Hotărâre nr.534/2019 din 27.12.2019 privind aprobarea Regulilor pieţei gazelor naturale
AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ
H O T Ă R Â R E
privind aprobarea Regulilor pieţei gazelor naturale
nr. 534/2019 din 27.12.2019
(în vigoare 12.12.2020)
Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 55-61 art. 199 din 21.02.2020
* * *
ÎNREGISTRAT:
Ministerul Justiţiei al Republicii Moldova
nr.1537 din 10 febriarie 2020
Ministru______ Fadei NAGACEVSCHI
În temeiul art.7 alin.(3) lit.a) din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2016, nr.193-203, art.415), Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică
HOTĂRĂŞTE:
1. Se aprobă Regulile pieţei gazelor naturale (se anexează).
2. Se abrogă Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.192/2005 cu privire la aprobarea Regulilor pieţei de gaze naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2005, nr.132-134, art.437).
3. Operatorii sistemelor de transport al gazelor naturale vor raporta trimestrial, pe parcursul anului 2020, despre acţiunile întreprinse în vederea pregătirii pentru implementarea Regulilor pieţei gazelor naturale.
4. Punctele 1 şi 2 din prezenta hotărâre intră în vigoare la 12 decembrie 2020. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina subdiviziunilor Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică.
| DIRECTORUL GENERAL | Veaceslav UNTILA |
| Directori | Octavian CALMÎC |
| Eugen CARPOV | |
| Ştefan CREANGĂ | |
| Nr.534/2019. Chişinău, 27 decembrie 2019. | |
Aprobate
prin Hotărârea Consiliului
de administraţie al ANRE
nr.534/2019 din 27 decembrie 2019
REGULILE PIEŢEI GAZELOR NATURALE
Capitolul I
DISPOZIŢII GENERALE
Secţiunea 1
Domeniul de aplicare
1. Regulile pieţei gazelor naturale(denumite în continuare – Reguli) au drept scop stabilirea cadrului legal pentru efectuarea tranzacţiilor de vânzare-cumpărare a gazelor naturale şi a produselor conexe pe piaţa angro şi cu amănuntul a gazelor naturale, precum şi pentru prestarea serviciilor de sistem, bazate pe principiul transparenţei, obiectivităţii, competitivităţii şi nediscriminării.
2. Regulile reglementează:
1) structura pieţei gazelor naturale;
2) procedurile, principiile şi standardele de organizare şi de funcţionare a pieţei gazelor naturale;
3) tipurile de contracte încheiate pe piaţa gazelor naturale şi clauzele obligatorii ce urmează a fi introduse în contractele încheiate pe piaţa contractelor bilaterale în condiţii reglementate;
4) metodele de calcul al fluxurilor efective de gaze naturale pe piaţa gazelor naturale, volumelor de gaze naturale procurate de participanţii la piaţa gazelor naturale în conformitate cu contractele încheiate, metodele de evidenţă a cantităţii de gaze naturale la punctele de intrare şi de ieşire ale reţelelor de transport al gazelor naturale;
5) procedurile şi metodele de evidentă a tranzacţiilor efectuate pe piaţa gazelor naturale;
6) procedura de efectuare a notificărilor fizice de către participanţii la piaţa gazelor naturale;
7) procedurile şi metodele aferente stabilirii şi menţinerii bazei de date pentru necesităţile pieţei gazelor naturale;
8) procedurile şi metodele aferente achiziţiei serviciilor de sistem şi cele aferente achiziţiei gazelor naturale pentru acoperirea consumului tehnologic şi a pierderilor de gaze naturale în reţelele de transport şi de distribuţie a gazelor naturale;
9) drepturile şi obligaţiile participanţilor la piaţă gazelor naturale, inclusiv obligaţiile participanţilor la piaţa gazelor naturale în legătură cu echilibrarea;
10) metodele de calcul al dezechilibrelor cantitative provocate de participanţii la piaţă gazelor naturale şi al decontărilor financiare pentru dezechilibrele provocate pe piaţa gazelor naturale;
11) alte norme necesare pentru organizarea şi funcţionarea pieţei gazelor naturale.
Secţiunea 2
Noţiuni şi termeni
3. Regulile se aplică faţă de toţi participanţii la piaţa gazelor naturale.
4. Regulile nu se aplică în situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale, în care participanţii la piaţa gazelor naturale vor pune în aplicare măsuri specifice pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale prevăzute de Legea cu privire la gazele naturale nr.108/2016 (în continuare – Legea nr.108/ 2016) şi Regulamentul privind situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale, Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale aprobate prin Hotărârea Guvernului nr.207/2019.
5. Regulile se aplică, de asemenea, în cazul gazelor naturale injectate sau extrase din depozitele de stocare, în acest scop depozitul de stocare este considerat ca ozonă de echilibrare adiacentă.
6. În sensul Regulilor se utilizează termenii definiţi în Legea nr.108/2016, Codul reţelelor de gaze naturale aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.420/2019 şi Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.421/2019, precum şi următorii termeni şi definiţii:
dezechilibru zilnic – diferenţa dintre fluxurile de gaze naturale intrate şi fluxurile de gaze naturale ieşite din reţeaua de transport al gazelor naturale, alocate unui participant la piaţa gazelor naturale, într-o zi gazieră;
consumator MNZ – consumator la care măsurarea cantităţii de gaze naturale şi citirea indicaţiilor echipamentului de măsurare are loc mai rar decât o dată într-o zi gazieră;
cantitate notificată – cantitatea de gaze naturale transferată între un operator al sistemului de transport al gazelor naturale (în continuare – OST) şi unul sau mai mulţi utilizatori de sistem sau, după caz, între portofolii de echilibrare;
cont de reţea – un cont în care se ţine evidenţa fluxurilor de gaze naturale intrate şi ieşite din reţeaua de transport sau de distribuţie a gazelor naturale, ce aparţine unui operator de sistem pentru a permite determinarea şi decontarea lunară a cantităţilor de gaze naturale stocate în conductă şi a gazelor naturale operaţionale;
entitate de echilibrare (în continuare – EE) – OST desemnat de către Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică (în continuare – Agenţie) să realizeze funcţia de echilibrare într-o zonă de echilibrare;
gaze naturale operaţionale – cantitatea de gaze naturale necesară OST sau operatorului sistemului de distribuţie (în continuare – OSD) pentru acoperirea consumului tehnologic şi a pierderilor de gaze naturale în reţelele de transport şi de distribuţie a gazelor naturale;
nivel de toleranţă zilnică – suma până la care dezechilibrele portofoliului de echilibrare sunt decontate la preţul de referinţă, determinat ca măsură provizorie până când nu există suficientă lichiditate de piaţă;
notificare comercială – solicitare a părţii responsabilă de echilibrare (în continuare PRE) de a transfera dreptul de proprietate asupra gazelor naturale în punctul virtual de tranzacţionare;
parte responsabilă de echilibrare – utilizator de sistem care utilizează gaze naturale pentru echilibrare;
preţ de referinţă – preţul mediu ponderat al gazelor naturale tranzacţionate pe piaţa angro într-o zi gazieră;
preţ marginal de cumpărare – preţ de decontare pentru cantitatea dezechilibrelor negative ale portofoliului de echilibrare care depăşesc toleranţele, pe baza preţurilor de referinţă şi a achiziţiilor de gaze naturale pentru echilibrare ale EE la punctul virtual de tranzacţionare (în continuare – PVT);
preţ marginal de vânzare – preţ de decontare pentru cantitatea dezechilibrelor pozitive ale portofoliului de echilibrare care depăşesc toleranţele, pe baza preţului de referinţă şi a vânzărilor de gaze naturale pentru echilibrare ale EE la PVT;
produse standardizate pe termen scurt (în continuare – PSTS) – produsele standardizate tranzacţionate pe o platforma de tranzacţionare, destinate livrării în cursul zilei sau în ziua următoare, 7 zile pe săptămână, la punctul de livrare fie PVT, fie un punct determinat fizic (PSTS locaţionale).
profil standardizat de consum (în continuare – PSC) – un set de parametri definiţi pentru fiecare categorie de consumatori finali, care este utilizat pentru a estima profilul de consum al acestor consumatori finali între două citiri ale indicaţiilor echipamentului de măsurare (ex: determinarea consumului zilnic pentru consumatorii finali la care indicaţiile echipamentelor de măsurare se citesc lunar);
punct virtual de tranzacţionare – un punct non-fizic unic pentru toate transferurile de proprietate asupra gazelor naturale de la un participant la alt participant al pieţei gazelor naturale, din zona de echilibrare a Republicii Moldova.
Capitolul II
STRUCTURA PIEŢEI GAZELOR NATURALE
Secţiunea 1
Dispoziţii generale
7. Piaţa gazelor naturale cuprinde toate tranzacţiile de vânzare-cumpărare a gazelor naturale şi a altor produse conexe, fiind formată din piaţa angro a gazelor naturale şi piaţa cu amănuntul a gazelor naturale.
8. Participanţii pieţei gazelor naturale sunt:
1) producătorii;
2) furnizorii;
3) consumatorii;
4) OSD;
5) OST;
6)operatorii depozitelor de stocare;
7) alţi utilizatori de sistem.
9. PRE sunt responsabile financiar pentru dezechilibrele dintre valorile cantităţilor notificate şi confirmate de gaze naturale şi valorile cantităţilor măsurate de gaze naturale.
10. PRE sunt obligate să încheie contracte de echilibrare cu EE în conformitate cu cerinţele prevăzute în Secţiunea 6 din prezentul Capitol, indiferent dacă acestea au contractat sau nu capacitatea de transport şi indiferent dacă acestea furnizează sau nu gaze naturale consumatorilor finali.
11. Furnizorii de gaze naturale şi OST sunt obligaţi să informeze Agenţia privind modalităţile de procurare şi furnizare a gazelor naturale pentru echilibrare.
12. Toate volumele de gaze naturale injectate în sau extrase din zona de echilibrare a Republicii Moldova se supun echilibrării în modul prevăzut de Reguli şi Codul Reţelelor de gaze naturale aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.420/2019.
Secţiunea 2
Piaţa angro
13. Tranzacţiile de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, inclusiv tranzacţiile de import sau export, de pe piaţa angro se efectuează în bază contractelor bilaterale.
14. Furnizorii participă pe piaţa angro în baza licenţelor pentru furnizarea gazelor naturale, eliberate în conformitate cu Legea nr.108/2016 şi îndeplinesc cerinţele stabilite în Reguli.
15. Producătorii sunt în drept să vândă gaze naturale pe piaţa angro în baza licenţei pentru producerea gazelor naturale, în conformitate cu Legea nr.108/2016 şi cerinţele stabilite în Reguli.
16. OST, OSD şi operatorii depozitelor de stocare sunt participanţi specifici la piaţa gazelor naturale, care au dreptul să participe la tranzacţii pe piaţa angro doar pentru a procura volume de gaze naturale operaţionale. OST procură şi vând gaze naturale necesare pentru îndeplinirea funcţiilor de echilibrare în conformitate cu Regulile, asigurând echilibrarea zonei de echilibrare a Republicii Moldova.
