Hotărâre nr.641 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor
AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ
H O T Ă R Â R E
cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind
alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor
nr. 641 din 04.11.2025
(în vigoare 09.12.2025)
Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 605-607 art. 1058 din 09.12.2025
* * *
UE
În temeiul art.9 alin.(3) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2025, nr.437-440, art.598), Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică
HOTĂRĂŞTE:
1. Se aprobă Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor (se anexează).
2. Prezenta hotărâre intră în vigoare la data publicării în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.
3. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina subdiviziunilor Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică.
| DIRECTOR GENERAL | Alexei TARAN |
| Directori | Constantin BOROSAN |
| Eugen CARPOV | |
| Violina ŞPAC | |
| Alexandru URSU | |
Nr.641. Chişinău, 4 noiembrie 2025. |
UE
Aprobate
prin Hotărârea Consiliului de administraţie
al ANRE nr.641/2025
Liniile directoare
privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor
Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor transpune Regulamentul (UE) 2015/1222 al Comisiei Europene din 24 Iulie 2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor (Text cu relevanţă pentru SEE), publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (JO) nr.L 197 din 25 iulie 2015, CELEX: 32015R1222, adaptat şi adoptat prin Decizia Consiliului Ministerial al Comunităţii Energetice D/2022/03/MC-EnC din 15 decembrie 2022.
TITLUL I
DISPOZIŢII GENERALE
Secţiunea 1
Obiect şi domeniu de aplicare
1. Liniile directoare privind alocarea capacitaţii si gestionarea congestiilor (în continuare – Liniile directoare) stabilesc linii directoare detaliate privind alocarea capacităţilor interzonale şi gestionarea congestiilor pe piaţa pentru ziua următoare şi piaţa intrazilnică, inclusiv cerinţele pentru stabilirea unor metodologii comune pentru a determina volumul capacităţilor disponibile simultan între zonele de ofertare, criteriile de evaluare a eficienţei şi un proces de revizuire pentru definirea zonelor de ofertare.
2. Prezentele Linii directoare se aplică reţelelor electrice de transport şi interconexiunilor cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine (în continuare – sistemul de transport).
3. Prezentele Linii directoare se aplică operatorului sistemului de transport (în continuare – OST), Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică (în continuare – ANRE) şi operatorului pieţei energiei electrice desemnat (în continuare – OPEED), astfel cum sunt definiţi în Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
4. În cazul în care pe teritoriul Republicii Moldova îşi vor desfăşura activitatea doi OST sau mai mulţi, prezentele Linii directoare se vor aplica tuturor OST din Republica Moldova. În cazul în care un OST nu va avea una sau mai multe funcţii relevante pentru una sau mai multe obligaţii prevăzute de prezentele Linii directoare, obligaţiile respective vor fi exercitate de unul sau mai mulţi OST specifici, diferiţi, din Republica Moldova, conform funcţiilor atribuite prin hotărârea ANRE, în exercitarea atribuţiilor prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
Secţiunea 2
Definiţii
5. În sensul prezentelor Linii directoare se aplică noţiunile definite în Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică şi în Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.299/2017 cu privire la prezentarea către ENTSO-E a informaţiilor despre piaţa energiei electrice a Republicii Moldova şi publicarea acestora, precum şi următoarele noţiuni:
acţiune de remediere – orice măsură aplicată de unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, manual sau automat, pentru a menţine siguranţa în funcţionare;
agent de transfer – entitatea sau entităţile cărora le revine sarcina de a transfera poziţii nete între diferite contrapărţi centrale;
algoritm de cuplare prin preţ – algoritm utilizat în cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare pentru corelarea ofertelor şi alocarea capacităţilor interzonale în mod simultan, aplicat în zonele de ofertare ale operatorilor sistemelor de transport din Statele Membre şi extins în raport cu zonele de ofertare ale operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice;
algoritm de tranzacţionare prin corelare continuă – algoritm utilizat în cuplarea unică a pieţelor intrazilnice pentru corelarea ofertelor şi alocarea capacităţilor interzonale în mod continuu, aplicat în zonele de ofertare ale operatorilor sistemelor de transport din Statele Membre şi extins în raport cu zonele de ofertare ale operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice;
calculatorul capacităţii coordonate – entitate sau entităţile însărcinate cu rolul de a calcula capacitatea de transport, la nivel regional sau la nivel superior;
calculatorul schimburilor planificate – entitate sau entităţile cărora le revine sarcina calculării schimburilor planificate;
congestie de piaţă – situaţie în care surplusul economic al cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice a fost limitat de capacitatea interzonală sau de restricţiile de alocare;
congestie fizică – orice situaţie de reţea în care fluxurile de energie prognozate sau realizate încalcă limitele termice ale elementelor de reţea şi limitele stabilităţii de tensiune sau ale stabilităţii unghiulare ale sistemului electroenergetic;
congestie structurală – congestie în sistemul de transport care poate fi definită fără ambiguitate, este previzibilă, este stabilă la nivel geografic de-a lungul timpului şi reapare frecvent în condiţii normale de funcţionare a sistemului electroenergetic;
contingenţă – ieşirea din funcţiune identificată şi posibilă sau care a avut loc deja a unui element, incluzând nu doar elementele sistemului de transport, ci şi utilizatori de sistem semnificativi şi elemente ale reţelei electrice de distribuţie, dacă sunt relevante pentru siguranţa în funcţionare a sistemului de transport;
contraparte centrală – entitatea sau entităţile la nivel naţional căreia îi/cărora le revine sarcina de a încheia contracte cu participanţii la piaţă, prin novaţia contractelor care rezultă din procesul de corelare, şi de a organiza transferul poziţiilor nete rezultate din alocarea capacităţilor cu alte contrapărţi centrale sau cu alţi agenţi de transfer;
corelare – fază de tranzacţionare prin intermediul căreia ofertele de vânzare sunt alocate ofertelor de cumpărare corespunzătoare pentru a asigura maximizarea surplusului economic al cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice;
cuplare unică a pieţelor intrazilnice – proces continuu în care ofertele colectate sunt corelate şi capacităţile interzonale sunt alocate în mod simultan pentru diferite zone de ofertare de pe piaţa intrazilnică, aplicat în zonele de ofertare ale operatorilor sistemelor de transport din Statele Membre şi extins în raport cu zonele de ofertare ale operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice;
cuplare unică a pieţelor pentru ziua următoare – proces de licitaţie în care ofertele colectate sunt corelate şi capacităţile interzonale sunt alocate simultan pentru diferite zone de ofertare de pe piaţa pentru ziua următoare, aplicat în zonele de ofertare ale operatorilor sistemelor de transport din Statele Membre şi extins în raport cu zonele de ofertare ale operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice;
fermitate – garanţie că drepturile de utilizare a capacităţii interzonale vor rămâne neschimbate şi că se plăteşte o compensaţie în cazul în care acestea sunt totuşi modificate;
funcţie de operator de cuplare a pieţei (funcţie de OCP) – sarcina de corelare a ofertelor de pe pieţele pentru ziua următoare şi de pe pieţele intrazilnice pentru diferite zone de ofertare şi de alocare simultană a capacităţilor interzonale;
impediment justificator – (forţă majoră) orice eveniment sau situaţie imprevizibilă sau neobişnuită aflată în afara controlului rezonabil al unui OST, care nu este din vina OST, care nu poate fi evitată sau depăşită prin exercitarea unei anticipări şi diligenţe rezonabile, care nu poate fi rezolvată prin măsuri care din punct de vedere tehnic, financiar sau economic se află în mod rezonabil la dispoziţia OST, care a avut loc în mod efectiv şi poate fi verificată în mod obiectiv şi care face imposibilă îndeplinirea, temporar sau permanent, de către OST a obligaţiilor care îi revin în conformitate cu prezentele Linii directoare;
intervalul de timp al pieţei intrazilnice – interval de timp al pieţei energiei electrice dintre ora de deschidere a porţii intrazilnice interzonale şi ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale în care, pentru fiecare unitate de timp a pieţei, produsele sunt tranzacţionate înainte de livrarea produselor tranzacţionate;
interval de timp al pieţei pentru ziua următoare – intervalul de timp al pieţei energiei electrice care durează până la ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare, în care, pentru fiecare unitate de timp a pieţei, produsele sunt tranzacţionate în ziua care precedă ziua de livrare;
limite de siguranţă în funcţionare – limite de funcţionare acceptabile pentru operarea în siguranţă a reţelei electrice, cum ar fi limitele termice, limite de tensiune, limitele de curent de scurtcircuit, de frecvenţă şi de stabilitate dinamică;
marjă de fiabilitate – reducerea capacităţii interzonale pentru a ţine cont de incertitudini în cursul procesului de calcul al capacităţilor;
mecanism de modificare a generării (generation shift key) – metodă de a transforma o schimbare a poziţiei nete dintr-o anumită zonă de ofertare în creşteri sau scăderi specifice estimate de injecţie în modelul comun de reţea;
metodă bazată pe capacitatea netă de transport coordonată – metodă de calcul al capacităţilor pe baza principiului evaluării şi definirii ex ante a schimbului maxim de energie între zone de ofertare adiacente;
metodă bazată pe flux – metodă de calcul al capacităţilor în care schimburile de energie între zonele de ofertare sunt limitate de factorii de distribuţie pentru transferul de energie şi de marjele disponibile privind elementele critice de reţea;
model comun de reţea – set de date la nivelul Statelor Membre şi extins în raport cu operatorii sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice, convenit între aceştia şi care descrie principalele caracteristici ale sistemului electroenergetic (producţie, consum şi topologia reţelei electrice), constituit în urma fuzionării modelelor individuale de reţea, precum şi regulile de modificare a acestor caracteristici în cursul procesului de calcul al capacităţilor;
model individual de reţea – set de date care descrie caracteristicile sistemului electroenergetic (producţie, consum şi topologia reţelei electrice), precum şi regulile aferente de modificare a acestor caracteristici în cursul calculului capacităţilor, pregătit de OST responsabil, care urmează să fie fuzionat cu alte componente de modele individuale de reţea pentru a crea modelul comun de reţea;
modul de gestionare a capacităţilor – sistem care conţine informaţii actualizate privind capacitatea interzonală disponibilă, în scopul alocării capacităţilor interzonale intrazilnice;
ofertă – intenţie de a cumpăra sau de a vinde energie sau capacitate, exprimată de un participant la piaţă, sub rezerva condiţiilor de executare specificate;
oferte corelate – toate ofertele de cumpărare şi de vânzare corelate prin algoritmul de cuplare prin preţ sau algoritmul de tranzacţionare prin corelare continuă;
ora de deschidere a porţii intrazilnice interzonale – ora la care capacitatea interzonală între zonele de ofertare este eliberată pentru o anumită unitate de timp a pieţei şi în limitele unei anumite zone de ofertare;
ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale – ora la care alocarea capacităţilor interzonale nu mai este permisă pentru o anumită unitate de timp a pieţei;
ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare – ora până la care sunt acceptate oferte pe piaţa pentru ziua următoare;
ora pieţei – ora Europei Centrale în vigoare, adică ora de vară a Europei Centrale sau ora Europei Centrale;
poziţie netă – suma netă a importurilor şi exporturilor de energie electrică pentru fiecare unitate de timp a pieţei pentru o zonă de ofertare;
preţ de închidere – preţ determinat prin corelarea ofertei de vânzare cu cel mai mare preţ acceptată pe piaţa energiei electrice cu oferta de cumpărare cu cel mai mic preţ acceptată pe piaţa energiei electrice;
produs intrazilnic non-standard – produs pentru cuplarea intrazilnică continuă care nu implică livrarea constantă a energiei sau este pentru o perioadă care depăşeşte o unitate de timp a pieţei, cu caracteristici specifice concepute pentru a reflecta practicile de operare a sistemului sau nevoile pieţei, de exemplu oferte care acoperă mai multe unităţi de timp ale pieţei sau produse care reflectă costurile de pornire ale unităţii de producere;
registru comun al ofertelor – un modul în cadrul sistemului de cuplare continuă a pieţelor intrazilnice care colectează toate ofertele corelabile de la operatorii pieţei energiei electrice desemnaţi care participă la cuplarea unică a pieţelor intrazilnice şi care efectuează corelarea continuă a acestor oferte;
regiune de calcul al capacităţilor – zonă geografică în care se aplică calculul coordonat al capacităţilor;
restricţii de alocare – restricţii care trebuiesc respectate la alocarea capacităţilor, în vederea menţinerii sistemului de transport în limitele de siguranţă în funcţionare, şi care nu au fost convertite în capacitate interzonală sau care sunt necesare pentru a spori eficienţa de alocare a capacităţilor;
scenariu – stare prognozată a sistemului electroenergetic pentru un anumit interval de timp;
schimb planificat – transfer de energie electrică planificat între zone geografice, pentru fiecare unitate de timp a pieţei şi pentru o anumită direcţie;
Stat Membru – stat membru al Uniunii Europene.
Surplusul economic al cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice suma dintre:
a) surplusul producătorului ca urmare a cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice pentru perioada de timp relevantă;
b) surplusul consumatorului ca urmare a cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice;
c) veniturile din congestii şi alte costuri şi beneficii aferente atunci când acestea sporesc eficienţa economică pentru perioada de timp relevantă, surplusul producătorului şi consumatorului reprezentând diferenţa dintre preţul ofertelor acceptate şi preţul de închidere per unitate de energie înmulţită cu volumul de energie al ofertelor.
termen pentru fermitatea din ziua următoare – ora după care capacitatea interzonală devine fermă;
tranzacţie – una sau mai multe oferte corelate;
venituri din congestii – veniturile primite ca urmare a alocării capacităţilor.
Secţiunea 3
Obiectivele cooperării în domeniul alocării capacităţilor
şi al gestionării congestiilor
6. Obiectivele prezentelor Liniile directoare sunt:
6.1. promovarea concurenţei efective în producerea, comercializarea şi furnizarea energiei electrice;
6.2. asigurarea unei utilizări optime a infrastructurii de transport al energiei electrice;
6.3. asigurarea siguranţei în funcţionare;
6.4. optimizarea calculului şi alocării capacităţilor interzonale;
6.5. asigurarea unui tratament echitabil şi nediscriminatoriu pentru OST, OPEED, autorităţile implicate (ACER, Comitetul de reglementare al Comunităţii Energetice), precum şi participanţii la piaţă;
6.6. asigurarea şi îmbunătăţirea transparenţei şi a fiabilităţii informaţiilor;
6.7. contribuţia la funcţionarea şi dezvoltarea eficientă şi pe termen lung a sistemelor de transport şi a sectoarelor electroenergetice din părţile contractate ale Comunităţii Energetice;
6.8. respectarea necesităţii unei pieţe echitabile şi ordonate şi a unei formări a preţurilor echitabile şi ordonate;
6.9. crearea unor condiţii de concurenţă echitabile pentru OPEED;
6.10. acces nediscriminatoriu la capacitatea interzonală.
Secţiunea 4
Desemnarea OPEED şi revocarea statutului de OPEED
7. Pentru efectuarea cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare şi/sau a pieţei intrazilnice, ANRE desemnează unul sau mai mulţi OPEED, în zona de ofertare a Republicii Moldova, în condiţiile cu Legii nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
8. Costurile aferente îndeplinirii funcţiilor aferente cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare şi/sau a pieţei intrazilnice se recuperează de OPEED prin intermediul tarifelor aprobate de ANRE, în conformitate cu metodologia aprobată de aceasta în temeiul Legii cu privire la energia electrică.
9. ANRE monitorizează modul de îndeplinire de către OPEED a funcţiilor stabilite în prezentele Linii directoare. În acest scop, în conformitate cu Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, ANRE cooperează şi efectuează schimb de informaţii continuu cu autorităţile de desemnare a OPEED din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre.
10. Un OPEED desemnat de către ANRE trebuie să notifice autoritatea de desemnare a altei Părţi Contractante sau Stat Membru dacă are intenţia să efectueze cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice în altă parte contractantă a Comunităţii Energetice şi/sau într-un Stat Membru, cu două luni înainte de începerea activităţii. OPEED comunică intenţia respectivă şi către ANRE.
11. ANRE revocă statutul de OPEED dacă acesta nu îşi menţine conformitatea cu criteriile de desemnare prevazute la art.94 alin.(3) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică şi nu este în măsură să restabilească conformitatea în termen de 6 luni de la primirea din partea ANRE a notificării cu privire la nerespectarea conformităţii. ANRE notifică, de asemenea, autorităţile de desemnare din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre în care îşi desfăşoară activitatea OPEED respectiv cu privire la faptul că acesta nu îşi menţine conformitatea, precum şi notifică OPEED în acest sens.
