Hotărâre nr.642 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind echilibrarea sistemului electroenergetic

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

H O T Ă R Â R E

cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind

echilibrarea sistemului electroenergetic

nr. 642  din  04.11.2025

 (în vigoare 09.12.2025) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 605-607 art. 1059 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, 2016, nr.437-440, art.598), Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

HOTĂRĂŞTE:

1. Se aprobă Liniile directoare privind echilibrarea sistemului electroenergetic (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.

UE

Aprobate

prin Hotărârea Consiliului de administraţie

al ANRE nr.642/2025

Liniile directoare

privind echilibrarea sistemului electroenergetic

Liniile directoare privind echilibrarea sistemului electroenergetic transpun Regulamentul (UE) 2017/2195 al Comisiei Europene din 23 Noiembrie 2017 de stabilire a unei linii directoare privind echilibrarea sistemului de energie electrică (Text cu relevanţă pentru SEE), publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (JO) nr.L 312/6 din 28 octombrie 2017, CELEX: 32017R2195, 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 echilibrarea sistemului electroenergetic (în continuare - Liniile directoare) stabilesc linii directoare detaliate cu privire la echilibrarea sistemului electroenergetic, inclusiv principii comune privind achiziţionarea şi decontarea rezervelor de stabilizare a frecvenţei, a rezervelor pentru restabilirea frecvenţei şi a rezervelor de înlocuire, precum şi o metodologie comună pentru activarea rezervelor pentru restabilirea frecvenţei şi a rezervelor de înlocuire.

2. Prezentele Linii directoare se aplică operatorului sistemului de transport (în continuare - OST), operatorilor sistemelor de distribuţie (în continuare - OSD), inclusiv operatorilor sistemelor de distribuţie închise, astfel cum sunt definiţi în Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică (în continuare - ANRE), părţilor terţe cărora le-au fost delegate sau atribuite responsabilităţi, altor participanţi la piaţă, în colaborare cu Agenţia pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei (în continuare - ACER), Comitetul de Reglementare al Comunităţii Energetice (în continuare - ECRB), Reţelei europene a operatorilor sistemelor de transport al energiei electrice (în continuare - ENTSO-E).

3. Prezentele Linii directoare se aplică tuturor reţelelor electrice de transport şi interconexiunilor, cu excepţia reţelelor electrice de transport care nu sunt conectate cu alte reţele electrice de transport prin intermediul unor interconexiuni (în continuare – sistemul de transport).

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 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.

5. În cazul în care o zonă de reglaj frecvenţă-putere (în continuare – zonă RFP) este formată din sistemul de transport al OST şi sistemele de transport ale unui sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, OST şi toţi operatorii sistemelor de transport din respectiva zonă RFP pot decide, sub rezerva aprobării de către autorităţile de reglementare relevante, în sensul asumării unei sau a mai multor obligaţii prevăzute de prezentele Linii directoare, într-un mod coordonat, pentru toate zonele de programare ale zonei RFP.

6. Prezentele Linii directoare se aplică tuturor stărilor sistemului electroenergetic astfel cum sunt definite în Partea a 2-a, Titlul I, Cap. I, Secţiunea 1 a Liniilor directoare privind operarea sistemului de transport.

7. În sensul prezentelor Linii directoare, se aplică noţiunile prevăzute în Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, în Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.641/2025, în Codul reţelelor electrice privind racordarea la reţelele electrice, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.423/2019, în Liniile directoare privind alocarea capacităţilor pe piaţa pe termen lung, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.643/2025, în Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.644/2025, în Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.645/2025, precum 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:

ajustare a dezechilibrului - volum de energie care reprezintă energia de echilibrare de la un furnizor de servicii de echilibrare şi care este aplicat de către OST conector, pentru un interval de decontare a dezechilibrului, părţii responsabile pentru echilibrare vizate şi care este utilizat pentru calcularea dezechilibrului acestei părţi responsabile pentru echilibrare;

capacitate de echilibrare - volum de capacitate în rezervă pe care un furnizor de servicii de echilibrare a convenit să îl păstreze şi în privinţa căruia furnizorul de servicii de echilibrare a convenit să prezinte OST, pe durata contractului, oferte pentru o cantitate corespunzătoare de energie de echilibrare;

decontare a dezechilibrelor - mecanism de decontare financiară pentru emiterea de facturi sau efectuarea de plăţi către părţile responsabile pentru echilibrare pentru dezechilibrele acestora;

dezechilibru - volum de energie calculat pentru o parte responsabilă pentru echilibrare şi care reprezintă diferenţa dintre volumul alocat atribuit respectivei părţi responsabile pentru echilibrare şi poziţia finală a respectivei părţi responsabile pentru echilibrare, inclusiv orice ajustare a dezechilibrului aplicată respectivei părţi responsabile pentru echilibrare, într-un anumit interval de decontare a dezechilibrelor;

divizibilitate - posibilitatea ca OST să utilizeze doar o parte din ofertele de energie de echilibrare sau din ofertele de capacitate de echilibrare transmise de furnizorul de servicii de echilibrare, fie în ceea ce priveşte activarea puterii, fie în ceea ce priveşte durata în timp;

durată de activare completă - intervalul de timp dintre prezentarea cererii de activare de către OST conector, în cazul modelului OST-OST, sau de către OST contractant, în cazul modelului OST-FSE, şi livrarea completă corespunzătoare a produsului vizat;

echilibrare - totalitate a acţiunilor şi proceselor, din toate intervalele de timp, prin care OST asigură, într-un mod continuu, menţinerea frecvenţei sistemului într-un domeniu de stabilitate predefinit, astfel cum este stabilit în Partea a 4-a, Titlul II, Secţiunea 1 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, precum şi conformitatea cu cantitatea de rezerve necesară în ceea ce priveşte calitatea cerută astfel cum este prevăzut în Partea a 4-a, Titlul IV, Titlul V şi Titlul VI din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport;

energie de echilibrare - energia care este utilizată de OST pentru a realiza echilibrarea şi care este furnizată de un furnizor de servicii de echilibrare;

funcţie de decontare OST-OST - funcţia de efectuare a decontării proceselor de cooperare între OST;

funcţie de optimizare a achiziţiei de capacitate - funcţia de operare a algoritmului aplicat pentru optimizarea achiziţiei de capacitate de echilibrare, pentru OST-uri care fac schimb de capacitate de echilibrare;

funcţie de optimizare a activării - funcţia de operare a algoritmului aplicat pentru a optimiza activarea ofertelor de energie de echilibrare;

funcţie de proces de compensare a dezechilibrelor - rolul de a opera algoritmul aplicat pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor;

furnizor de servicii de echilibrare - participant la piaţă cu unităţi de furnizare a rezervelor sau cu grupuri de furnizare a rezervelor, capabil să furnizeze servicii de echilibrare OST;

interval de decontare a dezechilibrelor - perioadă pentru care se calculează dezechilibrul părţilor responsabile pentru echilibrare;

listă cu ordinea de merit comună - o listă a ofertelor de energie de echilibrare, sortate în ordinea preţurilor lor de ofertă, utilizată pentru activarea respectivelor oferte;

mod de activare – modul de activare a ofertelor de energie de echilibrare, care poate fi manuală sau automată, în funcţie de modul în care se realizează activarea energiei de echilibrare: manual, de către un operator, sau automat, în buclă închisă;

model de autodispecerizare - un model de programare şi de dispecerizare prin care programele de producere şi programele de consum a energiei electrice, precum şi dispecerizarea centralelor electrice şi a locurilor de consum sunt determinate de agenţii de programare ai instalaţiilor respective;

model OST-FSE - un model de schimb de servicii de echilibrare, în cadrul căruia furnizorul de servicii de echilibrare (în continuare - FSE) furnizează servicii de echilibrare direct către OST contractant, care furnizează ulterior aceste servicii de echilibrare către OST solicitant;

model OST-OST - un model pentru schimbul de servicii de echilibrare, în cadrul căruia furnizorul de servicii de echilibrare furnizează servicii de echilibrare către OST-ul său conector, care apoi furnizează aceste servicii de echilibrare către OST solicitant;

oră de închidere a porţii pentru energia de echilibrare - momentul în care nu mai este permisă transmiterea sau actualizarea unei oferte de energie de echilibrare pentru un produs standard dintr-o listă cu ordinea de merit comună;

oră de închidere a porţii pentru procesul integrat de planificare - momentul în care transmiterea sau actualizarea ofertelor aferente procesului integrat de planificare nu mai este permisă pentru iteraţiile date ale procesului integrat de planificare;

oră de închidere a porţii pentru transmiterea ofertelor de energie de către OST - ultimul moment în care un OST conector poate transmite funcţiei de optimizare a activării ofertele de energie de echilibrare primite de la un furnizor de servicii de echilibrare;

OST conector - OST care operează zona de programare în care furnizorii de servicii de echilibrare şi părţile responsabile pentru echilibrare trebuie să respecte clauzele şi condiţiile legate de echilibrare;

OST contractant - OST care a încheiat un contract pentru servicii de echilibrare cu un furnizor de servicii de echilibrare din altă zonă de programare;

OST solicitant - OST care solicită livrarea energiei de echilibrare;

parte responsabilă pentru echilibrare - un participant la piaţă sau reprezentantul desemnat al acestuia, care va fi responsabil pentru dezechilibrele sale;

perioadă de dezactivare - perioada de variaţie a sarcinii electrice de la livrarea completă la o valoare setată sau de la extragerea completă înapoi la o valoare setată;

perioadă de livrare - perioada în care furnizorul de servicii de echilibrare livrează în sistem sau consumă din sistem întreaga putere solicitată;

perioadă de pregătire - intervalul de timp dintre formularea cererii de către OST conector, în cazul modelului OST-OST, sau de către OST contractant, în cazul modelului OST-FSE, şi începutul perioadei de variaţie a sarcinii electrice;

perioadă de valabilitate - perioada în care poate fi activată oferta de energie de echilibrare transmisă de furnizorul de servicii de echilibrare, cu condiţia respectării tuturor caracteristicilor produsului. Perioada de valabilitate este delimitată de timpul de începere şi de timpul de încheiere;

piaţa de echilibrare - ansamblul prevederilor legale, comerciale şi operaţionale care stabilesc gestionarea bazată pe principii de piaţă a echilibrării;

poziţie – volum de energie declarat al unei părţi responsabile pentru echilibrare, utilizat pentru calcularea dezechilibrului acesteia;

preţ de dezechilibru - preţul, fie că este pozitiv, zero sau negativ, din fiecare interval de decontare a dezechilibrului, aferent unui dezechilibru în fiecare direcţie;

produs specific - un produs diferit de un produs standard;

produs standard - un produs de echilibrare armonizat, definit de OST şi toţi operatorii sistemelor de transport implicaţi pentru schimbul de servicii de echilibrare;

proces integrat de planificare - un proces iterativ care utilizează cel puţin oferte aferente procesului integrat de planificare care conţin date comerciale, date tehnice complexe privind centralele electrice sau locurile de consum individuale şi care includ, în mod explicit, ca date de intrare ale procesului, caracteristicile de pornire, cea mai recentă analiză a adecvanţei zonei respective de control şi limitele de siguranţă în funcţionare;

servicii de echilibrare - energie de echilibrare sau capacitatea pentru echilibrare sau ambele;

State Membre – statele membre ale Uniunii Europene;

schimb de capacitate de echilibrare - furnizarea de capacitate de echilibrare către un OST dintr-o zonă de programare diferită de cea în care este racordat furnizorul de servicii de echilibrare achiziţionate;

schimb de energie de echilibrare - activarea ofertelor de energie de echilibrare pentru livrarea de energie de echilibrare către un OST dintr-o zonă de programare diferită de cea în care este racordat furnizorul de servicii de echilibrare activate;

schimb de servicii de echilibrare – fie schimbul de energie de echilibrare, fie schimbul de capacitate de echilibrare, sau ambele;

transfer de capacitate de echilibrare - transfer de capacitate de echilibrare de la furnizorul de servicii de echilibrare contractat iniţial către un alt furnizor de servicii de echilibrare;

volum alocat - volum de energie injectat sau extras fizic din sistemul electroenergetic şi atribuit unei părţi responsabile pentru echilibrare, pentru calcularea dezechilibrului respectivei părţi responsabile pentru echilibrare;

zonă de dezechilibru - zona în care se calculează un dezechilibru;

zonă de preţ de dezechilibru - zonă aferentă calculării preţului unui dezechilibru.

Secţiunea 2

Obiective şi aspecte de reglementare

8. Prezentele Linii directoare au drept scop:

8.1. încurajarea unei concurenţe efective, a nediscriminării şi a transparenţei pieţei de echilibrare;

8.2. sporirea eficienţei echilibrării, precum şi a eficienţei pieţelor de echilibrare naţionale şi europene;

8.3. integrarea pieţei de echilibrare şi promovarea posibilităţilor de realizare a schimburilor de servicii de echilibrare, contribuind totodată la siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic;

8.4. contribuţia la operarea şi dezvoltarea eficientă, pe termen lung, a sistemului de transport şi a sectorului electroenergetic, facilitând totodată funcţionarea eficientă şi coerentă a pieţelor de energie electrică pentru ziua următoare şi intrazilnică, precum şi a pieţei de echilibrare;

8.5. asigurarea faptului că achiziţionarea de servicii de echilibrare este echitabilă, obiectivă, transparentă şi bazată pe mecanisme de piaţă, evită bariere nejustificate în calea intrării pe pieţele de energie electrică a noilor participanţi şi promovează lichiditatea pieţei de echilibrare, prevenind în acelaşi timp distorsiunile nejustificate din cadrul pieţelor de energie electrică;

8.6. facilitarea participării consumului dispecerizabil, inclusiv a agregării şi a instalaţiilor de stocare a energiei, garantând totodată că acestea concurează cu alte servicii de echilibrare în condiţii de concurenţă echitabile şi, dacă este necesar, acţionează independent atunci când deservesc un singur loc de consum;

8.7. facilitarea participării surselor regenerabile de energie şi sprijinirea realizării obiectivelor privind integrarea energiei electrice din surse regenerabile.

9. La implementarea prezentelor Linii directoare, ANRE şi OST:

9.1. aplică principiul proporţionalităţii şi al nediscriminării;

9.2. asigură transparenţa;

9.3. aplică principiul optimizării dintre cel mai înalt grad de eficienţă globală şi cel mai scăzut nivel al costurilor totale pentru toate părţile implicate;

9.4. se asigură că OST utilizează, pe cât posibil, mecanisme de piaţă în vederea asigurării securităţii şi stabilităţii sistemului de transport;

9.5. se asigură că nu este compromisă dezvoltarea pieţelor la termen, pentru ziua următoare şi intrazilnice;

9.6. respectă responsabilităţile atribuite OST, pentru a garanta siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic, inclusiv în conformitate cu legislaţia naţională;

9.7. se consultă cu OSD şi ţin cont de potenţialele efecte asupra reţelelor electrice de distribuţie ale acestora;

9.8. iau în considerare standardele convenite la nivel european şi specificaţiile tehnice.

