Hotărâre nr.853 din 29.12.2025 cu privire la aprobarea Regulamentului privind clauzele şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare şi a Regulamentului privind clauzele şi condiţiile pentru părţile responsabile pentru echilibrare

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

H O T Ă R Â R E

cu privire la aprobarea Regulamentului privind clauzele şi condiţiile pentru

furnizorii de servicii de echilibrare şi a Regulamentului privind clauzele

 şi condiţiile pentru părţile responsabile pentru echilibrare

nr. 853  din  29.12.2025

 (în vigoare 01.07.2026) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr.139-141 art. 223 din 26.03.2026

* * *

În temeiul prevederilor art.39 alin.(9) şi (13) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2025, nr.437-440, art.598) şi a notei de fundamentare elaborată de Departamentul energie electrică şi regenerabilă, Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

HOTĂRĂŞTE:

1. Se aprobă Regulamentul privind clauzele şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare (se anexează).

2. Se aprobă Regulamentul privind clauzele şi condiţiile pentru părţile responsabile pentru echilibrare (se anexează).

3. Prezenta Hotărâre se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova, pe pagina web oficială a Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică şi pe pagina web oficială a Î.S. "Moldelectrica".

4. Prezenta Hotărâre intră în vigoare la 1 iulie 2026.

[Pct.4 în redacţia Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

Aprobat

prin Hotărârea Consiliului de administraţie

al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

nr.853/2025

Regulamentul privind clauzele şi condiţiile

pentru furnizorii de servicii de echilibrare

Capitolul I

DISPOZIŢII GENERALE

1. Prezentul regulament are drept scop stabilirea regulilor pentru achiziţia şi utilizarea capacităţii de echilibrare şi a energiei electrice necesare pentru echilibrarea sistemului electroenergetic naţional în timp real, precum şi pentru realizarea decontărilor şi efectuarea plăţilor pentru tranzacţiile corespunzătoare.

Obiectivele prezentului regulament constau în stabilirea clauzelor şi condiţiilor aplicabile Operatorului Sistemului de Transport şi furnizorilor de servicii de echilibrare pentru:

a) asigurarea funcţionării eficiente a pieţei serviciilor de echilibrare, creşterea eficienţei echilibrării prin folosirea platformelor comune a pieţelor de echilibrare europene;

b) integrarea pieţelor de echilibrare şi promovarea posibilităţilor de realizare a schimburilor de servicii de echilibrare, contribuind totodată la siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic naţional;

c) operarea şi dezvoltarea eficientă, pe termen lung, a sistemului de transport al energiei electrice;

d) asigurarea achiziţiei de servicii de echilibrare prin mecanisme echitabile, obiective, transparente şi bazate pe mecanisme de piaţă, evitarea barierelor nejustificate în calea intrării pe piaţă a noilor participanţi şi promovarea lichidităţii pieţei de echilibrare, prevenind în acelaşi timp distorsiunile nejustificate din cadrul pieţei interne de energie electrică;

e) facilitarea participării la echilibrarea sistemului electroenergetic a locurilor de consum, inclusiv a instalaţiilor de agregare şi de stocare a energiei, garantând totodată că acestea concurează cu alte servicii de echilibrare în condiţii echitabile şi dacă este necesar, acţionează independent atunci când deservesc un singur loc de consum;

f) facilitarea includerii în piaţa angro de energie electrică a surselor de energie regenerabilă şi sprijinirea atingerii obiectivelor privind dezvoltarea producţiei de energie din surse regenerabile.

g) stabilirea regulilor pentru gestionarea congestiilor, inclusiv a celor pentru decontare.