12. În conformitate cu art.94 alin.(8) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, Hotărârile Agenţiei cu privire la desemnarea OPEED, la revocarea statutului OPEED, precum şi hotărârile cu privire la operarea altor modificări în hotărârea privind desemnarea OPEED trebuie să fie motivate şi publicate în Monitorul Oficial al Republicii Moldova. Agenţia transmite hotărârile respective Comitetului de reglementare al Comunităţii Energetice.
Secţiunea 5
Atribuţiile OPEED
13. OPEED acţionează ca operator al pieţei naţionale sau regionale pentru efectuarea, în cooperare cu OST, a cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare şi a pieţei intrazilnice. Sarcinile acestuia includ primirea ofertelor de la participanţii la piaţă, responsabilitatea generală pentru corelarea şi alocarea ofertelor în conformitate cu rezultatele cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare şi a pieţei intrazilnice, publicarea preţurilor şi decontarea şi compensarea contractelor rezultate din tranzacţii în conformitate cu acordurile şi normele relevante ale participanţilor.
14. În ceea ce priveşte cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice, OPEED este responsabil în special pentru următoarele sarcini:
14.1. punerea în aplicare a funcţiilor de OCP stabilite la pct.15 în coordonare cu alte OPEED-uri din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre (în continuare – OPEED-uri relevante);
14.2. aplicarea în comun cu alte OPEED-uri a cerinţelor pentru cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice, a cerinţelor pentru funcţiile de OCP şi pentru algoritmul de cuplare prin preţ referitor la toate aspectele legate de funcţionarea pieţei energiei electrice în conformitate cu pct.15 şi în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. IV titlul II.
14.3. aplicarea preţurilor minime şi maxime, în conformitate cu secţiunea a 4-a cap. V titlul II şi secţiunea a 4-a cap. VI titlul II ;
14.4. anonimizarea şi partajarea informaţiilor privind ofertele primite, necesare pentru îndeplinirea funcţiilor de OCP prevăzute la pct.15, precum şi în secţiunea a 3-a cap. V titlul II şi în secţiunea a 3-a cap. VI titlul II;
14.5. evaluarea rezultatelor calculate de funcţiile de OCP definite la pct.15, alocarea ofertelor pe baza acestor rezultate, validarea rezultatelor ca finale în cazul în care acestea sunt considerate corecte şi asumarea responsabilităţii pentru acestea în conformitate cu secţiunea a 11-a cap. V titlul II şi secţiunea a 10-a cap. VI titlul II ;
14.6. informarea participanţilor la piaţă cu privire la rezultatele ofertelor lor în conformitate cu secţiunea a 11-a cap. V titlul II şi secţiunea 10 cap. VI titlul II;
14.7. exercitarea funcţiei de contraparte centrală pentru compensarea şi decontarea schimbului de energie rezultat din cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice în conformitate cu pct.233;
14.8. punerea în aplicare în comun cu OPEED-urile şi operatorii sistemelor de transport relevanţi a unor proceduri de ultimă instanţă pentru operarea pieţei naţionale sau regionale în conformitate cu pct.151, în cazul în care nu este disponibil niciun rezultat furnizat de funcţiile de OCP în conformitate cu pct.156 şi ţinând cont de procedurile de ultimă instanţă prevăzute la secţiunea a 7-a cap.V titlul II;
14.9. furnizarea, în comun cu OPEED-urile relevante a previziunilor privind costul cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice şi a informaţiilor privind costurile, către ANRE şi OST în cazul în care costurile OPEED pentru instituirea, modificarea şi operarea cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice urmează să fie acoperite de contribuţia OST în conformitate cu secţiunile 1-3 şi 6 cap. III titlul III;
14.10. după caz coordonarea împreună cu OST, în conformitate cu secţiunea a 8-a cap. V titlul II şi secţiunea a 7-a cap. VI titlul II, a stabilirii de acorduri care vizează mai mult de un OPEED într-o zonă de ofertare şi efectuarea cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi/sau a pieţelor intrazilnice în conformitate cu acordurile aprobate.
15. OPEED poate exercita funcţiile de OCP împreună cu alte OPEED-uri relevante. Aceste funcţii includ următoarele:
15.1. dezvoltarea, menţinerea şi aplicarea algoritmilor, sistemelor şi procedurilor pentru cuplarea unică a pieţei pentru ziua următoare şi a pieţei intrazilnice în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. IV titlul II şi secţiunea a 1-a cap. VI titlul II ;
15.2. prelucrarea datelor de intrare privind capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare furnizate de calculatorii capacităţii coordonate în conformitate cu secţiunea a 9-a cap. V titlul II şi secţiunea a 8-a cap. VI titlul II ;
15.3. operarea algoritmului de cuplare prin preţ şi a algoritmului de tranzacţionare prin corelare continuă în conformitate cu secţiunea a 11-a cap. V titlul II şi secţiunea 10 cap. VI titlul II ;
15.4. validarea şi transmiterea rezultatelor privind cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice către OPEED-uri în conformitate cu secţiunea a 11-a cap. V titlul II şi secţiunea a 10-a cap. VI titlul II.
16. OPEED transmite către ANRE, către Comitetul de Reglementare al Comunităţii Energetice şi către ACER, un plan care stabileşte modul în care OPEED în comun cu OPEED-urile relevante va fi integrat în funcţiile de OCP prevăzute la pct.15, precum şi în acordurile dintre OPEED-uri, cât şi în acordurile cu părţi terţe. Planul respectiv trebuie să includă o descriere detaliată şi calendarul propus pentru punerea în aplicare, precum şi o descriere a impactului preconizat al unei asemenea integrări asupra exercitării funcţiilor de OCP prevăzute la pct.15. De asemenea, acest plan trebuie să fie în concordanţă cu planul similar elaborat de OPEED-uri la nivelul Uniunii Europene şi transmis către ACER.
17. Cooperarea dintre OPEED şi OPEED-urile relevante se limitează strict la ceea ce este necesar pentru proiectarea, punerea în aplicare şi operarea eficientă şi în condiţii de siguranţă a cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice. Exercitarea în comun a funcţiilor de OCP se bazează pe principiul nediscriminării şi garantează faptul că niciun OPEED nu poate beneficia de avantaje economice nejustificate prin participarea la funcţiile de OCP.
18. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, Comitetul de Reglementare al Comunităţii Energetice monitorizează progresul înregistrat de OPEED-urile din carul Comunităţii Energetice în exercitarea funcţiilor de OCP, prevăzute la pct.15, acordând o atenţie deosebită cadrului contractual şi de reglementare, precum şi gradului de pregătire tehnică pentru îndeplinirea acestor funcţii.
Secţiunea 6
Atribuţiile OST privind cuplarea unică a pieţelor
pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice
19. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre, participă la cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice.
20. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre,:
20.1. aplică în comun cerinţele operatorului sistemului de transport pentru cuplarea prin preţ şi algoritmii de tranzacţionare prin corelare continuă pentru toate aspectele legate de alocarea capacităţilor, astfel cum este prevăzut în cadrul normativ al Comunităţii Energetice;
20.2. stabilesc şi efectuează calculul capacităţilor în conformitate cu secţiunile 1-16 cap. I titlul II;
20.3. dacă este necesar, stabilesc alocarea capacităţilor interzonale şi alte acorduri în conformitate cu secţiunea a 8-a cap. V titlul II şi secţiunea a 7-a cap. VI titlul II ;
20.4. calculează şi transmit capacităţile interzonale şi restricţiile de alocare, în conformitate cu secţiunea a 9-a cap. V titlul II şi secţiunea a 8-a cap. VI titlul II;
20.5. verifică rezultatele cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare în ceea ce priveşte capacităţile interzonale validate şi restricţiile de alocare, în conformitate cu pct.182, secţiunea a 11-a cap. V titlul II şi secţiunea a 2-a cap. VI titlul II;
20.6. dacă este necesar, stabilesc calculatorii schimburilor planificate pentru calcularea şi publicarea schimburilor planificate la graniţele dintre zonele de ofertare în conformitate cu secţiunea a 12-a cap. V titlul II şi secţiunea a 6-a cap. VI titlul II ;
20.7. respectă rezultatele cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice calculate în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. V titlul II şi secţiunea a 2-a cap. VI titlul II;
20.8. stabilesc şi aplică proceduri de ultimă instanţă adecvate pentru alocarea capacităţilor în conformitate cu secţiunea a 7-a Cap. V Titlul II ;
20.9. aplică ora de deschidere a porţii intrazilnice interzonale şi ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale în conformitate cu secţiunea a 9-a cap. VI titlul II ;
20.10. partajează veniturile din congestii după metodologia dezvoltată în comun, în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. I titlul III;
20.11. în cazul în care se convine astfel, acţionează în calitate de agenţi de transfer şi transferă poziţii nete în conformitate cu pct.236.
Secţiunea 7
Adoptarea termenilor şi condiţiilor sau a metodologiilor
21. În conformitate cu prezentele Liniile directoare, OST, OPEED aplică termenii, condiţiile şi/sau metodologiile (în continuare - TCM), prevăzute la pct.33 – 35, şi elaborate şi aprobate în conformitate cu prezenta secţiune.
22. În conformitate cu art.39 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, OST, OPEED are obligaţia de a aplica TCM-urile aprobate de ACER şi prevăzute la pct.33, precum şi TCM-urile aprobate de ECRB. OST, OPEED elaborează şi prezintă ANRE spre aprobare Lista deciziilor ACER şi, respectiv, Lista deciziilor ECRB prin care au fost aprobate TCM-urile respective, care urmează a fi aplicate de către OST şi OPEED. Hotărârea ANRE cu privire la aplicarea de către OST şi OPEED a TCM-urilor în conformitate cu Lista deciziilor ACER şi în conformitate cu Lista deciziilor ECRB se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova, iar TCM-urile corespunzătoare se publică pe site-ul web al OST, al OPEED, precum şi pe site-ul web oficial al ANRE.
23. În cazurile şi în termenele prevăzute de prezentele Linii directoare, OST şi/sau operatorii sistemelor de transport din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre (în continuare – operatorii sistemelor de transport relevanţi) şi OPEED şi/sau OPEED-urile relevante elaborează TCM-urile şi le prezintă spre aprobare ANRE şi/sau autorităţilor de reglementare din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau Statele Membre (în continuare – autorităţile de reglementare relevante), ECRB, şi, în măsura în care sunt implicate Statele Membre, ACER. În circumstanţe excepţionale, în special în cazurile în care un termen-limită nu poate fi respectat din motive care nu sunt imputabile OST sau OPEED, termenul-limită pentru elaborarea unui TCM, prevăzut la pct.35, poate fi prelungit de către ANRE. În cazul în care, propunerea de TCM, prevăzut la pct.34, urmează a fi aprobată de ANRE, în comun cu toate autorităţile de reglementare relevante, ANRE coordonează cu autorităţile de reglementare respective decizia de extindere a termenului-limită pentru elaborarea propunerii de TCM. Propunerea de TCM se supune procedurii de consultare, prevăzută de secţiunea a 9-a din prezentul titlu.
24. OST are obligaţia de a coopera strâns cu unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi în cazul în care, în conformitate cu prezentele Linii directoare, OST are obligaţia de a elabora propunerea de TCM în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi. La luarea deciziilor cu privire la propunerea de TCM care urmează a fi elaborată şi agreată între OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi se aplică prevederile pct.25 - 29. Principiul stabilit în prezentul punct se aplică şi în cazul în care în conformitate cu prezentele Linii directoare, propunerea de TCM urmează a fi elaborată de OPEED în comun cu OPEED-urile relevante. OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, prin intermediul ENTSO-E, în măsură posibilităţilor, precum şi OPEED şi OPEED-urile relevante sunt obligaţi să informeze în mod periodic ANRE şi autorităţile de reglementare relevante, ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt implicate, ACER cu privire la progresele înregistrate în legătură cu elaborarea propunerilor de TCM.
25. Cu excepţiile prevăzute la pct.166, 170, 202, 226, 253, în cazul în care OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, care decid cu privire la o propunere de TCM prevăzut la pct.34, nu sunt în măsură să ajungă la un acord, iar regiunile în cauză sunt compuse din mai mult de cinci părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi decid prin vot cu majoritate calificată. Majoritatea calificată trebuie obţinută în cadrul fiecăreia dintre clasele de vot respective ale operatorilor sistemelor de transport şi ale OPEED-urilor. Adoptarea prin majoritate calificată a propunerii de TCM prevăzut la pct.34 necesită îndeplinirea următoarelor cerinţe cumulative:
25.1. există votul majorităţii operatorilor sistemelor de transport care reprezintă cel puţin 72 % dintre părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau dintre Statele Membre vizate;
25.2. există votul majorităţii operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre, care reprezintă cel puţin 65 % din populaţia regiunii în cauză.
26. Se consideră că există o minoritate de blocare pentru luarea deciziilor privind propunerile de TCM prevăzute la pct.34 atunci când există votul numărului minim al operatorilor sistemelor de transport care reprezintă mai mult de 35 % din populaţia părţilor contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau a Statelor Membre vizate, şi adiţional votul operatorilor sistemelor de transport care reprezintă suplimentar cel puţin o parte contractantă a Comunităţii Energetice şi/sau un Stat Membru vizat. În caz contrar, majoritatea calificată se consideră a fi întrunită.
27. Necesită consensul operatorilor sistemelor de transport deciziile privind propunerile de TCM prevăzute la pct.34 care vizează regiunile compuse din cel mult 5 părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau State Membre.
28. La luarea deciziilor de către operatorii sistemelor de transport privind propunerile de TCM prevăzute la pct.34, se atribuie câte un vot fiecărei părţi contractante a Comunităţii Energetice sau fiecărui Stat Membru. Dacă pe teritoriul unei părţi contractante a Comunităţii Energetice sau al unui Stat Membru există mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, respectiva parte contractantă a Comunităţii Energetice sau respectivul Stat Membru repartizează dreptul de vot între operatorii sistemelor de transport în cauză.
29. OPEED-urile care decid cu privire la propunerile de TCM prevăzute la pct.34 trebuie să decidă pe bază de consens.
30. În cazul în care OST şi/sau operatorii sistemelor de transport relevanţi sau OPEED şi/sau OPEED-urile relevante, nu prezintă ANRE şi/sau autorităţilor de reglementare relevante, ECRB sau ACER, în termenele-limită stabilite în prezentele Linii directoare, o propunere iniţială sau de modificare a TCM în conformitate cu pct.34, 35 şi 42 - 43, acesta/aceştia urmează să prezinte autorităţilor menţionate propunerile corespunzătoare de TCM, precum şi să explice motivele pentru care nu s-a ajuns la un acord. În acest caz ANRE, ANRE şi celelalte autorităţi de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care sunt afectate Statele Membre, ACER, întreprind măsurile necesare pentru aprobarea TCM-urilor prevăzute la pct.34 şi 35, de exemplu prin solicitarea de modificări ori prin revizuirea şi completarea propunerilor prezentate în temeiul prezentului punct, inclusiv în situaţia în care nu au fost prezentate propunerile de TCM, şi le aprobă.
31. ANRE şi/sau autorităţile de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care sunt afectate Statele Membre, ACER aprobă TCM utilizate pentru calcularea sau stabilirea cuplării unice pentru ziua următoare şi în timp aproape real, elaborate de TSO şi/sau de operatorii sistemelor de transport sau de OPEED şi/sau OPEED-urile relevante şi prevăzute la pct.34 şi 35.
32. Înainte de aprobarea unui TCM, ANRE şi/sau autorităţile de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care sunt afectate Statele Membre, ACER revizuiesc, dacă este necesar, propunerea de TCM, cu consultarea OST, a OPEED, pentru a se asigura că respectivul TCM corespunde scopului prezentelor Linii directoare şi cadrului normativ al Comunităţii Energetice, precum şi pentru a se asigura că respectivul TCM contribuie la integrarea pieţei, la nediscriminare, la o concurenţă efectivă şi la buna funcţionare a pieţelor de energie electrică.
33. OST şi OPEED aplică TCM şi orice modificări ale acestora, aprobate de ACER, şi incluse în cadrul naţional de reglementare conform pct.22, după cum urmează:
33.1. planul privind exercitarea în comun a funcţiilor de OCP, prevăzute la pct.16;
33.2. regiunile de calcul al capacităţilor prevăzute de cadrul normativ al Comunităţii Energetice, în cazul ajustării acestora în conformitate cu pct.2 din Anexă;
33.3. metodologia de furnizare a datelor privind producerea şi consumul;
33.4. metodologia privind modelul comun de reţea;
33.5. propunerea de metodologie armonizată de calcul al capacităţilor;
33.6. metodologia de ultimă instanţă;
33.7. algoritmul prezentat de OPEED-uri pentru cuplarea prin preţ şi algoritmii de tranzacţionare prin corelare continuă, inclusiv cerinţele operatorilor sistemelor de transport, precum şi ale OPEED-urilor privind elaborarea algoritmului;
33.8. produsele care pot fi luate în considerare de către OPEED-uri în procesul de cuplare unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice;
33.9. preţurile minime şi maxime, prevăzute la pct.163 şi la pct.199 ;
33.10. metodologia de stabilire a preţurilor pentru capacităţile intrazilnice;
33.11. ora de deschidere a porţii intrazilnice interzonale şi ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale;
33.12. termenul pentru fermitatea din ziua următoare;
33.13. metodologia de distribuire a veniturilor din congestii.