Secţiunea 3

Termenii, condiţiile şi/sau metodologiile

10. În conformitate cu prezentele Linii directoare, OST şi operatorii sistemelor de transport din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre (în continuare – operatorii sistemelor de transport relevanţi) elaborează termenii, condiţiile si/sau metodologiile (în continuare – TCM-uri şi le prezintă spre aprobare ANRE şi 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 Statele Membre sunt implicate, ACER în termenele stabilite în prezentele Linii directoare. În circumstanţe excepţionale, în special în cazurile în care un termen-limită nu poate fi respectat din cauza unor circumstanţe care sunt în afara controlului OST, termenul-limită pentru elaborarea unui TCM, prevăzut la pct.22, poate fi prelungit de către ANRE. În cazul în care, în conformitate cu pct.20, propunerea de TCM necesită aprobarea de către ANRE în comun cu autorităţile de reglementare relevante, ANRE coordonează cu autorităţile de reglementare relevante decizia privind prelungirea termenului pentru elaborarea propunerii de TCM.

11. În cazul în care, în conformitate cu pct.20, o propunere de TCM urmează a fi elaborată şi agreată de OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, OST cooperează strâns cu operatorii sistemelor de transport relevanţi. OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiune informează periodic, cu sprijinul ENTSO-E, autorităţile de reglementare relevante, ECRB sau ACER, în măsura în care Statele Membre sunt implicate, în legătură cu progresele înregistrate în ceea ce priveşte elaborarea TCM în cauză.

12. În cazul în care în raport cu propunerile de TCM, prevăzute la pct.20, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi nu sunt în măsură să ajungă la un acord, ei trebuie să decidă prin vot cu majoritate calificată. Adoptarea prin majoritate calificată a propunerilor de TCM prevăzute la pct.20 necesită îndeplinirea cumulativă a următoarelor cerinţe:

12.1. există votul majorităţii operatorilor sistemelor de transport care reprezintă cel puţin 72% din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre vizate;

12.2. există votul majorităţii operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre, reprezentând cel puţin 65 % din populaţia regiunii în cauză.

13. Se consideră că există o minoritate de blocare pentru luarea deciziilor privind propunerile de TCM prevăzute la pct.20 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, se consideră că majoritatea calificată a fost atinsă.

14. Necesită consensul operatorilor sistemelor de transport deciziile privind propunerilor de TCM prevăzute la pct.20 şi care vizează regiunile ce includ cel mult 5 părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau State Membre.

15. În raport cu deciziile operatorilor sistemelor de transport privind propunerile de TCM prevăzute la pct.20, se atribuie câte un vot pentru fiecare parte contractantă a Comunităţii Energetice şi pentru fiecare 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.

16. În cazul în care OST şi/sau operatorii sistemelor de transport relevanţi nu prezintă ANRE şi/sau autorităţilor de reglementare relevante, ECRB sau ACER, în termenele stabilite în Secţiunile 4 şi 5 din prezentul Titlu, o propunere iniţială sau de modificare a unui TCM prevăzut la pct.20 şi 22, OST şi/sau operatorii sistemelor de transport relevanţi trebuie să prezinte autorităţilor menţionate proiectele propunerilor de TCM respective şi să explice motivele pentru care nu s-a ajuns la un acord. În acest caz, ANRE şi/sau autorităţile de reglementare relevante, ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER întreprind măsurile necesare pentru aprobarea TCM prevăzute la pct.20 şi 22 de exemplu prin solicitarea modificării sau a revizuirii şi completării proiectelor de TCM în conformitate cu prezentul punct, inclusiv în cazul în care nu au fost depuse proiecte de TCM şi, respectiv, prin aprobarea acestora.

17. În conformitate cu articolul 39 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, OST are obligaţia de a aplica TCM-urile aprobate de ACER şi stabilite la pct.19, precum şi TCM-urile aprobate de ECRB. OST elaborează şi înaintează spre aprobare către ANRE lista TCM-urilor aprobate de ACER şi lista TCM-urilor aprobate de ECRB. Hotărârile ANRE privind punerea în aplicare a deciziilor ACER şi a deciziilor ECRB prin care au fost aprobate TCM-urile respective se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova, iar TCM-urile în cauză se publică pe site-ul web oficial al Agenţiei şi pe site-ul web al operatorului sistemului de transport.

Secţiunea 4

Aprobarea TCM

18. ANRE, ECRB sau ACER aprobă TCM elaborate de către OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi în cazul TCM prevăzute la pct.20, sau de către OST în cazul TCM prevăzute la pct.22. Înainte de aprobarea unui TCM, ECRB, ACER şi ANRE revizuiesc, la necesitate, propunerile de TCM, cu consultarea OST, pentru a se asigura că respectivele TCM sunt conforme cu scopul prezentelor Linii directoare şi contribuie la integrarea pieţei, la nediscriminare, la o concurenţă efectivă, precum şi la buna funcţionare a pieţelor de energie electrică.

19. OST aplică TCM şi orice modificări ale acestora aprobate de ACER şi incluse în cadrul naţional de reglementare, conform pct.17, după cum urmează:

19.1. termenii-cadru pentru crearea platformelor europene, prevăzute la pct.87-89;

19.2. modificările termenilor-cadru pentru crearea platformelor europene, prevăzute la pct.87-88;

19.3. produsele standard pentru capacitatea de echilibrare, care urmează să fie aplicate de OST în conformitate cu pct.101;

19.4. metodologia de clasificare în scopul activării ofertelor de energie de echilibrare;

19.5. evaluarea privind posibila creştere a volumului minim din ofertele de energie de echilibrare care se transmit platformelor europene în temeiul pct.120;

19.6. metodologiile de stabilire a preţului pentru energia de echilibrare şi capacitatea interzonală utilizată pentru schimbul de energie de echilibrare sau pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor;

19.7. metodologia armonizată privind procesul de alocare a capacităţii interzonale pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor;

19.8. metodologia pentru un proces de alocare co-optimizată a capacităţii interzonale;

19.9. regulile de decontare OST-OST pentru schimbul planificat de energie;

19.10. prevederile armonizate ale elementelor principale de decontare a dezechilibrelor;

19.11. cadrul pentru zona geografică care cuprinde OST şi toţi operatorii sistemelor de transport ce efectuează procesul de înlocuire a rezervelor în conformitate cu Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, în legătură cu stabilirea platformei europene pentru schimbul de energie de echilibrare din rezervele de înlocuire, prevăzute la pct.86;

19.12. pentru zona geografică care cuprinde OST şi toţi operatorii sistemelor de transport care efectuează schimburile planificate de energie în zona sincronă a Europei Continentale, regulile de decontare OST-OST pentru schimbul planificat de energie, conform pct.192;

19.13. regulile de decontare OST-OST pentru schimbul neplanificat de energie conform pct.198, pentru zona sincronă a Europei Continentale.

20. 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:

20.1. pentru zona geografică care cuprinde OST şi unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport care efectuează sau doresc să efectueze schimb reciproc de capacitate de echilibrare, instituirea unor norme şi procese comune şi armonizate pentru schimbul de capacitate de echilibrare şi achiziţia capacităţii de echilibrare, în conformitate cu pct.140;

20.2. pentru zona geografică care cuprinde OST ce efectuează schimb de capacitate de echilibrare, metodologia de calcul al probabilităţii disponibilităţii capacităţii interzonale după ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, în conformitate cu subpct. 143.1;

20.3. scutirea, pentru zona geografică în care a avut loc achiziţia capacităţii pentru echilibrare, de a nu permite furnizorilor de servicii de echilibrare să îşi transfere obligaţiile de a furniza capacitatea pentru echilibrare, în conformitate cu pct.147;

20.4. aplicarea unui model OST-FSE, într-o zonă geografică ce cuprinde OST şi unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, în conformitate cu pct.152;

20.5. metodologia de calcul al capacităţii interzonale pentru fiecare regiune de calcul al capacităţii, în conformitate cu pct.162;

20.6. într-o zonă geografică care cuprinde OST şi unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, aplicarea procesului de alocare a capacităţii interzonale pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor, în conformitate cu pct.163;

20.7. pentru zona geografică care cuprinde unul sau mai mulţi OST care fac schimb de capacitate de echilibrare, principiile pentru algoritmii de echilibrare, în conformitate cu pct.218.

21. O parte contractantă a Comunităţii Energetice sau un Stat Membru poate prezenta ANRE un aviz cu privire la o propunere de TCM prevăzut la pct.20, care se examinează de către ANRE.

22. Propunerile privind următoarele TCM fac obiectul aprobării de către ANRE, de la caz la caz:

22.1. derogarea de la cerinţa de a publica informaţii cu privire la preţurile oferite în cadrul ofertelor de energie de echilibrare sau de capacitate de echilibrare, datorată unor preocupări legate de abuzul de piaţă, în conformitate cu pct.53;

22.2. dacă este cazul, metodologia pentru alocarea costurilor rezultate din măsurile luate de OSD, în conformitate cu pct.64;

22.3. termenii şi condiţiile privind echilibrarea, în conformitate cu Secţiunea 5 a Capitolului I din Titlul II;

22.4. definirea şi utilizarea produselor specifice de energie de echilibrare şi de capacitate de echilibrare, în conformitate cu pct.103;

22.5. limitarea volumului din oferte care se transmit platformelor europene, în conformitate cu pct.119;

22.6. derogarea de la achiziţia separată de capacitate de echilibrare la creştere şi la reducere de putere, în conformitate cu pct.139;

22.7. dacă este cazul, mecanismul suplimentar de decontare, separat de decontarea dezechilibrelor, utilizat pentru a deconta costurile de achiziţie aferente capacităţii pentru echilibrare, costurile administrative şi alte costuri legate de echilibrare, cu părţile responsabile pentru echilibrare, în conformitate cu pct.178;

22.8. derogările de la una sau mai multe dispoziţii din prezentele Linii directoare, în conformitate cu pct.228;

22.9. costurile aferente obligaţiilor impuse OST sau entităţilor terţe desemnate, în conformitate cu pct.37.

23. O parte contractantă a Comunităţii Energetice sau un Stat Membru poate prezenta ANRE un aviz cu privire la o propunere de TCM prevăzut la pct.22, care se examinează de către ANRE.

24. O propunere de TCM trebuie să includă un calendar propus pentru implementare, precum şi o descriere a impactului estimat al TCM respectiv asupra obiectivelor prezentelor Linii directoare. Calendarul de implementare nu trebuie să depăşească 12 luni de la aprobarea unui TCM de către ANRE în cazul TCM prevăzute la pct.20, sau 12 luni de la aprobarea unui TCM de către ANRE în comun cu autorităţile de reglementare relevante, în cazul TCM prevăzute la pct.20, cu excepţia situaţiei în care ANRE sau, după caz, ANRE şi toate autorităţile de reglementare relevante convin să prelungească respectivul calendar de implementare la propunerea OST sau cu excepţia situaţiei în care prezentele Linii directoare stabilesc calendare diferite de implementare.

25. Propunerile de TCM prevăzute la pct.20, care se aprobă de 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 o săptămână de la prezentarea lor către ANRE sau, după caz, către ultima autoritate de reglementare relevantă.

26. Propunerile de TCM care se aprobă de ANRE, în conformitate cu pct.22 pot fi prezentate ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER, în termen de o lună de la prezentarea lor către ANRE. În cazul în care ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER consideră că o propunere de TCM are impact transfrontalier, ANRE prezintă, la solicitarea acestor entităţi, propunerea respectivă de TCM.

27. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, la solicitarea ANRE şi/sau a altor autorităţi de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care sunt afectate Statele Membre, ACER emite în termen de trei luni o opinie asupra propunerii de TCM.

28. În cazul în care aprobarea unui TCM, prevăzut la pct.20, sau modificarea unui TCM în conformitate cu Secţiunea 5 din prezentul Titlu, necesită o decizie unanimă 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.

29. În cazul în care ACER sau ECRB emite o opinie în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ANRE ia în considerare opinia respectivă.

30. ANRE şi/sau alte autorităţi de reglementare relevante, ECRB conform competenţei, sau în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER adoptă decizia cu privire la propunerea de TCM, prezentată în conformitate cu pct.20 şi 22, 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 la ANRE, în cazul TCM prevăzute la pct.22, sau la ultima autoritatea de reglementare relevantă, în cazul TCM prevăzute la pct.20, la ECRB sau ACER.

31. În cazul în care, în termenul prevăzut la pct.30, ANRE şi autorităţile de reglementare relevante nu au reuşit să ajungă 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.

32. Orice parte poate formula o reclamaţie împotriva OST în legătură cu obligaţiile sau deciziile care îi revin în conformitate cu prezentele Linii directoare, pe care o poate adresa OST, în conformitate cu art.143 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, sau ANRE care, acţionând în calitate de autoritate de soluţionare a neînţelegerilor în conformitate cu art.142 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, emite o decizie în termen de două luni de la înregistrarea reclamaţiei. Acest termen poate fi prelungit motivat cu încă două luni, dacă ANRE solicită informaţii suplimentare, comunicând acest fapt petiţionarului care a depus reclamaţia, cu condiţia că solicitantul şi-a exprimat acordul în acest sens. Decizia ANRE cu privire la neînţelegerea invocată este obligatorie până la o eventuală hotărâre judecătorească irevocabilă contrară, pronunţată ca urmare a utilizării unei căi de atac.

Secţiunea 5

Modificarea TCM

33. În cazul în care ACER, ECRB, ANRE în comun cu toate autorităţile de reglementare relevante, sau ANRE solicită o modificare pentru a aproba un TCM prezentat în conformitate cu pct.20 şi 22, OST sau după caz OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi urmează să prezinte spre aprobare o propunere de modificare a TCM, în termen de două luni de la recepţionarea solicitării din partea ACER, a ECRB, sau a autorităţilor de reglementare relevante. ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER, acţionând în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, sau autorităţile de reglementare relevante decid cu privire la TCM-urile modificate în termen de 2 luni de la depunerea acestora.

34. În cazul în care ANRE şi autorităţile de reglementare relevante nu au putut ajunge la un acord cu privire la un TCM modificat în termenul indicat la pct.33, fie la cererea comună a autorităţilor de reglementare relevante, fie la iniţiativa ECRB, fie în măsura în care Statele Membre sunt afectate, la iniţiativa ACER, care acţionează în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, propunerile de modificare a TCM se transmit spre aprobare ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER. În cazul în care OST sau, după caz, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi nu prezintă o propunere de modificare a TCM se aplică procedura prevăzută la Secţiunea 3 din prezentul Titlu.

35. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ACER, ECRB, ANRE în comun cu autorităţile de reglementare relevante, în cazul TCM prevăzute la pct.20, sau ANRE în cazul TCM prevăzute la pct.22, sunt în drept să solicite OST propuneri pentru modificarea respectivilor TCM şi să stabilească un termen-limită pentru prezentarea respectivelor propuneri. OST sau, după caz, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, responsabili pentru elaborarea propunerilor de TCM, pot prezenta ANRE sau, după caz, ANRE şi autorităţilor reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER propuneri de modificare a TCM. Propunerile de modificare a TCM se supun consultării publice în conformitate cu procedura prevăzută la Secţiunea 8 din prezentul Titlu şi se aprobă cu respectarea procedurii stabilite în Secţiunile 3 şi 4 din prezentul Titlu.

Secţiunea 6

Publicarea TCM pe site-ul web oficial

36. OST publică pe site-ul său web oficial TCM aprobate de către ACER şi ECRB şi incluse în cadrul naţional de reglementare, conform pct.17, 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 9 din prezentul Titlu.

