.

5.15. Proceduri şi măsuri regionale şi bilaterale

5.15.1. Mecanisme convenite de cooperare în regiune. Asigurarea coordonării anterior şi în timpul crizei de energie electrică

102. Coordonatorii Regionali de Securitate (RSC), furnizează în prezent un set de servicii obligatorii pentru toate OST la care sunt afiliaţi, în conformitate cu legislaţia UE, precum:

- stabilirea modelelor comune de reţea;

- analiza coordonată de securitate;

- calculul coordonat al capacităţii;

- coordonarea programului de retrageri din exploatare;

- prognoza pe termen scurt a adecvării;

- sprijin pentru coordonarea planurilor de apărare şi restaurare.

Pe lângă serviciile menţionate mai sus, RSC “TSCNET” (la care OST
ÎS “Moldelectrica” este în proces de afiliere, conform Regulamentului 2019/943) lucrează cu RST şi cu alte RSC pe un sistem de avertizare timpurie, pentru a identifica şi a atenua potenţialele Situaţii Critice ale Reţelei (SCR).

Începând cu anul 2010, la nivelul ENTSO-E a fost dezvoltată platforma IT “EAS” (ENTSO-E Awareness System). Această platformă IT oferă tuturor OST-urilor partenere o imagine de ansamblu în timp real a reţelei europene de transport a energiei electrice, o mai bună înţelegere a problemei în cazul unei situaţii de urgenţă sau întrerupere. Platforma EAS oferă OST oportunitatea de a:

- dezvolta capacităţi de a evalua tipul şi mărimea unei perturbări;

- decide să intervină sau nu, fără a agrava starea sistemului;

- coordona măsurile pentru rezolvarea problemelor legate de restabilirea/refacerea consumului, producţiei, reţelei electrice şi sistemului;

- obţine opţiuni de cooperare cu alţi OST.

Pe tot parcursul crizei de energie electrică va fi utilizată platforma IT europeană EAS, iar ENTSO-E şi Centrele Regionale de Coordonare vor fi informate despre măsurile întreprinse. Măsurile coordonate stabilite de acestea se iau în conformitate cu procedurile, reglementările şi acordurile internaţionale în vigoare.

Astfel, situaţia de criză este gestionată în colaborare şi coordonare cu toate OST-urile din regiune, prin entităţile din cadrul ENTSO-E şi Centrele Regionale de Coordonare (Regional Coordination Centres), aplicând procedurile dedicate în vigoare, coordonarea privind Adecvanţa pe termen scurt, monitorizarea frecvenţei şi schimburile transfrontaliere de către Centrele Regionale de Coordonare.

5.15.2. Acţiunile regionale şi bilaterale în caz de criză

103. Acţiunile regionale şi bilaterale în caz de criză sunt următoarele:

anunţarea situaţiei de criză de energie electrică la nivelul ENTSO-E;

- comunicarea şi consultarea urgentă cu instituţii similare la nivel regional şi/ sau bilateral pentru a analiza efectele cauzate de situaţia de criză de energie electrică;

- sincronizarea la nivel bilateral/ regional în vederea implementării strategiei de răspuns;

- acţionarea în direcţia strategiei de gestionare şi eliminare a crizelor.

Alte masuri:

- Îmbunătăţirea indicatorilor privind adecvanţa a sistemelor electroenergetice din regiune cu ajutorul rezervei de putere comună şi a rezervei suplimentare disponibile la interfaţa cu regiunile învecinate, precum şi stabilirea cantităţilor maxime de energie electrică care urmează să fie livrate la nivel regional sau bilateral;

- Îmbunătăţirea securităţii aprovizionării (SA) prin eliminarea congestiei;

- Creşterea substanţială a capacităţii nete de interconectare;

- Analiza post-incident şi măsurile viitoare de prevenire.

104. Factori declanşatori pentru sprijin/ asistenţă

Printre factorii declanşatori care cer sprijin şi asistenţă pentru OST se numără:

- Perturbări majore în SEN într-o anumită parte a ţării, iar Sistemul de transport nu are capacitatea de a susţine deficitul de la o zonă la alta;

- Apar dificultăţi în asigurarea adecvării SEN ca urmare a declanşării neprogramate a capacităţii de producţie;

- Apar elementele declanşatoare specifice scenariilor de risc cu efecte la nivel regional;

- Activitatea de restabilire a Sistemului Electric învecinat impune acest lucru.