34. Propunerile privind următoarele TCM şi orice modificări ale acestora, fac obiectul aprobării de către ANRE în comun cu toate autorităţile de reglementare relevante din regiunea vizată:
34.1. metodologia comună de calcul al capacităţilor, prevăzută de pct.76;
34.2. deciziile privind introducerea şi amânarea introducerii calculului cu metoda bazată pe flux în conformitate cu punctele 76-80 şi cu privire la derogări, prevăzute de pct.81;
34.3. metodologia pentru redispecerizarea şi comercializarea în contrapartidă coordonate, prevăzută de pct.142;
34.4. metodologiile comune pentru calculul schimburilor planificate, prevăzute de pct.166 şi 203;
34.5. procedurile de ultimă instanţă, prevăzute de secţiunea a 7-a cap. V titlul II;
34.6. licitaţiile regionale complementare, prevăzute de pct.226;
34.7. metodologia privind partajarea costurilor de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă, prevăzută de pct.254.
35. Propunerile privind următoarele TCM, precum şi orice modificări ale acestora, fac obiectul aprobării de către ANRE:
35.1. desemnarea şi revocarea OPEED sau suspendarea desemnării, conform celor prevăzute la pct.7 şi 11 şi la art.95 alin.(12) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică;
35.2. tarifele sau metodologiile folosite la calcularea tarifelor OPEED referitoare la tranzacţionarea pe piaţă pentru ziua următoare şi pe piaţa intrazilnică, conform celor prevăzute la pct.8;
35.3. propunerile OST de revizuire a configuraţiei zonelor de ofertare;
35.4. propunerile privind alocarea capacităţilor interzonale şi privind alte acorduri, prevăzute la secţiunea a 8-a cap. V titlul II şi la secţiunea a 7-a cap. VI titlul II;
35.5. costurile aferente alocării capacităţilor şi gestionării congestiilor, în conformitate cu secţiunile 1-5 cap. III titlul III;
35.6. partajarea costurilor regionale aferente cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice, prevăzute la pct.275.
36. Propunerile prevăzute la subpct. 35.1, 35.2, 35.4 şi 35.6 se elaborează şi se aprobă în funcţie de necesitatea aplicării acestora.
37. Propunerile de TCM trebuie să includă o propunere de calendar pentru punerea în aplicare a acestora, precum şi o descriere a impactului estimat al TCM asupra obiectivelor prezentelor Linii directoare. Propunerile de TCM, prevăzute la pct.34, care se aprobă de către ANRE în comun cu alte autorităţi de reglementare relevante, se prezintă ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER în termen de 1 săptămână de la prezentarea lor către ANRE sau, după caz, către ultima autoritate de reglementare relevantă. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ANRE poate transmite către ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, către ACER propunerile de TCM, prevăzute la pct.35, în termen de 1 lună de la prezentarea lor către ANRE. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, la solicitarea ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, la solicitarea ACER, propunerile de TCM, prevăzute la pct.35, care se consideră a avea impact transfrontalier, se transmit respectivelor autorităţi.
38. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, la cererea ANRE şi/sau a autorităţilor de reglementare relevante, ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER emit în termen de 3 luni o opinie cu privire la o propunere de TCM.
39. În cazul în care aprobarea unui TCM, prevăzut la pct.34, sau modificarea unui TCM în conformitate cu pct.42 - 43, necesită o decizie comună din partea ANRE şi a autorităţilor de reglementare relevante, ANRE consultă şi cooperează strâns cu autorităţile de reglementare respective pentru a ajunge în unanimitate la un acord asupra propunerii respective de TCM, în conformitate cu art.39 alin.(12) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, în cazul în care ECRB sau ACER emit o opinie, opinia respectivă se ia în considerare de ANRE şi de autorităţile de reglementare relevante.
40. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ANRE şi/sau alte autorităţi de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER adoptă decizia cu privire la propunerea de TCM, prezentată în conformitate cu pct.34 şi 35, în termen de şase luni de la recepţionarea propunerii respective de TCM de către ANRE sau de către ultima autoritate de reglementare relevantă, de către ECRB sau de către ACER. Termenul de şase luni începe să curgă din ziua următoare zilei în care propunerea respectivă de TCM a fost depusă, în conformitate cu pct.37, la ANRE sau la ultima autoritate de reglementare relevantă, în cazul TCM prevăzute la punctul 34, sau la ANRE, în cazul TCM prevăzute la pct.35, sau la, la ECRB sau ACER.
41. În cazul în care, în termenul prevăzut la pct.40, ANRE şi autorităţile de reglementare relevante nu ajung la un acord unanim cu privire la o propunere de TCM, sau la cererea comună a autorităţilor de reglementare respective, sau la iniţiativa ECRB ori, în măsura în care sunt afectate Statele Membre, la iniţiativa ACER, ECRB sau ACER, acţionând în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, adoptă decizia privind propunerea de TCM, în termen de 6 luni de la data adresării.
42. În cazul în care, ANRE, ANRE şi toate autorităţile de reglementare relevante, ECRB, sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER solicită modificarea unui TCM, prevăzut la pct.34 şi 35, OST şi/sau operatorii sistemelor de transport relevanţi, după caz, sau OPEED şi/sau OPEED-urile relevante are/au obligaţia de a prezenta o propunere de modificare a TCM în termen de 2 luni de la primirea solicitării din partea ANRE şi/sau a autorităţilor de reglementare relevante, din partea ECRB sau ACER.
43. ANRE şi/sau autorităţile de reglementare relevante, după caz, ECRB, sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER examinează propunerea de modificare a TCM şi adoptă decizia corespunzătoare în termen de 2 luni de la prezentarea acesteia. În cazul în care, în termenul prevăzut în prezentul punct, ANRE şi autorităţile de reglementare relevante nu ajung la un acord cu privire la propunerea de modificare a unui TCM prevăzut la pct.34, sau la cererea comună a autorităţilor de reglementare respective, sau la iniţiativa ECRB, ori în măsura în care sunt afectate Statele Membre, la iniţiativa ACER, propunerea de modificare a TCM se transmite spre aprobare ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER, care acţionează în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice. În acest caz, ECRB sau ACER adoptă decizia privind propunerea de modificare a unui TCM, în termen de 6 luni. În cazul în care OST şi/sau operatorii sistemelor de transport relevanţi sau OPEED şi/sau OPEED-urile relevante nu prezintă o propunere de modificare a unui TCM, se aplică prevederile pct.30.
44. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ACER, ECRB, ANRE în comun cu toate autorităţile de reglementare relevante, în cazul TCM prevăzute la pct.34, sau ANRE în cazul TCM prevăzute la pct.35, sunt în drept să solicite OST şi/sau operatorilor sistemelor de transport relevanţi, după caz, sau OPEED şi/sau OPEED-urilor relevante să formuleze propuneri pentru modificarea respectivelor TCM şi să stabilească un termen-limită pentru prezentarea respectivelor propuneri. OST sau, după caz, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi ori OPEED sau, după caz, OPEED, în comun cu OPEED-urile relevante, responsabili/responsabile pentru elaborarea propunerilor de TCM, pot prezenta propuneri de modificare a TCM ANRE sau, după caz, ANRE şi autorităţilor de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER, care acţionează în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice.
45. Propunerile de modificare a TCM se supun consultării publice în conformitate cu procedura prevăzută la secţiunea a 9-a din prezentul titlu şi se aprobă cu respectarea procedurii stabilite în prezenta secţiune.
46. OST, OPEED publică pe site-ul său web TCM aprobate de către ACER şi ECRB şi incluse în cadrul naţional de reglementare, conform pct.22, precum şi TCM aprobate de ANRE în conformitate cu prezentele Linii directoare sau în cazul în care nu este necesară o astfel de aprobare, după stabilirea acestora, cu excepţia cazului în care aceste informaţii se consideră a fi confidenţiale în conformitate cu secţiunea a-10-a din prezentul titlu.
Secţiunea 8
Gestionarea curentă a cuplării unice a pieţelor
pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice
47. OST şi OPEED împreună cu operatorii sistemelor de transport relevanţi şi OPEED-urile relevante, contribuie în comun la organizarea gestionării curente a cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice. Aceştia se reunesc în şedinţe pentru a discuta şi a decide asupra aspectelor operaţionale curente.
Secţiunea 9
Consultarea
48. În cazurile prevăzute în mod expres în prezentele Linii directoare, OST şi/sau operatorii sistemelor de transport relevanţi, OPEED şi/sau OPEED-urile relevante responsabili/responsabile pentru prezentarea propunerilor iniţiale sau de modificare a TCM au obligaţia de a consulta părţile interesate, inclusiv autorităţile relevante din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre, cu privire la proiectele propunerilor de TCM. Procedura de consultare trebuie să dureze cel puţin o lună.
49. Propunerile iniţiale sau de modificare a TCM, cu aplicabilitatea regională, necesită a fi consultate cel puţin la nivel regional. Părţile care prezintă propuneri la nivel bilateral sau multilateral urmează să consulte cel puţin părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau Statele Membre vizate.
50. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, înainte de prezentarea propunerilor de TCM spre adoptare în conformitate cu secţiunea a 7-a din prezentul titlu, entităţile prevăzute la pct.48, iau în considerare opiniile părţilor interesate, rezultate în urma consultărilor organizate în conformitate cu pct.48.
51. Propunerile de TCM prezentate spre adoptare trebuie să fie însoţite, în toate cazurile, de o justificare fundamentată privind acceptarea sau respingerea opiniilor colectate în rezultatul consultărilor, care se publică în timp util, înainte de sau simultan cu publicarea propunerii de TCM.
Secţiunea 10
Obligaţii privind confidenţialitatea
52. Toate informaţiile confidenţiale primite, schimbate sau transmise în temeiul prezentelor Linii directoare sunt supuse cerinţelor privind păstrarea secretului profesional, prevăzute la punctele 53 - 55.
53. Obligaţia de a păstra secretul profesional se aplică angajaţilor OST, angajaţilor OPEED, angajaţilor ANRE sau angajaţilor oricărei alte persoane juridice, entităţi sau autorităţi care a intrat în posesia informaţiilor în conformitate cu prezentele Linii directoare. OST, OPEED, ANRE, persoanele juridice, entităţile sau autorităţile respective urmează să întreprindă măsurile necesare pentru a asigura confidenţialitatea, integritatea şi protecţia informaţiilor respective, precum şi măsurile menite să prevină utilizarea necorespunzătoare a acestor informaţii şi accesul neautorizat la acestea.
54. Informaţiile confidenţiale obţinute de persoanele indicate la pct.53 în cadrul şi în legătură cu exercitarea atribuţiilor lor nu pot fi divulgate niciunei alte persoane, entităţi sau autorităţi, cu excepţia cazurilor prevăzute de prezentele Linii directoare sau de alte acte normative naţionale, precum şi de cadrul normativ al Comunităţii Energetice.
55. Persoanele indicate la pct.53, care primesc informaţii confidenţiale în temeiul prezentelor Linii directoare le pot utiliza numai în scopul exercitării atribuţiilor prevăzute de prezentele Linii directoare, cu excepţia cazurilor prevăzute în alte acte normative naţionale sau în cadrul normativ al Comunităţii Energetice.
TITLUL II
CERINŢE PENTRU TERMENII, CONDIŢIILE ŞI METODOLOGIILE REFERITOARE
LA ALOCAREA CAPACITĂŢILOR ŞI GESTIONAREA CONGESTIILOR
Capitolul I
CALCULUL CAPACITĂŢILOR
Secţiunea 1
Intervalele de timp al calculului capacităţilor
56. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport relevanţi implicaţi, calculează capacitatea interzonală cel puţin pentru următoarele intervale de timp:
56.1. al pieţei pentru ziua următoare, pentru piaţa pentru ziua următoare;
56.2. al pieţei intrazilnice, pentru piaţa intrazilnică.
57. Pentru intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare, se calculează valorile individuale ale capacităţii interzonale pentru fiecare unitate de timp a pieţei pentru ziua următoare. Pentru intervalul de timp al pieţei intrazilnice, se calculează valorile individuale ale capacităţii interzonale pentru fiecare unitate de timp a pieţei intrazilnice rămasă.
58. Pentru intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare, calculul capacităţilor se bazează pe cele mai recente informaţii disponibile. Actualizarea informaţiilor privind intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare nu începe înainte de ora 15:00 ora pieţei, cu două zile înainte de ziua livrării.
59. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, prevăzută la pct.60, asigură recalcularea capacităţii interzonale în intervalul de timp al pieţei intrazilnice pe baza celor mai recente informaţii disponibile. Frecvenţa acestei recalculări ia în considerare eficienţa şi siguranţa în funcţionare.
Secţiunea 2
Regiunile de calcul al capacităţilor
60. Regiunea de calcul al capacităţilor este stabilită în Anexă.
61. Anexa defineşte graniţele zonei de ofertare atribuite operatorilor sistemelor de transport care sunt membri ai regiunii de calcul al capacităţilor. Următoarele cerinţe trebuie să fie îndeplinite:
61.1. se iau în considerare regiunile de calcul al capacităţilor definite la nivelul Uniunii Europene;
61.2. fiecare graniţă a unei zone de ofertare, sau două graniţe separate dintre zone de ofertare, după caz, prin care există interconexiuni între două zone de ofertare, se alocă unei regiuni de calcul al capacităţilor;
61.3. pentru o regiune de calcul al capacităţilor sunt atribuiţi cel puţin acei operatori ai sistemelor de transport ai căror zone de ofertare au graniţe cu regiunea în cauză.
62. Regiunile de calcul al capacităţilor stabilite în conformitate cu prezentele Linii directoare sau regiunile de calcul al capacităţilor definite la nivelul Uniunii Europene, care aplică o metodă bazată pe flux sunt fuzionate într-o singură regiune de calcul al capacităţilor dacă sunt îndeplinite cumulativ următoarele condiţii:
62.1. sistemele lor de transport sunt conectate în mod direct;
62.2. participă în aceeaşi zonă de cuplare unică a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice;
62.3. fuzionarea acestora este mai eficientă decât menţinerea lor separată. ANRE, în comun cu autorităţile de reglementare relevante, pot solicita OST şi operatorilor sistemelor de transport în cauză o analiză comună costuri-beneficii pentru evaluarea eficienţei fuziunii.
Secţiunea 3
Metodologia de furnizare a datelor privind producerea şi consumul
63. Metodologia de furnizare a datelor privind producerea şi consumul specifică unităţile generatoare şi consumatoare care sunt obligate să prezinte informaţii către OST în vederea stabilirii modelului comun de reţea şi calculării capacităţilor.
64. Metodologia precizează termeni, clauze şi condiţii aplicabile unităţilor generatoare şi consumatoare pentru prezentarea informaţiilor prevăzute la pct.65.
65. Pentru aplicarea metodologiei de furnizare a datelor privind producerea şi consumul, OST utilizează şi prezintă altor operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor datele prezentate de către unităţile generatoare şi consumatoare. Unităţile generatoare şi consumatoare prezintă către OST cel puţin următoarele informaţii:
65.1. informaţii privind caracteristicile lor tehnice;
65.2. informaţii privind disponibilitatea unităţilor generatoare şi consumatoare;
65.3. informaţii privind programul unităţilor generatoare;
65.4. informaţii relevante disponibile privind modul în care unităţile generatoare vor fi dispecerizate.
66. În conformitate cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ENTSO-E publică următoarele informaţii relevante,
66.1. listă a entităţilor obligate să furnizeze informaţii către OST;
66.2. listă cu informaţiile care trebuie furnizate;
66.3. termenele-limită de furnizare a informaţiilor.
Secţiunea 4
Scenarii
67. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, aplică scenarii comune pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor prevăzut la pct.56, elaborate conform celor prevăzute de cadrul normativ al Comunităţii Energetice. Scenariile comune se utilizează pentru a descrie o situaţie specifică prognozată privind producerea, consumul şi topologia reţelei pentru sistemul de transport din modelul comun de reţea.
68. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, aplică reguli comune pentru determinarea poziţiei nete în fiecare zonă de ofertare şi a fluxului pentru fiecare linie electrică directă, elaborate conform celor prevăzute de cadrul normativ al Comunităţii Energetice.