Secţiunea 7

Recuperarea costurilor

37. Costurile legate de îndeplinirea obligaţiilor impuse OST sau entităţilor terţe desemnate, în conformitate cu prezentele Linii directoare, se examinează de către ANRE în conformitate cu metodologia de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciul de transport al energiei electrice, prevăzută la art.9 alin.(1) lit.k) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

38. Costurile evaluate de către ANRE ca fiind rezonabile, eficiente şi proporţionale se recuperează prin tarifele reglementate pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice sau prin alte mecanisme adecvate stabilite de către ANRE în condiţiile Legii nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

39. La cererea ANRE, OST sau entităţile terţe desemnate prezintă, în termen de trei luni de la cerere, informaţiile necesare pentru a facilita examinarea şi evaluarea costurilor suportate.

40. Eventualele costuri legate de îndeplinirea de către participanţii la piaţă a cerinţelor din prezentele Linii directoare se suportă de respectivii participanţi la piaţă.

Secţiunea 8

Consultarea publică

41. OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, responsabili pentru prezentarea propunerilor de TCM sau a propunerilor de modificare a acestora, în conformitate cu prezentele Linii directoare consultă părţile interesate, inclusiv autorităţile relevante din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre cu privire la proiectele propunerilor de TCM, precum şi cu privire la măsurile de implementare.

42. Consultarea publică trebuie să dureze cel puţin o lună.

43. OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, prevăzuţi la pct.41, organizează consultări publice la nivelul regiunii vizate cel puţin pentru propunerile de TCM elaborate în temeiul pct.20.

44. OST organizează consultări publice cel puţin pentru propunerile de TCM elaborate în temeiul subpct. 22.1-22.7 şi 22.9.

45. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, înainte de prezentarea propunerilor de TCM spre aprobare către ANRE şi, după caz, către autorităţile de reglementare relevante, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, prevăzuţi la pct.41, iau în considerare opiniile părţilor interesate, rezultate în urma consultărilor publice organizate în conformitate cu pct.42-44. Propunerile de TCM prezentată spre aprobare trebuie să fie însoţite, în toate cazurile, de o justificare fundamentată privind acceptarea sau respingerea opiniilor colectate în rezultatul consultărilor publice, care se publică în timp util, înainte de sau simultan cu publicarea propunerii de TCM.

Secţiunea 9

Obligaţii privind confidenţialitatea

46. Toate informaţiile confidenţiale primite, schimbate sau transmise în temeiul prezentelor Linii directoare sunt supuse condiţiilor privind păstrarea secretului profesional, prevăzute la pct.47-49.

47. Obligaţia de a păstra secretul profesional se aplică ANRE, precum şi oricărei autorităţi, persoane sau entităţi vizate de prezentele Linii directoare.

48. Informaţiile confidenţiale primite de ANRE, de autorităţile, de persoanele sau de entităţile prevăzute la pct.47 în legătură cu şi în cadrul exercitării atribuţiilor de serviciu nu pot fi divulgate niciunei autorităţi, persoane sau entităţi, fără a aduce atingere cazurilor reglementate de prezentele Linii directoare, de alte acte normative în domeniu, precum şi de cadrul normativ al Comunităţii Energetice şi al Uniunii Europene, transpus în legislaţia naţională.

49. Fără a aduce atingere cazurilor reglementate de legislaţia prevăzută la pct.48, ANRE, autorităţile, persoanele sau entităţile care primesc informaţii confidenţiale în temeiul prezentelor Linii directoare, le pot utiliza numai în scopul exercitării atribuţiilor de serviciu în temeiul prezentelor Linii directoare, cu excepţia cazului în care proprietarul principal al datelor şi-a exprimat acordul în scris.

Secţiunea 10

Publicarea informaţiilor

50. Toate autorităţile şi entităţile prevăzute la pct.2 furnizează OST toate informaţiile relevante de care acesta are nevoie pentru a-şi îndeplini obligaţiile prevăzute la pct.52-54.

51. Toate autorităţile şi entităţile prevăzute la pct.2 se asigură că informaţiile de la pct.52-54 sunt publicate într-un moment şi într-un format care nu creează un avantaj sau un dezavantaj concurenţial real sau potenţial pentru nicio persoană sau întreprindere.

52. OST publică următoarele informaţii, de îndată ce acestea devin disponibile:

52.1. informaţii privind echilibrul actual al sistemului din zona sau zonele sale de programare, cât mai curând posibil, dar cel târziu cu 30 de minute după timpul real;

52.2. informaţii referitoare la toate ofertele de energie de echilibrare din zona sau zonele sale de programare, cu caracter anonim, la necesitate, cel târziu la 30 de minute de la încheierea unităţii de timp relevante a pieţei. Informaţiile includ:

52.2.1. tipul de produs;

52.2.2. perioada de valabilitate;

52.2.3. volumele oferite;

52.2.4. preţurile oferite;

52.2.5. informaţii care să indice dacă oferta a fost sau nu declarată indisponibilă.

52.3. informaţii care să indice dacă oferta de energie de echilibrare a fost convertită dintr-un produs specific sau dintr-un proces integrat de planificare, cel târziu la 30 de minute de la încheierea unităţii de timp relevante a pieţei;

52.4. informaţii referitoare la modul în care ofertele de energie de echilibrare din produse specifice sau dintr-un proces integrat de planificare au fost convertite în oferte de energie de echilibrare din produse standard, cel târziu la 30 de minute de la încheierea unităţii de timp relevante a pieţei;

52.5. informaţii agregate cu privire la ofertele de energie de echilibrare, cel târziu la 30 de minute de la încheierea unităţii de timp relevante a pieţei, care includ:

52.5.1. volumul total din ofertele de energie de echilibrare transmise;

52.5.2. volumul total din ofertele de energie de echilibrare transmise, separat pe tip de rezerve;

52.5.3. volumul total din ofertele de energie de echilibrare transmise şi activate, separat pe produse standard şi pe produse specifice;

52.5.4. volumul din ofertele indisponibile, separat pe tip de rezerve;

52.6. informaţii atât privind volumele oferite, cât şi privind preţurile oferite pentru capacitatea de echilibrare achiziţionată, cu caracter anonim dacă este necesar, cel târziu la o oră după notificarea rezultatelor achiziţiei către ofertanţi;

52.7. termenii şi condiţiile iniţiale legate de echilibrare, prevăzute la titlul II cap. I secţiunea a 6-a din, cel puţin cu o lună înainte de aplicare, şi orice modificări ale termenilor şi condiţiilor, imediat după aprobarea lor de către ANRE în exercitarea atribuţiilor prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică;

52.8. informaţii referitoare la alocarea capacităţii interzonale pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor, în conformitate cu titlul IV cap. II secţiunea a 1-a, cel târziu la 24 de ore de la alocare şi cel târziu cu 6 ore înainte de utilizarea capacităţii interzonale alocate:

52.8.1. data şi ora la care a fost luată decizia privind alocarea;

52.8.2. perioada de alocare;

52.8.3. volumele alocate;

52.8.4. valorile de piaţă utilizate ca bază pentru procesul de alocare;

52.9. informaţii referitoare la utilizarea capacităţii interzonale alocate pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor, în temeiul titlului IV cap. II secţiunea a 1-a, cel târziu la o săptămână de la utilizarea capacităţii interzonale alocate:

52.9.1. volumul capacităţii interzonale alocate şi utilizate, pe unitate de timp a pieţei;

52.9.2. volumul capacităţii interzonale eliberate pentru intervale ulterioare, pe unitate de timp pieţei.

52.9.3. costurile şi beneficiile realizate estimate, aferente procesului de alocare;

52.10. după caz, metodologia pentru un proces de alocare co-optimizată a capacităţii interzonale, metodologia privind procesul de alocare a capacităţii interzonale bazat pe principii de piaţă pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor, metodologia privind procesul de alocare a capacităţii interzonale pe baza unei analize a eficienţei economice, cu cel puţin o lună înainte de aplicare;

52.11. descrierea cerinţelor oricărui algoritm elaborat şi a oricăror modificări aduse acestuia, astfel cum se menţionează la pct.218-219, cu cel puţin o lună înainte de aplicare;

52.12. raportul anual comun prevăzut în titlul VII secţiunea a 1-a.

53. Sub rezerva aprobării în temeiul titlului II cap. I secţiunea a 5-a, OST poate reţine publicarea informaţiilor privind preţurile şi volumele ofertelor de capacitate de echilibrare sau ale ofertelor de energie de echilibrare, dacă acest lucru se justifică prin motive care ţin de preocupările legate de abuzul pe piaţă şi dacă nu afectează funcţionarea eficientă a pieţelor de energie electrică. OST raportează, cel puţin o dată pe an, reţinerile respective către ANRE, în conformitate cu atribuţiile ce îi revin acesteia potrivit art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

54. OST publică informaţiile prevăzute la pct.52 într-un format stabilit de comun acord cu operatorii sistemelor de transport relevanţi din regiune sau în format armonizat aplicat cel puţin prin intermediul platformei centrale pentru transparenţa informaţiilor a ENTSO-E, aplicabilă părţilor contractante ale Comunităţii Energetice în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice.

Secţiunea 11

Delegarea şi atribuirea sarcinilor

55. OST poate delega, în totalitate sau parţial, orice sarcină care i se încredinţează în temeiul prezentelor Linii directoare uneia sau mai multor părţi terţe, în cazul în care partea terţă respectivă poate exercita funcţia în cauză într-un mod cel puţin la fel de eficient ca OST care deleagă sarcina. OST care deleagă sarcina rămâne responsabil de asigurarea conformităţii cu obligaţiile care îi revin în temeiul prezentelor Linii directoare, inclusiv de asigurarea accesului la informaţiile necesare ANRE în legătură cu realizarea funcţiei de monitorizare în exercitarea atribuţiilor prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

56. Înainte de delegarea sarcinilor, partea terţă vizată trebuie să demonstreze OST că este în măsură să îndeplinească sarcinile care urmează să îi fie delegate.

57. În cazul în care orice sarcină prevăzută în prezentele Linii directoare este delegată, în totalitate sau parţial, unei părţi terţe, OST se asigură că, înainte de delegarea sarcinilor, au fost încheiate acorduri de confidenţialitate adecvate, în conformitate cu obligaţiile de confidenţialitate ale OST care deleagă sarcina. După delegarea integrală sau parţială a oricărei sarcini către o parte terţă, OST care deleagă sarcina trebuie să informeze ANRE şi să publice această decizie pe site-ul web oficial.

58. Fără a aduce atingere sarcinilor şi obligaţiilor încredinţate OST în temeiul Legii cu privire la energia electrică, ANRE, poate atribui uneia sau mai multor părţi terţe sarcinile sau obligaţiile încredinţate OST în temeiul prezentelor Linii directoare. ANRE poate atribui numai acele sarcini şi obligaţii ale OST care nu necesită cooperarea directă, luarea de decizii în comun sau încheierea de contracte cu operatorii sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre. Înainte de atribuire, partea terţă vizată trebuie să demonstreze ANRE că este în măsură să îndeplinească sarcina care urmează să îi fie atribuită.

59. În cazul în care sarcinile şi obligaţiile sunt atribuite unei părţi terţe de către ANRE, referirile la OST din prezentele Linii directoare trebuie să fie înţelese ca făcând referire la entitatea desemnată. ANRE asigură supravegherea reglementară a entităţii desemnate privind îndeplinirea sarcinilor şi a obligaţiilor care îi sunt atribuite acesteia.

TITLUL II

PIAŢA DE ECHILIBRARE

Capitolul I

FUNCŢII ŞI RESPONSABILITĂŢI

Secţiunea 1

Rolul OST

60. OST este responsabil de achiziţionarea serviciilor de echilibrare de la furnizorii de servicii de echilibrare, pentru a garanta siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic.

61. OST aplică modelul de autodispecerizare pentru a stabili programele de producere şi de consum al energiei electrice.

Secţiunea 2

Cooperarea cu OSD

62. OST, OSD-urile, furnizorii de servicii de echilibrare şi părţile responsabile pentru echilibrare cooperează pentru a asigura o echilibrare eficientă şi eficace a sistemului electroenergetic.

63. Fiecare OSD trebuie să prezinte, în timp util, către OST conector toate informaţiile necesare celui din urmă pentru a realiza decontarea dezechilibrelor în conformitate cu termenii şi condiţiile privind echilibrarea elaborate în temeiul Secţiunii a 5-a din prezentul Capitol.

64. OST poate să elaboreze, în comun cu OSD conectori ai rezervelor, care se află în zona de control a OST, o metodologie de alocare a costurilor rezultate din măsurile luate de OSD în temeiul pct.670 şi 671 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport. Metodologia respectivă trebuie să prevadă o repartizare echitabilă a costurilor, luând în considerare responsabilităţile părţilor implicate.

65. OSD raportează OST orice limite, definite în conformitate cu prevederile pct.670 şi 671 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, care ar putea aduce atingere cerinţelor stabilite în prezentele Linii directoare.

Secţiunea 3

Rolul furnizorilor de servicii de echilibrare

66. Un furnizor de servicii de echilibrare trebuie să se califice pentru transmiterea de oferte de energie de echilibrare sau de capacitate de echilibrare care sunt activate sau achiziţionate de către OST conector sau, în cadrul unui model OST-FSE, de către OST contractant. Finalizarea cu succes a calificării prealabile, asigurată de OST conector şi prelucrată în conformitate cu secţiunile 3 şi 6 ale Titlului VI din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, este considerată o premisă a finalizării cu succes a procesului de calificare necesar pentru a deveni furnizor de servicii de echilibrare în temeiul prezentelor Linii directoare.

67. Fiecare furnizor de servicii de echilibrare îi transmite OST conector ofertele sale de capacitate pentru echilibrare care afectează una sau mai multe părţi responsabile pentru echilibrare.

68. Fiecare furnizor de servicii de echilibrare care participă la procesul de achiziţie a capacităţii de echilibrare transmite şi are dreptul de a-şi actualiza ofertele de capacitate de echilibrare înainte de ora de închidere a porţii pentru procesul de achiziţie.

69. Fiecare furnizor de servicii de echilibrare care deţine un contract pentru furnizarea capacităţii de echilibrare îi transmite OST-ului său conector ofertele de energie de echilibrare sau ofertele aferente proceselor integrate de planificare corespunzătoare volumului, produselor şi altor cerinţe prevăzute în contractul de furnizare a capacităţii de echilibrare.

70. Orice furnizor de servicii de echilibrare are dreptul să transmită OST-ului său conector ofertele de energie de echilibrare din produse standard sau din produse specifice sau ofertele aferente proceselor integrate de planificare pentru care a trecut procesul de calificare prealabilă în conformitate cu secţiunile 3 şi 6 ale Titlului VI din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

71. Preţul ofertelor de energie de echilibrare sau al ofertelor aferente proceselor integrate de planificare din produse standard şi specifice în temeiul pct.69 nu este predeterminat într-un contract de furnizare a capacităţii de echilibrare. OST poate propune o derogare de la această normă în propunerea privind termenii şi condiţiile privind echilibrarea, elaborată în temeiul Secţiunii 5 din prezentul Capitol. Această derogare se aplică numai produselor specifice în temeiul subpct. 105.2 şi trebuie să fie însoţită de o justificare care să demonstreze un nivel mai ridicat de eficienţă economică.

72. Nu trebuie să existe nicio discriminare între ofertele de energie de echilibrare sau ofertele aferente proceselor integrate de planificare transmise în temeiul pct.69 şi ofertele de energie de echilibrare sau ofertele aferente proceselor integrate de planificare, transmise în temeiul pct.70.