Capitolul II

ABREVIERI ŞI DEFINIŢII

2. În sensul prezentului Regulament, abrevierile de mai jos au următoarele semnificaţii:

a) ANRE – Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică a Republicii Moldova;

b) Clauze şi condiţii pentru PRE – Regulamentul privind clauzele şi condiţiile pentru părţile responsabile cu echilibrarea;

c) DD – declaraţie de disponibilitate;

d) EMS-SCADA – Sistemul SCADA al Operatorului Sistemului de Transport (Energy Management System - Supervisory Control and Data Acquisition);

e) ENTSO-E – Reţeaua europeană a operatorilor de transport şi de sistem pentru energie electrică;

f) FSE – furnizor de servicii de echilibrare;

g) GFR – grup de furnizare a rezervelor;

h) ID – interval de decontare, care corespunde intervalului de dispecerizare;

i) IE – interval de echilibrare;

j) OSD – Operatorul Sistemului de Distribuţie;

k) OST – Operatorul Sistemului de Transport;

l) PEE – piaţa energiei de echilibrare;

m) PSS – piaţa serviciilor de sistem;

n) PI – piaţa intrazilnică;

o) PRE – parte responsabilă pentru echilibrare;

p) RI – rezerve de înlocuire;

q) RRF – rezerve pentru restabilirea frecvenţei;

r) RRFa – rezerve pentru restabilirea frecvenţei activate în mod automat;

s) RRFm – rezerve pentru restabilirea frecvenţei activate în mod manual;

t) RSF – rezerve pentru stabilizarea frecvenţei;

u) SEN – sistemul electroenergetic naţional;

v) UFR – unitate de furnizare a rezervelor.

3. În sensul prezentului regulament, termenii şi expresiile folosite au semnificaţiile definite în:

a) Legea nr.164 din 26.06.2025 cu privire la energia electrică;

b) Hotărârea ANRE nr.299 din 26.06.2017 cu privire la prezentarea către ENTSO-E a informaţiilor despre piaţa energiei electrice a Republicii Moldova şi publicarea acestora;

c) Hotărârea ANRE nr.423 din 22.11.2019 cu privire la aprobarea Codului reţelelor electrice privind racordarea la reţelele electrice;

d) Hotărârea ANRE nr.642 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind echilibrarea sistemului electroenergetic;

e) Hotărârea ANRE nr.641 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor;

f) Hotărârea ANRE nr.643 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind alocarea capacităţilor pe piaţa pe termen lung;

g) Hotărârea ANRE nr.644 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind operarea sistemului de transport;

h) Hotărârea ANRE nr.645 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Codului de reţea privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic.

4. În sensul specific prezentului regulament, termenii şi expresiile de mai jos au următoarele semnificaţii:

a) bancă de decontare – bancă comercială la care FSE/OST şi-a deschis contul din/în care se achită obligaţiile de plată/drepturile de încasare fixate în notele de informare pentru decontare emise de OST;

b) consum net – energia pe care un consumator de energie electrică o preia din reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN;

c) declaraţie de disponibilitate – documentul transmis de FSE la OST specificând disponibilitatea UFR/GFR pe care le exploatează;

d) Contract de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare – contract cadru, care prevede drepturile şi responsabilităţile reciproce dintre OST şi FSE pe piaţa energiei electrice de echilibrare, elaborat de OST în urma unui proces de consultare publică şi aprobat de către ANRE;

e) lună de livrare – luna în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei de echilibrare;

f) marcă de timp – informaţia în formă electronică ataşată în mod unic unei oferte, care certifică faptul că aceasta a fost primită de către OST la un moment de timp bine determinat;

g) notă de decontare lunară pe PEE – nota de decontare întocmită de OST, pentru fiecare FSE, în care sunt prezentate atât toate obligaţiile de plată, cât şi drepturile de încasare care trebuie plătite, respectiv încasate prin intermediul conturilor bancare deschise de fiecare FSE;

h) notă de decontare lunară pe PSS – nota de decontare întocmită de OST, pentru fiecare FSE, în care sunt prezentate toate obligaţiile de plată, care trebuie plătite prin intermediul conturilor bancare deschise de fiecare FSE şi care sintetizează tranzacţiile angajate ale FSE pe PSS în fiecare lună calendaristică;

i) ofertă de energie de echilibrare – angajamentul ferm transmis de FSE pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare creşterii de putere/reducerii de putere, în condiţiile acceptării de către OST a preţului solicitat în ordinea de merit comună/ordinea de merit locală;

j) 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 de către FSE pentru un produs standard;

k) ordine de merit – ordonarea după preţ a perechilor preţ-cantitate din ofertele de energie de echilibrare validate, stabilită şi utilizată de OST, pentru determinarea perechilor preţ-cantitate care vor fi acceptate pentru furnizarea energiei de echilibrare;