17. Punctul de livrare pentru contractele de pe piaţa angro este PVT.
Secţiunea 3
Piaţa cu amănuntul
18. Tranzacţiile de vânzare-cumpărare a gazelor naturale la care participă furnizorii şi consumatorii finali în vederea satisfacerii consumului propriu se efectuează pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale.
19. Producătorul are dreptul să participe pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale dacă deţine licenţă pentru furnizarea gazelor naturale, eliberată în conformitate cu Legea nr.108/2016 şi respectă cerinţele stabilite în Reguli.
20. Pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale, furnizorii vând gaze naturale consumatorilor eligibili la preţuri negociate, în baza contractelor de furnizarea gazelor naturale încheiate cu aceştia în conformitate cu Regulamentul privind furnizarea gazelor naturale aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.113/2019. Furnizorii care furnizează gaze naturale în contextul obligaţiilor de serviciu public stabilite în conformitate cu art.89 şi 90 din Legea nr.108/2016 furnizează gaze naturale consumatorilor finali la preţuri reglementate, aprobate de Agenţie.
21. Punctele de livrare a gazelor naturale pentru contractele de vânzare cu amănuntul (contractele de furnizare a gazelor naturale încheiate cu consumatorii finali) sunt locurile de consum ale consumatorilor finali.
Secţiunea 4
Zona de echilibrare a Republicii Moldova
22. Zona de echilibrare a Republicii Moldova cuprinde reţelele de gaze naturale ale tuturor OST şi OSD din Republica Moldova şi include toate intrările şi ieşirile la:
1) punctele de intrare în/ieşire din /sistemele de gaze naturale transfrontaliere;
2) punctele de intrare de la instalaţiile de producerea gazelor naturale;
3) punctele de ieşire către instalaţiile de utilizare ale consumatorilor finali;
4) punctele de ieşire către OST şi OSD (consum gaze naturale operaţionale);
5) punctul virtual de tranzacţionare (PVT).
23. Perioada de echilibrare pentru zona de echilibrare a Republicii Moldova este ziua gazieră.
Secţiunea 5
Realizarea echilibrării în zona de echilibrare a Republicii Moldova
24. În scopul asigurării operării eficiente a sistemului de gaze naturale din zona de echilibrare a Republicii Moldova, EE are următoarele funcţii:
1) echilibrarea în cadrul zonei de echilibrare a Republicii Moldova;
2) înregistrarea PRE şi încheierea contractelor de echilibrare;
3) încheierea de acorduri de cooperare cu OST şi OSD din zona de echilibrare a Republicii Moldova;
4) procurarea PSTS şi serviciilor de echilibrare în cadrul unor contracte transparente şi nediscriminatorii;
5) cooperarea cu operatorii de platforme de tranzacţionare pentru a facilita dezvoltarea pieţei gazelor naturale;
6) stabilirea plăţii pentru neutralitate;
7) primirea, corelarea şi confirmarea continuă a notificărilor comerciale de la PRE la PVT;
8) redirecţionarea prognozelor de măsurare nonzilnice recepţionate de la OSD către PRE;
9) iniţierea unor acţiuni de echilibrare (echilibrarea operaţională), în funcţie de necesităţile OST, inclusiv determinarea (calcularea) fluxurilor efective de gaze naturale la punctele de interconectare dintre OST în zona de echilibrare a Republicii Moldova;
10) prezentarea de informaţii către PRE cu privire la capacităţile alocate şi dezechilibre;
11) echilibrarea comercială a portofoliilor de echilibrare, în special determinarea dezechilibrelor, costului de înlăturare a dezechilibrelor, plăţile pentru dezechilibre şi decontarea lor financiară;
12) determinarea soldurilor conturilor de reţea şi a sumelor lunare care urmează a fi decontate;
13) prezentarea de informaţii privind transparenţa pe piaţa angro şi în zona de echilibrare a Republicii Moldova, conform prevederilor Regulilor;
14) alte funcţii prevăzute de Reguli.
25. EE îşi îndeplineşte funcţiile într-un mod transparent, nediscriminatoriu şi bazat pe eficienţa costurilor.
26. EE asigură confidenţialitatea informaţiilor obţinute în timpul exercitării funcţiilor sale, fără a aduce atingere obligaţiilor existente privind schimbul de informaţii cu autorităţile de reglementare sau de supraveghere.
27. EE are următoarele obligaţii:
1) să opereze o reţea de transport al gazelor naturale pe teritoriul Republicii Moldova în baza licenţei pentru transportul gazelor naturale;
2) să dispună de personal calificat pentru îndeplinirea funcţiei de echilibrare;
3) să dispună de sisteme informaţionale sigure şi fiabile necesare pentru realizarea funcţiei de echilibrare;
4) să ţină evidenţa separată a costurilor şi a veniturilor rezultate din activitatea de echilibrare faţă de alte activităţi efectuate, în special de activitatea de transport al gazelor naturale.
28. OST vor decide în comun, care OST îşi va asuma rolul de EE a Republicii Moldova. OST va depune la Agenţie o cerere în acest sens. Agenţia va examina cererea şi va adopta o hotărâre privind desemnarea EE cu respectarea cerinţelor prevăzute la articolului 16 din Legea cu privire la energetică nr.174/2017 şi pct.27. Îndeplinirea continuă a acestor cerinţe va fi demonstrată Agenţiei la cerere.
29. OST şi OSD din zona de echilibrare a Republicii Moldova sunt obligaţi să coopereze cu EE pentru a gestiona fluxurile de gaze naturale, prezentarea datelor relevante, precum şi efectuarea altor acţiuni stabilite în acordul de cooperare semnat cu EE.
Secţiunea 6
Contractele încheiate pe piaţa gazelor naturale
30. Pe piaţa angro de gaze naturale sunt prevăzute următoarele tipuri de contracte:
1) contracte bilaterale pe piaţa angro, conform pct.31:
a) contracte de vânzare/cumpărare a gazelor naturale;
b) contracte privind furnizarea serviciilor de echilibrare, potrivit Capitolului V din Reguli;
c) contracte privind achiziţionarea gazelor naturale operaţionale necesare OST/OSD, conform Capitolului VI din Reguli;
2) contracte de echilibrare dintre EE şi PRE;
3) acord de cooperare dintre EE şi operatorul de sistem;
4) contracte dintre EE şi operatorul platformei de tranzacţionare.
31. Contractele bilaterale pe piaţa angro vor include următoarele clauze obligatorii:
1) Punctul de livrare a gazelor naturale reprezintă punctul de transfer al riscului de pierdere şi este identificat drept PVT.
2) Transferul dreptului de proprietate va necesita efectuarea unei notificări comerciale către EE, în conformitate cu prevederile Regulilor;
3) Partea contractantă care cumpără gaze naturale trebuie să facă o notificare comercială de cumpărare, în timp ce partea contractantă care vinde gaze naturale va face o notificare comercială de vânzare;
4) Suma indicată în notificările comerciale transmise către EE va fi convenită în prealabil între părţile contractante;
5) Contractele bilaterale pe piaţa angro vor defini responsabilităţile pentru cazurile în care notificările comerciale prezentate de ambele părţi contractante nu se potrivesc şi o parte contractantă a avut pierderi din cauza unor astfel de situaţii;
6) Părţile contractante vor conveni că transferul dreptului de proprietate asupra gazelor naturale de la o parte contractantă la altă parte contractantă, este determinat de notificările comerciale confirmate de EE;
7) Partea contractantă care procură gaze naturale pe piaţa angro nu va fi restricţionată în niciun fel de a revinde gazele naturale care fac obiectul contractului, în special în ceea ce priveşte exportarea, furnizarea către anumiţi consumatori angro sau anumiţi consumatori finali, volumele şi preţurile aplicate. Partea contractantă care comercializează gaze naturale pe piaţa angro nu va fi restricţionată în niciun fel de a procura gazele naturale care fac obiectul contractului, în special în ceea ce priveşte sursele de import, producerea, volumele şi preţurile aplicate.
32. Furnizorii care furnizează gaze naturale în contextul obligaţiilor de serviciu public stabilite la art.89 şi 90 din Legea nr.108/2016, procură gaze naturale la cel mai mic preţ, asigurând totodată fiabilitatea furnizării gazelor naturale către consumatorii finali. Aceşti furnizori sunt obligaţi să încheie şi să prelungească contractele de procurare a gazelor naturale în termene rezonabile şi să le prezinte spre avizare Agenţiei, cu cel puţin 15 zile înainte de expirarea contractelor precedente.
33. Încheierea unui contract de echilibrare este o precondiţie pentru:
1) utilizarea capacităţilor de transport de intrare/ieşire contractate (sau subînchiriate);
2) furnizarea gazelor naturale consumatorilor finali;
3) injectarea în reţeaua de gaze naturale a gazelor naturale de la producător;
4) transmiterea notificărilor comerciale.
34. OST şi OSD sunt obligaţi să încheie un acord de cooperare cu EE care va reglementa, inclusiv procesul de cooperare pentru asigurarea echilibrării operaţionale a zonei de echilibrare a Republicii Moldova, furnizarea informaţiilor privind alocarea şi măsurarea, gestionarea conturilor de reţea şi alte drepturi şi obligaţii prevăzute de Reguli.
35. EE va ţine evidenţa fluxurilor de gaze naturale intrate şi ieşite din reţelele de gaze naturale, precum şi a alocărilor efectuate de OST şi OSD pentru echilibrarea zilnică a portofoliilor de echilibrare, într-un cont de reţea, conform cerinţelor din Capitolul IX.
36. EE va încheia un acord cu operatorii platformelor de tranzacţionare în scopul de a stabili procedura de transmitere a notificărilor unilaterale din numele participanţilor la tranzacţii. Aceste tipuri de acorduri vor reglementa, inclusiv criteriile de admitere şi de suspendare a participanţilor la tranzacţii, procedurile operaţionale ale nominalizărilor unilaterale la PVT pentru participanţii la tranzacţii şi prezentarea de informaţii agregate privind preţurile de tranzacţionare şi alte drepturi şi obligaţii prevăzute de Reguli.
37. Pe piaţa gazelor naturale cu amănuntul, tranzacţiile de vânzare-cumpărare a gazelor naturale se efectuează în conformitate cu contractele de furnizare a gazelor naturale încheiate între furnizor şi consumatorul final. Furnizorul este obligat să elaboreze clauzele contractuale standard ale contractului de furnizare a gazelor naturale care să prevadă în mod obligatoriu condiţiile contractuale stabilite de Legea nr.108/2016, Regulamentul privind furnizarea gazelor naturale aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.113/2019 şi să le propună spre negocieri consumatorilor finali. Clauzele contractuale obligatorii ale contractului de furnizarea gazelor naturale (la preţuri reglementate) încheiate de către consumatorii finali cu furnizorii care furnizează gaze naturale în contextul obligaţiilor de serviciu public sunt prevăzute în Regulamentul privind furnizarea gazelor naturale aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.113/2019.