73. În cazul fiecărui produs de energie de echilibrare sau de capacitate de echilibrare, unitatea de furnizare a rezervelor, grupul de furnizare a rezervelor, locul de consum sau partea terţă şi părţile asociate responsabile pentru echilibrare în temeiul subpct. 81.4 trebuie să aparţină aceleiaşi zone de programare.

Secţiunea 4

Rolul părţilor responsabile pentru echilibrare

74. În timp real, fiecare parte responsabilă pentru echilibrare depune eforturi pentru a fi echilibrată sau pentru a contribui la echilibrarea sistemului electroenergetic. Cerinţele detaliate referitoare la această obligaţie trebuie să fie definite în propunerea privind termenii şi condiţiile privind echilibrarea, elaborată în conformitate cu secţiunea a 5-a din prezentul Capitol.

75. Fiecare parte responsabilă pentru echilibrare poartă răspunderea financiară pentru dezechilibrele generate în reţeaua electrică care urmează să fie decontate cu OST conector.

76. Înainte de ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, fiecare parte responsabilă pentru echilibrare poate modifica notificările fizice necesare pentru a-şi calcula poziţia în temeiul titlului V cap. IV secţiunii a 3-a.

77. După ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, fiecare parte responsabilă pentru echilibrare poate modifica notificările fizice pentru tranzacţiile interne cu energie electrică necesare pentru a-şi calcula poziţia în temeiul titlului V cap. IV secţiunea a 3-a din, în conformitate cu normele stabilite în termenii şi condiţiile privind echilibrarea elaborate în temeiul secţiunii a 5-a din prezentul Capitol.

Secţiunea 5

Termeni şi condiţii privind echilibrarea

78. OST elaborează o propunere privind termenii şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare, precum şi privind termenii şi condiţiile pentru părţile responsabile pentru echilibrare.

79. Termenii şi condiţiile prevăzute la pct.78 includ, de asemenea, normele privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă, stabilite la cap. IV, secţiunea a 2-a din Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului, precum şi normele privind decontarea în cazul suspendării pieţei, stabilite la cap. IV, secţiunea a 5-a din Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului, după aprobarea normelor respective în conformitate cu principiile prevăzute la cap. I secţiunea 2 din Codul reţelelor electrice menţionat.

80. La elaborarea propunerilor privind termenii şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare şi pentru părţile responsabile pentru echilibrare, OST:

80.1. coordonează cu alţi operatori ai sistemelor de transport şi cu OSD care ar putea fi afectaţi de termenii şi condiţiile respective;

80.2. respectă termenii şi condiţiile-cadru pentru crearea platformelor europene pentru schimbul de energie de echilibrare şi pentru procesul de compensare a dezechilibrelor, prevăzute la pct.86-89;

80.3. implică alţi OSD şi alte părţi interesate pe întreaga durată a elaborării unei propuneri şi ia în considerare opiniile acestora, fără a se aduce atingere principiilor de organizare a consultărilor publice stabilite în titlul I, secţiunea 8.

81. Termenii şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare:

81.1. definesc cerinţe rezonabile şi justificate pentru furnizarea de servicii de echilibrare;

81.2. permit agregarea locurilor de consum, a instalaţiilor de stocare a energiei şi a centralelor electrice dintr-o zonă de programare, pentru a oferi servicii de echilibrare care fac obiectul condiţiilor prevăzute la subpct. 82.3;

81.3. permit gestionarilor locurilor de consum, părţilor terţe şi gestionarilor centralelor electrice care produc energie electrică din surse convenţionale şi din surse regenerabile, precum şi gestionarilor instalaţiilor de stocare a energiei să devină furnizori de servicii de echilibrare;

81.4. prevăd obligaţia ca fiecare ofertă de energie de echilibrare transmisă de un furnizor de servicii de echilibrare să fie atribuită uneia sau mai multor părţi responsabile pentru echilibrare, pentru a permite calcularea unei ajustări a dezechilibrului în temeiul titlului V cap. II secţiunea a 5-a.

82. Termenii şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare conţin:

82.1. normele privind procesul de calificare necesar pentru a deveni furnizor de servicii de echilibrare, în temeiul secţiunii a 3-a din prezentul titlu;

82.2. normele, cerinţele şi calendarele pentru achiziţia şi transferul de capacitate de echilibrare, în conformitate cu titlul III cap. II secţiunile a 1-a, a 2-a şi a 3-a ;

82.3. normele şi condiţiile de agregare a locurilor de consum, a instalaţiilor de stocare a energiei şi a centralelor electrice dintr-o zonă de programare, care trebuie respectate pentru a deveni furnizor de servicii de echilibrare;

82.4. cerinţele privind datele şi informaţiile care urmează să îi fie prezentate OST conector şi, dacă este cazul, OSD conector, în timpul procesului de calificare prealabilă şi al funcţionării pieţei de echilibrare;

82.5. normele şi condiţiile de atribuire a fiecărei oferte de energie de echilibrare de la un furnizor de servicii de echilibrare către una sau mai multe părţi responsabile pentru echilibrare, în temeiul subpct. 81.4;

82.6. cerinţele privind datele şi informaţiile care urmează să fie prezentate OST conector şi, dacă este cazul, OSD conector, pentru a evalua furnizarea serviciilor de echilibrare, în temeiul pct.533, 540, 566.5, 569.2, 585.6 şi 588.2 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport;

82.7. definirea unei locaţii pentru fiecare produs standard şi pentru fiecare produs specific, ţinând cont de prevederile subpct. 82.3;

82.8. normele privind determinarea volumului de energie de echilibrare care urmează să fie decontat cu furnizorul de servicii de echilibrare în temeiul titlului V cap. II secţiunea a 1-a;

82.9. normele privind decontarea cu furnizorii de servicii de echilibrare, definite în temeiul titlului V cap. II şi V ;

82.10. o perioadă maximă pentru finalizarea decontării energiei de echilibrare cu un furnizor de servicii de echilibrare, în conformitate cu titlul V cap. II secţiunea a 1-a , pentru orice interval dat de decontare a dezechilibrelor;

82.11. consecinţele în cazul nerespectării termenilor şi condiţiilor aplicabile furnizorilor de servicii de echilibrare.

83. Termenii şi condiţiile pentru părţile responsabile pentru echilibrare conţin:

83.1. definiţia responsabilităţii pentru echilibrare pentru fiecare punct de racordare, astfel încât să se evite orice lipsă sau suprapunere în ceea ce priveşte responsabilitatea privind echilibrarea a diferitor participanţi la piaţă care furnizează servicii la punctul respectiv de racordare;

83.2. cerinţele necesare pentru a deveni parte responsabilă pentru echilibrare;

83.3. cerinţa ca toate părţile responsabile pentru echilibrare să poarte răspundere financiară pentru dezechilibrele lor şi ca dezechilibrele să fie decontate cu OST conector;

83.4. cerinţele privind datele şi informaţiile care urmează să fie prezentate OST conector în scopul calculării dezechilibrelor;

83.5. normele privind obligaţia părţilor responsabile pentru echilibrare de a-şi modifica notificările fizice înainte şi după ora de închidere a porţii intrazilnice, în temeiul pct.76 şi 77;

83.6. normele privind decontarea cu părţile responsabile pentru echilibrare, definite în temeiul titlului V cap. IV;

83.7. delimitarea unei zone de dezechilibru, în temeiul pct.201 şi a unei zone de preţ de dezechilibru;

83.8. un termen maxim pentru finalizarea decontării dezechilibrelor cu părţile responsabile pentru echilibrare pentru orice interval dat de decontare a dezechilibrelor, în temeiul titlului V cap. IV secţiunea a 2-a;

83.9. consecinţele în cazul nerespectării termenilor şi a condiţiilor aplicabile părţilor responsabile pentru echilibrare;

83.10. obligaţia părţilor responsabile pentru echilibrare de a transmite OST conector orice modificare a poziţiei;

83.11. normele în materie de decontare, în temeiul titlului V cap. IV secţiunile 1 - 4;

83.12. dacă există, dispoziţiile privind excluderea dezechilibrelor din decontarea dezechilibrelor atunci când acestea sunt asociate cu introducerea de limitări ale variaţiei sarcinii electrice în vederea reducerii abaterilor de frecvenţă deterministe, în temeiul pct.452 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

84. OST conector poate include următoarele elemente în propunerea de termene şi condiţii aplicabile furnizorilor de servicii de echilibrare sau în termenii şi condiţiile aplicabile părţilor responsabile pentru echilibrare:

84.1. o cerinţă pentru furnizorii de servicii de echilibrare de a prezenta informaţii cu privire la capacitatea de producere neutilizată şi la alte resurse de echilibrare de la furnizorii de servicii de echilibrare, după ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare şi după ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale;

84.2. atunci când acest lucru este justificat, o cerinţă pentru furnizorii de servicii de echilibrare de a oferi capacitatea de producere neutilizată sau alte resurse de echilibrare prin intermediul ofertelor de energie de echilibrare sau al ofertelor aferente proceselor integrate de planificare pe pieţele de echilibrare, după ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare, fără a aduce atingere posibilităţii furnizorilor de servicii de echilibrare de a modifica ofertele de energie de echilibrare înainte de ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare sau înainte de ora de închidere a porţii pentru procesul integrat de planificare, din cauza tranzacţionării pe piaţa intrazilnică;

84.3. atunci când acest lucru este justificat, o cerinţă pentru furnizorii de servicii de echilibrare de a oferi capacitatea de producere neutilizată sau alte resurse de echilibrare prin intermediul ofertelor de energie de echilibrare sau al ofertelor aferente proceselor integrate de planificare pe piaţa de echilibrare după ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale;

84.4. cerinţe specifice cu privire la poziţia părţilor responsabile pentru echilibrare transmisă după încheierea intervalului de timp al pieţei pentru ziua următoare, pentru a se asigura că suma programelor lor de tranzacţii externe şi interne cu energie electrică este egală cu suma programelor fizice de producere şi de consum, luând în considerare compensarea pierderilor de energie electrică, dacă este cazul;

84.5. o derogare de la cerinţa de a publica informaţii cu privire la preţurile oferite în cadrul ofertelor de energie de echilibrare sau al ofertelor de capacitate de echilibrare, datorată preocupărilor legate de abuzul de piaţă, în conformitate cu pct.53;

84.6. o derogare pentru produsele specifice definite la subpct. 105.2 de la predeterminarea preţului în cadrul ofertelor de energie de echilibrare dintr-un contract de furnizare a capacităţii de echilibrare, în temeiul pct.71;

84.7. o cerere de utilizare a preţurilor duale pentru toate dezechilibrele pe baza condiţiilor stabilite în temeiul pct.197 şi a metodologiei aferente pentru aplicarea preţurilor duale.

85. OST monitorizează îndeplinirea de către toate părţile a cerinţelor stabilite în termenii şi condiţiile privind echilibrarea, în cadrul zonei sau zonelor sale de programare.

Capitolul II

PLATFORMELE EUROPENE PENTRU SCHIMBUL

DE ENERGIE DE ECHILIBRARE

Secţiunea 1

Platforma europeană pentru schimbul de energie

de echilibrare din rezervele de înlocuire

86. În cazul în care realizează procesul de înlocuire a rezervelor în temeiul Părţii a IV-a a Liniilor directoare privind operarea sistemului de transport şi are cel puţin un operator al sistemului de transport învecinat interconectat care efectuează procesul de înlocuire a rezervelor, OST urmează să utilizeze platforma europeană pentru schimbul de energie de echilibrare din rezervele de înlocuire, platformă aplicabilă părţilor contractante ale Comunităţii Energetice în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, pentru:

86.1. a transmite toate ofertele de energie de echilibrare din toate produsele standard de rezerve de înlocuire;

86.2. a face schimb cu toate ofertele de energie de echilibrare din toate produsele standard de rezerve de înlocuire, cu excepţia ofertelor indisponibile în temeiul pct.124;

86.3. a încerca să îşi satisfacă întregul necesar de energie de echilibrare din rezervele de înlocuire.

Secţiunea 2

Platforma europeană pentru schimbul de energie de echilibrare

din rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală

87. OST urmează să implementeze măsurile de acces şi să utilizeze platforma europeană pentru schimbul de energie de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală, platformă aplicabilă părţilor contractante ale Comunităţii Energetice în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, pentru:

87.1. a transmite toate ofertele de energie de echilibrare din toate produsele standard de rezerve pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală;

87.2. a face schimb cu toate ofertele de energie de echilibrare din toate produsele standard de rezerve pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală, cu excepţia ofertelor indisponibile în temeiul pct.124;

87.3. a încerca să îşi satisfacă întregul necesar de energie de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală.

Secţiunea 3

Platforma europeană pentru schimbul de energie de echilibrare

din rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare automată

88. În cazul în care realizează procesul de restabilire automată a frecvenţei în temeiul Părţii IV din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, OST urmează să utilizeze platforma europeană pentru schimbul de energie de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare automată, platformă aplicabilă părţilor contractante ale Comunităţii Energetice în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, pentru:

88.1. a transmite toate ofertele de energie de echilibrare din toate produsele standard de rezerve pentru restabilirea frecvenţei cu activare automată;

88.2. a face schimb de toate ofertele de energie de echilibrare din toate produsele standard de rezerve pentru restabilirea frecvenţei cu activare automată, cu excepţia ofertelor indisponibile în temeiul pct.124;

88.3. a încerca să îşi satisfacă întregul necesar de energie de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare automată.

Secţiunea 4

Platforma europeană pentru procesul de compensare a dezechilibrelor

89. În cazul în care efectuează procesul automat de restabilire a frecvenţei în temeiul Părţii a IV-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, OST trebuie să utilizeze, cel puţin pentru zona sincronă a Europei Continentale, platforma europeană pentru procesul de compensare a dezechilibrelor, aplicabilă părţilor contractante ale Comunităţii Energetice în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice.

Secţiunea 5

Partajarea costurilor între operatorii sistemelor de transport din diferite

părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi State Membre

90. OST în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport relevanţi prezintă ANRE, în conformitate cu atribuţiile ce îi revin acesteia potrivit art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, şi celorlalte autorităţi de reglementare relevante un raport anual, care descrie în detaliu costurile suportate de operatorii sistemelor de transport relevanţi din Părţile Contractante ale Comunităţii Energetice în legătură cu utilizarea platformelor europene, prevăzute la pct.86-89.

91. Costurile prevăzute la pct.90 includ:

91.1. costurile comune care rezultă din activităţile coordonate ale OST şi ale tuturor operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre care participă la platformele respective;

91.2. costurile regionale care rezultă din activităţile OST şi ale mai multor operatori ai sistemelor de transport relevanţi care participă la respectivele platforme, dar nu ale tuturor operatorilor sistemelor de transport;

91.3. costurile naţionale care rezultă din activităţile OST care participă la respectivele platforme.

92. Costurile comune prevăzute la subpct. 91.1 se împart între OST şi operatorii sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre care participă la platformele europene respective. Suma care urmează să fie plătită se calculează în conformitate cu regulile care se aplică la nivelul Uniunii Europene.

93. Pentru a lua în considerare modificările costurilor comune sau schimbările operatorilor sistemelor de transport participanţi, calculul costurilor comune se ajustează periodic.