l) ordine de merit comună – ordinea de merit formată din ofertele transmise de OST în platformele informatice dedicate pieţelor Europene de echilibrare;

m) platforme europene – platforme pentru schimbul de energie de echilibrare din rezervele pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală şi automată constituite în conformitate cu pct.87 şi 88 din Liniile directoare privind echilibrarea sistemului electroenergetic;

n) Procedura de calificare tehnică – Procedura de calificare tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem;

o) reglaj necesar – volumul de energie de echilibrare de care OST are nevoie pentru a asigura echilibrul SEN într-un interval de decontare dat;

p) responsabilitatea echilibrării – responsabilitatea fiecărui participant la piaţa de echilibrare faţă de OST pentru menţinerea echilibrului între valorile realizate şi contractate ale producţiei, consumului şi schimburilor de energie electrică proprii, după caz, precum şi pentru suportarea financiară a eventualelor dezechilibre;

q) rezerve – suma capacitaţilor de putere ale UFR/GFR puse de FSE la dispoziţia OST pentru procesul de echilibrare a sistemelor energetice, începând de la nivelul garantat în cazul în care un OST a contractat în avans servicii de echilibrare cu UFR/GFR conform reglementărilor referitoare la achiziţia acestora până la nivelul rezultat în urma notificărilor de program ale UFR/GFR;

r) situaţie de nefuncţionare – situaţie în care nu pot fi utilizate sistemele informatice, informaţionale şi de comunicaţii ale pieţei angro (incapacitatea totală sau parţială de funcţionare sau altă defecţiune a acestora);

s) transfer de capacitate pentru echilibrare – transferul de capacitate pentru echilibrare de la un FSE care a contractat iniţial capacitatea pentru echilibrare către un alt FSE;

t) tranzacţie – angajament ferm între două părţi pentru transferul comercial de energie electrică, în conformitate cu prezentul regulament.

Capitolul III

REGULILE PEE

Secţiunea 3.1

Reguli generale de funcţionare a PEE

5. OST aplică modelul de autodispecerizare pentru a determina programele de producere şi de consum.

6. Pentru a putea participa la piaţa de echilibrare un FSE trebuie să se califice în prealabil.

7. OST stabileşte, în urma unui proces de consultare publică, conţinutul contractului cadru de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare, care cuprinde drepturile şi responsabilităţile reciproce ale OST şi FSE. Contractul cadru de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare este publicat de OST pe site web oficial.

8. Tranzacţiile încheiate pe PEE stabilesc obligaţia respectivului FSE de a furniza serviciul corespunzător unui anumit tip de produs standard de rezerve pentru echilibrare către OST, în conformitate cu specificaţiile din oferta de energie de echilibrare şi din dispoziţiile de dispecer emise de OST. Tranzacţiile sunt specifice unui anumit ID.

9. Energia de echilibrare poate fi folosită pentru:

a) creşterea de putere, care poate fi furnizată prin creşterea producţiei unei/unui UFR/GFR sau prin reducerea consumului unei/unui UFR/GFR;

b) reducerea de putere, care poate fi furnizată prin reducerea producţiei unei/unui UFR/GFR sau creşterea consumului unei/unui UFR/GFR.

Energia de echilibrare tranzacţionată pe PEE se livrează fizic în ziua de livrare:

a) în punctele de racordare unde o UFR sau un GFR sunt racordate la SEN;

b) în momentele pentru care au fost emise dispoziţiile de dispecer de către OST, acestea trebuind să fie situate în ID/IE specificat în oferta acceptată.

10. OST monitorizează îndeplinirea de către FSE a cerinţelor stabilite în prezentul regulament privind clauzele şi condiţiile privind echilibrarea, în cadrul zonei sale de programare.

11. Furnizorii de RSF care sunt calificaţi tehnic de către OST numai pentru RSF, conform prevederilor procedurii de calificare tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem, nu sunt obligaţi să se înregistreze în calitate de FSE la PEE.

Secţiunea 3.2

Etapele calificării FSE

Subsecţiunea 3.2.1

Prevederi generale

12. Procesul de calificare a unui FSE cuprinde două etape:

a) Calificarea tehnică, realizată conform procedurii de calificare tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem aprobate de ANRE;

b) Înregistrarea pe PEE, prin semnarea contractului de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare.