5.15.3. Acorduri de asistenţă reciprocă pentru cooperarea şi coordonarea acţiunilor anterior şi în timpul crizei de energie electrică

105. În regiunea din care Republica Moldova face parte, sunt în vigoare următoarele acorduri operaţionale bilaterale:

- Acord privind furnizarea de asistenţă energetică de urgenţă reciprocă pentru asigurarea funcţionării fiabile a sistemelor energetice ale Republicii Moldova şi României semnat între ÎS “Moldelectrica” şi CNTEE “Transelectrica” SA, care prevede furnizarea unei cantităţi de energie electrică între cele două ţări în vederea asistenţei uneia dintre ţările aflate în criză;

- Acord privind furnizarea de asistenţă energetică de urgenţă reciprocă pentru asigurarea funcţionării fiabile a sistemelor energetice din Ucraina şi Republicii Moldova, semnat între
ÎS “Moldelectrica” şi Ukrenergo, care prevede furnizarea unei cantităţi de energie electrică între cele două ţări pentru a ajuta una dintre ţările aflate în criză;

- Acordul Operaţional dintre OST-urile din Republica Moldova şi România, care prevede acordarea, după caz, a unui ajutor pentru refacerea SEN prin liniile de interconectare;

- Acordul Operaţional între OST-urile din Republica Moldova şi Ucraina care oferă sprijin, pe cât posibil, refacerii sistemului vecin prin menţinerea tensiunii pe liniile de interconectare, şi furnizarea unei cantităţi de energie electrică prin liniile de interconexiune dintre cele două sisteme electroenergetice. Acest acord este parte a acordului bilateral de funcţionare (Эксплуатациoннoе сoглашение o сoздании блoка регулирoвания в сoставе энергoсистем Украины и Республики Мoлдoва), care include o anexă privind acţiunile comune în caz de avarie.

106. În cadrul Comunităţii Energetice este creat Grupul de coordonare a securităţii aprovizionării al Comunităţii Energetice, înfiinţat prin Actul de procedură 2008/02/MC-EnC din 11 decembrie 2008, modificat prin Actul de procedură 2021/03/MC-EnC din 30 noiembrie 2021. În cazul unei ameninţări existente, iminente la adresa securităţii aprovizionării sau în cazul unei întreruperi a aprovizionării care afectează o parte a Comunităţii Energetic şi care implică o altă parte sau o ţară terţă, Grupul coordonează, după caz, măsurile luate la nivel naţional.

VI. COORDONATORUL DE CRIZĂ ŞI CONSULTĂRILE

CU PĂRŢILE INTERESATE

107. Coordonatorul strategic la nivel naţional al managementului situaţiilor de criză în sectorul electroenergetic este Comisia Naţională de Management al Crizelor.

[Pct.107 în redacţia Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

108. Declararea situaţiei de criză de energie electrică se realizează conform secţiunii 5.1.1. Convocarea Comisiei pentru Situaţii Excepţionale se face la solicitarea OST prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor. Comisia poate fi sesizată pentru constatarea apariţiei unei situaţii de criză de energie electrică şi de către autoritatea de reglementare sau de Ministerul Energiei.

Date de contact:

Centrul Naţional de Management al Crizelor:

MD-2012, mun. Chişinău, Piaţa Marii Adunări Naţionale 1,

E-mail: secretariat@cnmc.gov.md; 

Ministerul Energiei:

MD2012, bd. Ştefan cel Mare şi Sfânt 134.