Secţiunea 7
Obligaţiile participanţilor la piaţa gazelor naturale
38. PRE are următoarele obligaţii:
1) să prognozeze consumul de gaze naturale a consumatorilor finali deserviţi de aceasta;
2) să întreprindă măsuri necesare în mod continuu (24/7) pentru a păstra echilibrul dintre cantităţile de gaze naturale intrate şi ieşite din portofoliul de echilibrare al acestora, pentru fiecare zi gazieră, cu scopul de a minimiza necesitatea întreprinderii acţiunilor de echilibrare;
3) să transmită notificările comerciale către EE pentru orice transfer de proprietate asupra gazelor naturale;
4) să achite plăţile pentru dezechilibru şi plăţile pentru neutralitate;
5) să asigure personal calificat, sisteme informaţionale şi resurse financiare necesare pentru a-şi îndeplini funcţiile şi obligaţiile prevăzute în Reguli;
6) să transmită informaţii către Agenţie cu privire la tranzacţiile de pe piaţa angro.
39. OST are următoarele obligaţii:
1) să procure gaze naturale în scopuri operaţionale de pe piaţa angro, să prognozeze zilnic cererea şi să transmită notificările comerciale la PVT;
2) cooperarea cu EE în procesul de echilibrare operaţională, în special prin transmiterea tuturor informaţiilor şi instrucţiunilor necesare pentru asigurarea fluxurilor de gaze naturale în punctele de interconectare între OST;
3) transmiterea către EE a informaţiilor privind alocările din portofoliul de echilibrare pentru punctele de interconectare transfrontaliere;
4) transmiterea către EE a informaţiilor cu privire la alocările în contul de reţea pentru reţelele interconectate cu alţi operatori de sistem;
5) transmiterea către EE a informaţiilor cu privire la cantităţile de gaze naturale din reţeaua lor de transport al gazelor naturale la începutul fiecărei zile gaziere, şi în fiecare oră, cu prognozarea cantităţii de gaze naturale în reţeaua de transport la sfârşitul zilei gaziere, în baza nominalizărilor şi a cererii prognozate din partea consumatorilor finali, instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate direct la reţeaua de transport al gazelor naturale şi de la OSD la momentul calculării;
6) transmiterea informaţiilor către Agenţie cu privire la tranzacţiile de pe piaţa angro.
40. OSD are următoarele obligaţii:
1) să procure gaze naturale operaţionale de pe piaţa angro, să prognozeze zilnic cererea şi transmită notificările comerciale la PVT;
2) cooperarea cu OST din amonte pentru realizarea prognozelor cu privire la ieşirile (prelevările) de gaze naturale din sistemul de transport;
3) transmiterea către EE a prognozei consumului de gaze naturale pentru consumatorii MNZ per furnizor;
4) transmiterea către EE a datelor privind alocările în portofoliu de echilibrare pentru punctele de intrare de la instalaţiile de producere a gazelor naturale, punctele de consum şi punctele de consum proprii;
5) transmiterea către EE a informaţiilor privind alocările în contul de reţea pentru punctele de ieşire spre reţelele de distribuţie din aval;
6) transmiterea de informaţii către Agenţie cu privire la tranzacţiile de pe piaţa angro.
41. Consumatorii finali cu debitul mai mare de 50 MW sunt responsabili pentru transmiterea către furnizorii lor a informaţiilor privind consumul prognozat.
Secţiunea 8
Cerinţele pentru înregistrarea PRE şi a portofoliilor de echilibrare
42. În cazul recepţionării unei notificări din partea Agenţiei cu privire la retragerea sau suspendarea/încetarea valabilităţii licenţei deţinute de PRE, EE va suspenda contractul de echilibrare încheiat cu PRE respectivă.
43. În cazul în care o PRE nu întruneşte cerinţele prevăzute de Reguli, contractul de echilibrare al acesteia va fi suspendat. În acest caz, PRE nu este scutită de responsabilităţile financiare care îi revin pentru eventualele dezechilibre acumulate până la data şi ora suspendării.
Secţiunea 9
Contractul de echilibrare
44. Contractul de echilibrare reprezintă un contract standardizat, nediscriminatoriu şi nu trebuie să conţină restricţii nejustificate pentru participanţii la piaţa gazelor naturale, sau prevederi care ar putea pune în pericol securitatea aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova. Contractul de echilibrare se redactează astfel încât să permită PRE, EE, OST şi OSD să îşi îndeplinească responsabilităţile în temeiul Legii nr.108/2016 şi Regulilor.
45. Proiectul contractului de echilibrare este elaborat de EE. Textul contractului de echilibrare, precum şi orice alte modificări ale acestuia vor fi prezentate Agenţiei. EE va modifica conţinutul contractului de echilibrare, la solicitarea Agenţiei.
46. EE publică modelul contractului de echilibrare pe pagina sa electronică.
47. Contractul de echilibrare reglementează în special termenii şi condiţiile privind:
1) drepturile şi obligaţiile părţilor contractante;
2) consecinţele suspendării sau încetării contractului de echilibrare;
3) procedura de prezentare, coordonare şi confirmare a notificărilor comerciale ale PRE;
4) procedura de determinare şi decontare comercială a dezechilibrelor în portofoliul de echilibrare al PRE, inclusiv a plăţilor de neutralitate;
5) schimburile de date aferente.
48. Contractul de echilibrare va include codul portofoliului de echilibrare atribuit PRE şi următoarele informaţii pentru EE, precum şi PRE:
1) numele şi adresa companiei;
2) numărul de înregistrare;
3) tipul şi numărul licenţei;
4) fişa de date de contact care conţine informaţiile de contact necesare pentru punerea în aplicare a contractului de echilibrare, în special informaţii privind schimbul de date pentru notificările comerciale, informaţii privind dezechilibrele şi facturarea.
49. Contractul de echilibrare este valabil pe o perioadă nedeterminată, până la rezoluţiunea de către una dintre părţile contractante prin preaviz cu termen rezonabil.
50. Pentru încheierea unui contract de echilibrare cu EE, solicitantul trebuie să depună o cerere de înregistrare utilizând formularul publicat pe pagina electronică a EE şi să prezinte informaţia necesară, în conformitate cu pct.48 din Reguli. Formularul cererii de înregistrare este elaborat de EE.
51. În termen de 5 zile lucrătoare de la primirea informaţiilor complete şi corecte stabilite la pct.48, EE va informa solicitantul cu privire la codul unic al portofoliului de echilibrare ce i-a fost atribuit şi va transmite în format electronic varianta semnată a contractului de echilibrare. În cazul unor erori în cererea de înregistrare, EE va notifica solicitantul în termen de 2 zile lucrătoare despre existenţa unor astfel de erori.
52. La recepţionarea de către EE a unui original completat şi semnat al contractului de echilibrare, solicitantul este activat în calitate de PRE pe piaţa gazelor naturale.
53. EE trebuie să informeze prompt, inclusiv în format electronic toate PRE, OST, OSD, operatorii platformelor de tranzacţionare cu privire la prima activare a unei PRE şi orice alte modificări ulterioare ale statutului activării care pot surveni, în special suspendări ale contractului de echilibrare.
54. În cazul modificării informaţiilor prevăzute în pct.48, PRE va informa EE în format electronic în termen de 3 zile lucrătoare despre modificările respective. EE trebuie să înregistreze aceste modificări în mod corespunzător în termen de 2 zile lucrătoare.
Capitolul III
FUNCŢIONAREA PIEŢEI ANGRO
Secţiunea 1
Punctul virtual de tranzacţionare
55. PVT este punctul unic pentru toate transferurile de proprietate asupra gazelor naturale în zona de echilibrare a Republicii Moldova. Un astfel de transfer de proprietate este efectuat de PRE prin transmiterea unei notificări comerciale către EE, în conformitate cu Secţiunea 2 din prezentul Capitol. PVT nu este un punct fizic al reţelei de gaze naturale, ci un punct noţional pentru zona de echilibrare a Republicii Moldova. PRE nu sunt obligate să contacteze capacitatea la PVT.
56. Dreptul de a prezenta notificări comerciale pentru transferul de proprietate la PVT (accesul la PVT) este acordat PRE, în baza unui contract de echilibrare.
57. PRE care încheie un contract de echilibrare pentru prima dată vor fi autorizate pentru accesul PVT numai după ce şi-au demonstrat capacitatea de a realiza schimburile de date în conformitate cu formatele, interfeţele, canalele de comunicare, standardele de securitate şi prevederile indicate în contractul de echilibrare. În acest scop, EE va efectua un test al reţelelor de comunicare cu PRE în termen de 5 zile.
58. EE va opera PVT prin: prelucrarea, coordonarea, confirmarea şi alocarea notificărilor comerciale de la PRE, în regim continuu (24/7). Aceasta implică, în special, asigurarea personalului necesar sistemelor tehnologiilor informaţionale şi a infrastructurii de comunicaţii necesare.
59. Pentru a recupera costurile aferente operării PVT, EE are dreptul să solicite plăţi transparente şi nediscriminatorii pentru oferirea accesului la PVT. Aceasta poate implica, inclusiv, introducerea unei plăţi anuale de abonament, a unei plăţi bazate pe cantitate şi/sau a unor plăţi aferente numărului de notificări comerciale transmise într-o anumită perioadă definită. Introducerea sau modificarea plăţilor existente pentru accesul la PVT se efectuează după coordonarea prealabilă de către Agenţie urmare a consultărilor publice realizate de către aceasta.
60. PRE este obligată să plătească plăţile facturate de EE pe baza serviciilor furnizate şi care fac obiectul plăţilor pentru accesul la PVT.
Secţiunea 2
Notificările comerciale
61. Transferul de gaze naturale între două portofolii de echilibrare din cadrul zonei de echilibrare a Republicii Moldova se realizează prin transmiterea în adresa EE a unei notificări comerciale, în cursul unei zile gaziere.
62. EE nu este responsabilă pentru determinarea conformităţii notificării comerciale prezentate de PRE cu contractele pe piaţa angro, pe care PRE le-ar putea avea încheiate cu alţi participanţi la piaţa angro de gaze naturale.
63. PRE poate prezenta notificări comerciale indiferent dacă a depus o nominalizare sau renominalizare pentru ziua gazieră respectivă.
64. O notificare comercială trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii:
1) ziua gazieră pentru care se efectuează transportul gazelor naturale;
2) codurile de identificare ale ambelor portofolii de echilibrare în cauză;
3) specificarea tipului notificării (de vânzare sau de cumpărare);
4) cantitatea de gaze naturale notificată zilnic, exprimată în kWh/zi, sau în kWh/h pentru cantitatea de gaze naturale notificată orar.