Secţiunea 5
Modelul individual de reţea
69. Pentru zona de ofertare şi pentru fiecare scenariu, OST prezintă un model individual de reţea pentru zona sa de control, care include interconexiunile, respectând regulile comune pentru determinarea poziţiei nete în fiecare zonă de ofertare şi a fluxului pe fiecare linie în curent continuu, stabilite de toţi operatorii sistemelor de transport implicaţi. La definirea scenariilor nu se admite nicio discriminare nejustificată între schimburile interne şi cele interzonale.
70. Fiecare model individual de reţea reprezintă cele mai bune prognoze posibile ale condiţiilor sistemului de transport pentru fiecare scenariu specificat de OST în momentul în care este creat modelul individual de reţea.
71. Modelele individuale de reţea acoperă toate elementele de reţea ale sistemului de transport, care sunt utilizate în analizele regionale privind siguranţa în funcţionare pentru fiecare interval de timp în cauză.
72. OST armonizează, în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi, în cea mai mare măsură posibilă, modul în care sunt construite modelele individuale de reţea.
73. OST prezintă toate datele necesare în modelul individual de reţea pentru a permite analiza fluxurilor de putere activă şi reactivă şi analiza tensiunii în regim staţionar.
74. OST şi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor efectuează schimb de date cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport regiunea de calcul a capacităţilor pentru a permite analiza tensiunii şi a stabilităţii dinamice, la necesitate şi dacă există o înţelegere în acest sens.
Secţiunea 6
Introducerea metodologiei de calcul al capacităţilor bazate pe flux
75. Pentru intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare şi intervalul de timp al pieţei intrazilnice, metoda utilizată de metodologiile comune de calcul al capacităţilor este metoda bazată pe flux, cu excepţia cazului în care cerinţa de la pct.81 este îndeplinită.
76. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, elaborează şi transmit către ANRE şi toate autorităţile de reglementare relevante o propunere pentru o metodologie comună de calcul coordonat al capacităţilor pentru regiunea în cauză. Propunerea de metodologie se supune procedurii de consultare, prevăzute de secţiunea a 9-a titlul I. Propunerea de metodologie va fi aliniată cu metodologia de calcul al capacităţilor aplicată în regiunile vecine de calcul al capacităţilor.
77. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi cu graniţe comune, este încurajat să adere la iniţiativele de punere în aplicare a unei metodologii comune de calcul al capacităţilor care utilizează metoda bazată pe flux din aceste regiuni.
78. În momentul în care regiunea de calcul al capacităţilor care include zona de ofertare din care face parte sistemul electroenergetic naţional şi una sau mai multe regiuni adiacente de calcul al capacităţilor din aceeaşi zonă sincronă pun în aplicare o metodologie de calcul al capacităţilor care utilizează metoda bazată pe flux pentru intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare sau al pieţei intrazilnice, acestea se consideră ca fiind o singură regiune în acest scop, iar OST şi operatorii sistemelor de transport din această regiune trebuie să prezinte în termen de 6 luni o propunere de aplicare a unei metodologii comune de calcul al capacităţilor care utilizează metoda bazată pe flux pentru intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare sau al pieţei intrazilnice. Propunerea trebuie să includă o dată de punere în aplicare a metodologiei comune interregionale de calcul al capacităţilor, care nu trebuie să depăşească termenul de 12 luni de la implementarea metodei bazate pe flux în aceste regiuni pentru metodologia privind intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare, şi termenul de 18 luni pentru metodologia privind intervalul de timp al pieţei intrazilnice. Termenele prevăzute în prezentul punct pot fi adaptate în conformitate cu pct.80.
79. Metodologia din regiunile de calcul al capacităţilor care au iniţiat elaborarea unei metodologii comune de calcul al capacităţilor poate fi pusă în aplicare înainte de elaborarea unei metodologii comune de calcul al capacităţilor cu alte regiuni de calcul al capacităţilor.
80. În cazul în care OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi, demonstrează că aplicarea metodologiilor comune de calcul al capacităţilor, bazate pe flux, nu este deocamdată mai eficientă, presupunând acelaşi nivel de siguranţa în funcţionare, OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi, pot solicita ANRE şi autorităţilor de reglementare relevante amânarea termenelor-limită de implementare a metodologiilor comune bazate pe flux.
81. OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor pot solicita ANRE şi autorităţilor de reglementare relevante să aplice metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată în regiuni şi la graniţele zonelor de ofertare, în cazul în care aceştia demonstrează că aplicarea metodologiei de calcul al capacităţilor bazate pe flux nu este deocamdată mai eficientă în comparaţie cu metoda bazată pe capacitate netă de transport coordonată, presupunând acelaşi nivel de siguranţa în funcţionare în regiunea în cauză.
82. Pentru a permite participanţilor la piaţă să se adapteze la orice schimbare a metodei de calcul al capacităţilor, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor în cauză testează noua metodă în paralel cu metoda existentă şi implică participanţii la piaţă timp de cel puţin 6 luni înainte de a pune în aplicare o propunere pentru modificarea metodei lor de calcul al capacităţilor.
83. Atunci când aplică metoda bazată pe flux, OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, stabilesc şi pun la dispoziţie un instrument care să permită participanţilor la piaţă să evalueze interacţiunea dintre capacităţile interzonale şi schimburile interzonale între zonele de ofertare.
Secţiunea 7
Metodologia de calcul al capacităţilor
84. Propunerea pentru o metodologie comună de calcul al capacităţilor pentru regiunea de calcul al capacităţilor determinată în conformitate cu pct.76 cuprinde cel puţin următoarele elemente pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor:
84.1. metodologiile de calcul al datelor de intrare utilizate în calculul capacităţilor, care includ următorii parametri:
84.1.1. o metodologie de determinare a marjei de fiabilitate, în conformitate cu secţiunea a 8-a din prezentul capitol;
84.1.2. metodologii pentru determinarea limitelor de siguranţă în funcţionare, a contingenţelor relevante pentru calculul capacităţilor şi a restricţiilor de alocare care ar putea fi aplicate, în conformitate cu secţiunea a 9-a din prezentul capitol;
84.1.3. metodologia de determinare a mecanismelor de modificare a generării, în conformitate cu secţiunea a 10-a din prezentul capitol;
84.1.4. metodologia de determinare a acţiunilor de remediere care trebuie luate în considerare în calculul capacităţilor, în conformitate cu secţiunea a 11-a din prezentul capitol;
84.2. o descriere detaliată a metodei de calcul al capacităţilor, care include următoarele:
84.2.1. o descriere matematică a metodei de calcul al capacităţilor aplicate, utilizând diferite date de intrare pentru calculul capacităţilor;
84.2.2. norme pentru prevenirea discriminărilor nejustificate între schimburile interne şi interzonale pentru a asigura conformitatea cu art.44 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică;
84.2.3. norme pentru luarea în considerare, după caz, a capacităţii interzonale alocate anterior;
84.2.4. norme privind ajustarea fluxurilor de energie prin elementele critice de reţea sau a capacităţii interzonale ca urmare a acţiunilor de remediere, în conformitate cu secţiunea a 11-a din prezentul capitol;
84.2.5. pentru metoda bazată pe flux, o descriere matematică a calculului factorilor de distribuţie pentru transferul de energie şi a calculului marjelor disponibile privind elementele critice de reţea;
84.2.6. pentru metoda bazată pe capacitate netă de transport coordonată, norme pentru calculul capacităţii interzonale, inclusiv norme privind repartizarea eficientă a capacităţilor de flux de energie ale elementelor critice de reţea între diferite graniţe ale zonelor de ofertare;
84.2.7. în cazul în care fluxurile de energie prin elementele critice de reţea sunt influenţate de schimburile interzonale de energie din diferite regiuni de calcul al capacităţilor, normele de repartizare a capacităţilor de flux de energie ale elementelor critice de reţea între diferite regiuni de calcul al capacităţilor pentru a permite aceste fluxuri;
84.3. o metodologie de validare a capacităţii interzonale, în conformitate cu secţiunea a 12-a din prezentul capitol.
85. Pentru intervalul de timp al calculului capacităţilor intrazilnice, metodologia de calcul al capacităţilor precizează, de asemenea, frecvenţa reevaluării capacităţii, în conformitate cu pct.59, precizând motivele care stau la baza frecvenţei alese.
86. Metodologia de calcul al capacităţilor include o procedură de ultimă instanţă pentru cazul în care calculul iniţial al capacităţilor nu a condus la niciun rezultat.
87. OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor utilizează, pe cât posibil, date de intrare armonizate pentru calculul capacităţilor.
Secţiunea 8
Metodologia de calcul al marjei de fiabilitate
88. Propunerea pentru o metodologie comună de calcul al capacităţilor trebuie să includă o metodologie de determinare a marjei de fiabilitate. Metodologia de determinare a marjei de fiabilitate cuprinde două etape. În prima etapă, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi estimează distribuţia de probabilitate a deviaţiilor dintre fluxurile de energie preconizate în momentul calculului capacităţilor şi fluxurile de energie realizate în timp real. În a doua etapă, marja de fiabilitate se calculează prin derivarea unei valori din distribuţia de probabilitate.
89. Metodologia de determinare a marjei de fiabilitate stabileşte principiile de calculare a distribuţiei de probabilitate a deviaţiilor dintre fluxurile de energie preconizate în momentul calculului capacităţilor şi fluxurile de energie realizate în timp real şi precizează incertitudinile care trebuie luate în calcul. Pentru a determina aceste incertitudini, metodologia ţine cont în special de:
89.1. deviaţiile neintenţionate ale fluxurilor fizice de energie în cursul unei unităţi de timp a pieţei cauzate de ajustarea fluxurilor de energie în cadrul şi între ariile de control pentru a menţine o frecvenţă constantă;
89.2. incertitudinile care ar putea afecta calculul capacităţilor şi care ar putea apărea între intervalul de timp al calculului capacităţilor şi timpul real, pentru unitatea de timp a pieţei luată în considerare.
90. În cadrul metodologiei de determinare a marjei de fiabilitate, OST şi operatorii sistemelor de transport stabilesc, de asemenea, principii comune armonizate pentru derivarea marjei de fiabilitate din distribuţia de probabilitate.
91. Pe baza metodologiei adoptate în conformitate cu pct.88, OST şi operatorii sistemelor de transport determină marja de fiabilitate respectând limitele de siguranţă în funcţionare şi ţinând cont de incertitudinile dintre intervalul de timp al calculului capacităţilor şi timpul real, precum şi ţinînd cont de acţiunile de remediere disponibile după calculul capacităţilor.
92. Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor, OST şi operatorii sistemelor de transport respectivi stabilesc marja de fiabilitate pentru elementele critice de reţea, dacă se aplică metoda bazată pe flux, şi pentru capacitatea interzonală, dacă se aplică metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată.
Secţiunea 9
Metodologii pentru determinarea limitelor de siguranţă
în funcţionare, contingenţe şi restricţii de alocare
93. OST respectă limitele de siguranţă în funcţionare şi contingenţele utilizate în analizele privind siguranţa în funcţionare.
94. În cazul în care limitele de siguranţă în funcţionare şi contingenţele utilizate în calculul capacităţilor nu sunt aceleaşi cu cele utilizate în analiza privind siguranţa în funcţionare, OST şi operatorii sistemelor de transport descriu în propunerea de metodologie comună de calcul al capacităţilor metoda şi criteriile specifice pe care le-au utilizat pentru a determina limitele de siguranţă în funcţionare şi contingenţele utilizate pentru calculul capacităţilor.
95. În cazul în care OST şi operatorii sistemelor de transport aplică restricţii de alocare, acestea pot fi determinate doar utilizând:
95.1. restricţiile necesare pentru menţinerea sistemului de transport în limitele de siguranţă în funcţionare şi care nu pot fi transformate în mod eficient în fluxuri maxime pe elementele critice de reţea; sau
95.2. restricţii care au scopul de a creşte surplusul economic pentru cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice.
Secţiunea 10
Metodologia pentru mecanismele de modificare a generării
96. Propunerea de metodologie comună de calcul al capacităţilor include o propunere de metodologie pentru determinarea unui mecanism comun de modificare a generării pentru fiecare zonă de ofertare şi scenariu elaborat în conformitate cu secţiunea a 4-a din prezentul capitol.
97. Mecanismele de modificare a generării reprezintă cea mai bună prognoză a relaţiei dintre o modificare a poziţiei nete a unei zone de ofertare şi o modificare specifică a producerii sau a consumului în modelul comun de reţea. Această prognoză ţine cont în special de informaţiile metodologiei de furnizare a datelor privind producerea şi consumul.
Secţiunea 11
Metodologia pentru acţiunile de remediere la calculul capacităţilor
98. OST defineşte acţiunile de remediere disponibile care trebuie luate în considerare la calculul capacităţilor pentru îndeplinirea obiectivelor prezentelor Linii directoare.
99. OST îşi coordonează acţiunile cu alţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor cu privire la utilizarea acţiunilor de remediere care trebuie luate în considerare la calculul capacităţilor şi la aplicarea lor efectivă în condiţii de operare în timp real.
100. Pentru ca măsurile de remediere să poată fi luate în considerare la calculul capacităţilor, OST, în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, convin asupra utilizării măsurilor de remediere care necesită acţiunea mai multor operatori ai sistemelor de transport.
101. OST asigură că măsurile de remediere sunt luate în considerare la calculul capacităţilor, cu condiţia ca măsurile de remediere disponibile rămase după calcul, luate împreună cu marja de fiabilitate menţionată la secţiunea a 8-a din prezentul capitol, să fie suficiente pentru a asigura siguranţa în funcţionare.
102. În calculul capacităţilor, OST ia în considerare acţiuni de remediere care nu implică costuri.
103. OST asigură că măsurile de remediere care urmează să fie luate în considerare la calculul capacităţilor sunt aceleaşi pentru toate intervalele de timp ale calculului capacităţilor, ţinând cont de disponibilităţile lor tehnice pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor.
Secţiunea 12
Metodologia de validare a capacităţii interzonale
104. OST validează şi are dreptul să corecteze capacitatea interzonală relevantă pentru graniţele zonei sale de ofertare sau elementele critice de reţea furnizate de calculatorii capacităţii coordonate, în conformitate cu secţiunile 13 - 17 din prezentul capitol.
105. În cazul în care se aplică o metodă bazată pe capacitatea netă de transport coordonată, OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, includ în metodologia de calcul al capacităţilor prevăzută la secţiunea a 7-a din prezentul capitol o regulă pentru repartizarea corecţiei capacităţii interzonale între diferite graniţe ale zonelor de ofertare.
106. OST poate reduce capacitatea interzonală în cursul validării capacităţii interzonale prevăzute la pct.104 din motive de siguranţă în funcţionare.
107. Fiecare calculator al capacităţii coordonate îşi coordonează acţiunile cu calculatorii capacităţii coordonate din vecinătate în cursul procesului de calcul şi de validare a capacităţilor.
108. Fiecare calculator al capacităţii coordonate raportează, o dată la trei luni, toate reducerile efectuate în cursul validării capacităţii interzonale în conformitate cu pct.106 către toate autorităţile de reglementare din regiunea de calcul al capacităţilor. Raportul respectiv include localizarea şi valoarea oricărei reduceri a capacităţii interzonale şi precizează motivele reducerilor.
109. ANRE, în comun cu celelalte autorităţi de reglementare din regiunea de calcul al capacităţilor, decide dacă publică integral sau parţial raportul menţionat la pct.108.
Secţiunea 13
Dispoziţii generale privind procesul de calcul al capacităţilor
110. După crearea regiunii de calcul al capacităţii prevăzute la pct.60, OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor desemnează calculatorul/calculatorii capacităţii coordonate şi stabileşte regulile privind activitatea acestuia/acestora.
111. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, examinează calitatea datelor transmise în cadrul calculului capacităţilor o dată la doi ani, ca parte a raportului bienal privind calculul şi alocarea capacităţilor, prevăzut la secţiunea a 17-a din prezentul capitol.
112. Pe baza celor mai recente informaţii disponibile, OST, în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, examinează şi actualizează în mod regulat şi cel puţin o dată pe an:
112.1. limitele de siguranţă în funcţionare, contingenţele şi restricţiile de alocare utilizate pentru calculul capacităţilor;
112.2. distribuţia de probabilitate a deviaţiilor dintre fluxurile de energie preconizate în momentul calculului capacităţilor şi fluxurile de energie realizate în timp real utilizată pentru calculul marjelor de fiabilitate;
112.3. acţiunile de remediere luate în considerare în calculul capacităţilor;
112.4. aplicarea metodologiilor pentru determinarea mecanismelor de modificare a generării, a elementelor critice de reţea şi a contingenţelor, prevăzute la secţiunile 8-10 din prezentul capitol.