Subsecţiunea 3.2.2

Calificarea tehnică a FSE

13. În calitate de FSE pot activa întreprinderi electroenergetice care deţin locuri de consum, centrale electrice şi/sau unităţi de stocare a energiei, precum şi agregatorii.

14. Pentru a deveni FSE, în conformitate cu prevederile pct.66 din Liniile directoare privind echilibrarea sistemului electroenergetic este necesar ca o/un UFR/GFR să finalizeze cu succes procesul de calificare tehnică.

15. Procesul de calificare tehnică respectă prevederile din Partea a patra, Titlul VI Secţiunea 3 şi Secţiunea 6 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport şi este realizat în conformitate cu procedura de calificare tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem prevăzută la pct.12 lit.a).

16. Fiecare UFR/GFR trebuie să obţină calificarea tehnică pentru cel puţin un produs standard. Tipurile de produse standard sunt stabilite de comun acord de către toţi OST participanţi la pieţele europene de energie de echilibrare şi de capacitate de echilibrare pentru RRFm şi RRFa şi RI şi aprobate de către ANRE.

17. Datele şi informaţiile pe care solicitantul le transmite la OST în scopul evaluării capacităţii de furnizare a serviciilor de echilibrare, respectă prevederile pct.573 din Liniile directoare privind echilibrarea sistemului electroenergetic şi sunt detaliate în procedura de calificare tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem prevăzută la pct.12 lit.a).

Subsecţiunea 3.2.3

Înregistrarea pe PEE

18. După obţinerea calificării tehnice, înregistrarea pe piaţa de echilibrare se realizează prin semnarea contractului cadru de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare de către deţinătorul UFR/GFR.

19. Fiecare FSE este responsabil pentru respectarea angajamentelor pe PEE, conform reglementărilor aplicabile şi prevederilor contractului cadru de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare.

20. Solicitantul înaintează o cerere scrisă către OST care conţine un formular completat corespunzător, este însoţită de documentaţia de suport relevantă şi trebuie să fie semnată de reprezentantul legal al solicitantului.

21. Conţinutul şi formatul formularului prevăzut la pct.20, precum şi modul de transmitere şi verificare a acestuia este prevăzut în procedura de înregistrare, retragere şi revocare a unui participant la piaţa de echilibrare. OST publică procedura respectivă pe site web oficial.

22. FSE care au semnat contractul de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare sunt înregistraţi în calitate de participanţi la piaţa energiei electrice de echilibrare în Registrul participanţilor la PEE, care este întocmit şi actualizat de către OST.

23. Fiecare FSE are dreptul să consulte informaţiile din Registrul participanţilor la PEE care îl vizează şi să solicite corectarea oricărei inexactităţi constatate.

24. Un FSE se poate retrage din proprie iniţiativă de pe PEE, printr-o înştiinţare scrisă, semnată de un reprezentant legal al FSE. Această înştiinţare trebuie transmisă OST cu cel puţin o lună înainte de data estimată pentru retragere a înregistrării FSE.

25. OST poate revoca înregistrarea unui FSE în oricare din următoarele cazuri:

a) dacă FSE nu mai îndeplineşte la un moment dat una sau mai multe din condiţiile necesare pentru înregistrarea ca FSE;

b) dacă FSE nu respectă prevederile contractului cadru de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare;

c) la solicitarea ANRE, în situaţia în care FSE nu respectă în mod repetat prevederile prezentului Capitol, fapte constatate de ANRE.

26. În cazul în care FSE se retrage de pe PEE conform prevederilor pct.24 sau în cazul revocării înregistrării FSE de către OST conform prevederilor pct.25:

a) FSE efectuează toate plăţile datorate către OST în conformitate cu prevederile referitoare la decontarea pe PEE din prezentul regulament;

b) OST efectuează toate plăţile către FSE datorate pentru perioada anterioară retragerii/revocării FSE;

c) OST anulează înregistrarea acestuia în Registrul participanţilor la PEE, cu informarea respectivă a FSE.