65. Notificările comerciale pot fi modificate şi retransmise în cursul unei zile gaziere. EE va lua în consideraţie notificările comerciale pentru o zi gazieră primite până cu 3 ore înainte de sfârşitul zilei gaziere respective. Notificările comerciale pentru o zi gazieră sunt considerate corespunzătoare dacă sunt primite de EE de la ambele PRE cu 30 de minute înainte de următoarea oră completă.
66. Cantitatea de gaze naturale notificată zilnic şi confirmată se va determina pe baza "Regulii mai mici", care este luată:
1) cantitatea de gaze naturale notificată zilnic, la care valoarea este aceeaşi în ambele notificări comerciale corespunzătoare ale PRE; sau
2) cea mai mică cantitate notificată indicată în cele două notificări comerciale corespunzătoare ale PRE;
67. Pentru zilele gaziere în care are loc trecerea de la ora de iarnă/vară, se aplică modificările aduse în conformitate cu pct.65.
68. Notificările şi confirmările comerciale vor fi expediate electronic ca document EDIG@S-XML prin intermediul protocolului AS/4. EE permite utilizarea, într-un mod transparent şi nediscriminatoriu, nominalizări în format electronic sau alte posibilităţi de schimb de date similare, luând în consideraţie prevederile Codului reţelelor de gaze naturale aprobat de Agenţie prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.420/2019.
69. EE ţine evidenţa tuturor notificărilor comerciale primite, precum şi notificărilor comerciale confirmate.
Secţiunea 3
Platforma de tranzacţionare
70. Platformele de tranzacţionare, în sensul pieţelor organizate pentru desfăşurarea comerţului angro cu gaze naturale sunt operate de operatorii platformelor de tranzacţionare şi sunt identificate în prealabil de către operatorul de sistem de transport şi aprobate de Agenţie. Ca măsură provizorie, în condiţiile Codului Reţelelor de gaze naturale, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.420/2019, la înfiinţarea unei platforme de tranzacţionare şi în scopul asigurării echilibrării, EE poate crea o platformă de echilibrare sau o platformă de echilibrare comună sub formă de platformă de tranzacţionare în care EE acţionează în calitate de contraparte la toate tranzacţiile în conformitate cu Codul reţelelor de gaze naturale aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.420/2019.
71. Punctul de livrare al unei platforme de tranzacţionare va fi PVT din zona de echilibrare a Republicii Moldova.
72. După încheierea fiecărei tranzacţii, operatorul platformei de tranzacţionare pune la dispoziţia participanţilor la tranzacţie toată informaţia necesară pentru confirmarea tranzacţiei.
73. Participantul la tranzacţie este responsabil de transmiterea notificărilor comerciale EE în conformitate cu cerinţele prevăzute în Secţiunea 2 din prezentul Capitol, cu excepţia cazului în care responsabilitatea este atribuită operatorului platformei de tranzacţionare sau unei terţe părţi în conformitate cu regulile aplicabile platformei de tranzacţionare.
74. Operatorul platformei de tranzacţionare permite utilizatorilor de sistem să efectueze tranzacţii pe platforma de tranzacţionare numai dacă aceştia deţin dreptul de a prezenta notificări comerciale. EE informează fără întârziere operatorul platformei de tranzacţionare despre PRE care au fost lipsiţi de dreptul de a face notificări comerciale în conformitate cu contractele aplicabile în vigoare, ceea ce va duce la suspendarea dreptului de tranzacţionare al PRE pe platforma de tranzacţionare, fără a aduce atingere altor drepturi ale operatorului platformei de tranzacţionare în conformitate cu regulile aplicabile platformei de tranzacţionare.
75. Operatorul platformei de tranzacţionare este obligat să păstreze confidenţialitatea informaţiilor considerate secret comercial, în special a informaţiilor privind preţurile sau alte informaţii oficiale cu acces limitat la care obţine acces în timpul îndeplinirii funcţiilor sale, cu excepţia prezentării informaţiei Agenţiei sau organelor de supraveghere care sunt supuse cerinţelor prevăzute de Reguli.
Secţiunea 4
Transparenţa pieţei angro
76. EE va publica pe pagina electronică:
1) Modelul contractului de echilibrare;
2) plata pentru neutralitate
3) plata pentru operarea PVT;
4) alte reguli şi metodologii relevante pentru procesul de echilibrare.
77. EE va publica următoarele date actuale şi istorice cel puţin din ultimii 3 ani:
1) lista PRE înregistrată, statutul acesteia şi codul de identificare a portofoliului ei de echilibrare, actualizată zilnic;
2) poziţia zonei de echilibrare a Republicii Moldova pe baza informaţiilor recepţionate de la OST, actualizate la fiecare oră;
3) preţul de referinţă şi plăţile pentru dezechilibre aplicabile, actualizate zilnic;
4) informaţii privind numărul acţiunilor de echilibrare efectuate într-o zi gazieră, inclusiv costurile /veniturile asociate, actualizate zilnic;
5) prognoza consumului total la locurile de consum ale consumatorilor MNZ pentru zona de echilibrare a Republicii Moldova, actualizată zilnic;
6) cantitatea de gaze naturale din reţeaua de transport al gazelor naturale la începutul fiecărei zile gaziere, şi prognoza cantităţii de gaze naturale din reţea la sfârşitul zilei gaziere, actualizată în fiecare oră;
7) soldul contului de neutralitate, actualizat cel puţin lunar;
8) cantitatea totală de gaze naturale transferată la PVT pe zi, actualizată cel puţin lunar până în a 10-a zi a lunii următoare.
78. Informaţiile menţionate în această Secţiune, prezentate de EE trebuie să corespundă următoarelor cerinţe:
1) să fie plasate pe pagina electronică a EE sau al altui sistem care furnizează informaţiile în format electronic;
2) să fie accesibile participanţilor la piaţa gazelor naturale gratuit;
3) să fie expuse într-un format uşor de utilizat;
4) să fie clare, cuantificabile şi uşor accesibile;
5) să fie nediscriminatorii;
6) să fie expuse în unităţi consistente fie în kWh, fie în kWh /zi şi kWh /h;
7) să fie plasate în limba română şi după caz, în limba engleză.
Capitolul IV
ECHILIBRAREA OPERAŢIONALĂ
79. EE întreprinde acţiuni de echilibrare cu scopul:
1) de a permite OST să menţină în limite operaţionale reţelele sale de transport al gazelor naturale;
2) de a asigura stocarea unei cantităţi corespunzătoare de gaze naturale în reţeaua de transport al gazelor naturale din zona de echilibrare a Republicii Moldova la sfârşitul zilei gaziere, diferită de cea prognozată pe baza intrărilor şi ieşirilor preconizate prognozate pentru acea zi gazieră, în aşa mod încât să asigure funcţionarea economică şi eficientă a reţelelor de transport al gazelor naturale.
80. La determinarea acţiunilor de echilibrare necesare, OST trebuie să transmită EE în mod regulat în cursul zilei, datele necesare cu privire la cantitatea de gaze naturale care trebuie să fie injectată sau extrasă din reţeaua acestora. La determinarea acestor informaţii, fiecare OST va lua în considerare cel puţin următoarele aspecte:
1) prognozele OST privind cererea de gaze naturale pe parcursul zilei gaziere, pentru care ar putea fi necesare acţiunile de echilibrare;
2) informaţiile privind nominalizarea şi alocarea, precum şi fluxurile de gaze naturale măsurate;
3) presiunea în reţeaua de transport a gazelor naturale.
Metodele de calcul, constrângerile, duratele, ciclurile de actualizare şi schimbul de date, şi alte detalii operaţionale, vor fi stabilite în acordul de cooperare dintre EE şi OST.
81. OSD sunt obligaţi să coopereze cu OST pentru a permite prognozarea exactă a volumelor de gaze naturale ieşite din reţeaua de transport al gazelor naturale. OSD informează OST din amonte cu privire la orice situaţie care pot afecta reţeaua de transport al gazelor naturale în punctele lor de interconectare şi efectul aşteptat al acestora. În special, acestea trebuie să fie lucrări de construcţie /întreţinere şi schimbărilor sezoniere ale nivelului presiunii.
82. EE va întreprinde acţiuni de echilibrare prin:
1) instrucţii OST cu privire la un anumit flux la punctele comune de interconectare;
2) vânzarea şi cumpărarea de PSTS pe o platformă de tranzacţionare; şi/sau
3) utilizarea serviciilor de echilibrare.
Acţiunile de echilibrare vor fi utilizate în ordinea priorităţii de mai sus, începând cu instrucţiunile cu privire la fluxul de gaze naturale.
83. La realizarea acţiunilor de echilibrare, EE trebuie să ţină cont de următoarele principii:
1) acţiunile de echilibrare trebuie întreprinse în mod nediscriminatoriu;
2) acţiunile de echilibrare vor ţine cont de obligaţia OST de a opera reţelele de transport al gazelor naturale într-un mod economic şi eficient.
84. Pentru a întreprinde acţiuni de echilibrare prin utilizarea serviciilor de echilibrare, EE va face cerere de ofertă în conformitate cu ordinea de merit stabilită în pct.99. În conformitate cu contractul pentru furnizarea serviciilor de echilibrare, EE va transmite cerere de ofertă fiecărui furnizor de servicii de echilibrare, informându-l cu privire la cantitatea de gaze naturale necesară şi ora de începere. Pentru fiecare solicitare, EE înregistrează o notificare comercială unilaterală la PVT între codul de identificare al EE şi portofoliul de echilibrare al furnizorului de servicii de echilibrare.
85. În cazul situaţiilor excepţionale, în care există un dezechilibru între intrările şi ieşirile din zona de echilibrare a Republicii Moldova şi o insuficienţă de PSTS şi/sau servicii de echilibrare pentru menţinerea sistemelor de transport în limite de siguranţă operaţională, EE poate solicita OST să reducă nominalizările acelor PRE care cauzează dezechilibrul sistemului de gaze naturale. Astfel de situaţii excepţionale pot apărea, dar nu se limitează la situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale, în conformitate cu Legea nr.108/2016.
86. OST are obligaţia să prezinte Agenţiei un raport trimestrial, care să conţină informaţii despre gazele naturale stocate în conductă pentru fiecare lună gazieră. Raportul conţine informaţii detaliate despre:
1) cantitatea totală de gaze naturale din sistemul de transport la începutul zilei gaziere pe baza presiunilor din reţeaua de transport;
2) flexibilitatea disponibilă în conducta de stocare pentru injectare (creşterea presiunii) şi retragere (scăderea presiunii);
3) limitele operaţionale aplicate pentru determinarea flexibilităţii de stocare în conductă;
4) calculele respective şi parametrii tehnici.
87. În scopul desfăşurării acţiunilor de echilibrare, EE îşi atribuie un cod de identificare. Acest cod este utilizat exclusiv pentru schimbul de date şi ţinerea evidenţei şi nu care nu este asociat unui portofoliu de echilibrare, subiect al echilibrării comerciale.