94. OST cooperează cu operatorii sistemelor de transport relevanţi din regiunea în care fac parte şi convin de comun acord asupra unei propuneri de partajare a costurilor regionale prevăzute la subpct. 91.2. Propunerea se aprobă ulterior, în mod individual, de către ANRE şi autorităţile de reglementare relevante din fiecare parte contractantă a Comunităţii Energetice şi/sau din fiecare Stat Membru din regiune.

95. Principiile privind partajarea costurilor se aplică costurilor care contribuie la crearea, modificarea şi funcţionarea platformelor europene de la aprobarea termenilor-cadru de punere în aplicare a platformelor europene respective. În cazul în care în conformitate cu termenii-cadru de punere în aplicare s-a propus ca proiectele existente să se transforme într-o platformă europeană, în condiţiile în care operatorii sistemelor de transport relevanţi au participat la proiectele existente aceştia pot propune ca o parte din costurile suportate înainte de aprobarea propunerii privind termenii-cadru de punere în aplicare, care sunt legate direct de dezvoltarea şi de implementarea acestor proiecte, evaluate ca fiind rezonabile, eficiente şi proporţionale, să fie considerate ca fiind parte a costurilor comune prevăzute la subpct. 91.1.

Secţiunea 6

Ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare

96. OST trebuie să armonizeze ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare pentru produsele standard cu ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare la nivelul Uniunii Europene, cel puţin în raport cu fiecare din procesele ce ţin de:

96.1. rezerve de înlocuire;

96.2. rezerve pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală;

96.3. rezerve pentru restabilirea frecvenţei cu activare automată.

97. Orele de închidere a porţii pentru energia de echilibrare trebuie:

97.1. să fie cât mai apropiate posibil de timpul real;

97.2. să nu fie anterioare orei de închidere a porţii intrazilnice interzonale;

97.3. să asigure suficient timp pentru procesele de echilibrare necesare.

98. După ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare, furnizorii de servicii de echilibrare nu mai pot să depună sau să actualizeze ofertele de energie de echilibrare.

99. După ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare, furnizorii de servicii de echilibrare raportează, fără întârzieri nejustificate, OST conector eventualele volume indisponibile din ofertele de energie de echilibrare, în conformitate cu pct.569.2 şi 588.2 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport. Dacă furnizorul de servicii de echilibrare este racordat la reţeaua electrică de distribuţie a unui OSD şi dacă OSD solicită acest lucru, furnizorul de servicii de echilibrare este obligat să raporteze şi OSD, fără întârzieri nejustificate, eventualele cantităţi indisponibile din ofertele de energie de echilibrare.

Secţiunea 7

Cerinţe privind produsele standard

100. Produsele standard de energie de echilibrare trebuie aplicate în contextul implementării platformelor europene prevăzute la pct.86-88. Din momentul utilizării de către OST a platformei europene corespunzătoare, acesta are obligaţia de a utiliza numai produse standard şi, în cazul în care acest lucru este justificat, produse specifice de energie de echilibrare pentru a menţine echilibrul sistemului electroenergetic în conformitate cu Secţiunea 1 a Titlului II şi Secţiunile 1 şi 4 ale Titlului VI din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

101. OST are obligaţia de a aplica lista de produse standard de capacitate de echilibrare pentru rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi pentru rezervele de înlocuire, aprobate de ACER, după cum este prevăzut la subpct. 19.3.

102. Produsele standard de energie de echilibrare şi de capacitate de echilibrare trebuie să:

102.1. asigure o standardizare eficientă, să încurajeze concurenţa transfrontalieră şi lichiditatea, precum şi să evite fragmentarea nejustificată a pieţei energiei electrice;

102.2. faciliteze participarea în calitate de furnizori de servicii de echilibrare a gestionarilor locurilor de consum, a părţilor terţe şi a gestionarilor centralelor electrice care produc energie electrică din surse regenerabile, precum şi a gestionarilor instalaţiilor de stocare a energiei.

Secţiunea 8

Cerinţe privind produsele specifice

103.Pentru implementarea platformelor europene prevăzute la pct.86-88, OST poate elabora o propunere privind definirea şi utilizarea produselor specifice de energie de echilibrare şi de capacitate de echilibrare. Propunerea trebuie să includă cel puţin:

103.1. definiţia produselor specifice şi a intervalului de timp în care vor fi utilizate acestea;

103.2. fundamentarea faptului că produsele standard nu sunt suficiente pentru a garanta siguranţa în funcţionare şi pentru a menţine în mod eficient echilibrul sistemului electroenergetic sau a faptului că unele resurse de echilibrare nu pot participa pe piaţa de echilibrare prin intermediul produselor standard;

103.3. descrierea măsurilor propuse pentru a reduce la minimum utilizarea produselor specifice care fac obiectul eficienţei economice;

103.4. dacă este cazul, regulile privind conversia ofertelor de energie de echilibrare pentru produse specifice în oferte de energie de echilibrare pentru produse standard;

103.5. dacă este cazul, informaţiile privind procesul de conversie a ofertelor de energie de echilibrare pentru produse specifice în oferte de energie de echilibrare pentru produse standard, precum şi informaţiile privind lista cu ordinea de merit comună în cadrul căreia va avea loc conversia;

103.6. fundamentarea faptului că produsele specifice nu creează ineficienţe şi denaturări semnificative pe piaţa energiei de echilibrare din interiorul şi în afara zonei de programare.

104. Atunci când utilizează produse specifice, OST are obligaţia de a reexamina cel puţin o dată la doi ani necesitatea utilizării produselor specifice, în conformitate prin prisma criteriilor prevăzute la pct.103.

105. Implementarea produselor specifice are loc în paralel cu implementarea produselor standard. În contextul utilizării produselor specifice, drept alternativă OST conector poate:

105.1. să convertească ofertele de energie de echilibrare pentru produse specifice în oferte de energie de echilibrare pentru produse standard;

105.2. să activeze, la nivel local, ofertele de energie de echilibrare din produse specifice, fără a face schimb cu ele.

106. Regulile privind conversia ofertelor de energie de echilibrare pentru produse specifice în oferte de energie de echilibrare pentru produse standard în temeiul subpct. 103.4 trebuie:

106.1. să fie echitabile, transparente şi nediscriminatorii;

106.2. să nu creeze bariere în calea schimbului de servicii de echilibrare;

106.3. să asigure neutralitatea financiară a OST.

Secţiunea 9

Proceduri de ultimă instanţă

107. OST are obligaţia de a se asigură că există soluţii de ultimă instanţă în cazul în care procedurile prevăzute la pct.108-109 eşuează.

108. În cazul în care achiziţia serviciilor de echilibrare eşuează, OST repetă procesul de achiziţie. OST informează, cât mai curând posibil, participanţii la piaţă că vor fi utilizate proceduri de ultimă instanţă.

109. În cazul în care activarea coordonată a energiei electrice de echilibrare eşuează, OST se poate abate de la activarea ordinii de merit comune şi informează, cât mai curând posibil, participanţii la piaţă cu privire la acest aspect.

TITLUL III

ACHIZIŢIA SERVICIILOR DE ECHILIBRARE

Capitolul I

ENERGIA DE ECHILIBRARE

Secţiunea 1

Activarea ofertelor de energie de echilibrare

din listele cu ordine de merit comune

110. Pentru a menţine echilibrul sistemului electroenergetic în conformitate cu Secţiunea 1 a Titlului II şi Secţiunile 1 şi 4 ale Titlului VI din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, OST utilizează oferte de energie de echilibrare rentabile, care sunt disponibile pentru livrare în zona sa de control, pe baza listelor cu ordine de merit comune sau pe baza unui alt model, aplicat în condiţiile pct.19.

111. OST nu activează ofertele de energie de echilibrare înainte de ora corespunzătoare de închidere a porţii energiei de echilibrare, cu excepţia cazului în care sistemul electroenergetic este în stare de alertă sau de urgenţă, când aceste activări contribuie la atenuarea severităţii respectivelor stări ale sistemului electroenergetic, şi cu excepţia cazului în care ofertele servesc altor scopuri decât pentru echilibrare, în condiţiile subpct. 19.4.

112. OST aplică în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport relevanţi metodologia de clasificare a scopurilor activării ofertelor de energie de echilibrare, prevăzută la subpct. 19.4.

113. Pentru fiecare ofertă de energie de echilibrare activată din lista cu ordinea de merit comună, OST care activează oferta trebuie să definească scopul activării pe baza metodologiei prevăzute la subpct. 19.4. Scopul activării trebuie să fie notificat şi vizibil OST şi tuturor operatorilor sistemelor de transport relevanţi prin intermediul funcţiei de optimizare a activării.

114. În cazul în care activarea ofertelor de energie de echilibrare se abate de la rezultatele funcţiei de optimizare a activării, OST publică, în timp util, informaţiile cu privire la motivele pentru care a avut loc abaterea respectivă.

115. Cererea de activare a unei oferte de energie de echilibrare din funcţia de optimizare a activării îi obligă pe OST solicitant şi pe OST conector să accepte schimbul ferm de energie de echilibrare. OST conector are obligaţia de a asigura activarea ofertei de energie de echilibrare selectată prin intermediul funcţiei de optimizare a activării. Energia de echilibrare se decontează în conformitate cu titlul V cap. III secţiunea a 1-a, iar între OST conector şi furnizorul de servicii de echilibrare energia de echilibrare se decontează în conformitate cu titlul V cap. II.

116. Activarea ofertelor de energie de echilibrare se bazează pe modelul OST-OST, cu o listă cu ordinea de merit comună.

117. OST transmite toate datele necesare funcţionării algoritmului, prevăzut la pct.218-219, pentru activarea funcţiei de optimizare în conformitate cu prevederile pct.128.

118. OST are obligaţia de a transmite funcţiei de optimizare a activării, înainte de ora de închidere a porţii pentru transmiterea ofertelor de energie de către OST, toate ofertele de energie de echilibrare primite de la furnizorii de servicii de echilibrare, cu respectarea cerinţelor prevăzute la titlul II cap. II secţiunea a 8-a. OST conector nu este în drept să modifice sau să suspende ofertele de energie de echilibrare, cu excepţia:

118.1. ofertelor de energie de echilibrare aferente titlului II cap. II secţiunea a 8-a;

118.2. ofertelor de energie de echilibrare care sunt în mod evident eronate şi care includ volume de livrare imposibil de realizat;

118.3. ofertelor de energie de echilibrare care nu sunt transmise platformelor europene în conformitate cu pct.119.

119. OST care aplică modelul de autodispecerizare şi operează într-o zonă de programare cu ora locală de închidere a porţii intrazilnice ulterioară orei de închidere a porţii pentru energia de echilibrare, după cum este prevăzut la titlul II cap II secţiunea a 6-a , poate elabora şi prezenta spre aprobare ANRE o propunere privind limitarea volumului din ofertele care sunt transmise platformelor europene prevăzute la pct.86-88. Ofertele transmise platformelor europene sunt întotdeauna ofertele cele mai ieftine. Această propunere include:

119.1. definirea volumului minim care se transmite platformelor europene. Volumul minimă din ofertele transmise de către OST este mai mare sau egal cu suma cerinţelor privind capacitatea în rezervă pentru blocul său RFP, în conformitate cu Secţiunile 1 şi 4 ale Titlului VI din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport şi a obligaţiilor care decurg din schimbul de capacitate de echilibrare sau din partajarea rezervelor;

119.2. regulile privind eliberarea ofertelor care nu sunt transmise platformelor europene şi definirea momentului în care furnizorii de servicii de echilibrare vizaţi trebuie să fie informaţi cu privire la eliberarea ofertelor sale.

120. Cel puţin o dată la doi ani după aprobarea de către ANRE a propunerii prevăzute la pct.119, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi analizează impactul limitării volumului din ofertele transmise platformelor europene şi funcţionarea pieţei intrazilnice. Această analiză include:

120.1. o evaluare efectuată cu privire la volumul minim din ofertele care se transmite platformelor europene în conformitate cu subpct. 119.1;

120.2. o recomandare adresată operatorilor sistemelor de transport relevanţi privind limitarea ofertelor de energie de echilibrare.

121. În baza analizei prevăzute la pct.120, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi înaintează ANRE şi autorităţilor de reglementare relevante o propunere privind revizuirea volumului minim din ofertele de energie de echilibrare care se transmit platformelor europene, în conformitate cu subpct. 119.1.

122. OST solicitant poate cere activarea ofertelor de energie de echilibrare din lista cu ordinea de merit comună până la volumul total al energiei de echilibrare. Volumul total al energiei de echilibrare care poate fi activat de către OST solicitant din ofertele de energie de echilibrare incluse în listele cu ordine de merit comune se calculează ca suma volumelor:

122.1. din ofertele de energie de echilibrare transmise de către OST solicitant, care nu rezultă din partajarea rezervelor sau din schimbul de capacitate de echilibrare;

122.2. din ofertele de energie de echilibrare transmise de către alţi OST ca rezultat al capacităţii de echilibrare achiziţionate în numele OST solicitant;

122.3. din ofertele de energie de echilibrare transmise, care rezultă din partajarea rezervelor, cu condiţia ca ceilalţi OST care participă la partajarea rezervelor să nu fi solicitat deja activarea respectivelor volume partajate.

123. În cazul în care un OST solicită oferte de energie de echilibrare care depăşesc limita stabilită la pct.122, toţi ceilalţi OST trebuie să fie informaţi despre acest fapt.

124. OST poate declara că ofertele de energie de echilibrare transmise funcţiei de optimizare a activării sunt indisponibile pentru activare de către alţi OST, invocând ca motiv de restricţionare congestia internă sau constrângerile legate de siguranţa în funcţionare în cadrul zonei de programare a OST.

Secţiunea 2

Stabilirea preţurilor pentru energia de echilibrare şi pentru capacitatea

interzonală utilizată pentru schimbul de energie de echilibrare sau

pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor

125. OST aplică în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi metodologia de stabilire a preţului pentru energia de echilibrare, prevăzută la subpct. 19.6, preţ care rezultă din activarea ofertelor de energie de echilibrare pentru procesul de restabilire a frecvenţei, după cum este stabilit în Secţiunile 5 şi 9 ale Titlului III din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, şi procesul de înlocuire a rezervelor, după cum este stabilit în Secţiunile 6 şi 10 ale Titlului III din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

126. Metoda armonizată de stabilire a preţurilor definită la pct.125 se aplică în raport cu energia de echilibrare aferentă tuturor produsele standard şi tuturor produselor specifice, în condiţiile spbct. 105.1. Pentru produsele specifice, prevăzute la subpct. 105.2, OST poate propune o altă metodă de stabilire a preţurilor în cadrul propunerii privind produsele specifice, elaborată în temeiul titlului II cap. II secţiunea a-8-a.

127. În cazul în care identifică ineficienţe la aplicarea metodologiei de stabilire a preţului pentru energia de echilibrare şi pentru capacitatea interzonală utilizată pentru schimbul de energie de echilibrare sau pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor, în partea ce ţine de utilizarea principiului pay as cleared, OST poate, în comun cu alţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi, să solicite o modificare şi să propună o metodă alternativă de stabilire a acestor preţuri. În acest caz, OST are obligaţia de a efectua în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi o analiză detaliată în care să demonstreze că metoda alternativă de stabilire a preţurilor este mai eficientă.

Secţiunea 3

Funcţia de optimizare a activării

128. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, OST utilizează în comun cu operatorii ai sistemelor de transport relevanţi funcţia de optimizare a activării pentru optimizarea activării ofertelor de energie de echilibrare din diferite liste cu ordine de merit comune.