Secţiunea 14
Crearea unui model comun de reţea
113. Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor, prevăzut la pct.56, fiecare unitate generatoare sau consumatoare care face obiectul secţiunii a 3-a din prezentul capitol transmite datele specificate în metodologia de furnizare a datelor privind producerea şi consumul către operatorul sistemului de transport responsabil pentru aria de control în cauză, în termenele specificate.
114. Fiecare unitate generatoare sau consumatoare care furnizează informaţii în conformitate cu pct.60 transmite cel mai fiabil set de estimări posibil.
115. Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor, OST stabileşte modelul individual de reţea pentru fiecare scenariu în conformitate cu secţiunea a 5-a din prezentul capitol, în vederea fuzionării modelelor individuale de reţea într-un model comun de reţea.
116. OST furnizează operatorilor sistemelor de transport responsabili cu fuzionarea modelelor individuale de reţea într-un model comun de reţea cel mai fiabil set de estimări posibil, pentru fiecare model individual de reţea.
117. Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor se creează un singur model comun de reţea conform metodologiei prevăzute la spbpct. 33.4.
Secţiunea 15
Calculul regional al capacităţii interzonale
118. Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor, OST furnizează calculatorilor capacităţii coordonate şi celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor următoarele informaţii: limitele de funcţionare în siguranţă, mecanismele de modificare a generării, acţiunile de remediere, marjele de fiabilitate, restricţiile de alocare şi capacitatea interzonală alocată anterior.
119. Fiecare calculator al capacităţii coordonate efectuează o analiză a funcţionării în siguranţă prin aplicarea limitelor de funcţionare în siguranţă şi prin utilizarea modelului comun de reţea creat pentru fiecare scenariu în conformitate cu pct.117.
120. La calculul capacităţii interzonale, fiecare calculator al capacităţii coordonate:
120.1. utilizează mecanisme de modificare a generării pentru a calcula impactul modificărilor poziţiilor nete din zona de ofertare şi al fluxurilor pe liniile electrice în curent continuu;
120.2. ignoră elementele critice de reţea care nu sunt influenţate în mod semnificativ de modificările poziţiilor nete din zona de ofertare în conformitate cu metodologia prevăzută la secţiunea a 7-a din prezentul capitol;
120.3. se asigură că toate seturile de poziţii nete şi de fluxuri pe liniile electrice în curent continuu din zona de ofertare care nu depăşesc capacitatea interzonală respectă marjele de fiabilitate şi limitele de siguranţă în funcţionare în conformitate cu subpct. 84.1.1 şi 84.1.2 şi iau în considerare capacitatea interzonală alocată anterior în conformitate cu pct.subpct. 84.2.3.
121. Fiecare calculator al capacităţii coordonate optimizează capacitatea interzonală prin utilizarea acţiunilor de remediere disponibile care au fost luate în considerare în calculul capacităţilor în conformitate cu subpct. 84.1.4.
122. Fiecare calculator al capacităţii coordonate aplică normele de repartizare stabilite în conformitate cu subpct. 84.2.6.
123. Fiecare calculator al capacităţii coordonate respectă descrierea matematică a metodei aplicate pentru calculul capacităţilor, stabilită în conformitate cu subpct. 84.2.1.
124. Fiecare calculator al capacităţii coordonate care aplică metoda bazată pe flux:
124.1. utilizează datele privind limitele de siguranţă în funcţionare pentru calculul fluxurilor maxime prin elementele critice de reţea;
124.2. utilizează modelul comun de reţea, mecanismele de modificare a generării şi contingenţele pentru calculul factorilor de distribuţie pentru transferul de energie;
124.3. utilizează factorii de distribuţie pentru transferul de energie pentru a calcula fluxurile care rezultă din capacitatea interzonală alocată anterior în zona de calcul al capacităţilor;
124.4. calculează fluxurile prin elementele critice de reţea pentru fiecare scenariu (ţinând cont de contingenţe) şi le ajustează presupunând că nu există schimburi de energie interzonale în interiorul regiunii de calcul al capacităţilor, aplicând normele pentru prevenirea discriminărilor nejustificate între schimburile de energie interne şi interzonale stabilite în conformitate cu subpct. 84.2.2;
124.5. calculează marjele disponibile pe elementele critice de reţea, ţinând cont de contingenţe, care sunt egale cu fluxurile maxime din care se scad fluxurile ajustate menţionate la subpct. 124.4, marjele de fiabilitate şi fluxurile care rezultă din capacitatea interzonală alocată anterior;
124.6. ajustează marjele disponibile pe elementele critice de reţea sau factorii de distribuţie pentru transferul de energie utilizând acţiunile de remediere disponibile care trebuie luate în considerare în calculul capacităţilor, în conformitate cu secţiunea a 11-a din prezentul capitol.
125. Fiecare calculator al capacităţii coordonate care aplică metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată:
125.1. utilizează modelul comun de reţea, mecanismele de modificare a generării şi contingenţele pentru calculul schimbului maxim de energie la graniţele zonelor de ofertare, care este egal cu schimbul maxim calculat dintre două zone de ofertare de fiecare parte a graniţei zonei de ofertare, respectând limitele de siguranţă în funcţionare;
125.2. ajustează schimbul maxim de energie utilizând acţiunile de remediere luate în considerare la calculul capacităţilor, în conformitate cu secţiunea a 11-a din prezentul capitol;
125.3. ajustează schimbul maxim de energie aplicând normele pentru prevenirea discriminărilor nejustificate între schimburile de energie interne şi interzonale în conformitate cu subpct. 84.2.2;
125.4. aplică normele stabilite în conformitate cu subpct. 84.2.6 privind repartizarea eficientă a capacităţilor de flux de energie ale elementelor critice de reţea între diferite graniţe ale zonelor de ofertare;
125.5. calculează capacitatea interzonală, care este egală cu schimbul maxim de energie ajustat pentru marja de fiabilitate şi capacitatea interzonală alocată anterior.
126. Fiecare calculator al capacităţii coordonate cooperează cu calculatorii capacităţii coordonate din vecinătate. OST învecinaţi asigură această cooperare prin realizarea schimbul de informaţii şi prin confirmarea informaţiilor privind interdependenţa cu calculatorii capacităţii coordonate regionali relevanţi, în scopul calculului şi validării capacităţilor. OST învecinaţi furnizează informaţiile privind interdependenţa către calculatorii capacităţii coordonate înainte de calculul capacităţilor. O evaluare a acurateţei informaţiilor respective şi măsurile corective se includ în raportul bienal prevăzut de secţiunea a 17-a din prezentul capitol, după caz.
127. Fiecare calculator al capacităţii coordonate stabileşte:
127.1. parametrii bazaţi pe flux pentru fiecare zonă de ofertare din cadrul regiunii de calcul al capacităţilor, în cazul în care se aplică metoda bazată pe flux; sau
127.2. valorile capacităţii interzonale pentru fiecare zonă de ofertare din cadrul regiunii de calcul al capacităţilor, în cazul în care se aplică metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată.
128. Fiecare calculator al capacităţii coordonate transmite capacitatea interzonală către fiecare operator al sistemului de transport din regiunea sa de calcul al capacităţilor în vederea validării în conformitate cu subpct. 84.3.
Secţiunea 16
Validarea şi livrarea capacităţii interzonale
129. OST validează rezultatele calculului capacităţilor regionale pentru graniţele zonei de ofertare sau elementele critice de reţea aferente, în conformitate cu secţiunea a 12-a din prezentul capitol.
130. OST transmite validările sale ale capacităţilor şi restricţiile sale de alocare către calculatorii capacităţii coordonate relevanţi şi către ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor.
131. Fiecare calculator al capacităţii coordonate prezintă capacităţile interzonale validate şi restricţiile de alocare în scopul alocării capacităţilor în conformitate cu secţiunea a 9-a cap. V şi secţiunea a 8-a cap. VI din prezentul titlu.
Secţiunea 17
Raportul bienal privind calculul şi alocarea capacităţilor
132. Pentru elaborarea de către ENTSO-E, în conformitate cu atribuţiile prevăzute în cadrul normativ al Comunităţii Energetice, a raportului bienal privind calculul şi alocarea capacităţilor, care include zonele de ofertare ale părţilor contractante ale Comunităţii Energetice, OST şi OPEED prezintă la solicitarea ENTSO-E datele necesare.
133. Pentru fiecare zonă de ofertare, pentru fiecare graniţă a unei zone de ofertare sau pentru fiecare regiune de calcul al capacităţilor, raportul privind calculul şi alocarea capacităţilor conţine cel puţin următoarele:
133.1. metoda de calcul al capacităţilor utilizată;
133.2. indicatori statistici privind marjele de fiabilitate;
133.3. indicatori statistici privind capacitatea interzonală, inclusiv restricţiile de alocare, după caz, pentru fiecare interval de timp al calculului capacităţilor;
133.4. indicatori de calitate pentru informaţiile utilizate pentru calculul capacităţilor;
133.5. după caz, măsurile propuse pentru a îmbunătăţi calculul capacităţilor;
133.6. pentru regiunile în care se aplică metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată, o analiză privind respectarea în continuare a condiţiilor prevăzute la pct.81;
133.7. indicatori de evaluare şi de urmărire pe termen lung a eficienţei cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare şi a pieţei intrazilnice, inclusiv fuziunea regiunilor de calcul al capacităţilor în conformitate cu pct.62, după caz;
133.8. recomandări pentru dezvoltarea în continuare a cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare şi a pieţei intrazilnice, inclusiv armonizarea în continuare a metodologiilor, proceselor şi a principiilor de guvernanţă.
134. După consultarea ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, după consultarea ACER, OST în comun cu operatori sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre convin împreună cu privire la indicatorii statistici şi de calitate pentru raport. ECRB şi ACER pot solicita, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, modificarea indicatorilor respectivi, înainte ca OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre să convină asupra acestora sau în timpul aplicării acestora.
Capitolul II
CONFIGURAŢIA ZONELOR DE OFERTARE
Secţiunea 1
Revizuirea configuraţiilor existente ale zonelor de ofertare.
Raportarea periodică cu privire la configuraţiile
zonelor de ofertare
135. Revizuirea configuraţiei existente a zonei de ofertare se efectuează în conformitate cu principiile şi criteriile stabilite în Anexa la Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
136. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER evaluează o dată la trei ani eficienţa configuraţiei existente a zonelor de ofertare şi elaborează un raport de piaţă care evaluează impactul configuraţiei actuale a zonelor de ofertare asupra eficienţei pieţei energiei electrice.
137. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ENTSO-E conform solicitării uneia din autorităţile prevăzute la pct.136 include în raportul tehnic privind configuraţia existentă a zonelor de ofertare părţile contractante ale Comunităţii Energetice.
138. Raportul tehnic, prevăzut la pct.137 include cel puţin:
138.1. o listă de congestii structurale şi alte congestii fizice majore, inclusiv locurile şi frecvenţa;
138.2. o analiză a evoluţiei preconizate sau a eliminării congestiilor fizice în urma investiţiilor în reţele sau a modificărilor semnificative ale modelelor de generare sau de consum;
138.3. o analiză a proporţiei fluxurilor de energie care nu rezultă din mecanismul de alocare a capacităţilor, pentru fiecare regiune de calcul al capacităţilor, după caz;
138.4. veniturile din congestii şi costurile legate de fermitate;
138.5. un scenariu care să cuprindă o perioadă de 10 ani.
139. OST este obligat să prezinte ENTSO-E date şi analize care să permită întocmirea în timp util a raportului tehnic prevăzut la pct.137.
140. În măsură în care este fezabil, raportul tehnic prevăzut la pct.137 vizează ultimii trei ani calendaristici compleţi care preced datei la care a fost făcută cererea corespunzătoare de către ECRB sau ACER.
141. În cazul în care raportul de piaţă prevăzut la pct.136 sau raportul tehnic prevăzut la pct.137 evidenţiază ineficienţe ale configuraţiei actuale a zonelor de ofertare, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi iniţiază revizuirea configuraţiei existente a zonelor de ofertare la solicitarea ECRB sau a ACER astfel cum este prevăzut la pct.1 din Anexa la Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
Capitolul III
REDISPECERIZAREA ŞI COMERCIALIZAREA ÎN CONTRAPARTIDĂ
Secţiunea 1
Redispecerizarea şi comercializarea în contrapartidă coordonate
142. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor elaborează, o propunere de metodologie comună pentru redispecerizarea şi comercializarea în contrapartidă coordonate. Propunerea se supune consultărilor în conformitate cu secţiunea a 9-a titlul I.
143. Metodologia pentru redispecerizarea şi comercializarea în contrapartidă coordonate include acţiuni cu relevanţă transfrontalieră şi permite OST şi celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor să reducă congestiile fizice indiferent dacă motivele congestiei fizice se încadrează sau nu în principal în afara zonei lor de control. Metodologia pentru redispecerizarea şi comercializarea în contrapartidă coordonate abordează faptul că aplicarea sa ar putea influenţa în mod semnificativ fluxurile din afara zonei de control a OST-ului.
144. OST poate redispeceriza toate unităţile generatoare şi consumatoare disponibile în conformitate cu mecanismele şi acordurile adecvate, aplicabile în zona sa de control, inclusiv interconexiunile şi cu respectarea principiilor stabilite la art.46 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
145. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, elaborează un raport care se supune procedurii de consultare prevăzute la secţiunea a 9-a titlul I şi în care evaluează coordonarea şi armonizarea progresivă a mecanismelor şi a acordurilor, prevăzute la pct.144, şi include propuneri. Raportul respectiv se transmite ANRE şi autorităţilor de reglementare corespunzătoare în vederea evaluării. Propunerile din raport trebuie să împiedice ca aceste mecanisme şi acorduri să denatureze funcţionarea pieţei.
146. OST evită să ia măsuri unilaterale sau necoordonate de redispecerizare sau comercializare în contrapartidă, cu relevanţă transfrontalieră. OST coordonează utilizarea resurselor de redispecerizare sau comercializare în contrapartidă, luând în considerare impactul acestora asupra siguranţei în funcţionare şi eficienţei economice.
147. Unităţile generatoare şi consumatoare relevante furnizează OST preţurile de redispecerizare şi de comercializare în contrapartidă înainte de a angaja resursele de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă. Preţurile de redispecerizare şi de comercializare în contrapartidă se bazează pe:
147.1. preţurile de pe pieţele de energie electrică relevante pentru intervalul de timp relevant; sau
147.2. costul resurselor de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă calculat în mod transparent pe baza costurilor suportate.
148. Unităţile generatoare şi consumatoare furnizează ex ante toate informaţiile necesare pentru calculul costurilor de redispecerizare şi de comercializare în contrapartidă către OST. Informaţiile respective se transmit între OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi numai în scopuri de redispecerizare şi comercializare în contrapartidă.
Capitolul IV
DEZVOLTAREA ALGORITMILOR
Secţiunea 1
Dispoziţii generale
149. OPEED aplică următorii algoritmi aplicaţi la nivelul Uniunii Europene:
149.1. un algoritm de cuplare prin preţ;
149.2. un algoritm de tranzacţionare prin corelare continuă.
150. OPEED, în comun cu OPEED-urile relevante, se asigură că algoritmul de cuplare prin preţ şi algoritmul de tranzacţionare prin corelare continuă îndeplinesc cerinţele prevăzute de secţiunea a 2-a cap. V şi, respectiv, de secţiunea a 2-a cap. VI din prezentul titlul.
151. După integrarea în procesul de cuplare unică a pieţelor pentru ziua următoare, OPEED în cooperare cu OST aplică metodologia de ultimă instanţă prevăzută în subpct. 33.6.
152. Acolo unde este posibil, OPEED foloseşte soluţii deja convenite pentru a pune în aplicare în mod eficient obiectivele prezentelor Linii directoare.
Capitolul V
CUPLAREA UNICĂ A PIEŢELOR PENTRU ZIUA URMĂTOARE
Secţiunea 1
Obiectivele algoritmului de cuplare prin preţ
153. Algoritmul de cuplare prin preţ produce rezultatele prevăzute la pct.156, într-un mod care:
153.1. urmăreşte maximizarea surplusului economic al cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare pentru regiunea în care a fost executată cuplarea prin preţ pentru următoarea zi de tranzacţionare;
153.2. utilizează principiul de stabilire a preţurilor marginale conform căruia toate ofertele acceptate vor avea acelaşi preţ pe zonă de ofertare pe unitate de timp a pieţei;
153.3. facilitează formarea eficientă a preţurilor;
153.4. respectă capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare a capacităţilor;
153.5. este repetabil şi ajustabil.
154. Algoritmul de cuplare prin preţ este dezvoltat în aşa fel încât să fie posibilă aplicarea sa la un număr mai mare sau mai mic de zone de ofertare.
Secţiunea 2
Datele de intrare şi rezultatele algoritmului de cuplare prin preţ
155. Pentru a produce rezultate, algoritmul de cuplare prin preţ utilizează:
155.1. restricţiile de alocare stabilite în conformitate cu pct.95;
155.2. rezultatele capacităţii interzonale validate în conformitate cu secţiunea a 16-a cap. I din prezentul titlu;
155.3. ofertele transmise în conformitate cu secţiunea a 3-a din prezentul capitol.