Capitolul V
ACHIZIŢIONAREA SERVICIILOR DE ECHILIBRARE
88. EE va achiziţiona servicii de echilibrare în acele situaţii în care PSTS nu pot fi furnizate, sau nu vor fi suficiente pentru menţinerea parametrilor tehnici de funcţionare a reţelei de transport al gazelor naturale în limitele operaţionale, sau în absenţa lichidităţii pe piaţa de gaze naturale în ceea ce priveşte PSTS.
89. Serviciile de echilibrare se achiziţionează în conformitate cu Regulile şi Codul Reţelelor de gaze naturale aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.420/2019.
90. Furnizorul serviciilor de echilibrare îşi îndeplineşte obligaţiile care îi revin în conformitate cu contractul pentru furnizarea serviciilor de echilibrare prin:
1) depunerea renominalizărilor la punctele de interconectare transfrontaliere;
2) şi/sau prin modelarea consumului de gaze naturale al consumatorilor finali instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale.
91. Furnizorul serviciilor de echilibrare este obligat să întreprindă toate măsurile necesare pentru a asigura la solicitarea EE conform contractului pentru furnizarea serviciilor de echilibrare, injectarea sau prelevarea cantităţii orare de gaze naturale până la sfârşitul zilei gaziere în curs.
92. Produsele de servicii de echilibrare vor avea următoarele restricţii:
1) punctul de livrare va fi PVT;
2) perioada contractului este o luna gazieră;
3) volumul contractatului nu trebuie să depăşească 10 MWh/h;
4) preţul contractului poate fi o plată fixă bazată pe volum sau poate include adiţional o plată fixă de disponibilitate.
93. EE va achiziţiona servicii de echilibrare prin intermediul unei licitaţii publice transparente şi nediscriminatorii. Licitaţia va fi anunţată pe pagina electronică a EE cu cel puţin o lună înainte de termenul-limită pentru depunerea ofertelor. Serviciile de echilibrare se procură pentru fiecare perioadă de 6 luni gaziere.
94. Anunţul privind organizarea licitaţiei va include:
1) Perioada pentru care se solicită furnizarea serviciilor de echilibrare licitate;
2) numărul de contracte necesare, pe direcţie, pentru fiecare perioadă contractuală;
3) specificaţiile detaliate ale produsului (în special mărimea contractului, numărul de zile pentru care executarea contractului poate fi solicitată de EE pe durata contractului, timpul de execuţie la cerere);
4) descrierea procedurii de licitaţie (în special cerinţele de precalificare şi criteriile de atribuire);
5) prevederile contractului pentru furnizarea serviciilor de echilibrare (în special aspectele operaţionale şi cele vizând schimbul de date pentru furnizarea serviciului de echilibrare).
95. Condiţiile contractului pentru furnizarea serviciilor de echilibrare vor fi coordonate cu Agenţia şi se vor aplica tuturor furnizorilor serviciilor de echilibrare.
96. Fiecare PRE care a contractat capacitate la punctele de interconectare transfrontaliere sau care este furnizor pentru consumatorii finali ale căror instalaţii de utilizare sunt racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale are dreptul să participe la licitaţia pentru achiziţionarea serviciilor de echilibrare, condiţionată de o preselecţie reuşită în conformitate cu cerinţele tehnice şi financiare stabilite în anunţul de licitaţie. Ofertanţii trebuie să informeze EE cu privire la punctele specifice pe care aceştia intenţionează să le utilizeze pentru furnizarea serviciilor de echilibrare către EE.
97. Ofertele depuse în cadrul unei licitaţii pentru achiziţionarea serviciilor de echilibrare sunt eligibile dacă:
1) sunt depuse de o PRE precalificată (ofertant), aşa cum este definit în descrierea procedurii de licitaţie;
2) este specificată perioada (termenul) contractului, numărul de contracte oferite şi preţul oferit pentru contract;
3) sunt primite înainte de termenul-limită de depunere a ofertelor.
98. PRE au dreptul să depună oferte multiple pentru fiecare perioadă contractuală în parte.
99. După expirarea termenului-limită de depunere a ofertelor, EE evaluează ofertele eligibile. Pe perioadă contractuală, toate ofertele primite de la PRE calificate vor fi aranjate în ordinea costului lor de proiect în MDL/MWh, începând cu oferta disponibilă pentru EE cu cel mai mic preţ pe direcţie. Ulterior, EE va accepta un număr de oferte atât cât este necesar pentru a îndeplini integral cerinţele de echilibrare ale sistemului, specificate în anunţul de licitaţie în ordine crescătoare a costului de proiect exprimat în MDL/MWh, începând cu oferta disponibilă pentru EE la cel mai mic preţ (Ordine de merit).
100. În termen de 5 zile lucrătoare de la data-limită pentru depunere a ofertelor, EE informează în mod electronic fiecare ofertant cu privire la acceptarea/respingerea ofertelor sale.
101. Informaţia agregată privind rezultatul achiziţiilor va fi publicată pe pagina electronică a EE, şi va conţine cel puţin următoarele informaţii:
1) volumul total contractat în perioadă contractuală;
2) numărul ofertanţilor în perioada contractuală;
3) preţul de ofertă minim şi maxim pe perioada contractuală, unde au fost acceptaţi mai mult de 3 ofertanţi.
102. În cazul în care un furnizor de servicii de echilibrare încalcă obligaţiile care îi revin în temeiul pct.90, acesta va fi penalizat în conformitate cu prevederile contractului pentru furnizarea serviciilor de echilibrare.
Capitolul VI
ACHIZIŢIONAREA GAZELOR NATURALE OPERAŢIONALE
DE CĂTRE OST ŞI OSD
103. Operatorii de sistem vor achiziţiona gaze naturale operaţionale printr-o licitaţie publică, transparentă şi nediscriminatorie. Licitaţia va fi anunţată pe pagina electronică a acestora cu cel puţin o lună înainte de termenul-limită pentru depunerea ofertelor. Ofertele se vor limita la perioadele contractuale până la sfârşitul următorului an gazier.
104. Anunţul cu privire la licitaţie trebuie să conţină cel puţin:
1) perioada contractuală pentru care se face licitaţia;
2) cantitatea minimă de gaze naturale necesară pentru perioada contractuală;
3) cantitatea estimată de gaze naturale necesară pentru perioada contractuală;
4) debitul maxim de consum pe oră pentru perioada contractuală;
5) descrierea procedurii de licitaţie (în special cerinţele de precalificare şi criteriile de atribuire);
6) condiţiile contractului privind achiziţionarea gazelor naturale operaţionale (în special aspectele operaţionale şi cu privire la schimbul de date).
105. Mărimea lotului pentru licitaţie, determinat de operatorul de sistem, nu trebuie să creeze restricţii în ceea ce priveşte numărul de participanţi la licitaţie.
106. În condiţiile contractului pentru procurarea gazelor naturale operaţionale se va include cerinţa pentru operatorul de sistem să prezinte informaţii pertinente în ceea ce priveşte consumul de gaze naturale prognozat.
107. Orice furnizor are dreptul să participe la licitaţia pentru achiziţionarea gazelor operaţionale, dacă este cazul, cu condiţia că acesta îndeplineşte cerinţele tehnice şi financiare stabilite în anunţul de licitaţie.
108. Ofertele depuse în cadrul unei proceduri de licitaţie pentru achiziţionarea gazelor naturale operaţionale sunt eligibile dacă:
1) sunt depuse de o PRE precalificată (ofertant), conform procedurii de licitaţie;
2) pentru fiecare lot se specifică perioada contractului şi preţul contractului oferit.
3) sunt recepţionate înainte de termenul-limită de depunere a ofertelor.
109. După expirarea termenului-limită de depunere a ofertelor, operatorul de sistem va evalua ofertele eligibile. Pentru fiecare perioadă contractuală, toate ofertele primite de la PRE calificate vor fi aranjate în ordinea costului în MDL /MWh, începând cu oferta disponibilă la cel mai mic preţ al gazelor naturale pe direcţie. Operatorul de sistem va accepta atâtea oferte câte sunt necesare pentru a satisface pe deplin cererea de gaze naturale operaţionale specificată în anunţul de licitaţie, în ordine crescătoare a preţului gazelor naturale în MDL/MWh, începând cu oferta disponibilă la cel mai mic preţ (Ordine de Merit).
110. În termen de 5 zile lucrătoare de la data-limită pentru depunere a ofertelor, operatorul de sistem va informa în mod electronic fiecare ofertant cu privire la acceptarea/neacceptarea ofertelor. Contractul pentru achiziţionarea gazelor naturale operaţionale intră în vigoare din data semnării.
Capitolul VII
CONSUMATORI FINALI LA CARE SUNT INSTALATE ECHIPAMENTE
DE MĂSURARE CU MĂSURARE NON-ZILNICĂ (MNZ)
Secţiunea 1
Elaborarea pofilelor standardizate de consum pentru MNZ
111. Toate indicaţiile echipamentelor consumatorilor MNZ sunt citite lunar de către OSD, astfel, alocările consumatorilor MNZ prezentate EE vor fi considerate finale la termenul-limită (de compensare).
112. OSD desemnat de Agenţie va elabora împreună cu alţi OSD şi furnizorii o metodă pentru estimarea consumului zilnic pentru fiecare categorie de consumatori finali la care evidenţa consumului de gaze naturale nu este realizată în regim zilnic, în baza profilurilor standardizate de consum.
113. Metoda PSC trebuie să îndeplinească următoarele criterii:
1) cantitatea de alocare zilnică a consumatorilor MNZ se determină ca produs al valorii funcţiei profilului standardizat de consum şi al consumului lunar al consumatorului final înregistrat de echipamentul de măsurare.
2) profilul standardizat de consum trebuie să depindă de temperatura medie zilnică a aerului înconjurător şi de tipul zilei (de exemplu, zi lucrătoare, zi de odihnă).
3) categoriile de consumatori finali vor fi stabilite în dependenţă de tipurile de consum.
4) tipul funcţiei şi parametrii pe categorii de consumatori finali vor fi selectaţi astfel încât să minimizeze variaţiile dintre alocările consumatorilor MNZ şi consumul real/efectiv pentru o zi gazieră.
5) stabilirea zonelor de temperatură, în cazul în care nu sunt prevăzute de reglementările existente;
6) pentru a ţine cont de graficul de citire a echipamentelor de măsurare la locurile de consum ce aparţin consumatorilor MNZ, care nu coincide cu luna gazieră, metoda PSC trebuie să includă repartizarea adecvată a consumului de gaze naturale între două luni gaziere şi o metodă pentru determinarea consumului lunar prognozat.
114. Pentru a fi aplicată metoda PSC trebuie să fie consultat de către OSD cu părţile interesate şi coordonată în final cu Agenţia. La cererea Agenţiei, metoda PSC va fi modificată.