129. Listele cu ordine de merit comune constau în oferte de energie de echilibrare din produse standard. OST elaborează în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi listele cu ordine de merit comune necesare pentru produsele standard. Ofertele de energie de echilibrare la creştere şi la reducere de putere se includ separat în diferite liste cu ordine de merit comune.

130. OST asigură că ofertele de energie de echilibrare incluse în listele cu ordine de merit comune sunt exprimate în Euro şi fac referire la unitatea de timp a pieţei.

131. În funcţie de cererea de produse standard de energie de echilibrare, OST poate elabora mai multe liste cu ordine de merit comune.

132. OST transmite funcţiei de optimizare a activării cererile sale de activare a ofertelor de energie de echilibrare.

133. Furnizorii de servicii de echilibrare activaţi sunt responsabili de furnizarea volumelor de energie de echilibrare până la sfârşitul perioadei de livrare.

134. La realizarea procesului de restabilire a frecvenţei şi a procesului de înlocuire a rezervelor, pentru a-şi echilibra zona RFP, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, depune eforturi pentru a utiliza toate ofertele de energie de echilibrare din listele cu ordine de merit comune corespunzătoare, cu scopul de a echilibra sistemul electroenergetic în modul cel mai eficient posibil şi ţinând cont de siguranţa în funcţionare.

135. Atunci când nu utilizează procesul de înlocuire a rezervelor pentru a-şi echilibra zona RFP, OST trebuie să depună eforturi pentru a utiliza toate ofertele de energie de echilibrare din listele cu ordine de merit comune relevante pentru rezervele pentru restabilirea frecvenţei, cu scopul de a echilibra sistemul electroenergetic în cel mai eficient mod posibil şi ţinând cont de siguranţa în funcţionare.

136. Cu excepţia cazului în care sistemul electroenergetic se află în stare normală de funcţionare, OST poate decide să echilibreze sistemul electroenergetic utilizând numai ofertele de energie de echilibrare primite din partea furnizorilor de servicii de echilibrare din propria zonă de control, dacă această decizie contribuie la atenuarea gravităţii stării actuale a sistemului electroenergetic. OST are obligaţia de a publica, fără întârziere, motivarea deciziei respective.

Capitolul II

CAPACITATEA DE ECHILIBRARE

Secţiunea 1

Reguli privind achiziţiile

137. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din blocul RFP, au obligaţia de a revizui şi de a defini periodic şi cel puţin o dată pe an cerinţele privind necesarul de capacitate de rezervă pentru blocul RFP sau pentru zonele de programare ale blocului RFP, ţinând cont de regulile în materie de dimensionare prevăzute la Secţiunea 1 a Titlului II şi Secţiunile 1 şi 4 ale Titlului VI din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport. OST trebuie să efectueze o analiză privind asigurarea optimă a capacităţii de rezervă, pentru reducerea la minimum a costurilor asociate cu asigurarea capacităţii de rezervă. Această analiză ia în considerare următoarele opţiuni pentru asigurarea capacităţii de rezervă:

137.1. achiziţia capacităţii în zona de control şi schimbul de capacitate de echilibrare cu operatorii sistemelor de transport care gestionează sistemele de transport învecinate, atunci când este cazul;

137.2. partajarea rezervelor, dacă este cazul;

137.3. volumele din ofertele de energie de echilibrare necontractate, care se estimează a fi disponibile atât în zona lor de control, cât şi în cadrul platformelor europene, luând în considerare capacitatea interzonală disponibilă.

138. În scopul achiziţionării capacităţii de echilibrare, OST are obligaţia de a stabili regulile privind achiziţia capacităţii de echilibrare în propunerea privind termenii şi condiţiile destinate furnizorilor de servicii de echilibrare, elaborată în conformitate cu titlul II, cap. I secţiunea a 5-a. Regulile privind achiziţia capacităţii de echilibrare respectă următoarele principii:

138.1. metoda de achiziţie se bazează pe mecanisme de piaţă, cel puţin în raport cu rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi rezervele de înlocuire;

138.2. procesul de achiziţie se realizează pe termen scurt, în măsura posibilităţilor şi dacă acest lucru este eficient economic;

138.3. volumul contractat poate fi divizat în mai multe perioade de contractare.

139. Achiziţia capacităţii de echilibrare la creşterea şi la reducerea de putere se efectuează separat, cel puţin în raport cu rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi rezervele de înlocuire. OST poate transmite ANRE în conformitate cu atribuţiile ce îi revin acesteia potrivit art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică o propunere prin care să solicite derogarea de la cerinţa prevăzută în prezentul punct. Propunerea de derogare trebuie să includă:

139.1. indicarea perioadei de timp pe parcursul căreia ar urma să se aplice derogarea respectivă;

139.2. indicarea valorii capacităţii de echilibrare pentru care ar urma să se aplice derogarea;

139.3. analiza impactului derogării respective asupra participării resurselor de echilibrare, în conformitate cu subpct. 102.2;

139.4. justificarea derogării, prin care să se demonstreze că derogarea respectivă ar conduce la creşterea eficienţei economice.

Secţiunea 2

Schimbul de capacitate de echilibrare

140. În cazul în care OST şi unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi fac sau intenţionează să facă schimb reciproc de capacitate de echilibrare, OST are obligaţia de a elabora în comun cu respectivii operatori ai sistemelor de transport o propunere privind instituirea de reguli şi de procese comune şi armonizate pentru schimbul de capacitate de echilibrare şi achiziţia capacităţii de echilibrare, cu respectarea cerinţelor prevăzute la secţiunea a 1-a din prezentul capitol.

141. Cu excepţia cazurilor în care se aplică modelul OST-FSE în conformitate cu secţiunii a 4-a din prezentul capitol, schimbul de capacitate de echilibrare se realizează întotdeauna pe baza modelului OST-OST, conform căruia doi sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport stabilesc o metodă pentru achiziţia în comun a capacităţii de echilibrare, luând în considerare capacitatea interzonală disponibilă şi limitele operaţionale definite în Partea a 4-a Titlul VIII din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

142. În legătură cu schimbul de capacitate de echilibrare, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi trebuie să transmită funcţiei de optimizare a achiziţiei de capacitate toate ofertele de capacitate de echilibrare din produsele standard. OST nu este în drept să modifice sau să reţină vreo ofertă de capacitate de echilibrare şi are obligaţia de a include aceste oferte în procesul de achiziţie, cu excepţia cazului în care se aplică condiţiile prevăzute la titlul II cap. II secţiunea a 8-a.

143. În legătură cu schimbul de capacitate de echilibrare, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi asigură atât disponibilitatea capacităţii interzonale, cât şi respectarea cerinţelor privind siguranţa în funcţionare prevăzute în Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, prin una din următoarele modalităţi:

143.1. prin aplicarea metodologiei de calcul al probabilităţii disponibilităţii capacităţii interzonale după ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, prevăzute la pct.145, sau

143.2. prin aplicarea metodologiei pentru alocarea capacităţii interzonale în intervalul de echilibrare, în conformitate cu titlului IV cap. II.

144. Atunci când aplică metodologia de calcul al probabilităţii disponibilităţii capacităţii interzonale după ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, OST trebuie să informeze alţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP din care face parte, cu privire la riscul de indisponibilitate a capacităţii de rezervă în zona sau în zonele de programare din zona sa de control, ceea ce poate afecta îndeplinirea cerinţelor stabilite în pct.563 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

145. Atunci când face schimb de capacitate de echilibrare pentru rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi pentru rezervele de înlocuire, OST poate elabora de comun acord cu alţi operatori ai sistemelor de transport, o propunere de metodologie de calcul al probabilităţii disponibilităţii capacităţii interzonale după ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale. Metodologia descrie cel puţin:

145.1. procedurile de notificare a altor operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP;

145.2. procesul de realizare a evaluării pentru perioada relevantă pentru schimbul de capacitate de echilibrare;

145.3. metoda de evaluare a riscului de indisponibilitate a capacităţii interzonale din cauza întreruperilor planificate şi neplanificate şi din cauza congestiilor;

145.4. metoda de evaluare a riscului de insuficienţă a capacităţii de rezervă din cauza indisponibilităţii capacităţii interzonale;

145.5. cerinţele privind aplicarea unei soluţii de ultimă instanţă în cazul indisponibilităţii capacităţii interzonale sau al insuficienţei capacităţii de rezervă;

145.6. cerinţele privind examinarea ex post şi privind monitorizarea riscurilor;

145.7. regulile menite să asigure decontarea în conformitate cu titlul V.

146. OST nu este în drept să majoreze marja de fiabilitate calculată în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, invocând ca motiv schimbul de capacitate de echilibrare pentru rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi pentru rezervele de înlocuire.

Secţiunea 3

Transferul capacităţii de echilibrare

147. În cadrul zonei geografice în care s-a produs achiziţia capacităţii de echilibrare, OST permite furnizorilor de servicii de echilibrare să-şi transfere obligaţiile privind furnizarea capacităţii de echilibrare. OST poate solicita, împreună cu alţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi, după caz, o derogare în cazul în care perioadele de contractare a capacităţii de echilibrare, în conformitate cu subpct. 138.2, sunt strict mai scurte de o săptămână.

148. Transferul capacităţii de echilibrare este permis până cu cel puţin o oră înainte de începerea zilei de livrare.

149. Transferul capacităţii de echilibrare este permis dacă sunt îndeplinite următoarele condiţii:

149.1. furnizorul de servicii de echilibrare receptor a trecut procesul de calificare privind capacitatea de echilibrare care face obiectul transferului;

149.2. se estimează că transferul capacităţii de echilibrare nu va pune în pericol siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic;

149.3. transferul capacităţii de echilibrare nu depăşeşte limitele operaţionale stabilite în Partea a 4-a Titlul VIII cap. 1 şi 2 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

150. Dacă transferul capacităţii de echilibrare necesită utilizarea capacităţii interzonale, transferul respectiv este permis numai în cazul în care:

150.1. capacitatea interzonală necesară pentru realizarea transferului este deja disponibilă ca urmare a proceselor de alocare anterioare, derulate în conformitate cu titlul IV cap. II;

150.2. capacitatea interzonală este disponibilă urmare a aplicării metodologiei de calcul al probabilităţii disponibilităţii capacităţii interzonale după ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, prevăzute la pct.145.

151. În cazul în care OST nu permite transferul capacităţii de echilibrare, acesta trebuie să explice furnizorilor de servicii de echilibrare implicaţi motivul refuzului.

Capitolul III

MODELUL OST-FSE

Secţiunea 1

Schimbul de servicii de echilibrare

152. OST de comun acord cu unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, poate elabora o propunere privind aplicarea modelului OST-FSE, din proprie iniţiativă sau la solicitarea ANRE, în exercitarea atribuţiilor prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, precum şi a autorităţilor de reglementare relevante.

153. Propunerea privind aplicarea modelului OST-FSE include:

153.1. o analiză cost-beneficiu efectuată în conformitate cu titlul VIII secţiunea a 1-a , care să identifice creşteri ale eficienţei asociate aplicării modelului OST-FSE, cel puţin pentru zona sau zonele de programare ale OST şi ale operatorilor sistemelor de transport implicaţi;

153.2. perioada de aplicare solicitată;

153.3. o descriere a metodologiei pentru asigurarea unei capacităţi interzonale suficiente, în conformitate cu pct.145.

154. În cazul în care se aplică modelul OST-FSE, OST şi furnizorii de servicii de echilibrare respectivi pot beneficia de o derogare de la aplicarea cerinţelor prevăzute la pct.67, 69 şi 70 şi la pct.118, pentru procesele relevante.

155. În cazul în care se aplică modelul OST-FSE, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi trebuie să convină cu privire la cerinţele tehnice şi contractuale şi cu privire la schimbul de informaţii privind activarea ofertelor de energie de echilibrare. OST contractant şi furnizorul de servicii de echilibrare trebuie să stabilească contracte bazate pe modelul OST-FSE.

156. Modelul OST-FSE pentru schimbul de energie de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei poate fi aplicat numai în cazul în care modelul OST-FSE este aplicat şi pentru schimbul de capacitate de echilibrare pentru rezervele pentru restabilirea frecvenţei.

157. Modelul OST-FSE pentru schimbul de energie de echilibrare din rezervele de înlocuire poate fi aplicat în cazul în care modelul OST-FSE se aplică pentru schimbul de capacitate de echilibrare pentru rezervele de înlocuire sau în cazul în care unul dintre cei doi OST sau celălalt operator al sistemului de transport implicat nu realizează procesul de înlocuire a rezervelor ca parte a structurii de reglaj frecvenţă-putere, după cum este prevăzut în Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

158. Toate schimburile de capacitate de echilibrare trebuie să se bazeze pe modelul OST-OST. Cerinţa respectivă nu se aplică modelului OST-FSE pentru rezervele de înlocuire, în cazul în care unul OST sau celălalt operator al sistemului de transport implicat nu realizează procesul de înlocuire a rezervelor ca parte a structurii de organizare a reglajului frecvenţă-putere, după cum este prevăzut în Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

TITLUL IV

CAPACITATEA INTERZONALĂ PENTRU SERVICIILE DE ECHILIBRARE

Capitolul I

SCHIMBUL DE ENERGIE DE ECHILIBRARE SAU PROCESUL

DE COMPENSARE A DEZECHILIBRELOR

Secţiunea 1

Utilizarea capacităţii interzonale

159. OST utilizează capacitatea interzonală disponibilă, calculată în conformitate cu pct.162 şi 241, pentru schimbul de energie de echilibrare sau pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor.

160. Atunci când OST face schimb de capacitate de echilibrare împreună cu unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, OST şi operatorii sistemelor de transport respectivi pot utiliza capacitatea interzonală pentru schimbul de energie de echilibrare atunci când capacitatea interzonală este:

160.1. disponibilă în conformitate cu pct.145;

160.2. eliberată în conformitate cu pct.171 şi 172;

160.3. alocată urmare a aplicării metodologiei privind procesul de alocare co-optimizată a capacităţii interzonale pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor, a metodologiei privind procesul de alocare a capacităţii interzonale bazat pe mecanisme de piaţă pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor, sau a metodologiei privind procesul de alocare a capacităţii interzonale pe baza unei analize a eficienţei economice, prevăzute la pct.166.

Secţiunea 2

Calcularea capacităţii interzonale

161. După ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi actualizează în mod continuu disponibilitatea capacităţii interzonale pentru schimbul de energie de echilibrare sau pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor. Capacitatea interzonală trebuie actualizată de fiecare dată când o parte din capacitatea interzonală a fost folosită sau când capacitatea interzonală a fost recalculată.

162. Înainte de implementarea metodologiei de calcul al capacităţii interzonale în intervalul de echilibrare pentru schimbul de energie de echilibrare sau pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor, prevăzute la pct.241, OST urmează să utilizeze capacitatea interzonală rămasă după ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale.

Capitolul II

SCHIMBUL DE CAPACITATE DE ECHILIBRARE

SAU PARTAJAREA REZERVELOR

Secţiunea 1

Cerinţe generale

163. OST în comun cu unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, poate elabora, din proprie iniţiativă sau la solicitarea ANRE, în exercitarea atribuţiilor sale prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, precum şi a autorităţilor de reglementare relevante, o propunere privind aplicarea unuia dintre următoarele procese:

163.1. procesul de alocare co-optimizată;

163.2. procesul de alocare bazată pe mecanisme de piaţă;

163.3. procesul de alocare bazată pe o analiză a eficienţei economice.