156. Algoritmul de cuplare prin preţ produce cel puţin următoarele rezultate simultan pentru fiecare unitate de timp a pieţei:
156.1. un preţ de închidere unic pentru fiecare zonă de ofertare şi unitate de timp a pieţei în EUR/MWh;
156.2. o poziţie netă unică pentru fiecare zonă de ofertare şi fiecare unitate de timp a pieţei;
156.3. informaţiile care permit determinarea stadiului de executare a ofertelor.
157. OPEED în comun cu toate OPEED-urile relevante asigură acurateţea şi eficienţa rezultatelor obţinute prin algoritmul unic de cuplare prin preţ.
158. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, verifică dacă rezultatele algoritmului de cuplare prin preţ sunt coerente cu capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare.
Secţiunea 3
Produsele acoperite
159. OPEED şi OPEED-urile relevante, se asigură că ofertele generate din produsele disponibile pentru algoritmul de cuplare prin preţ, sunt exprimate în euro şi se referă la timpul pieţei.
160. OPEED şi celelalte OPEED-uri relevante, se asigură că algoritmul de cuplare prin preţ este în măsură să gestioneze oferte generate de aceste produse şi care acoperă o unitate de timp a pieţei şi mai multe unităţi de timp ale pieţei.
161. La fiecare doi ani, OPEED şi OPEED-urile relevante, consultă, în conformitate cu secţiunea a 9-a titlul I:
161.1. participanţii la piaţă, pentru a se asigura că produsele disponibile corespund nevoilor lor;
161.2. OST, operatorii sistemelor de transport relevanţi, pentru a se asigura că produsele ţin cont în modul corespunzător de siguranţa în funcţionare;
161.3. ANRE, autorităţile de reglementare relevante, pentru a se asigura că produsele disponibile corespund obiectivelor stabilite în prezentele Linii directoare.
162. OPEED, în comun cu toate OPEED-urile relevante, modifică produsele, dacă este necesar, în conformitate cu rezultatele consultării prevăzute la pct.161.
Secţiunea 4
Preţuri maxime şi minime
163. După integrarea în procesul de cuplare unică a pieţelor pentru ziua următoare, OPEED, în cooperare cu OST, aplică preţurile minime şi maxime prevăzute la subpct. 33.9.
Secţiunea 5
Stabilirea preţurilor capacităţii interzonale pentru ziua următoare
164. Preţul capacităţii interzonale pentru ziua următoare reflectă congestia pieţei şi este diferenţa dintre preţurile corespunzătoare de închidere pentru ziua următoare din zonele de ofertare relevante.
165. Pentru capacitatea interzonală pentru ziua următoare nu se aplică taxe precum taxe de dezechilibru sau taxe adiţionale, cu excepţia preţurilor stabilite în conformitate cu pct.164.
Secţiunea 6
Metodologia de calcul al schimburilor planificate care rezultă
din cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare
166. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport care intenţionează să calculeze schimburile planificate care rezultă din cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare, elaborează o propunere de metodologie comună pentru acest calcul. Propunerea se supune consultărilor în conformitate cu secţiunea a 9-a titlul I.
167. Metodologia descrie calculul şi enumeră informaţiile care trebuie să fie prezentate de către OPEED către calculatorul schimburilor planificate, stabilit în conformitate cu subpct. 20.6 şi termenele-limită pentru prezentarea acestor informaţii. Termenul-limită pentru transmiterea informaţiilor este 15:30 ora pieţei din ziua care precedă zilei livrării.
168. Calculul se bazează pe poziţiile nete pentru fiecare unitate de timp a pieţei.
169. În termen de doi ani de la aprobarea de către autorităţile de reglementare din regiunea în cauză a propunerii menţionate la pct.166, OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea în cauză care aplică schimburile planificate, reexaminează metodologia. Ulterior, la cererea ANRE şi a autorităţilor de reglementare competente, metodologia se reexaminează o dată la doi ani.
Secţiunea 7
Stabilirea procedurilor de ultimă instanţă
170. OST, în coordonare cu toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, elaborează o propunere de proceduri de ultimă instanţă solide şi prompte, care asigură o alocare a capacităţilor eficientă, transparentă şi nediscriminatorie în cazul în care procesul de cuplare unică a pieţelor pentru ziua următoare nu este în măsură să producă rezultate. Propunerea de stabilire a procedurilor de ultimă instanţă se supune consultărilor în conformitate cu secţiunea a 9-a titlul I.
Secţiunea 8
Acorduri care vizează mai mult de un OPEED într-o zonă de ofertare
şi acorduri privind interconexiunile care nu sunt gestionate
de operatorii sistemelor de transport certificaţi
171. În cazul în care într-o zonă de ofertare sunt desemnate şi/sau oferă servicii de tranzacţionare mai multe OPEED-uri sau în cazul în care într-o zonă de ofertare există interconexiuni care nu sunt gestionate de operatori ai sistemelor de transport certificaţi în conformitate cu art.30 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, OST elaborează o propunere de alocare a capacităţilor interzonale şi alte acorduri necesare pentru zona de ofertare respectivă în cooperare cu respectivii operatori ai sistemelor de transport, cu OPEED-uri şi cu operatorii de interconexiuni care nu sunt certificaţi ca operatori ai sistemelor de transport, pentru a asigura faptul că OPEED-urile şi interconexiunile relevante furnizează datele necesare şi acoperirea financiară a unor astfel de acorduri. Aceste acorduri trebuie să permită altor operatori ai sistemelor de transport şi OPEED-uri să adere la ele.
172. Propunerea se transmite spre aprobare ANRE în termen de 12 luni de la data la care a fost desemnat mai mult de un OPEED şi/sau a fost autorizată oferirea de servicii de tranzacţionare pentru mai mult de un OPEED sau de la data la care a devenit operaţională o nouă interconexiune care nu este gestionată de un operator al sistemului de transport certificat. Pentru interconexiunile existente care nu sunt gestionate de operatori ai sistemelor de transport certificaţi propunerea se depune în termen de 12 luni de la intrarea în vigoare a prezentelor Linii directoare.
Secţiunea 9
Prezentarea datelor de intrare
173. Fiecare calculator al capacităţii coordonate se asigură că capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare sunt furnizate OPEED-urilor în timp util pentru a se asigura publicarea pe piaţă a capacităţii interzonale şi a restricţiilor de alocare nu mai târziu de ora 11:00 ora pieţei din ziua care precedă zilei livrării.
174. În cazul în care un calculator al capacităţii coordonate nu este în măsură să prezinte capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare cu o oră înainte de ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare, calculatorul capacităţii coordonate în cauză notifică OPEED-urile. OPEED-urile respective publică imediat un anunţ pentru participanţii la piaţă. În astfel de cazuri, capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare trebuie prezentate de calculatorul capacităţii coordonate nu mai târziu de 30 de minute înainte de ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare.
Secţiunea 10
Funcţionarea cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare
175. Ora de deschidere a porţii pieţei pentru ziua următoare este cel târziu ora 11:00 ora pieţei din ziua care precedă zilei livrării.
176. Ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare este ora 12:00 ora pieţei din ziua care precedă zilei livrării. Operatorii sistemelor de transport sau OPEED-urile pot stabili o altă oră de închidere a porţii până la alăturare la cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare.
177. Toţi participanţii la piaţă transmit toate ofertele către OPEED înainte de ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare, în conformitate cu secţiunile a 2-a şi a 3-a din prezentul capitol.
178. OPEED transmite ofertele primite în conformitate cu pct.177 pentru exercitarea funcţiilor de OCP în conformitate cu pct.16 corespunzător algoritmului de cuplare prin preţ aplicat conform secţiunii a 1-a cap. IV din prezentul titlu.
179. Ofertele corelate în cadrul cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare sunt considerate ferme.
180. Funcţiile de OCP garantează anonimatul ofertelor transmise.
Secţiunea 11
Prezentarea rezultatelor
181. OPEED în comun cu OPEED-urile relevante care exercită funcţiile de OCP prezintă rezultatele cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare:
181.1. către toţi operatorii sistemelor de transport relvanţi, către toţi calculatorii capacităţii coordonate şi către toate OPEED-urile relevante pentru rezultatele precizate la subpct. 156.1 şi 156.2;
181.2. către toate OPEED-urile relevante pentru rezultatele precizate la subpct. 156.3.
182. OST verifică faptul că rezultatele cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare prin algoritmul de cuplare prin preţ prevăzut la subpct. 156.2 au fost calculate în conformitate cu restricţiile de alocare şi capacitatea interzonală validată.
183. OPEED verifică faptul că rezultatele cuplării unice a pieţei pentru ziua următoare prin algoritmul de cuplare prin preţ, prevăzut la subpct. 156.3 au fost calculate în conformitate cu ofertele.
184. OPEED informează participanţii la piaţă cu privire la stadiul de executare a ofertelor lor fără întârzieri nejustificate.
Secţiunea 12
Calculul schimburilor planificate care rezultă din
cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare
185. Calculatorul schimburilor planificate calculează schimburile planificate între zonele de ofertare pentru fiecare unitate de timp a pieţei în conformitate cu metodologia prevăzută la Secţiunea a 6-a din prezentul Capitol.
186. Calculatorul schimburilor planificate notifică OPEED, contrapartea centrală, agentul de transfer şi OST cu privire la schimburile planificate convenite.
Secţiunea 13
Iniţierea procedurilor de ultimă instanţă
187. În cazul în care toate OPEED-urile care exercită funcţii de OCP se află în imposibilitatea de a prezenta o parte sau toate rezultatele algoritmului de cuplare prin preţ, aplicate în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. IV din prezentul titlu, se aplică procedurile de ultimă instanţă stabilite în conformitate cu secţiunea a 7-a din prezentul capitol.
188. În cazul în care există riscul ca toate OPEED-urile care exercită funcţii de OCP să se afle în imposibilitatea de a prezenta o parte sau toate rezultatele la termen, toate OPEED-urile notifică toţi operatorii sistemelor de transport relevanţi de îndată ce riscul respectiv a fost identificat. Toate OPEED-urile care exercită funcţii de OCP publică imediat un anunţ către participanţii la piaţă cu privire la posibilitatea aplicării procedurilor de ultimă instanţă.
Capitolul VI
CUPLAREA UNICĂ A PIEŢELOR INTRAZILNICE
Secţiunea 1
Obiectivele algoritmului de tranzacţionare prin corelare continuă
189. Între ora de deschidere a porţii intrazilnice interzonale şi ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, algoritmul de tranzacţionare prin corelare continuă determină ofertele care sunt selectate pentru corelare astfel încât corelarea:
189.1. să urmărească maximizarea surplusului economic al cuplării unice a pieţelor intrazilnice pe tranzacţie pentru intervalul de timp al pieţei intrazilnice prin alocarea capacităţilor către ofertele pentru care este fezabilă corelarea în conformitate cu preţul şi ora de depunere;
189.2. să respecte restricţiile de alocare prevăzute în conformitate cu pct.208;
189.3. să respecte capacitatea interzonală prevăzută în conformitate cu pct.208;
189.4. să respecte cerinţele de prezentare a rezultatelor prevăzute la Secţiunea a 10-a din prezentul capitol;
189.5. este repetabil şi ajustabil.
190. Algoritmul de tranzacţionare prin corelare continuă produce rezultatele prevăzute la secţiunea a 2-a şi a 3-a din prezentul capitol.
Secţiunea 2
Rezultatele algoritmului de tranzacţionare prin corelare continua
191. OPEED, în comun cu toate OPEED-urile relevante, ca parte a funcţiei lor de OCP, se asigură că algoritmul de tranzacţionare prin corelare continuă produce cel puţin următoarele rezultate:
191.1. stadiul de executare a ofertelor şi preţurile per tranzacţie;
191.2. o singură poziţie netă pentru fiecare zonă de ofertare şi unitate de timp a pieţei în cadrul pieţei intrazilnice.
192. OPEED, în comun cu toate OPEED-urile relevante, asigură acurateţea şi eficienţa rezultatelor obţinute prin algoritmul de tranzacţionare prin corelare continuă.
193. OST, în comun cu toate OST-urile relevante, verifică dacă rezultatele algoritmului de tranzacţionare prin corelare continuă sunt conforme cu capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare, în conformitate cu pct.209.
Secţiunea 3
Produsele acoperite
194. OPEED se asigură că toate ofertele generate de produsele disponibile pentru a permite exercitarea funcţiilor de OCP în conformitate cu secţiunea a 5-a titlul I sunt exprimate în EUR şi se referă la timpul pieţei şi la unitatea de timp a pieţei.
195. OPEED, în comun cu toate OPEED-urile relevante, se asigură că ofertele generate de aceste produse sunt compatibile cu caracteristicile capacităţii interzonale, care permit corelarea simultană a acestora.
196. OPEED, în comun cu toate OPEED-urile relevante, se asigură că algoritmul de tranzacţionare prin corelare continuă este în măsură să gestioneze oferte care acoperă o unitate de timp a pieţei şi mai multe unităţi de timp ale pieţei.
197. La fiecare doi ani, OPEED, în comun cu toate OPEED-urile relevante, consultă, în conformitate cu secţiunea a 9-a titlul I:
197.1. participanţii la piaţă, pentru a se asigura că produsele disponibile corespund nevoilor lor;
197.2. OST, operatorii sistemelor de transport relevanţi, pentru a se asigura că produsele ţin cont în modul corespunzător de siguranţa în funcţionare;
197.3. ANRE, autorităţile de reglementare relevante, pentru a se asigura că produsele disponibile sunt în conformitate cu obiectivele prezentelor Linii directoare.
198. OPEED, în comun cu toate OPEED-urile relevante, modifică produsele, dacă este necesar, în conformitate cu rezultatele consultării prevăzute la pct.197.
Secţiunea 4
Preţuri maxime şi minime
199. OPEED, în cooperare cu OST, aplică preţurile minime şi maxime prevăzute la subpct. 33.9.
Secţiunea 5
Stabilirea preţurilor capacităţii intrazilnice
200. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, aplică metodologia unică de stabilire a preţurilor capacităţii intrazilnice interzonale, prevăzută la subpct. 33.10.
201. Pentru capacitatea intrazilnică interzonală nu se aplică taxe precum taxe de dezechilibru sau taxe adiţionale, cu excepţia preţurilor stabilite în conformitate metodologia aplicată conform pct.200.
Secţiunea 6
Metodologia de calcul al schimburilor planificate care
rezultă din cuplarea unică a pieţelor intrazilnice
202. În termen de 16 luni de la integrarea în procesul de cuplare unică a pieţelor intrazilnice, OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport care intenţionează să calculeze schimburile planificate care rezultă din cuplarea unică a pieţelor intrazilnice, elaborează o propunere de metodologie comună pentru acest calcul. Propunerea se supune consultărilor în conformitate cu secţiunea a 9-a titlul I.
203. Metodologia descrie calculul şi, dacă este necesar, enumeră informaţiile pe care OPEED trebuie să le furnizeze calculatorului schimburilor planificate şi termenele pentru prezentarea acestor informaţii.
204. Calculul schimburilor planificate se bazează pe poziţiile nete, astfel cum se prevede la subpct. 191.2.
205. În termen de doi ani de la aprobarea de către autorităţile de reglementare din regiunea în cauză a propunerii prevăzute la pct.202, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi reexaminează metodologia. Ulterior, la cererea autorităţilor de reglementare competente, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi reexaminează metodologia o dată la doi ani.
Secţiunea 7
Acorduri care vizează mai mult de un OPEED într-o zonă de ofertare
şi acorduri privind interconexiunile care nu sunt gestionate
de operatorii sistemelor de transport certificaţi
206. În cazul în care într-o zonă de ofertare sunt desemnate şi/sau oferă servicii de tranzacţionare mai multe OPEED-uri sau în cazul în care într-o zonă de ofertare există interconexiuni care nu sunt gestionate de operatori ai sistemelor de transport certificaţi, OST elaborează o propunere de alocare a capacităţilor interzonale şi alte acorduri necesare pentru zona de ofertare respectivă în cooperare cu respectivii operatori ai sistemelor de transport , cu OPEED-uri şi cu operatorii de interconexiuni care nu sunt certificaţi ca operatori ai sistemelor de transport, pentru a asigura faptul că OPEED-urile şi interconexiunile relevante furnizează datele necesare şi acoperirea financiară a unor astfel de acorduri. Aceste acorduri trebuie să permită altor operatori ai sistemelor de transport şi OPEED-uri să adere la ele.