Email: secretariat@energie.gov.md 

Tel: + 373 (22) 250 131;

Web: www.energie.gov.md

Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică:

Strada A. Puşkin 52/A, MD 2005, mun. Chişinău, Republica Moldova

Email: anre@anre.md 

Tel: 022 823 901 / 022 823 955

Web: https://anre.md 

Inspectoratul General pentru Situaţii de Urgenţă :

MD-2012, mun. Chişinău, bd. Stefan cel Mare, 75

Email: igsu@igsu.gov.md, cancelaria@igsu.gov.md , 

tel. 022 259 621, 022 738 504

Web: https://www.dse.md/ 

OST, ÎS “Moldelectrica”:

Mun. Chişinău, str. Vasile Alecsandri 78,

Email: anticamera@moldelectrica.md 

Tel.: +373 (22) 22-22-70

Web: https://moldelectrica.md/ro/ 

Direcţia Management Reţele, Î.S. “Moldelectrica”:

Mun. Chişinău, str. Vasile Alecsandri 78,

Email: anticamera@moldelectrica.md 

Tel.: +373 (22) 253 359

[Pct.108 completat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

109. În vederea elaborării prezentului Plan, au avut loc consultări publice cu autorităţile centrale de specialitate în conformitate cu prevederile art.32 din Legea nr.100/2017 cu privire la actele normative, şi cu următoarele entităţi/participanţi relevante din sectorul electroenergetic:

- Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică;

- Serviciul de Informaţii şi Securitate;

- Producătorii de energie electrică, Asociaţiile Producătorilor de Energie din Surse Regenerabile ;

- Congresul Autorităţilor Locale din Moldova

- Operatorul Sistemului de Transport;

- Operatorii sistemelor de distribuţie;

- Furnizorii de energie electrică;

- Asociaţiile de Business, Asociaţiile Investitorilor etc.

VII. TESTE DE PREGĂTIRE PENTRU SITUAŢII DE CRIZĂ
DE ENERGIE ELECTRICĂ

Anexa nr.1

la Planul de acţiuni pentru situaţii

excepţionale în sectorul electroenergetic

Criteriile de întocmire a listelor consumatorilor finali ale căror instalaţiile de

utilizare pot fi deconectate de la reţeaua electrică conform Normativului

de deconectări manuale a instalaţiilor de utilizare ale unor

categorii de consumatori finali de energie electrică

1. Consumatorii de importanţă vitală sunt consumatorii finali care necesită să fie asiguraţi cu energie electrică în mod prioritar, în funcţie de posibilităţile tehnice disponibile. Totodată, consumatorii finali care nu se încadrează în lista consumatorilor de importanţă vitală sunt trataţi în mod egal şi nediscriminatoriu, în măsura posibilităţilor tehnice ale operatorilor de sistem de a-i aproviziona cu energie electrică, în calitate de consumatori finali ale căror instalaţii electrice pot fi deconectate în situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic.

2. La întocmirea listei consumatorilor de importanţă vitală se va ţine cont de prevederile Normelor de amenajare a instalaţiilor electrice, ale Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic şi de experienţa perioadelor precedente de stabilire a măsurilor de pregătire a economiei naţionale şi a sferei sociale pentru perioada de toamnă-iarnă.

3. În lista consumatorilor de importanţă vitală, de către operatorii de sistem vor fi incluse următoarele grupuri de consumatori finali de energie electrică:

1) IMSP spitalele republicane, regionale, raionale, municipale, IMSP Centrul Naţional de Asistenţă Medicală Urgentă Prespitalicească, Centrul Naţional de Transfuzie a Sângelui şi Agenţia Naţională pentru Sănătate Publică, orfelinatele şi azilurile de bătrâni;

2) staţiile de comprimare şi măsurare a gazelor naturale, centralele termice ale sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică (SACET) racordate la nivelul de tensiune 6-10 kV, staţiile de pompare care asigură funcţionarea serviciilor publice de gospodărire comunală în municipii şi oraşe, în funcţie de posibilitatea tehnică a Operatorilor de sistem;

3) centrele de dispecerat ale serviciilor de alimentare cu energie electrică, gaze naturale, apă şi energie termică;

4) sediile autorităţilor publice centrale (Guvern, Preşedinţie, Parlament), instituţiile pentru asigurarea apărării (sediul Ministerului Apărării), securităţii şi asigurării ordinii publice (Ministerul Afacerilor Interne, Serviciul de Informaţii şi Securitate, IGSU, Serviciul de Protecţie şi Pază de Stat, Serviciul Vamal);

5) Aeroportul, staţiile de alimentare cu energie a transportului electric urban, instalaţiile electrice ale ÎS “Calea Ferată din Moldova” care asigură securitatea traficului feroviar, inclusiv dispeceratele;

6) Serviciul de stat de televiziune şi radiodifuziune (ÎS “Radiocomunicaţii”,
IP “Teleradio-Moldova”);

7) centrale electrice cu puterea mai mare de 1000 kW, racordate la reţelele electrice de medie tensiune;

8) alţi consumatori finali, care nu se regăsesc în tipurile specificate la alin.1)-7), dar care deţin receptoare electrice care se atribuie la categoria I de fiabilitate în alimentarea cu energie electrică şi sunt astfel clasificaţi de către operatorii de sistem în conformitate cu prevederile Normelor de amenajare a instalaţiilor electrice, inclusiv care dispun de surse autonome.