164. Capacitatea interzonală alocată, înainte de intrarea în vigoare a prezentelor Linii directoare, pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor poate continua să fie folosită în acest scop până la expirarea perioadei de contractare.

165. Propunerea privind aplicarea procesului de alocare include:

165.1. graniţele zonei de ofertare, intervalul de timp al pieţei, durata aplicării şi metodologia care urmează să fie aplicată;

165.2. în cazul procesului de alocare bazată pe analiza eficienţei economice, volumul capacităţii interzonale alocate şi analiza efectivă a eficienţei economice care justifică eficienţa acestei alocări.

166. OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi aplică metodologia privind procesul de alocare co-optimizată a capacităţii interzonale pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor şi, atunci când este relevant, metodologia privind procesul de alocare a capacităţii interzonale bazat pe mecanisme de piaţă pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor şi metodologia privind procesul de alocare a capacităţii interzonale pe baza unei analize a eficienţei economice, metodologii aplicabile părţilor contractante ale Comunităţii Energetice în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice.

167. Capacitatea interzonală alocată pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor se utilizează exclusiv în raport cu: rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală, rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare automată şi rezervele de înlocuire. Marja de fiabilitate calculată în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor se utilizează pentru operarea şi schimbul de rezerve de stabilizare a frecvenţei, cu excepţia liniilor de interconexiune în curent continuu (“CC”), pentru care poate fi alocată şi capacitatea interzonală pentru operarea şi schimbul de rezerve de stabilizare a frecvenţei în conformitate cu pct.163-164.

168. OST, în comun cu operatorii sistemelor de transport din statele vecine, poate aloca o capacitate interzonală pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor numai în cazul în care capacitatea interzonală este calculată în conformitate cu metodologiile de calcul al capacităţii elaborate în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor şi, respectiv, în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţilor pe piaţa pe termen lung.

169. OST include capacitatea interzonală alocată pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor drept capacitate interzonală deja alocată în calculele capacităţii interzonale.

170. În cazul în care titularii de drepturi fizice de transport al energiei electrice folosesc capacitatea interzonală pentru schimbul de capacitate de echilibrare, capacitatea este considerată nominalizată doar în scopul excluderii sale de la aplicarea principiului “utilizează sau vinde”.

171. În legătură cu schimbul de capacitate de echilibrare sau partajarea rezervelor, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi, are obligaţia de a analiza periodic dacă capacitatea interzonală alocată pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor mai este necesară în acest scop. În cazul în care se aplică procesul de alocare bazată pe o analiză a eficienţei economice, această analiză trebuie realizată cel puţin o dată pe an. În cazul în care capacitatea interzonală alocată pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor nu mai este necesară, aceasta trebuie eliberată cât mai repede posibil şi trebuie returnată în intervalele ulterioare de alocare a capacităţii. Capacitate interzonală respectivă nu se mai include drept capacitate interzonală deja alocată în calculele capacităţii interzonale.

172. Atunci când capacitatea interzonală alocată pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor nu a fost utilizată pentru schimbul asociat de energie de echilibrare, aceasta trebuie eliberată pentru schimbul de energie de echilibrare cu perioade de activare mai scurte sau pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor.

Secţiunea 2

Utilizarea capacităţii interzonale de către furnizorii de servicii de echilibrare

173. Furnizorii de servicii de echilibrare care au încheiat cu OST un contract de furnizare a capacităţii de echilibrare pe baza modelului OST-FSE, prevăzut în titlul III, cap. III secţiunea a 1-a, au dreptul să utilizeze capacitatea interzonală pentru schimbul de capacitate de echilibrare dacă sunt titulari ai unor drepturi fizice de transport al energiei electrice.

174. Furnizorii de servicii de echilibrare care utilizează capacitatea interzonală pentru schimbul de capacitate de echilibrare pe baza modelului OST-FSE, prevăzut în titlul III, cap. III secţiunea a 1-a, trebuie să nominalizeze OST drepturile fizice de transport al energiei electrice pentru schimbul de capacitate de echilibrare. Aceste drepturi fizice de transport al energiei electrice asigură titularilor lor dreptul de a nominaliza schimbul de energie de echilibrare către OST şi, prin urmare, sunt excluse de la aplicarea principiului “utilizează sau vinde”.

175. Capacitatea interzonală alocată pentru schimbul de capacitate de echilibrare în conformitate cu pct.168 se include drept capacitate interzonală deja alocată în calculele capacităţii interzonale.

TITLUL V

DECONTAREA

Capitolul I

PRINCIPIILE DECONTĂRII

Secţiunea 1

Principii generale

176. Procesele de decontare:

176.1. instituie semnale economice adecvate care să reflecte situaţia de dezechilibru;

176.2. garantează că dezechilibrele sunt decontate la un preţ care reflectă valoarea în timp real a energiei de echilibrare;

176.3. oferă stimulente părţilor responsabile pentru echilibrare pentru ca acestea să fie în echilibru sau să ajute la restabilirea echilibrului în sistemul electroenergetic;

176.4. facilitează armonizarea mecanismelor de decontare a dezechilibrelor;

176.5. oferă stimulente OST, pentru ca acesta să îşi îndeplinească obligaţiile care îi revin în temeiul Secţiunii 1 a Titlului II, Secţiunii 1 a Titlului V şi Secţiunilor 1 şi 4 ale Titlului VI din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport;

176.6. evită oferirea de stimulente denaturante părţilor responsabile pentru echilibrare, furnizorilor de servicii de echilibrare şi OST;

176.7. sprijină concurenţa în rândul participanţilor la piaţă;

176.8. oferă stimulente furnizorilor de servicii de echilibrare pentru ca aceştia să ofere şi să livreze servicii de echilibrare către OST;

176.9. asigură neutralitatea financiară a OST.

177. ANRE, în exercitarea atribuţiilor prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, asigură ca pe parcursul perioadei de reglementare, astfel cum este definită de ANRE, OST să nu înregistreze câştiguri sau pierderi economice cu privire la rezultatul financiar al decontării dezechilibrelor, realizată în conformitate cu cap. II, III şi IV din prezentul titlu, şi ca orice rezultat financiar pozitiv sau negativ obţinut ca urmare a decontării dezechilibrelor în conformitate cu cap. II, III şi IV din prezentul titlu să fie distribuit utilizatorilor de sistem în conformitate cu normele naţionale aplicabile.

178. OST poate elabora o propunere privind un mecanism de decontare suplimentar, separat de decontarea dezechilibrelor, pentru a deconta costurile de achiziţie ale capacităţii de echilibrare, după cum este prevăzut în cap. V din prezentul titlu, costurile administrative, precum şi alte costuri legate de echilibrare. Mecanismul de decontare suplimentar se aplică părţilor responsabile pentru echilibrare. Este de preferat ca acest lucru să fie realizat prin introducerea unei funcţii de stabilire a preţurilor pentru deficite. Dacă OST alege un alt mecanism, acesta trebuie să justifice acest lucru în propunere. Această propunere se transmite spre aprobare ANRE.

179. Fiecare injecţie sau extragere într-o sau dintr-o zonă de programare a unui OST se decontează fie în conformitate cu cap. III din titlul V, fie în conformitate cu cap. IV din Titlul menţionat.

Capitolul II

DECONTAREA ENERGIEI DE ECHILIBRARE

Secţiunea 1

Calcularea energiei de echilibrare

180. În scopul decontării energiei electrice de echilibrare, cel puţin în cazul procesului de restabilire a frecvenţei şi al procesului de înlocuire a rezervelor, OST stabileşte o procedură pentru:

180.1. calcularea volumului activat al energiei de echilibrare pe baza activării solicitate sau a valorii măsurate;

180.2. solicitarea recalculării volumului activat al energiei de echilibrare.

181. OST calculează volumul activat al energiei de echilibrare în conformitate cu procedurile stabilite în temeiul subpct. 180.1, cel puţin pentru:

181.1. fiecare interval de decontare a dezechilibrului;

181.2. zonele sale de dezechilibru;

181.3. fiecare direcţie, cu un semn negativ care indică extragerea relativă de către furnizorul de servicii de echilibrare şi cu un semn pozitiv care indică o injecţie relativă de către furnizorul de servicii de echilibrare.

182. OST conector decontează toate volumele activate ale energiei de echilibrare, calculate în conformitate cu pct.181, cu furnizorii de servicii de echilibrare în cauză.

Secţiunea 2

Energia de echilibrare pentru procesul de stabilizare a frecvenţei

183. OST conector poate să calculeze şi să deconteze volumul activat al energiei de echilibrare pentru procesul de stabilizare a frecvenţei cu furnizorii de servicii de echilibrare, în conformitate cu pct.180-181.

184. Preţul, care poate fi pozitiv, zero sau negativ, al volumului activat al energiei de echilibrare pentru procesul de stabilizare a frecvenţei se stabileşte pentru fiecare direcţie, astfel cum este definit în Tabelul 1.

Tabelul 1. Plata pentru energia de echilibrare

Secţiunea 3

Energia de echilibrare pentru procesul de restabilire a frecvenţei

185. OST conector calculează şi decontează volumul activat al energiei de echilibrare pentru procesul de restabilire a frecvenţei cu furnizorii de servicii de echilibrare, în conformitate cu pct.180 - 181.

186. Preţul, care poate fi pozitiv, zero sau negativ, al volumului activat al energiei de echilibrare pentru procesul de restabilire a frecvenţei se stabileşte pentru fiecare direcţie, în conformitate cu titlul III cap. I secţiunea a 2-a, după cum este definit în Tabelul 1.

Secţiunea 4

Energia de echilibrare pentru procesul de înlocuire a rezervelor

187. OST conector calculează şi decontează volumul activat al energiei de echilibrare pentru procesul de înlocuire a rezervelor cu furnizorii de servicii de echilibrare, în conformitate cu pct.180 - 181.

188. Preţul, care poate fi pozitiv, zero sau negativ, al volumului activat al energiei de echilibrare pentru procesul de înlocuire a rezervelor se stabileşte pentru fiecare direcţie, în conformitate cu titlul III cap. I secţiunea a 2-a, după cum este definit în Tabelul 1.

Secţiunea 5

Ajustarea dezechilibrului aplicabilă părţii responsabile pentru echilibrare

189. OST calculează o ajustare a dezechilibrului care urmează să fie aplicată părţii în cauză responsabile pentru echilibrare pentru fiecare ofertă de energie de echilibrare activată.

190. Pentru zonele de dezechilibru în care sunt calculate mai multe poziţii finale pentru o singură parte responsabilă pentru echilibrare, în conformitate cu pct.202, o ajustare a dezechilibrului poate fi calculată pentru fiecare poziţie.

191. Pentru fiecare ajustare a dezechilibrului, OST determină volumul activat al energiei de echilibrare în conformitate cu titlul III cap. I secţiunea a 2-a, precum şi orice volum activat în alte scopuri decât în scopul echilibrării.

Capitolul III

DECONTAREA SCHIMBURILOR DE ENERGIE ÎNTRE OST

Secţiunea 1

Schimburile planificate de energie

192. OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi aplică regulile comune privind decontarea dezechilibrelor aplicabile tuturor schimburilor planificate de energie, în conformitate cu Secţiunile 8, 9 şi 10 ale Titlului III din Partea a 4-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

193. Fiecare funcţie de decontare OST-OST trebuie să realizeze decontarea în conformitate cu regulile de decontare, prevăzute la subpct. 19.9.

194. În legătură cu realizarea schimburilor planificate de energie în cadrul zonei sincrone a Europei Continentale, OST aplică în comun cu operatorii sistemelor de transport din zona sincronă a Europei Continentale regulile comune de decontare OST-OST pentru schimburile planificate de energie, prevăzute la subpct. 19.12.

195. OST participă în comun cu operatorii sistemelor de transport din zona sincronă a Europei Continentale la mecanismul coordonat de ajustare a decontărilor între toţi operatorii sistemelor de transport, inclusiv la instituirea acestuia.

Secţiunea 2

Schimburile neplanificate de energie

196. OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din zonă sincronă a Europei Continentale aplică regulile comune de decontare a tuturor schimburilor neplanificate de energie, prevăzute la subpct. 19.13.

Capitolul IV

DECONTAREA DEZECHILIBRELOR

Secţiunea 1

Decontarea dezechilibrelor

197. OST sau, dacă este relevant altă parte terţă conform Legii cu privire la energia electrică, decontează, în cadrul zonei sau zonelor sale de programare, cu fiecare parte responsabilă pentru echilibrare, pentru fiecare interval de decontare a dezechilibrului, stabilit conform titlului V cap. IV secţiunea a 2-a, toate dezechilibrele calculate în conformitate cu principiile prevăzute la cap. II secţiunea a 5- a din prezentul titlu, precum şi în secţiunea a 3-a din prezentul capitol, la preţul dezechilibrului, calculat în conformitate cu secţiunea a 5-a din prezentul capitol.

198. OST aplică în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi prevederile armonizate ale elementelor principale de decontare a dezechilibrelor, prevăzute la subpct. 19.10.

Secţiunea 2

Intervalul de decontare a dezechilibrelor

199. În condiţiile prevăzute la art.89 alin.(7) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, OST aplică intervalul de decontare a dezechilibrelor de 15 minute în toate zonele de programare, asigurând totodată că toate limitele unităţii de timp a pieţei energiei electrice coincid cu limitele intervalului de decontare a dezechilibrului.

Secţiunea 3

Calculul dezechilibrelor

200. OST calculează, în cadrul zonei sau al zonelor sale de programare, după caz, poziţia finală, volumul alocat, ajustarea dezechilibrului şi dezechilibrul:

200.1. pentru fiecare parte responsabilă pentru echilibrare;

200.2. pentru fiecare interval de decontare a dezechilibrului;

200.3. în fiecare zonă de dezechilibru.

201. Zona de dezechilibru este egală cu zona de programare.

202. Până la punerea în aplicare a prevederilor pct.18, OST calculează poziţia finală a unei părţi responsabile pentru echilibrare utilizând una dintre următoarele modalităţi:

202.1. partea responsabilă pentru echilibrare are o poziţie finală unică egală cu suma programelor sale de tranzacţii externe şi interne cu energie;

202.2. partea responsabilă pentru echilibrare are două poziţii finale: prima este egală cu suma programelor sale de tranzacţii externe şi interne cu energia electrică din producere, iar a doua este egală cu suma programelor sale de tranzacţii externe şi interne cu energia electrică din consum;

203. OST elaborează norme privind:

203.1. calcularea poziţiei finale;

203.2. determinarea volumului alocat;

203.3. determinarea ajustării dezechilibrului, în conformitate cu secţiunea a 5-a cap. III din prezentul titlu;

203.4. calcularea dezechilibrului;

203.5. solicitarea recalculării dezechilibrului de către o parte responsabilă pentru echilibrare.

204. Volumul alocat nu se calculează pentru o parte responsabilă pentru echilibrare care nu acoperă injecţiile sau extragerile.

205. Un dezechilibru indică dimensiunea şi direcţia tranzacţiei de decontare dintre partea responsabilă pentru echilibrare şi OST. Un dezechilibru poate avea, alternativ:

205.1. semn negativ, indicând un deficit al părţii responsabile pentru echilibrare;

205.2. semn pozitiv, indicând un excedent al părţii responsabile pentru echilibrare.