207. Propunerea se transmite spre aprobare ANRE în termen de 12 luni de la data la care a fost desemnat mai mult de un OPEED şi/sau a fost autorizată oferirea de servicii de tranzacţionare pentru mai mult de un OPEED sau de la data la care a devenit operaţională o nouă interconexiune care nu este gestionată de un operator al sistemului de transport certificat. Pentru interconexiunile existente care nu sunt gestionate de operatori ai sistemelor de transport certificaţi propunerea se depune în termen de 12 luni de la intrarea în vigoare a prezentelor Linii directoare.
Secţiunea 8
Prezentarea datelor de intrare
208. Fiecare calculator al capacităţii coordonate se asigură că capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare sunt prezentate OPEED-urilor relevante cu cel puţin 15 minute înainte de ora de deschidere a porţii intrazilnice interzonale.
209. În cazul în care sunt necesare actualizări ale capacităţii interzonale şi ale restricţiilor de alocare, din cauza unor modificări operaţionale din sistemul de transport, OST notifică acest lucru calculatorilor capacităţii coordonate din regiunea sa de calcul al capacităţilor. Calculatorii capacităţii coordonate notifică apoi OPEED-urile relevante.
210. În cazul în care oricare dintre calculatorii capacităţii coordonate nu poate respecta prevederile pct.208, calculatorul capacităţii coordonate în cauză notifică OPEED-urile relevante. OPEED-urile respective publică un anunţ către toţi participanţii la piaţă fără întârzieri nejustificate.
Secţiunea 9
Funcţionarea cuplării unice a pieţelor intrazilnice
211. OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi aplică ora de deschidere a porţii intrazilnice interzonale şi ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale prevăzută la subpct. 33.11.
212. Ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale se stabileşte în aşa fel încât aceasta:
212.1. să maximizeze posibilităţile participanţilor la piaţă de ajustare a balanţei lor prin tranzacţionarea în intervalul de timp al pieţei intrazilnice cât mai aproape de timpul real; şi
212.2. să ofere OST-urilor şi participanţilor pieţei energiei electrice timp suficient pentru procesele de planificare şi de echilibrare în funcţie de reţea şi de siguranţa în funcţionare.
213. Se stabileşte o singură oră de închidere a porţii intrazilnice interzonale pentru fiecare unitate de timp a pieţei pentru o anumită graniţă între zone de ofertare. Aceasta trebuie să fie cu cel mult o oră înainte de începerea unităţii de timp a pieţei relevante şi ia în considerare procesele de echilibrare relevante în ceea ce priveşte siguranţa în funcţionare.
214. Tranzacţionarea intrazilnică a energiei electrice pentru o anumită unitate de timp a pieţei pentru o graniţă dintre zone de ofertare începe cel târziu la ora de deschidere a porţii intrazilnice interzonale pentru graniţele relevante dintre zonele de ofertare şi este permisă până la ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale.
215. Înainte de ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, participanţii la piaţă transmit către OPEED toate ofertele pentru o anumită unitate de timp a pieţei. OPEED, în comun cu OPEED-urile relevante, transmite ofertele pentru o anumită unitate de timp a pieţei pentru corelare unică imediat după ce ofertele au fost primite de la participanţii la piaţă.
216. Ofertele corelate în cadrul cuplării unice a pieţelor intrazilnice sunt considerate ferme.
217. Funcţiile de OCP asigură anonimitatea ofertelor transmise prin registrul comun al ofertelor.
Secţiunea 10
Prezentarea rezultatelor
218. Toate OPEED-urile care exercită funcţii de OCP furnizează rezultatele algoritmului de tranzacţionare prin corelare continuă:
218.1. tuturor celorlalte OPEED-uri relevante pentru rezultatele privind stadiul de executare per tranzacţie, prevăzut la subpct. 191.1;
218.2. tuturor OST-urilor şi calculatorilor schimburilor planificate pentru rezultatele privind poziţiile nete unice, prevăzute la subpct. 191.2.
219. În cazul în care, în conformitate cu subpct. 218.1, OPEED, din motive care nu ţin de responsabilitatea sa, nu este în măsură să prezinte aceste rezultate ale algoritmului de tranzacţionare prin corelare continuă, acesta notifică toate celelalte OPEED-uri relevante.
220. În cazul în care, în conformitate cu subpct. 218.2, OPEED, din motive care nu ţin de responsabilitatea sa, nu este în măsură să prezinte aceste rezultate ale algoritmului de tranzacţionare prin corelare continuă, acesta notifică toate OST-urile relevante şi fiecare calculator al schimburilor planificate într-un termen rezonabil şi cât mai scurt posibil. OPEED şi OPEED-urile relevante informează participanţii la piaţă în cauză.
221. OPEED şi OPEED-urile relevante trimit, fără întârzieri nejustificate, informaţiile necesare către participanţii la piaţă pentru a se asigura că pot fi întreprinse acţiunile prevăzute la secţiunea a 1-a din prezentul capitol şi la pct.252.
Secţiunea 11
Calculul schimburilor planificate care rezultă din
cuplarea unică a pieţelor intrazilnice
222. Calculatorul schimburilor planificate calculează schimburile planificate între zonele de ofertare pentru fiecare unitate de timp a pieţei după metodologia stabilită în conformitate cu secţiunea a 6-a din prezentul capitol.
223. Calculatorul schimburilor planificate notifică OPEED, contrapartea centrală, agent de transfer şi OST cu privire la schimburile planificate convenite.
Secţiunea 12
Publicarea informaţiilor cu privire la piaţă
224. Imediat după corelarea ofertelor, OPEED pune la dispoziţia participanţilor la piaţă relevanţi cel puţin informaţiile cu privire la stadiul de executare a ofertelor şi preţurile per tranzacţie produse de algoritmul de tranzacţionare prin corelare continuă în conformitate cu subpct. 191.1.
225. OPEED se asigură că informaţiile privind volumele şi preţurile agregate executate sunt puse la dispoziţia publicului, într-un format uşor accesibil, timp de cel puţin 5 ani.
Secţiunea 13
Licitaţii regionale complementare
226. OPEED şi OPEED-urile relevante, precum şi OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi de la graniţele zonei de ofertare pot prezenta o propunere comună pentru conceperea şi punerea în aplicare a licitaţiilor intrazilnice regionale complementare. Propunerea trebuie să fie conformă cu metodologia unică de stabilire a preţurilor capacităţii intrazilnice interzonale, să reflecte congestia pieţii, şi să se bazeze pe oferte reale. Propunerea se supune consultărilor în conformitate cu secţiunea a 9-a titlul I.
227. Licitaţiile intrazilnice regionale complementare pot fi puse în aplicare în interiorul zonei de ofertare sau între zone de ofertare în plus faţă de soluţia cuplării unice a pieţelor intrazilnice, prevăzuă la secţiunea a 1-a din prezentul capitol. Pentru a organiza licitaţii intrazilnice regionale, tranzacţionarea continuă în cadrul şi între zonele de ofertare relevante poate fi oprită pentru o perioadă limitată de timp înainte de ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, care nu poate depăşi timpul minim necesar pentru a organiza licitaţia şi, în orice caz, nu poate depăşi 10 minute.
228. Pentru licitaţiile intrazilnice regionale complementare, poate fi utilizată o altă metodologie de stabilire a preţurilor pentru capacitatea intrazilnică interzonală decât metodologia prevăzută la pct.200. În acest caz, metodologia utilizată trebuie să respecte principiile privind reflectarea congestiei pieţei şi să se bazeze pe oferte reale.
229. ANRE aprobă propunerea de licitaţii intrazilnice regionale complementare, dacă sunt îndeplinite următoarele condiţii:
229.1. licitaţiile regionale nu au un impact negativ asupra lichidităţii cuplării unice a pieţelor intrazilnice;
229.2. toată capacitatea interzonală se alocă prin intermediul modulului de gestionare a capacităţilor;
229.3. licitaţia regională nu introduce discriminări nejustificate între participanţii la piaţă din regiunile adiacente;
229.4. calendarele licitaţiilor regionale sunt coerente cu cuplarea unică a pieţelor intrazilnice pentru a permite participanţilor la piaţă să efectueze tranzacţii cât mai aproape de timpul real;
229.5. au fost consultaţi participanţii la piaţă.
230. Cel puţin la fiecare doi ani de la adoptarea deciziei privind licitaţiile regionale complementare, ANRE reexaminează compatibilitatea oricărei soluţii regionale cu cuplarea unică a pieţelor intrazilnice, pentru a se asigura că sunt îndeplinite în continuare condiţiile de mai sus.
Capitolul VII
COMPENSAREA ŞI DECONTAREA PENTRU CUPLAREA
UNICĂ A PIEŢELOR PENTRU ZIUA URMĂTOARE
ŞI A PIEŢELOR INTRAZILNICE
Secţiunea 1
Compensarea şi decontarea
231. Contrapartea centrală asigură compensarea şi decontarea tuturor ofertelor corelate în timp util. Contrapartea centrală acţionează în calitate de contraparte pentru participanţii la piaţă în raport cu toate tranzacţiile acestora, în ceea ce priveşte drepturile şi obligaţiile financiare care decurg din aceste tranzacţii.
232. Contrapartea centrală păstrează anonimatul participanţilor la piaţă.
233. Contrapărţile centrale acţionează reciproc în calitate de contraparte pentru celelalte contrapărţi centrale pentru schimburile de energie între zonele de ofertare, în ceea ce priveşte drepturile şi obligaţiile financiare care decurg din aceste tranzacţii.
234. Astfel de schimburi iau în considerare următoarele:
234.1. poziţiile nete produse în conformitate cu subpct. 156.2 şi subpct. 191.2;
234.2. schimburile planificate calculate în conformitate cu secţiunea a 12-a cap. V şi secţiunea a 11-a Cap. VI din prezentul titlu.
235. Contrapartea centrală se asigură că, pentru fiecare unitate de timp a pieţei:
235.1. în toate zonele de ofertare, ţinând seama, după caz, de restricţiile de alocare, nu există deviaţii între suma energiei transferate dinspre toate zonele de ofertare cu surplus şi suma energiei transferate către toate zonele de ofertare cu deficit;
235.2. exporturile şi importurile de energie electrică între zonele de ofertare sunt egale, iar orice deviaţii rezultă doar din considerente legate de restricţii de alocare, după caz.
236. În pofida prevederilor pct.233, un agent de transfer poate acţiona în calitate de contraparte între diferite contrapărţi centrale pentru schimburile de energie, dacă părţile în cauză încheie un acord specific în acest sens. În cazul în care nu se ajunge la niciun acord, modalităţile de transfer sunt stabilite de autorităţile de reglementare responsabile pentru zonele de ofertare între care este necesară compensarea şi decontarea schimbului de energie.
237. Contrapartea centrală sau agentul de transfer colectează veniturile din congestii care rezultă din cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare, prevăzută în secţiunile 9 - 11 cap. V din prezentul titlu şi cele care rezultă din cuplarea unică a pieţelor intrazilnice, prevăzută în secţiunile 8 - 10 cap.VI din prezentul titlu.
238. Contrapartea centrală sau agentul de transfer asigură transferul veniturilor din congestii colectate către OST în termen de cel mult două săptămâni de la data decontării.
239. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, în cazul în care calendarul plăţilor nu este armonizat între două zone de ofertare, neconcordanţele de timp se gestionează de către o entitate desemnată de ANRE, în conformitate cu art.8 alin.(1) lit.b) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, desemnează o entitate pentru a gestiona şi pentru a suporta costurile aferente.
Capitolul VIII
FERMITATEA CAPACITĂŢII INTERZONALE ALOCATE
Secţiunea 1
Propunere de termen pentru fermitatea din ziua următoare
240. OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi aplică în comun un termen unic pentru fermitatea din ziua următoare, care nu poate fi mai scurt de o jumătate de oră înainte de ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare.
Secţiunea 2
Fermitatea capacităţii pentru ziua următoare şi restricţiile de alocare
241. Înainte de termenul pentru fermitatea din ziua următoare, fiecare calculator al capacităţii coordonate poate ajusta capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare transmise către OPEED-uri.
242. După expirarea termenului pentru fermitatea din ziua următoare, toată capacitatea interzonală şi toate restricţiile de alocare sunt ferme în ceea ce priveşte alocarea capacităţilor pentru ziua următoare, cu excepţia cazului în care sunt îndeplinite cerinţele de la pct.174, caz în care capacitatea interzonală şi restricţiile de alocare sunt ferme de îndată ce acestea sunt transmise către OPEED-uri.
243. După expirarea termenului pentru fermitatea din ziua următoare, capacitatea interzonală care nu a fost alocată poate fi ajustată pentru alocările ulterioare.
Secţiunea 3
Fermitatea capacităţii intrazilnice
244. Capacitatea intrazilnică este fermă de îndată ce a fost alocată.
Secţiunea 4
Fermitatea în caz de impediment justificator sau în situaţii de urgenţă
245. În cazul unui impediment justificator sau în situaţiile de urgenţă, în care OST acţionează rapid, iar redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă nu sunt posibile, OST are dreptul să reducă capacitatea interzonală alocată. În toate cazurile, reducerea se efectuează într-o manieră coordonată în urma comunicării cu toţi operatorii sistemelor de transport direct implicaţi.
246. Atunci când invocă un impediment justificator sau o situaţie de urgenţă, OST publică un anunţ care explică natura impedimentului justificator sau a situaţiei de urgenţă şi durata probabilă a acesteia. Acest anunţ este pus la dispoziţia participanţilor la piaţă respectivi prin intermediul OPEED. În cazul alocării explicite a capacităţii către participanţii la piaţă, atunci când invocă un impediment justificator sau o situaţie de urgenţă, OST trimite o notificare direct către părţile contractuale care deţin capacitatea interzonală în intervalul de timp al pieţei relevant.
247. În cazul în care capacitatea alocată este redusă din cauza unui impediment justificator sau din cauza unei situaţii de urgenţă invocate de OST, acesta rambursează sau plăteşte o compensaţie pentru perioada impedimentului justificator, indicată în avizul de atestare sau pentru perioada situaţiei de urgenţă, în conformitate cu următoarele cerinţe:
247.1. în cazul în care există o alocare implicită, contrapartea centrală sau agentul de transfer nu fac obiectul unor daune financiare sau beneficii financiare care decurg din orice dezechilibru creat de această reducere;
247.2. în cazul unui impedimenti justificator în care capacitatea este alocată prin alocare explicită, participanţii la piaţă au dreptul la rambursarea preţului plătit pentru capacitate în cursul procesului de alocare explicită;
247.3. într-o situaţie de urgenţă, în cazul în care capacitatea este alocată prin alocare explicită, participanţii la piaţă au dreptul la o compensaţie egală cu diferenţa de preţ a pieţelor relevante între zonele de ofertare în cauză în intervalul de timp relevant; sau
247.4. într-o situaţie de urgenţă, în cazul în care capacitatea este alocată prin alocare explicită, însă preţul zonei de ofertare nu este calculat în cel puţin una dintre cele două zone de ofertare relevante în intervalul de timp relevant, participanţii la piaţă au dreptul la rambursarea preţului plătit pentru capacitate în cursul procesului de alocare explicită.
248. Atunci când invocă un impediment justificator sau o situaţie de urgenţă, OST depune eforturile necesare pentru limitarea consecinţelor şi a duratei impedimentului justificator sau a situaţiei de urgenţă.
249. La cererea OST, ANRE analizează dacă un eveniment poate fi considerat caz de impediment justificator şi emite o opinie în acest sens. Opinia ANRE nu constituie un act de atestare a impedimentului justificator emis în conformitate cu legislaţia în vigoare.
TITLUL III
COSTURI
Capitolul I
METODOLOGIA DE DISTRIBUIRE A VENITURILOR DIN CONGESTII
PENTRU CUPLAREA UNICĂ A PIEŢELOR PENTRU ZIUA
URMĂTOARE ŞI A PIEŢELOR INTRAZILNICE
Secţiunea 1
Metodologia de distribuire a veniturilor din congestii
250. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, aplică metodologia de distribuire a veniturilor din congestii prevăzută la subpct. 33.13.
251. Metodologia prevăzută la pct.250:
251.1. facilitează funcţionarea şi dezvoltarea eficientă şi pe termen lung a sistemului de transport al energiei electrice şi funcţionarea eficientă a pieţei energiei electrice din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre;
251.2. respectă principiile generale de gestionare a congestiilor prevăzute la art.44 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică;
251.3. permite planificarea financiară rezonabilă;
251.4. este coerentă de la un interval de timp la altul;
251.5. stabileşte principiile de distribuire a veniturilor din congestii care decurg din active de transport deţinute de alte părţi decât operatorii sistemelor de transport.
252. OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi distribuie veniturile din congestii în conformitate cu metodologia stabilită la pct.250 într-un termen rezonabil şi cât mai scurt posibil şi nu mai târziu de o săptămână de la transferul veniturilor din congestii în conformitate cu pct.238.