[Pct.3 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

4. Criteriile de întocmire a listelor consumatorilor finali ale căror instalaţii de utilizare pot fi deconectate de la reţeaua electrică în situaţii excepţionale în sectorul electroenergetic, stabilite în continuare, se vor referi exclusiv la posibilitatea deconectării integrale a porţiunilor de reţea electrică de tensiune medie, fiderelor 6/10 kV din staţiile operatorului sistemului de transport sau ale operatorilor sistemelor de distribuţie a energiei electrice.

5. La întocmirea listei fiderelor ce pot fi deconectate, operatorii de sistem vor respecta principiul echităţii şi proporţionalităţii în ceea ce priveşte numărul de consumatori/valoarea sarcinii deconectate pe diferite unităţi administrativ-teritoriale (raioane/municipii etc.).

6. Numărul total de fidere ce pot fi deconectate vor fi grupate într-un număr “N” de blocuri cu puteri electrice (conform consumului istoric) aproximativ egale. Identificarea blocurilor se va realiza de către operatorul sistemului de transport la propunerea operatorilor sistemelor de distribuţie a energiei electrice.

7. Operatorii de sistem vor stabili profilul orar al sarcinii fiecăruia dintre blocurile identificate de fidere din zona sa de gestiune, pentru fiecare zi din săptămână şi în funcţie de sezon.

8. Operatorul sistemului de transport va repartiza proporţional profilul deficitului pe operator de sistem. Fiecare operator de sistem va asigura activarea blocurilor din zona sa de gestiune, stabilind tranşele de deconectare a blocurilor, astfel încât să fie asigurată compensarea profilului deficitului de putere atribuit zonei sale de gestiune, determinând şi valoarea sarcinii care va fi deconectată în fiecare tranşă.

9. În funcţie de valoarea sarcinii deconectate în fiecare tranşă de deconectare, valoarea sarcinii unui bloc de sarcini (fidere) şi intervalul de timp specific (sezon, ziua săptămânii, intervalul orar) se va determina numărul de blocuri care vor fi deconectate în fiecare interval orar al zilei.

10. La stabilirea graficului de deconectare a blocurilor de sarcină pentru fiecare tranşă şi fiecare interval de timp se va asigura alternanţa fiderelor deconectate, astfel încât să nu se admită disproporţionalităţi în partea ce ţine de numărul şi durata întreruperii aceloraşi consumatori finali.

Exemplu de grafic al operatorului de sistem:

- Sarcina totală ce poate fi deconectată per sistem – 120 MW;

- Numărul de blocuri de sarcină – 12, respectiv, sarcina ce poate fi deconectată a fiecărui bloc – 10 MW, notate, după cum urmează: A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K, L;

- Pentru simplificare, se va considera un profil liniar al sarcinilor ce pot fi deconectate şi nu se va face divizare sezonieră;

- Perioade orare considerate – 3 perioade a câte 8 ore: (1) 00:00 – 8:00; (2) 8:00 - 16:00;
(3) 16.00 – 0:00.

Ca rezultat se obţin următoarele grafice pentru diferite tranşe:

Tranşa 1 – deficit 30 MW, în fiecare interval de timp trebuie să fie deconectate 3 blocuri de sarcină

Tranşa 2 – deficit 60 MW, în fiecare interval de timp trebuie să fie deconectate 6 blocuri de sarcină

Tranşa 3 – deficit 90 MW, în fiecare interval de timp trebuie să fie deconectate 9 blocuri de sarcină

Tranşa 4 – deficit 120 MW – se vor deconecta toate blocurile

Anexa nr.2

la Planul de acţiuni pentru situaţii

excepţionale în sectorul electroenergetic

ABREVIERI