115. Fiecare OSD va efectua o clasificare a locurilor de consum ale consumatorilor MNZ racordate la reţeaua sa de distribuţie, aplicând metoda PSC.
116. OSD împreună cu furnizorii sunt în drept să elaboreze, în caz de necesitate o altă metodă de alocare zilnică pentru diferite categorii de consumatori finali la care evidenţa consumului de gaze naturale nu este realizată în regim zilnic.
Secţiunea 2
Prognoza MNZ şi determinarea alocărilor pentru consumatorii MNZ
117. Pentru fiecare zi gazieră, OSD va prognoza alocarea zilnică pentru consumatorii MNZ ai unui furnizor aplicând:
1) categoria de consumator final atribuită consumatorilor MNZ;
2) prognoza lunară a consumului de gaze naturale a consumatorilor MNZ;
3) prognoza cea mai recentă a temperaturilor pentru ziua gazieră, specifică zonei teritoriale unde sunt amplasaţi consumatorii MNZ;
4) perioada de timp a zilei gaziere.
OSD va efectua 3 prognoze: prognoza pentru ziua următoare şi încă 2 prognoze pe parcursul zilei.
118. După fiecare zi gazieră, OSD va determina alocarea zilnică iniţială pentru consumatorii MNZ ai unui furnizor, luând în considerare:
1) categoria de consumatori finali atribuită consumatorilor MNZ respectivi;
2) consumul lunar prognozat de gaze naturale al consumatorilor MNZ respectivi;
3) temperatura reală pentru ziua gazieră pentru zona de amplasare a consumatorilor cu MNZ;
4) perioada de timp a zilei gaziere.
119. După ce datele de consum ale tuturor consumatorilor MNZ ai unui furnizor au fost citite pentru o lună gazieră şi înainte de termenul de compensare OSD va determina alocarea zilnică finală pentru consumatorii MNZ ai unui furnizor, în baza metodei PSC şi luând în consideraţie:
1) categoria de consumator final a respectivilor consumatori MNZ;
2) consumul lunar prognozat al respectivilor consumatori MNZ;
3) temperatura reală în zona de amplasare a respectivilor consumatori finali MNZ din ziua gazieră;
4) perioada de timp a zilei gaziere.
Capitolul VIII
ECHILIBRAREA COMERCIALĂ
Secţiunea 1
Alocarea portofoliului de echilibrare şi prezentarea de informaţii
120. Toate alocările se efectuează pentru o zi gazieră cu utilizarea unităţilor de energie (kWh). În cazul în care alocările se bazează pe volume măsurate, OST sau OSD vor aplica valoarea calorifică brută, determinată în baza parametrilor de calitate a gazelor naturale.
121. Alocarea consumurilor finale şi a injectărilor de gaze naturale de la producători urmează a fi exhaustivă, însemnând că:
1) pentru toate locurile de consum al consumatorilor finali, ieşirile vor fi înregistrate în portofoliile de echilibrare ale furnizorilor respectivi;
2) pentru toate punctele de intrare în instalaţiile de producere, injectările vor fi înscrise în portofoliile de echilibrare ale producătorilor respectivi.
122. În scopul determinării dezechilibrului portofoliului de echilibrare pentru o zi gazieră, regulile de alocare din prezentul Capitol se aplică pentru fiecare zi gazieră.
123. La PVT, pentru fiecare pereche de participanţi la tranzacţionare, ultimele notificări comerciale confirmate într-o zi gazieră vor fi înregistrate drept intrări în portofoliul de echilibrare al PRE care cumpără şi drept ieşiri din portofoliul de echilibrare al PRE care vinde. Aceste prevederi se aplică mutatis mutandis notificărilor comerciale ale OST şi OSD, ca urmare a operaţiunilor de procurarea gazelor naturale operaţionale.
124. La punctele de intrare/ieşire spre reţelele transfrontaliere de gaze naturale, ultima nominalizare sau renominalizare confirmată pentru fiecare direcţie, într-o zi gazieră va fi înregistrată drept intrare sau ieşire din portofoliul de echilibrare al PRE, după caz.
125. OST urmează să transmită EE, date despre fiecare utilizator de sistem care să conţină:
1) alocările iniţiale la punctele de intrare/ieşire transfrontaliere efectuate până la ora 12:00 a următoarei zile gaziere;
2) alocările finale la punctele de intrare/ieşire transfrontaliere efectuate până la termenul de compensare.
126. La punctele de intrare din instalaţiile de producere, volumul injectărilor măsurate pentru o zi gazieră vor fi înregistrate drept intrări în portofoliul de echilibrare al producătorului.
127. Operatorul de sistem va transmite EE, pentru fiecare producător în parte date privind:
1) alocările iniţiale din instalaţiile de producere până la ora 12:00 a următoarei zile gaziere;
2) alocările finale din instalaţiile de producere până la termenul limită de compensare.
128. La punctele de ieşire spre consumatorii finali contorizaţi pe parcursul zilei sau la consumatorii finali contorizaţi zilnic, consumul măsurat pentru o zi gazieră va fi înregistrat ca o ieşire din portofoliul de echilibrare al furnizorului. Pentru consumatorii non-casnici finali care au mai mulţi furnizori, OST sau OSD vor repartiza consumul măsurat conform contractelor încheiate cu furnizorii.
129. OST sau OSD prezintă EE, pentru fiecare furnizor în parte date privind:
1) prima actualizare, până la ora 13:30 în ziua gazieră, pentru consumatorii contorizaţi pe parcursul zilei, obţinută prin citirea echipamentului de măsurare până la ora 12:00;
2) cea de-a doua actualizare, până la ora 19:30 în ziua gazieră, a contorizări pe parcursul zilei, bazată pe citirea echipamentului de măsurare până la ora 18:00;
3) alocările iniţiale pentru consumatorii contorizaţi pe parcursul zilei până la ora 12:00 a următoarei zile gaziere;
4) alocările finale pentru consumatorii contorizaţi pe parcursul zilei până la termenul de compensare.
130. La punctele de ieşire spre consumatorii MNZ, alocarea profilului standardizat de consum pentru o zi gazieră va fi înregistrată ca ieşire din portofoliul de echilibrare al furnizorului.
131. OSD va prezenta EE, pentru fiecare furnizor date privind:
1) Prognoza consumului de gaze naturale pentru consumatorii MNZ pentru următoarea zi gazieră, până la ora 12:00 a zilei precedente;
2) prima prognoză pentru consumatorii MNZ pe parcursul zilei până la ora 13:30 a zilei gaziere;
3) a doua prognoză pentru consumatorii MNZ pe parcursul zilei până la ora 19:30 a zilei gaziere;
4) alocările iniţiale pentru consumatorii MNZ până la ora 12:00 a următoarei zile gaziere;
5) alocările finale pentru consumatorii MNZ până la termenul de compensare.
132. La punctele de ieşire spre punctele de consum ale OST şi OSD pentru consumul propriu, consumul măsurat pentru o zi gazieră va fi alocat ca ieşire din portofoliul de echilibrare al furnizorului.
133. OSD prezintă EE, per furnizor date privind:
1) prognoza consumului de gaze naturale de către consumatorii MNZ pentru ziua gazieră următoare până la ora 12:00;
2) prima prognoză pentru ziua gazieră următoare pentru consumatorii MNZ efectuată până la ora 13:30;
3) a doua prognoză pentru ziua gazieră următoare pentru consumatorii MNZ efectuată până la ora 19:30;
4) alocările iniţiale de gaze naturale operaţionale pentru următoarea zi gazieră efectuate până la ora 12:00;
5) alocările finale de gaze naturale operaţionale până la termenul limită de compensare.
134. În cazul în care o informaţie privind cantitatea măsurată de gaze naturale nu poate fi citită de la un echipament de măsurare, se poate folosi o valoare de înlocuire.
135. Pentru punctele de interconectare dintre OST din Republica Moldovanu vor fi efectuate înregistrări în portofoliul de echilibrare al PRE.
136. EE va transmite către PRE în decursul unei ore, după termenul limită stabilit mai sus:
1) actualizările pentru consumatorii contorizaţi pe parcursul zilei;
2) prognozele pentru consumatorii MNZ pe parcursul zilei şi prognozele pentru ziua următoare;
137. Schimburile de informaţie privind alocările se vor face electronic sub forma unui document EDIG@S-XML prin intermediul protocolului AS/4. EE poate accepta, într-o formă transparentă şi nediscriminatorie, posibilitatea de a efectua încărcarea pe pagina electronică sau alte posibilităţi de schimb de date.
Secţiunea 2
Determinarea dezechilibrelor pentru portofoliile de echilibrare ale PRE
138. EE va determina dezechilibrul zilnic pentru fiecare portofoliu de echilibrare al PRE în fiecare zi gazieră, calculând diferenţă dintre fluxurile de gaze naturale intrate şi ieşite din reţeaua de transport al gazelor naturale alocate în conformitate cu Secţiunea 1 din prezentul Capitol.
139. În cazul în care suma cantităţilor de gaze naturale ale PRE intrate în reţeaua de transport al gazelor naturale în ziua gazieră este egală cu suma cantităţilor de gaze naturale ale PRE ieşite din reţeaua de transport al gazelor naturale în această zi gazieră, această PRE este considerată echilibrată în această zi gazieră.
140. În cazul în care suma cantităţilor de gaze naturale ale PRE intrate în reţeaua de transport al gazelor naturale în ziua gazieră este mai mică decât suma cantităţilor de gaze naturale ale PRE ieşite din reţeaua de transport al gazelor naturale, această PRE se consideră în dezechilibru negativ şi i se aplică plăţi pentru dezechilibru zilnic în conformitate cu Secţiunea 4 din prezentul Capitol, astfel EE fiind compensată de PRE.
141. În cazul în care suma cantităţilor de gaze naturale ale PRE intrate în reţeaua de transport al gazelor naturale în ziua gazieră, este mai mare decât suma cantităţilor de gaze naturale ale PRE ieşite din reţeaua de transport al gazelor naturale în această zi gazieră, PRE se consideră în dezechilibru pozitiv pentru această zi gazieră, PRE fiind compensată de EE prin aplicarea plăţii pentru dezechilibru zilnic în conformitate cu Secţiunea 4 din prezentul Capitol.
142. EE va prezenta fiecărei PRE date despre:
1) cantitatea iniţială de dezechilibru zilnic până la ora 18:00 a zilei gaziere următoare;
2) cantităţile finale de dezechilibru zilnic, precum şi alocările individuale în portofoliul de echilibrare, conform prevederilor Secţiunii1din prezentul Capitol, în termen de 2 zile lucrătoare de la data limită de compensare pentru luna în cauză.
Secţiunea 3
Preţurile de decontare a dezechilibrului
143. EE va calcula şi va publica zilnic preţurile aplicabile pentru calcularea plăţilor pentru dezechilibru zilnic: preţul de referinţă, preţul marginal de cumpărare şi preţul marginal de vânzare.