27. Procedura prevăzută la pct.21 cuprinde toate informaţiile necesare revocării sau retragerii FSE de pe PEE, instrucţiuni detaliate, inclusiv termenele maxime stabilite pentru plăţile prevăzute la pct.26.

Secţiunea 3.3

Datele şi informaţiile transmise de către FSE în timpul funcţionării PEE

Subsecţiunea 3.3.1

Transmiterea DD pentru UFR/GFR

28. Toţi FSE care au în exploatare UFR/GFR trebuie să transmită DD corespunzătoare la OST.

29. DD pentru o UFR/GFR în ziua D trebuie să fie transmisă la OST cel mai devreme cu 10 de zile înainte de ziua D şi cel mai târziu până la ora 16:30 a zilei D-1 şi poate fi actualizată în orice moment anterior ID vizat.

Subsecţiunea 3.3.2

Formatul şi conţinutul DD pentru UFR/GFR

30. DD conţine cel puţin următoarele informaţii:

a) puterea disponibilă a fiecărei/fiecărui UFR/GFR pentru fiecare ID din fiecare zi de livrare;

b) motivaţii şi detalii (inclusiv numărul cererii aprobate de dispecer) privind reducerile de disponibilitate ale fiecărei/ fiecărui UFR/GFR, urmare a oricărei opriri accidentale sau opriri planificate pentru mentenanţă, repunerii în exploatare înainte de termenul aprobat, etc. UFR/GFR care produc energie electrică din energie eoliană sau solară respectiv UFR/GFR formate din unităţi consumatoare, unităţi de stocare a energiei sau orice fel de agregare dintre acestea, sunt exceptate de la furnizarea motivaţiilor.

Subsecţiunea 3.3.3

Verificarea şi acceptarea DD pentru UFR/GFR

31. Verificarea formei şi conţinutului DD se face automat de către sistemul informatic al pieţei de echilibrare, iar confirmarea este transmisă emitentului de către OST într-un format standard, pe aceeaşi cale prin care a fost recepţionată.

32. DD sunt accesibile pentru vizualizare prin intermediul sistemului informatic al pieţei de echilibrare.

Subsecţiunea 3.3.4

Modificarea DD pentru UFR/GFR in timpul zilei de livrare

33. FSE este responsabil pentru informarea OST despre modificarea rezervelor de echilibrare pentru fiecare ID al zilei de livrare.

34. FSE poate modifica DD, în orice moment al zilei de livrare, pentru ID-urile următoare celui în care se operează modificarea.

Secţiunea 3.4

Monitorizarea modului de furnizare a serviciilor de echilibrare

35. OST monitorizează modul în care, fiecare FSE în parte, furnizează serviciile de echilibrare pentru fiecare serviciu de echilibrare în parte, astfel:

a) la etapa de calificare tehnică pentru furnizarea serviciului de echilibrare de către FSE, OST compară datele obţinute prin teste cu performanţele FSE pentru fiecare rezervă în parte, definită ca produs standard, conform modului prevăzut în pct.55, 57 şi 60.

b) în cadrul procesului de monitorizare OST evaluează periodic performanţele FSE.

36. În vederea monitorizării modului de furnizare a serviciilor de echilibrare de către un FSE calificat, OST elaborează şi publică procedura privind monitorizarea respectării caracteristicilor tehnice ale produselor standard în procesul de furnizare a serviciilor de echilibrare de către FSE. Procedura este supusă unui proces de consultare publică şi se publică pe site web oficial a OST.

Capitolul IV

ACHIZIŢIA DE ENERGIE DE ECHILIBRARE PE PEE

Secţiunea 4.1

Ofertarea pe PEE

37. Fiecare FSE care deţine un contract pentru furnizarea capacităţii pentru echilibrare, transmite către OST ofertele de energie de echilibrare aferente capacităţii de echilibrare determinate în conformitate cu prevederile Capitolului VII.

38. Fiecare FSE are dreptul de a transmite către OST ofertele de energie aferente capacităţii de echilibrare care nu este contractată cu OST.

39. FSE atribuie ofertele de energie de echilibrare numai pentru PRE din care face parte, conform prevederilor Clauzelor şi condiţiilor pentru PRE respectiv în cazul unui agregator ce preia rolul de FSE pentru GFR cu puncte de măsurare în mai multe PRE, acesta ajustând poziţia netă contractuală între respectivele PRE prin notificări ulterioare ID de livrare.