Capitolul II
METODOLOGIA DE PARTAJARE A COSTURILOR PENTRU REDISPECERIZARE
ŞI COMERCIALIZARE ÎN CONTRAPARTIDĂ PENTRU CUPLAREA UNICĂ A
PIEŢELOR PENTRU ZIUAURMĂTOARE ŞI A PIEŢELOR INTRAZILNICE
Secţiunea 1
Metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare
şi comercializare în contrapartidă
253. OST, în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, elaborează o propunere de metodologie comună de partajare a costurilor pentru redispecerizare şi comercializare în contrapartidă.
254. Metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare şi comercializare în contrapartidă include soluţii de partajare a costurilor pentru acţiunile cu relevanţă transfrontalieră.
255. Costurile pentru redispecerizare şi comercializare în contrapartidă eligibile pentru partajarea costurilor între OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi se stabilesc într-o manieră transparentă şi astfel încât să poată fi auditate.
256. Metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare şi comercializare în contrapartidă trebuie cel puţin:
256.1. să determine care dintre costurile implicate de utilizarea acţiunilor de remediere pentru care au fost luate în considerare costuri la calculul capacităţilor şi în cazul în care a fost stabilit un cadru comun pentru utilizarea unor astfel de acţiuni sunt eligibile pentru partajare între OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor în conformitate cu metodologia de calcul al capacităţilor prevăzută la secţiunile a 6-a şi a 7-a Cap. I titlul II;
256.2. să definească care dintre costurile implicate de utilizarea redispecerizării sau comercializării în contrapartidă pentru a garanta fermitatea capacităţii interzonale sunt eligibile pentru partajarea între OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor în conformitate cu metodologia de calcul al capacităţilor prevăzută la a 6-a şi a 7-a Cap. I titlul II;
256.3. să stabilească reguli privind partajarea costurilor la nivel regional, determinate în conformitate cu subpct. 256.1 şi 256.2.
257. Metodologia elaborată în conformitate cu pct.253 include:
257.1. un mecanism de verificare a necesităţii reale de redispecerizare sau comercializare în contrapartidă între OST şi operatorii sistemelor de transport implicaţi;
257.2. un mecanism ex post de monitorizare a utilizării acţiunilor de remediere care implică costuri;
257.3. un mecanism de evaluare a impactului acţiunilor de remediere, pe baza criteriilor de siguranţă în funcţionare şi a criteriilor economice;
257.4. un proces care să permită ameliorarea acţiunilor de remediere;
257.5. un proces care să permită monitorizarea fiecărei regiunii de calcul al capacităţilor de către ANRE şi autorităţile de reglementare relevante.
258. De asemenea, metodologia elaborată în conformitate cu pct.253:
258.1. prevede stimulente pentru gestionarea congestiilor, inclusiv acţiuni de remediere şi stimulente pentru investiţii eficiente;
258.2. este coerentă cu responsabilităţile şi obligaţiile OST şi ale operatorilor sistemelor de transport implicaţi;
258.3. asigură o partajare echitabilă a costurilor şi a beneficiilor între OST şi ale operatorilor sistemelor de transport implicaţi;
258.4. este coerentă cu alte mecanisme conexe, inclusiv cel puţin;
258.4.1. metodologia de distribuire a veniturilor din congestii, prevăzută la secţiunea a 1-a cap. 1 din prezentul titlu;
258.4.2. mecanismul de compensare între operatorii sistemelor de transport, astfel cum este prevăzut la art.48 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, precum şi de cadrul normativ al Comunităţii Energetice;
258.5. facilitează funcţionarea şi dezvoltarea eficientă şi pe termen lung a sistemului paneuropean interconectat, precum şi funcţionarea eficientă a pieţei energiei electrice paneuropene;
258.6. facilitează respectarea principiilor generale de gestionare a congestiilor prevăzute la art.44 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică;
258.7. permite planificarea financiară rezonabilă;
258.8. este coerentă între diferite intervale de timp ale pieţei pentru ziua următoare şi ale pieţei intrazilnice;
258.9. este conformă cu principiile transparenţei şi nediscriminării.
259. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, armonizează în continuare pe cât posibil cu alte regiuni de calcul al capacităţilor metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare şi comercializare în contrapartidă, aplicată în regiunea lor de calcul al capacităţilor.
Capitolul III
RECUPERAREA COSTURILOR AFERENTE ALOCĂRII
CAPACITĂŢILOR ŞI GESTIONĂRII CONGESTIILOR
Secţiunea 1
Dispoziţii generale privind recuperarea costurilor
260. Costurile aferente obligaţilor impuse OST în conformitate cu secţiunea a 6-a titlul I, inclusiv cele prevăzute la secţiunea a 1-a Cap. II din prezentul titlu şi secţiunile 2 – 5 din prezentul capitol, se evaluează de către ANRE. Costurile evaluate ca fiind rezonabile, eficiente şi proporţionale se recuperează în timp util prin tariful pentru serviciul de transport al energiei electrice sau prin alte mecanisme adecvate, stabilite de ANRE în condiţiile Legii nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
261. Partea care revine părţilor contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau Statelor Membre din costurile comune prevăzute la subpct. 273.1, costurile regionale prevăzute la subpct. 273.2 şi costurile naţionale prevăzute la subpct. 273.3, evaluate ca fiind rezonabile, eficiente şi proporţionale se recuperează prin tarifele OPEED, prin tarifele reglementate pentru serviciul de transport al energiei electrice sau prin alte mecanisme adecvate, stabilite de ANRE în condiţiile Legii nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
262. La cererea ANRE, OST, OPEED şi operatorii delegaţi relevanţi, în conformitate cu secţiunea a 4-a din prezentul capitol, prezintă, în termen de trei luni de la solicitare, informaţiile necesare pentru a facilita evaluarea costurilor suportate.
Secţiunea 2
Costuri de stabilire, modificare şi funcţionare a cuplării unice
a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice
263. OPEED contribuie la suportarea următoarelor cheltuieli:
263.1. costurile comune, regionale şi naţionale pentru stabilirea, actualizarea sau dezvoltarea în continuare a algoritmului de cuplare prin preţ şi a cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare;
263.2. costurile comune, regionale şi naţionale pentru stabilirea, actualizarea sau dezvoltarea în continuare a algoritmului de tranzacţionare prin corelare continuă şi a cuplării unice a pieţelor intrazilnice;
263.3. costurile comune, regionale şi naţionale de funcţionare a cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice.
264. Sub rezerva acordului cu OPEED, OST poate contribui la costurile prevăzute la pct.263, cu condiţia aprobării de către ANRE. În astfel de cazuri, în termen de două luni de la primirea unei prognoze de la OPEED, OST are dreptul să prezinte spre aprobarea ANRE o propunere de contribuţie la costuri. Aceste contribuţii se iau în calcul la stabilirea tarifelor reglementate pentru serviciul de transport al energiei electrice.
265. OPEED este în drept să recupereze costurile prevăzute la pct.261, care nu au fost suportate de OST în conformitate cu pct.264, prin tarifele pentru serviciul de operare a pieţei energiei electrice sau prin alte mecanisme adecvate, în condiţiile Legii nr.164/2025 cu privire la energia electrică, şi dacă acestea sunt rezonabile şi proporţionale.
Secţiunea 3
Costuri de compensare şi decontare
266. Toate costurile suportate de contrapartea centrală şi agentul de transfer sunt recuperabile prin tarife sau alte mecanisme adecvate, stabilite în condiţiile Legii nr.164/2025 cu privire la energia electrică, dacă acestea sunt rezonabile şi proporţionale.
267. Contrapartea centrală şi agentul de transfer caută modalităţi de compensare şi decontare eficiente care evită costurile inutile şi reflectă riscul asumat. Modalităţile de compensare şi decontare transfrontaliere se aprobă de către ANRE.
Secţiunea 4
Costuri de stabilire şi funcţionare a procesului
de calcul al capacităţii coordonate
268. OST suportă în mod individual costurile de prezentare a datelor de intrare pentru procesul de calcul al capacităţilor.
269. OST suportă împreună cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi costurile de fuzionare a modelelor individuale de reţea. OST suportă împreună cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi din fiecare regiune de calcul al capacităţilor costurile de stabilire şi funcţionare a calculatorilor capacităţii coordonate.
270. Orice costuri suportate de participanţii la piaţă pentru îndeplinirea cerinţelor din prezentele Linii directoare sunt suportate de participanţii la piaţă respectivi.
Secţiunea 5
Costuri de asigurare a fermităţii
271. Costurile legate de asigurarea fermităţii în conformitate cu pct.242 şi 244 sunt suportate de OST, în măsura în care acest lucru este posibil, în conformitate cu art.47 alin.(2) lit.a) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică. Costurile respective includ costurile care rezultă din mecanismele de compensare asociate cu asigurarea fermităţii capacităţilor interzonale, precum şi costurile de redispecerizare, de comercializare în contrapartidă şi de dezechilibru asociate cu compensarea participanţilor la piaţă.
Secţiunea 6
Partajarea costurilor între OPEED-urile şi operatorii sistemelor de transport
din diferite părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi State Membre
272. OPEED şi celelalte OPEED-uri relevante, precum şi OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi transmit ANRE şi, respectiv, autorităţilor de reglementare relevante un raport anual în care explică în detaliu costurile de stabilire, de modificare şi de funcţionare a cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ACER integrează raportul respectiv în raportul său şi îl publică, ţinând cont în modul corespunzător de informaţiile care constituie secret comercial. Costurile legate în mod direct de cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice sunt identificate în mod clar şi separat şi sunt auditabile. De asemenea, raportul furnizează detalii complete privind contribuţiile la costurile OPEED de către OST în conformitate cu pct.264.
273. Costurile prevăzute la pct.272 se împart în:
273.1. costuri comune care rezultă din activităţile coordonate ale tuturor OPEED-urilor sau operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre (pentru interconectarea acestora cu părţile contractante ale Comunităţii Energetice), care participă la cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice;
273.2. costurile regionale care rezultă din activităţile OPEED-urilor şi operatorilor sistemelor de transport care cooperează într-o anumită regiune;
273.3. costurile naţionale care rezultă din activităţile OPEED şi OST.
274. Costurile comune prevăzute la subpct. 273.1 se partajează între OST-urile şi operatorii sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice.
275. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, OPEED şi OPEED-urile relevante, precum şi OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, care cooperează într-o anumită regiune convin de comun acord asupra unei propuneri de partajare a costurilor regionale în conformitate cu subpct. 273.2. Propunerea respectivă se supune spre aprobare, în mod individual, către ANRE şi către autorităţile naţionale relevante din fiecare parte contractantă a Comunităţii Energetice şi, respectiv, din fiecare Stat Membru din regiune. În mod alternativ, OPEED şi OPEED-urile relevante, precum şi OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, care cooperează într-o anumită regiune pot utiliza acordurile privind partajarea costurilor comune.
276. Principiile de partajare a costurilor se aplică costurilor suportate de la intrarea în vigoare a prezentelor Linii directoare. Acest lucru nu aduce atingere soluţiilor existente utilizate pentru dezvoltarea cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice, iar costurile suportate înainte de intrarea în vigoare a prezentelor Linii directoare se partajează între OPEED şi OPEED-urile relevante, precum şi între OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi pe baza acordurilor existente care reglementează astfel de soluţii.
TITLUL IV
DELEGAREA SARCINILOR ŞI MONITORIZARE
Secţiunea 1
Delegarea sarcinilor
277. OST sau OPEED poate delega în totalitate sau parţial orice sarcină atribuită în temeiul prezentelor Linii directoare către una sau mai multe părţi terţe în cazul în care partea terţă respectivă poate exercita funcţia cel puţin la fel de eficient ca OST sau OPEED, care deleagă sarcina. Atunci când îşi deleagă în totalitate sau parţial sarcinile către o parte terţă, OST, OPEED rămâne responsabil pentru asigurarea conformităţii cu obligaţiile care îi revin în temeiul prezentelor Linii directoare, inclusiv pentru asigurarea accesului la informaţiile necesare ANRE în legătură cu exercitarea funcţiei de monitorizare.
278. Înainte de delegarea sarcinilor, partea terţă vizată trebuie să demonstreze în mod clar OST sau OPEED capacitatea sa de a îndeplini toate obligaţiile care decurg din prezentele Linii directoare.
279. În cazul în care o sarcină prevăzută în prezentele Linii directoare este delegată în totalitate sau parţial unei părţi terţe, OST, OPEED se asigură că, înainte de delegarea sarcinilor, au fost încheiate acorduri de confidenţialitate adecvate în conformitate cu obligaţiile de confidenţialitate ale OST sau ale OPEED, care deleagă sarcina.
Secţiunea 2
Monitorizarea punerii în aplicare a cuplării unice a pieţelor
pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice
280. Entitatea care exercită funcţia de OCP este monitorizată de către ANRE. Alte autorităţi de reglementare sau autorităţi relevante, ECRB şi, în măsura în care sunt afectate Statele Membre, ACER contribuie la monitorizare, după caz. ANRE cooperează în mod deplin cu autorităţile de reglementare sau alte autorităţile relevante, care au responsabilitatea principală pentru monitorizarea OPEED-urilor şi a funcţiilor de OCP, şi asigură accesul la informaţii altor autorităţi de reglementare, ECRB şi ACER pentru a asigura o monitorizare adecvată a cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice, în conformitate cu art.12 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.
281. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ACER în cooperare cu Secretariatul Comunităţii Energetice monitorizează integrarea în procesul de cuplare unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice.
282. OST prezintă ACER şi Secretariatului Comunităţii Energetice informaţiile necesare pentru îndeplinirea de către autorităţile respective a atribuţiei de monitorizare, prevăzute la pct.281.
283. La cererea comună a ECRB sau, în măsura în care sunt afectate Statele-Membre, la cererea ACER, şi ENTSO-E, OPEED, participanţii la piaţă şi alte entităţi relevante în ceea ce priveşte cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice transmit ENTSO-E informaţiile necesare pentru realizarea monitorizării în conformitate cu pct.281, cu excepţia cazului în care ANRE, ECRB, ACER sau ENTSO-E dispun deja de aceste informaţii în virtutea exercitării atribuţiilor de monitorizare a punerii în aplicare.
TITLUL V
DISPOZIŢII SPECIALE
284. Prin derogare de la pct.33, până la aprobarea de către ACER a TCM prevăzute la pct.33.3, 33.4 şi 33.12, ANRE aprobă TCM corespunzătoare, aplicate la nivelul Uniunii Europene, în conformitate cu deciziile corespunzătoare ale tuturor autorităţilor de reglementare din Statele Membre.
Anexa
la Liniile directoare privind alocarea
capacităţii şi gestionarea congestiilor
aprobate prin Hotărârea Consiliului de
administraţie al ANRE nr.641/2025
Regiunile de calcul al capacităţilor
Secţiunea 1
Subiectul şi domeniul de aplicare
1. Regiunile de calcul al capacităţilor (CCR) acoperă toate frontierele existente ale zonelor de ofertare dintre părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau Statele Membre, după cum sunt definite în prezenta Anexă.
2. Ajustările configuraţiei CCR au loc în baza unor propuneri formulate în comun de OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport în conformitate cu pct.61 şi 62, cu consultarea operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi Statelor Membre, adresate ACER.
Secţiunea 2
Regiunea de calcul al capacităţilor: CCR EE
3. CCR Europa de Est include frontiera zonei de ofertare dintre Ucraina şi Moldova (UA - MD), Ukrenergo NPC (Ukrenergo) şi Î.S. Moldelectrica (MEL).
4. În ceea ce priveşte frontierele zonei de ofertare dintre părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau Statele Membre, toţi operatorii sistemelor de transport din CCR EE vor încheia un acord cu operatorii sistemelor de transport adiacenţi CCR EE care stabileşte baza pentru cooperarea operatorilor sistemelor de transport din UE şi din afara UE în cadrul CCR EE. Aceasta se aplică în raport cu următorii operatori ai sistemelor de transport pentru următoarele frontiere:
4.1. Ucraina - Polonia (UA - PL), Ukrenergo NPC (Ukrenergo) şi PSE S.A. (PSE);
4.2. Ucraina - Slovacia (UA - SL), Ukrenergo NPC (Ukrenergo) şi Slovenská elektrizaná prenosová süstava, a.s. (SEPS);
4.3. Ucraina - Ungaria (UA - HU), Ukrenergo NPC (Ukrenergo) şi Hungarian Independent Compania operator de transport Ltd (MAVIR);
4.4. Ucraina - România (UA - RO), Ukrenergo NPC (Ukrenergo) şi Compania Naţională deTransport al Energiei Electrice “Transelectrica” S.A (TEL);
4.5. Moldova - România (MD - RO), Î.S. Moldelectrica (MEL) şi Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice “Transelectrica” S.A. (TEL).