144. Toate preţurile sunt exprimate în MDL/kWh şi rotunjite la cel puţin trei cifre zecimale.
145. Preţul aplicabil pentru calcularea plăţii pentru dezechilibru zilnic se determină după cum urmează:
1) în cazul în care dezechilibrul zilnic este negativ va fi aplicat preţul marginal de cumpărare;
2) în cazul în care dezechilibrul zilnic este una pozitiv va fi aplicat preţul marginal de vânzare.
146. Preţul marginal de cumpărare este cel mai mare dintre:
1) cel mai mare preţ al oricăror achiziţii de gaze naturale de echilibrare în scopul de echilibrare ale EE la PVT în raport cu ziua gazieră; sau
2) preţul de referinţă înmulţit cu coeficientul 1,1.
147. Preţul marginal de vânzare este cel mai mic dintre:
1) cel mai mic preţ al oricăror vânzări de gaze naturale utilizate în scop de echilibrare ale EE la PVT, în raport cu ziua gazieră; sau
2) preţul de referinţă înmulţit cu factorul/coeficientul 0,9.
148. Procurările şi vânzările de gaze naturale utilizate în scop de echilibrare ale EE care nu au fost realizate prin intermediul PVT vor fi luate în considerare doar pentru determinarea preţului aplicabil pentru decontarea dezechilibrelor portofoliului de echilibrare doar după coordonarea prealabilă de către Agenţie.
149. Preţul de referinţă se determină ca fiind preţul mediu ponderat al tranzacţiilor cu gaze naturale pe piaţa angro pentru ziua gazieră respectivă, după cum a fost determinat şi publicat de operatorul platformei de tranzacţionare şi cu coordonarea prealabilă de către Agenţie.
150. În cazul în care nu există un preţ de referinţă disponibil pentru o zi, se va aplica ultimul preţ de referinţă disponibil.
151. EE va aplica metoda de determinare a preţului de referinţă până când în Republica Moldova va exista o platformă de tranzacţionare cu suficientă lichiditate pentru a crea semnale de preţ fiabile. Metoda de determinare a preţului de referinţă necesită a fi coordonată cu Agenţia, şi urmează a fi publicată. Aceasta va aplica una dintre următoarele abordări:
1) determinarea preţului de referinţă pe baza preţului (preţurilor) de referinţă de pe piaţa (pieţele) gazelor naturale adiacente din ţările vecine, ajustate cu costurile de transport din/către acea piaţă (pieţe);
2) obţinerea preţului de referinţă pe baza preţului mediu ponderat al gazelor naturale la import al tuturor furnizorilor de gaze naturale din luna precedentă.
152. Agenţia va monitoriza situaţia de pe piaţa gazelor naturale şi anume platformele de tranzacţionare disponibile şi lichiditatea acestora şi va putea solicita modificarea corespunzătoare a metodei de determinare a preţului de referinţă.
Secţiunea 4
Plata pentru dezechilibru
153. EE va calcula plata pentru dezechilibru pentru un portofoliu de echilibrare al PRE.
154. Plata pentru dezechilibrul zilnic se bazează pe cantitatea finală de dezechilibru zilnic.
155. Pentru calcularea plăţilor pentru dezechilibrul zilnic al PRE, EE însumează următoarele valori:
1) cantitatea de dezechilibru zilnic al PRE care depăşeşte nivelul de toleranţă zilnic înmulţit cu preţul marginal de cumpărare sau de vânzare aplicabil, determinat în conformitate cu Secţiunea 3 din prezentul Capitol; şi
2) cantitatea de dezechilibru zilnic al PRE în limitele nivelului de toleranţă zilnică înmulţit cu preţul de referinţă determinat în conformitate cu Secţiunea 3 din prezentul Capitol.
156. Ca măsură interimară, până când piaţa de gaze naturale va deveni suficient de lichidă, se va aplica un nivel de toleranţă zilnică la determinarea plăţilor pentru dezechilibrul zilnic.
157. Pentru determinarea nivelului de toleranţă zilnică, se vor însuma următoarele valori ale fiecărui portofoliu de echilibrare:
1) pentru consumatorii finali cu MPZ, 5% din cantitatea totală MPZ alocată pentru ziua gazieră;
2) pentru consumatorii finali MZ, 10% din cantitatea totală MZ alocată pentru ziua gazieră;
3) şi, în cazul în care dezechilibrul zilnic este:
a) negativ (intrări <ieşiri), diferenţa cu care cantitatea prognozată pentru consumatorii MNZ este mai mică decât valoarea alocată pentru consumatorii MNZ, pentru ziua gazieră;
b) pozitiv (intrări> ieşiri), diferenţa cu care cantitatea prognozată pentru consumatorii MNZ depăşeşte valoarea alocată pentru consumatorii MNZ pentru ziua gazieră.
Nivelul de toleranţă zilnică va avea acelaşi semn ca şi cantitatea de dezechilibru zilnic.
158. Cantităţile de gaze naturale intrate din instalaţiile de producere, alocările la punctele de intrare /ieşire transfrontaliere şi alocările pentru PVT nu sunt luate în calcul la stabilirea nivelului de toleranţă zilnică.
159. Nivelul de toleranţă zilnică aplicabil poate fi modificat o dată pe an pentru anul gazier ulterior, după consultarea publică efectuată de Agenţie.
Secţiunea 5
Decontarea portofoliului de echilibrare
160. EE va transmite PRE, în termen de 5 zile lucrătoare de la termenul de plată prin compensare pentru luna luată în considerare, factura pentru zilele gaziere din luna respectivă, care va conţine:
1) plata pentru dezechilibru;
2) plăţile care reies din obligaţiile intrazilnice, stabilite în conformitate cu Capitolul IX din Reguli;
3) plăţile pentru neutralitate;
4) plăţile pentru utilizarea PVT.
161. Factura se transmite în format electronic şi este însoţită de informaţii detaliate zilnic privind decontarea, în special alocări, dezechilibre, preţuri aplicabile, niveluri de toleranţă aplicate, plăţile pentru dezechilibru determinate, plăţile derivate din obligaţiile intrazilnice, după caz, şi plăţi pentru neutralitate.
162. Termenul de compensare pentru o lună gazieră va fi stabilită a cincea zi calendaristică a lunii următoare, cu indicarea termenului-limită până la care toţi operatorii de sistem sunt obligaţi să transmită EE informaţiile finale privind alocările.
163. PRE este obligată să asigure plata facturii în termen de 10 zile lucrătoare. Orice obiecţii/observaţii vor fi aduse la cunoştinţă EE în limita acestui termen.
Capitolul IX
OBLIGAŢIILE INTRAZILNICE
164. PRE nu vor avea obligaţia intrazilnică de a-şi menţine intrările şi ieşirile echilibrate pentru perioade mai scurte de timp decât ziua gazieră. Totodată, OST sau Agenţia pot propune introducerea unor obligaţii intrazilnice sau modificări ale acestora. Introducerea sau eliminarea obligaţiilor intrazilnice necesită o consultare prealabilă a participanţilor la piaţa de gaze naturale de către Agenţie, cu o perioadă de tranziţie de cel puţin 3 luni înainte ca modificările să intre în vigoare.
165. În cazul în care se introduc obligaţii intrazilnice, trebuie modificate principiile de alocare definite în Reguli pentru a ţine cont de detailarea pe ore pentru toate intrările şi ieşirile.
166. Obiectivul obligaţiilor inrazilnice este de a stimula PRE să-şi gestioneze activitatea în cursul zilei gaziere în vederea asigurării integrităţii sistemului de transport şi minimizarea necesităţii de a întreprinde acţiuni de echilibrare.
167. Orice obligaţie intrazilnică poate fi constituită din una din următoarele prevederi sau o combinare a acestora:
1) obligaţiile intrazilnice la nivelul întregului sistem trebuie concepute astfel încât să ofere stimulente PRE pentru a menţine reţeaua de transport în limitele operaţionale;
2) portofoliul de echilibrare în contextul obligaţiilor intrazilnice trebuie conceput în aşa formă pentru a stimula PRE să-şi menţină poziţia individuală pe parcursul zilei într-un interval prestabilit;
3) punctul de intrare-ieşire în contextul obligaţiilor pe parcursul zilei trebuie conceput astfel încât să ofere stimulente PRE pentru a limita fluxul de gaze naturale sau variaţia acestuia în condiţii specifice la punctele determinate de intrare-ieşire.
168. Orice obligaţie intrazilnică trebuie să întrunească următoarele criterii:
1) obligaţia intrazilnică şi plata aferentă, dacă aceasta este prevăzută, nu trebuie să creeze bariere excesive pentru comerţul transfrontalier şi intrarea noilor participanţi pe piaţă;
2) obligaţia intrazilnică se aplică numai în cazul în care utilizatorilor de sistem li se oferă informaţii adecvate, înainte de a se aplica o eventuală plată (taxă) intrazilnică cu privire la intrările şi /sau ieşirile acestora şi aceştia dispun de mijloace rezonabile pentru gestionarea expunerii lor;
3) principalele costuri suportate de utilizatorii de sistem în raport cu obligaţiile lor de echilibrare se referă la situaţia acestora la sfârşitul zilei gaziere;
4) în măsura în care este posibil, plăţile intrazilnice trebuie să reflecte costurile suportate de OST pentru întreprinderea acţiunilor de echilibrare necesare;
5) obligaţia intrazilnică nu va duce la decontarea financiară a utilizatorilor de sistem la o balanţă de zero în timpul zilei gaziere;
6) beneficiile introducerii unei obligaţii intrazilnice în ceea ce priveşte funcţionarea economică şi eficientă a reţelei de transport trebuie să fie mai mari decât un posibil impact negativ al acestora, inclusiv asupra lichidităţii tranzacţiilor la PVT.
169. Cheltuielile financiare (costurile/plăţile) către PRE care rezultă din obligaţiile intrazilnice sunt facturate în cadrul procesului de decontare a portofoliului de echilibrare şi sunt luate în considerare în contul de neutralitate.
Capitolul X
CONTUL DE REŢEA
Secţiunea 1
Administrarea contului de reţea
170. EE va administra conturi de reţea pentru fiecare OST şi OSD. În cazul în care un operator de sistem operează reţele care nu sunt direct interconectate, fiecărei dintre aceste reţele îi va fi deschis un cont de reţea separat. Lista completă a operatorilor de sistem şi codurile de identificare ale conturilor de reţea aferente fiecărei reţele vor fi publicate pe pagina electronică a EE.
171. Contul de reţea va permite determinarea şi decontarea lunară a gazelor naturale care nu au fost contabilizate pentru fiecare reţea.
172. Totalul net al soldurilor conturilor de reţea va fi egal cu totalul net al tuturor soldurilor portofoliului de echilibrare, inclusiv soldul asociat codului de identificare al EE care rezultă din acţiunile de echilibrare întreprinse.