40. În situaţiile în care siguranţa în funcţionare a SEN o impun dacă OST identifică necesitatea unor oferte de energie de echilibrare suplimentare după ora de închidere a porţii pentru piaţa intrazilnică, pentru un anumit ID, acesta poate transmite o solicitare către FSE de a oferi energia aferentă capacitaţii de echilibrare neutilizată. În aceste cazuri, FSE pot oferta pe piaţa de echilibrare toată energia de echilibrare rămasă disponibilă, pe fiecare sens, pentru ID/IE considerat.

41. FSE poate transmite oferte de preţ separat pe fiecare UFR/GFR pentru energia de echilibrare în următoarele condiţii:

a) pentru fiecare tip de produs standard de RI, RRFm sau RRFa:

(i) oferte de energie de echilibrare pentru creştere de putere;

(ii) oferte de energie de echilibrare pentru reducere de putere;

b) începând cu o săptămână înaintea zilei de livrare şi până la ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare corespunzătoare fiecărui tip de produs standard, conform procedurii privind conţinutul şi formatul cadru al ofertelor pentru energia de echilibrare pentru produsele standard.

42. Ofertele pot fi oricând modificate sau anulate înaintea orei de închidere a porţii pentru energia de echilibrare. Orice modificare stabileşte o nouă ofertă de energie de echilibrare, anulând automat oferta care a fost validată anterior pentru acelaşi ID.

43. Ofertele sunt transmise în format electronic, prin mijloacele de comunicare prevăzute de OST.

44. Oferta se consideră transmisă oficial la momentul intrării în sistemul informatic al pieţei de echilibrare. Ora transmiterii este exprimată prin marca de timp.

45. Imediat ce o nouă ofertă a intrat în sistemul informatic al pieţei de echilibrare, OST confirmă respectivului FSE primirea acesteia. Această confirmare conţine numărul de înregistrare şi ora la care această ofertă a intrat în sistemul informatic al pieţei de echilibrare.

46. Dacă un FSE nu primeşte de la OST, într-un interval de 5 minute de la transmiterea unei noi oferte de energie de echilibrare, confirmarea de primire a respectivei oferte, FSE trebuie să contacteze imediat OST.

47. OST elaborează şi publică pe site web oficialprocedura privind conţinutul şi formatul cadru al ofertelor pentru energie de echilibrare pentru produsele standard precum şi modul de transmitere a ofertelor/raportarea volumelor indisponibile. Procedura este supusă unui proces de consultare publică.

48. Preţurile ofertelor de energie de echilibrare pot fi numere pozitive, zero sau negative, cu două zecimale şi sunt exprimate în MDL/MWh.

49. În momentul primirii ofertelor, OST verifică dacă cantitatea ofertată pentru un anumit produs standard din oferta unei/unui UFR/GFR nu depaşeşte valoarea pentru care UFR/GFR a fost calificată tehnic.

50. OST poate marca ca indisponibile pentru tranzacţionare ofertele a căror activare/inactivare conduce la congestii interne.

51. În cazul în care ofertele a căror activare poate conduce la o congestie internă aparţin mai multor UFR/GFR dintr-o anumită zonă a SEN, aceste oferte se marchează ca indisponibile în ordinea de merit.

52. OST tratează nediscriminatoriu toate ofertele de energie de echilibrare primite. După ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare, toate ofertele de energie de echilibrare pentru produsele standard de RRFm şi RRFa sunt transmise de către OST către platformele europene, în vederea optimizării activării ofertelor de energie de echilibrare în liste cu ordine de merit comune la nivel european.

53. În cazul în care se utilizează sistemul informatic al pieţei de echilibrare al OST sau în situaţia în care platformele europene nu funcţionează pentru o perioadă limitată, ofertele de energie de echilibrare aferente produselor standard de RRFm şi de RRFa vor fi activate de către OST în ordinea de merit la nivel local.

54. Orice activare parţială sau totală a unei oferte de energie de echilibrare din listele cu ordine de merit comune la nivel european/local constituie o tranzacţie/contract între respectivul FSE şi OST.