Secţiunea 4

Preţul dezechilibrului

206. OST stabileşte reguli pentru a calcula preţul dezechilibrului, care poate fi pozitiv, zero sau negativ, astfel cum este definit în Tabelul 2.

Tabelul 2. Plata pentru dezechilibru

207. Regulile prevăzute la pct.206 includ o definiţie a valorii activării evitate a energiei de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei sau din rezervele de înlocuire.

208. OST stabileşte preţul dezechilibrului pentru:

208.1. fiecare interval de decontare a dezechilibrului;

208.2. zonele sale de preţ de dezechilibru;

208.3. fiecare direcţie a dezechilibrului.

209. Preţul dezechilibrului negativ nu trebuie să fie mai mic decât:

209.1. preţul mediu ponderat al energiei de echilibrare activate în sens pozitiv din rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi din rezervele de înlocuire; sau decât

209.2. valoarea activării evitate a energiei de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei sau din rezervele de înlocuire, în situaţia în care, în intervalul de decontare a dezechilibrului, nu s-a produs nicio activare a energiei de echilibrare, în nicio direcţie.

210. Preţul dezechilibrului pozitiv nu trebuie să fie mai mare decât:

210.1. preţul mediu ponderat al energiei de echilibrare activate în sens negativ din rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi din rezervele de înlocuire; sau decât

210.2. valoarea activării evitate a energiei de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei sau din rezervele de înlocuire, în situaţia în care, în intervalul de decontare a dezechilibrului, nu s-a produs nicio activare a energiei de echilibrare în nicio direcţie.

211. În cazul în care atât energia de echilibrare pozitivă, cât şi cea negativă din rezervele pentru restabilirea frecvenţei sau din rezervele de înlocuire au fost activate în cursul aceluiaşi interval de decontare a dezechilibrului, preţul decontării dezechilibrelor se stabileşte, pentru dezechilibrul pozitiv şi pentru dezechilibrul negativ, utilizând ca bază cel puţin unul din principiile prevăzute la pct.209 şi, respectiv, la pct.210.

Capitolul V

DECONTAREA CAPACITĂŢII PENTRU ECHILIBRARE

Secţiunea 1

Achiziţia în cadrul unei zone de programare

212. La utilizarea în zonă sa de programare a ofertelor de capacitate de echilibrare, OST are obligaţia de a stabili regulile privind decontarea cel puţin a rezervelor pentru restabilirea frecvenţei şi a rezervelor de înlocuire, în conformitate cu principiile prevăzute în titlul III cap. II secţiunea a 1-a.

213. La utilizarea în zonă sa de programare a ofertelor de capacitate de echilibrare, OST trebuie să deconteze cel puţin toate rezervele procurate pentru restabilirea frecvenţei şi toate rezervele de înlocuire, în conformitate cu principiile prevăzute în titlul III cap. II secţiunea a 1-a.

Secţiunea 2

Achiziţia în afara unei zone de programare

214. În legătură cu schimbul de capacitate de echilibrare, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi în schimb, stabilesc reguli privind decontarea capacităţii de echilibrare achiziţionate, în conformitate cu titlul III cap II secţiunea a 2- a şi cap III secţiunea 1-a din titlul menţionat.

215. În legătură cu schimbul de capacitate de echilibrare, OST decontează în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi în schimb, capacitatea de echilibrare achiziţionată, utilizând funcţia de decontare OST-OST, în conformitate cu principiile stabilite în titlul III cap. II secţiunea a 2-a. Dacă OST face schimb de capacitate pentru echilibrare pe baza modelului OST-FSE, acesta decontează capacitatea pentru echilibrare achiziţionată, în conformitate cu principiile stabilite în titlul III cap. III secţiunea 1-a.

216. În legătură cu schimbul de capacitate de echilibrare, OST stabileşte în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi în schimb reguli privind decontarea alocării capacităţii interzonale, în conformitate cu titlul IV cap. II.

217. În legătură cu schimbul de informaţii, OST în comun cu OST implicaţi în schimb, decontează capacitatea interzonală alocată, în conformitate cu titlul IV cap. II.

TITLUL VI

ALGORITM

Secţiunea 1

Algoritmii de echilibrare

218. OST în comun cu operatorul/operatorii sistemelor de transport implicaţi în schimbul de capacitate de echilibrare, includ în propunerea elaborată în conformitate cu titlul III cap. II secţiunea a 2-a, algoritmii care urmează să fie utilizaţi de funcţiile de optimizare a achiziţiei de capacitate pentru achiziţionarea ofertelor de energie de echilibrare. Algoritmii respectivi trebuie:

218.1. să reducă la minimum costurile globale de achiziţie aferente întregii capacităţi de echilibrare achiziţionate în comun;

218.2. dacă este cazul, să ia în considerare disponibilitatea capacităţii interzonale, inclusiv eventualele costuri aferente furnizării acesteia.

219. Toţi algoritmii elaboraţi în conformitate cu prezenta Secţiune trebuie:

219.1. să respecte constrângerile legate de siguranţa în funcţionare;

219.2. să ia în considerare constrângerile tehnice şi pe cele legate de reţeaua electrică;

219.3. dacă este cazul, să ia în considerare capacitatea interzonală disponibilă.

TITLUL VII

RAPORTAREA

Secţiunea 1

Raportul OST privind echilibrarea

220. Cel puţin o dată la doi ani, OST publică pe site-ul web un raport privind echilibrarea, care acoperă ultimii doi ani calendaristici, respectând confidenţialitatea informaţiilor în conformitate cu titlul I secţiunea a 10-a. Raportul privind echilibrarea:

220.1. include informaţii privind volumele produselor specifice disponibile, achiziţionate şi utilizate, precum şi justificarea produselor specifice, care fac obiectul condiţiilor prevăzute în titlul II cap. II secţiunea a 8-a;

220.2. conţine analiza sumară a dimensionării capacităţii de rezervă, incluzând justificarea şi explicaţia cerinţelor aplicabile capacităţii de rezervă calculate;

220.3. conţine analiza sumară a furnizării optime a capacităţii de rezervă, incluzând justificarea valorii capacităţii de echilibrare;

220.4. analizează costurile şi beneficiile, precum şi eventualele ineficienţe şi distorsiuni rezultate din utilizarea produselor specifice, din perspectiva impactului asupra concurenţei şi fragmentării pieţei, a participării consumului dispecerizabil şi a surselor regenerabile de energie, a integrării pieţelor energiei de echilibrare, precum şi a efectelor colaterale asupra altor pieţe de energie electrică;

220.5. analizează oportunităţile pentru schimbul de capacitate de echilibrare şi pentru partajarea rezervelor;

220.6. prezintă o explicaţie şi o justificare cu privire la achiziţia capacităţii de echilibrare fără schimb de capacitate de echilibrare sau partajare de rezerve;

220.7. analizează eficienţa funcţiilor de optimizare a activării energiei de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi, după caz, a energiei de echilibrare din rezervele de înlocuire.

221. Raportul privind echilibrarea se redactează în limba română şi include un rezumat în limba engleză.

222. Pe baza rapoartelor privind echilibrarea publicate anterior, ANRE în exercitarea atribuţiilor prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, este în drept să solicite OST să modifice structura şi conţinutul următorului raport privind echilibrarea.

223. OST are obligaţia de a transmite raportul întocmit în conformitate cu prezenta Secţiune ENTSO-E.

TITLUL VIII

ANALIZA COST-BENEFICIU

Secţiunea 1

Analiza cost-beneficiu

224. La solicitarea ANRE şi a autorităţilor de reglementare relevante, OST are obligaţia de a efectua în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi o analiză cost-beneficiu în temeiul prezentelor Linii directoare. În acest caz OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi stabilesc criteriile şi metodologia de efectuare a analizei cost-beneficiu şi le prezintă ANRE, în conformitate cu atribuţiile ce îi revin acesteia potrivit art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, şi autorităţilor de reglementare relevante, cu şase luni înainte de a începe efectuarea analizei cost-beneficiu. ANRE în comun cu autorităţile de reglementare relevante pot solicita modificări ale criteriilor şi ale metodologiei, prezentate.

225. Analiza cost-beneficiu ia în considerare cel puţin:

225.1. fezabilitatea tehnică;

225.2. eficienţa economică;

225.3. impactul asupra concurenţei şi a integrării pieţelor energiei de echilibrare;

225.4. costurile şi beneficiile implementării;

225.5. impactul asupra costurilor de echilibrare la nivel european şi naţional;

225.6. impactul potenţial asupra preţurilor de pe pieţele europene ale energiei electrice;

225.7. capacitatea OST şi a părţilor responsabile pentru echilibrare de a-şi îndeplini obligaţiile;

225.8. impactul asupra participanţilor la piaţa, din perspectiva cerinţelor tehnice sau a tehnologiilor informaţionale suplimentare, evaluate în cooperare cu părţile interesate afectate.

226. OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi prezintă rezultatele analizelor cost-beneficiu ANRE şi autorităţilor de reglementare relevante, împreună cu propunerile justificate privind modul de abordare a eventualelor probleme identificate în rezultatul efectuării analizei cost-beneficiu.

TITLUL IX

DEROGĂRI ŞI MONITORIZARE

Secţiunea 1

Derogări

227. La cererea OST sau din proprie iniţiativă, ANRE, în conformitate cu atribuţiile ce îi revin acesteia potrivit articolul art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică poate acorda OST derogare de la una sau mai multe dintre dispoziţiile prezentelor Linii directoare, în conformitate cu pct.228-238.

228. OST poate solicita derogare de la următoarele cerinţe:

228.1. termenele-limită până la care OST trebuie să utilizeze platformele europene, prevăzute la pct.86-89;

228.2. volumul maxim al capacităţii interzonale alocate pe baza unui proces bazat pe mecanisme de piaţă, sau a unui proces bazat pe o analiză a eficienţei economice, prevăzute la subpct. 163.2 şi 163.3;

228.3. armonizarea intervalului de decontare a dezechilibrului, prevăzut la pct.199;

228.4. punerea în aplicare a cerinţelor prevăzute la Titlul V, după cum urmează: cap. II secţiunile 1-5, cap. III secţiunile 1 - 2, cap. IV secţiunile 3 - 4 şi cap. V secţiunile 1 - 2.

229. Procesul de solicitare şi, respectiv, de acordare a derogării trebuie să fie transparent, nediscriminatoriu, nepărtinitor, bine documentat şi bazat pe o cerere argumentată.

230. OST prezintă ANRE o cerere scrisă privind derogarea, cu cel puţin şase luni înainte de data aplicării prevederilor de la care se solicită derogarea.

231. Cererea de derogare include următoarele informaţii:

231.1. prevederile de la care se solicită derogarea;

231.2. perioada pentru care se solicită derogarea;

231.3. un plan şi un calendar detaliate, care să specifice modalitatea de abordare şi de asigurare a implementării dispoziţiilor relevante din prezentele Linii directoare după expirarea perioadei de derogare;

231.4. o analiză a consecinţelor derogării solicitate asupra pieţelor adiacente;

231.5. o analiză a riscurilor pe care derogarea solicitată le poate prezenta pentru integrarea pieţelor de echilibrare la nivel european.

232. ANRE adoptă o decizie cu privire la orice cerere de derogare în termen de şase luni de la data înregistrării cererii de derogare. Acest termen poate fi prelungit cu trei luni înainte de expirarea sa, dacă ANRE solicită informaţii suplimentare din partea OST. Perioada suplimentară începe de la data la care sunt primite toate informaţiile necesare, în format complet.

233. OST transmite eventualele informaţii suplimentare solicitate de ANRE în termen de două luni de la data solicitării respective. În cazul în care OST nu prezintă informaţiile solicitate în termenul respectiv, cererea de derogare se consideră retrasă, cu excepţia cazului în care, înaintea expirării termenului:

233.1. ANRE decide să acorde o prelungire, sau

233.2. OST informează ANRE, prin intermediul unei cereri motivate, că cererea de derogare este completă.

234. La evaluarea cererii de derogare sau înainte de acordarea unei derogări din proprie iniţiativă, ANRE ia în considerare următoarele aspecte:

234.1. dificultăţile legate de implementarea prevederii sau prevederilor vizate;

234.2. riscurile şi implicaţiile prevederii sau ale prevederilor vizate privind siguranţa în funcţionare;

234.3. măsurile luate pentru a facilita implementarea prevederii sau a prevederilor vizate;

234.4. impactul neaplicării prevederii sau a prevederilor vizate asupra principiilor de nediscriminare şi de concurenţă faţă de alţi participanţi pe piaţă europeană, în special în raport cu consumul dispecerizabil şi sursele regenerabile de energie;

234.5. impactul asupra eficienţei economice globale şi asupra infrastructurii de reţele inteligente;

234.6. impactul asupra altor zone de programare şi consecinţele generale asupra procesului de integrare a pieţelor la nivel european.

235. ANRE aprobă o hotărâre argumentată cu privire la o cerere de derogare sau cu privire la o derogare acordată din proprie iniţiativă. În cazul în care acordă o derogare, ANRE specifică durata acesteia. Derogarea poate fi acordată numai o singură dată şi pentru o perioadă maximă de doi ani, cu excepţia derogărilor prevăzute la subpct. 231.1 şi 231.3, care pot fi acordate până la 1 ianuarie 2030.

236. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ANRE notifică hotărârea sa Comitetului de Reglementare al Comunităţii Energetice şi Secretariatului Comunităţii Energetice. Hotărârea se publică, de asemenea, pe site-ul web oficial al ANRE.

237. ANRE menţine un registru al tuturor derogărilor pe care le-a acordat sau le-a refuzat şi, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice. prezintă Comitetului de Reglementare al Comunităţii Energetice, cel puţin o dată la şase luni, un registru actualizat şi consolidat, o copie a căruia se transmite ENTSO-E.

238. Registrul conţine, în special:

238.1. prevederile pentru care se acordă sau se refuză derogarea;

238.2. conţinutul derogării;

238.3. fundamentarea care justifică acordarea sau refuzul de a acorda derogarea;

238.4. consecinţele rezultate din acordarea derogării.

Secţiunea 2

Monitorizarea

239. OST transmite Secretariatului Comunităţii Energetice informaţiile necesare pentru îndeplinirea sarcinilor de monitorizare a punerii în aplicare a prezentelor Linii directoare în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice.

240. Participanţii la piaţă şi alte organizaţii relevante pentru integrarea pieţelor de echilibrare prezintă Secretariatului Comunităţii Energetice informaţiile necesare pentru monitorizare, în conformitate cadrul normativ al Comunităţii Energetice, cu excepţia informaţiilor obţinute deja de ANRE, în exercitarea atribuţiilor prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, de ECRB şi de ACER.

Secţiunea 3

Dispoziţii Speciale

241. În termen de până la 15 decembrie 2027, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţii din care face parte sistemul electroenergetic naţional, elaborează o metodologie de calcul al capacităţii interzonale în intervalul de echilibrare pentru schimbul de energie de echilibrare sau pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor. Această metodologie trebuie să evite denaturările pieţei şi să fie compatibilă cu metodologia de calcul al capacităţii interzonale aplicată în intervalul intrazilnic, prevăzută în liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor.

242. Prin derogare de la pct.19, până la aprobarea de către ACER a TCM prevăzute la subpct.19.11, pct.19.12 şi pct.19.13 ANRE aprobă TCM corespunzătoare, aplicate la nivelul Uniunii Europene, în conformitate cu deciziile corespunzătoare ale autorităţilor de reglementare din Statele Membre.