173. Pentru fiecare cont de reţea, soldul se determină în baza intrărilor şi ieşirilor în fiecare lună gazieră, aplicând următoarele reguli:
1) intrările în contul de reţea sunt:
a) toate alocările de intrare în portofoliile de echilibrare la punctele de interconectare transfrontaliere;
b) toate alocările din instalaţiile de producere pentru portofoliile de echilibrare;
c) toate fluxurile măsurate de la operatorii de sistem din amonte;
2) ieşirile din contul de reţea sunt:
a) toate alocările de ieşire la portofoliile de echilibrare la punctele de interconectare transfrontaliere;
b) toate alocările la punctele de consum la portofoliile de echilibrare;
c) toate fluxurile măsurate spre operatorii de sistem din aval.
174. Pentru fiecare punct de consum dotat cu echipament de măsurare al gazelor naturale operaţionale, operatorul de sistem responsabil va transmite EE următoarele date:
1) consumul iniţial măsurat de echipamentul de măsurare până la ora 12:00 al următoarei zile gaziere;
2) consumul final măsurat de echipamentul de măsurare până la termenul-limită de compensare.
175. Pentru fiecare interconectare între OST-uri, OST responsabil pentru măsurare la acel moment trebuie să transmită EE următoarele date:
1) fluxul iniţial de interconectare măsurat până la ora 12:00 a următoarei zile gaziere;
2) fluxul final de interconectare măsurat până la termenul limită de compensare.
176. OSD în amonte va transmite EE, pentru fiecare interconectare către un OSD din aval date privind:
1) consumul iniţial măsurat până la ora 12:00 a următoarei zile gaziere;
2) consumul final măsurat până la termenul limită de compensare.
177. Imediat după încheierea lunii gaziere, operatorii de sistem adiacenţi îşi vor alinia fluxurile finale măsurate la punctele de interconectare în scopul de a respecta termenul-limită de compensare.
178. Toate alocările în contul de reţea se prezintă pe o zi gazieră şi în unităţi energetice (kWh), aplicând valoarea calorifică brută determinată conform cadrului normativ aplicate de către operatorul de sistem respectiv.
179. Operatorii de sistem aplică metodele necesare pentru a determina indicii de înlocuire în măsura în care nu sunt disponibili indicii echipamentului de măsurare care să satisfacă cerinţele legale şi standardele tehnice aplicate la un punct de interconectare, la un punct spre zona de producţie sau la un punct de consum. În cazul în care vor fi transmişi indicii de înlocuire EE, aceştia trebuie să fie clar identificaţi.
180. Schimburile de date privind fluxurile de gaze naturale care au fost măsurate la punctele de interconectare vor avea loc în format electronic, sub forma unui document EDIG@S-XML, transmise prin intermediul protocolului AS/4. EE poate permite, pe o bază transparentă şi nediscriminatorie, posibilitatea de încărcare a datelor prin Web sau alte posibilităţi de schimb de date. Detaliile privind schimbul de date se stabilesc în acordul de cooperare dintre EE şi operatorul de sistem.
181. EE va stabili o dată pe lună şi pentru fiecare cont de reţea, după data-limită de compensare:
1) soldul zilnic al contului de reţea din luna gazieră respectivă, ca diferenţa dintre intrările şi ieşirile alocate, conform prevederilor pct.175;
2) cantitatea zilnică de gaze naturale prin scăderea sumei alocărilor de intrare în contul de reţea la PVT pentru ziua gazieră (şi adăugarea sumei alocărilor de ieşire din contul de reţea la PVT pentru ziua gazieră, dacă aceasta există) la balanţa zilnică a contului.
182. Pentru a determina valoarea de decontare lunară, soldul lunar se înmulţeşte cu preţul mediu de referinţă a zilei gaziere, conform prevederilor Capitolului VIII. În cazul în care soldul lunar este pozitiv, suma de decontare lunară urmează a fi achitată de operatorul de sistem. În cazul în care soldul lunar este negativ, suma de decontare lunară absolută urmează a fi achitată de EE.
183. EE va informa Agenţia despre cazurile în care soldul lunar al unui cont de reţea este neobişnuit de mare.
184. EE va prezenta operatorului de sistem în termen de 5 zile lucrătoare de la termenul-limită de compensare pentru luna luată în considerare factura pentru suma de decontare pentru luna gazieră respectivă. Factura se transmite în format electronic şi este însoţită de informaţii detaliate de decontare, în special alocări, solduri ale contului de reţea, preţuri aplicabile şi sume stabilite lunar.
185. Operatorul de sistem este obligat să plătească factura în termen de 10 zile lucrătoare. Orice obiecţii existente urmează a fi aduse la cunoştinţa EE în acest interval de timp.
186. Agenţia dispune de dreptul de a cere revizuirea metodelor contabilităţii de reţea aplicate de operatorii de sistem şi de a efectua modificări în scopul îmbunătăţirii calităţii datelor operatorilor de sistem. În special, aceasta poate introduce stimulente pentru a reduce la minimum gazele naturale necontabilizate.
Secţiunea 2
Măsuri privind neutralitatea
187. EE nu va obţine câştig sau pierderi prin plata şi primirea de plăţi pentru dezechilibrele zilnice, plăţilor intrazilnice, plăţilor pentru acţiuni de echilibrare şi a altor cheltuieli legate de activităţile sale de echilibrare, care se consideră activităţi întreprinse de EE în scopul îndeplinirii obligaţiilor stabilite în Reguli.
188. După expirarea termenului-limită de compensare pentru luna gazieră, EE va calcula pentru zona de echilibrare a Republicii Moldova soldul contului de neutralitate pentru luna respectivă, adăugând venituri şi scăzând costurile pentru luna respectivă care implică:
1) plăţi pentru dezechilibrul zilnic;
2) plăţi intrazilnice, dacă este cazul;
3) acţiunile de echilibrare întreprinse în conformitate cu Capitolul IV din Reguli, cu excepţia cazului în care Agenţia consideră că aceste costuri şi venituri au fost suportate în mod ineficient, în conformitate cu normele naţionale aplicabile. Această consideraţie se bazează pe o evaluare care:
a) trebuie să demonstreze în ce măsură EE ar fi reuşit să atenueze în mod rezonabil costurile suportate în momentul derulării activităţilor de echilibrare; şi
b) va fi efectuată ţinând cont de informaţiile, timpul şi instrumentele disponibile EE în momentul în care aceasta a decis să întreprindă acţiunea de echilibrare;
c) decontarea conturilor de reţea;
d) alte costuri şi venituri legate direct de activităţile de echilibrare întreprinse de EE, în cazul acordului Agenţiei, în special costurile sau dobânzile de finanţare a contului de neutralitate, precum şi restanţele de plaţi aferente echilibrării.
189. După expirarea termenului de compensare pentru luna gazieră, EE calculează pentru fiecare portofoliu de echilibrare plata pentru neutralitate pentru echilibrare prin înmulţirea plăţii pentru neutralitate pentru luna gazieră respectivă cu suma alocărilor de intrare/ieşire din portofoliul de echilibrare pentru luna respectivă, punctele de intrare/ieşire transfrontaliere, punctele de ieşire către consumatorii finali şi punctele de intrare din sistemele de producţie a gazelor naturale.
190. Plata pentru neutralitate pentru echilibrare va fi plătită:
1) de către PRE în cazul în care soldul contului de neutralitate pentru acea lună are o valoare negativă;
2) către PRE în cazul în care soldul contului de neutralitate pentru acea lună are o valoare pozitivă.
191. Plata pentru neutralitate va fi exprimată în MDL/kWh şi va fi publicată pe pagina electronică a EE în decursul a 5 zile lucrătoare de la termenul limită de compensare pentru acea lună gazieră.
Capitolul XI
MONITORIZAREA PIEŢEI GAZELOR NATURALE
192. La efectuarea studiului de piaţă conform prevederilor art.97 din Legea nr.108/2016, Agenţia va lua în considerare următoarele:
1) descrierea pieţei gazelor naturale, care va include calcularea şi evaluarea:
a) consumului lunar intern de gaze naturale;
b) volumului lunar de gaze naturale tranzacţionat pe piaţa angro;
c) numărului de consumatori finali pe segmentul pieţei de consum final.
2) evaluarea eficienţei care va include calcularea şi evaluarea:
a) evoluţiei anuale a preţurilor pe piaţa angro;
b) diferenţei dintre preţurile de pe piaţa angro din Republica Moldova şi pieţele din ţările vecine/adiacente;
c) evoluţiei anuale a preţurilor pe piaţa cu amănuntul;
d) diferenţei dintre preţurile pieţei angro (preţul mediu şi preţul de referinţă) şi preţurile de pe piaţa cu amănuntul;
e) economiei potenţiale anuale pentru consumatorii casnici prin alegerea furnizorului cu preţuri mai ieftine, comparativ cu furnizorul actual.
3) evaluarea concurenţei şi concentraţiei de pe piaţa gazelor naturale care pot fi determinate în baza:
a) numărului de companii care deţin capacitatea de transport la intrare şi cotele pe care le deţin;
b) numărului de companii care vând gaze naturale la PVT şi cota de piaţă a gazelor vândute la PVT de către acestea;
c) numărului furnizorilor gazelor naturale de echilibrare;
d) numărului furnizorilor licenţiaţi, numărul furnizorilor care furnizează consumatorilor finali pe segmentul de piaţă al consumatorilor finali şi cotele lor de piaţă;
e) informaţiei privind numărul lunar al consumatorilor care şi-au schimbat furnizorii;
f) Indicatorul Herfindahl-Hirschmann (HHI) al furnizorilor.
193. Indicatorul Herfindahl-Hirschman se calculează pe baza sumei pătratelor cotelor de piaţă (%) ale furnizorilor din segmentul de piaţă considerat:
unde
N - numărul de furnizori;
s2i – cota de piaţă a celui mai mare furnizor, %.
194. Nivelul de concentrare a pieţei se stabileşte în baza următoarelor valori:
HHI < 1000 piaţă neconcentrată;
1000 < HHI < 1800 concentrare moderată a pieţei;
HHI > 1800 concentrare ridicată a pieţei.
195. Evaluarea transparenţei pieţei gazelor naturale se referă la îndeplinirea:
1) obligaţiilor de transparenţă ale EE conform Secţiunii 4, Capitolul III;
2) obligaţiilor de prezentare a informaţiilor de către EE către PRE conform prezentelor Reguli;
3) obligaţiilor de transparenţă în conformitate cu Regulamentul cu privire la accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.421/2019.
196. Participanţii la piaţa gazelor naturale trebuie să pună la dispoziţia furnizorilor în timp util informaţiile necesare conform pct.192, să completeze şi să utilizeze formularele de solicitare a datelor recepţionate de la Agenţie.
197. Agenţia păstrează confidenţialitatea informaţiilor în cazul în care aceste informaţii nu sunt disponibile public şi nu sunt considerate sensibile din punct de vedere comercial.