55. Fiecare ofertă de energie de echilibrare pentru produsul standard de RI trebuie să respecte caracteristicile statice prevăzute în Tabelul nr.1:

Tabelul nr.1

Caracteristicile statice şi valorile lor

pentru oferta de energie de echilibrare pentru produsul standard de RI

56. Caracteristicile variabile ale ofertei de energie de echilibrare pentru produsul standard de RI care urmează să fie determinate de FSE, în timpul calificării tehnice sau la transmiterea ofertei RI trebuie să includă:

a) parametrii definiţi în Tabelul nr.2:

Tabelul nr.2

Parametrii caracteristicilor variabile

ale ofertei de energie de echilibrare pentru produsul standard de RI

(b) volumul ofertei;

(c) direcţia ofertei: energie de echilibrare pozitivă (crestere de putere)/negativă (reducere de putere);

57. Fiecare ofertă de energie de echilibrare pentru produsul standard de RRFm trebuie sa respecte următoarele caracteristici statice definite în Tabelul nr.3:

Tabelul nr.3

Caracteristicile statice şi valorile lor

pentru oferta de energie de echilibrare pentru produsul standard de RRFm

58. Livrarea energiei de echilibrare pentru produsul standard de RRFm din oferta activată direct include şi următorul ID al celuia la care face referire oferta.

59. Caracteristicile variabile ale ofertei de energie de echilibrare pentru produsul standard de RRFm care urmează să fie stabilite de FSE, în timpul calificării tehnice sau la transmiterea ofertei RRFm, trebuie să includă:

a) parametrii definiţi în Tabelul nr.4:

Tabelul nr.4

Parametrii caracteristicilor variabile

ale ofertei de energie de echilibrare pentru produsul standard de RRFm

(b) volumul ofertei;

(c) sensul ofertei: energie de echilibrare pozitivă (crestere de putere)/negativă (reducere de putere).

60. Fiecare ofertă de energie de echilibrare pentru produsul standard de RRFa trebuie sa respecte următoarele caracteristici statice din Tabelul nr.5:

Tabelul nr.5

Caracteristicile statice şi valorile lor

pentru oferta de energie de echilibrare pentru produsul standard de RRFa

61. Caracteristicile variabile ale ofertei de energie de echilibrare pentru produsul standard de RRFa care urmează să fie stabilite de FSE, în timpul calificării tehnice sau la transmiterea ofertei RRFa, trebuie să includă:

(a) parametrii definiţi din Tabelul nr.6:

Tabelul nr.6

Parametrii caracteristicilor variabile

ale ofertei de energie de echilibrare pentru produsul standard de RRFa

(b) volumul ofertei;

(c) direcţia ofertei: energie de echilibrare pozitivă (crestere de putere)/negativă (reducere de putere);

(d) perioada de valabilitate la care se referă oferta pentru produsul RRFa.

Secţiunea 4.2

Reguli de selectare a ofertelor de energie de echilibrare

62. Selectarea ofertelor de energie de echilibrare pentru orice tip de produs standard se face în dependenţă de preţul ofertelor, folosind ordinea de merit pentru fiecare produs şi pentru fiecare sens, astfel:

a) Pentru ordinea de merit la creştere se ordonează ofertele în sens crescător al preţului, iar selectarea se face începând cu oferta cu cel mai mic preţ, până se asigură volumul de energie de echilibrare solicitat de OST;

b) Pentru ordinea de merit la scădere se ordonează ofertele în sens descrescător al preţului, iar selectarea se face începând cu oferta cu cel mai mare preţ, până se acoperă volumul de energie de echilibrare solicitat de OST care utilizează platformele europene de echilibrare.

63. Selectarea ofertelor de energie de echilibrare a produselor standard RRFm şi RRFa se realizează din ordinele de merit comune la nivel european, pe fiecare tip de produs. Funcţia de optimizare a fiecărei platforme europene pentru tranzacţionarea produselor standard de energie de echilibrare realizează selecţiile în funcţie de preţuri şi de capacitatea disponibilă pe liniile de interconexiune.

64. OST tranzacţionează produsul standard RI de energie de echilibrare pe platforma informatică a pieţei de echilibrare.

65. În fiecare interval orar al zilei D de livrare, OST stabileşte necesarul de energie de echilibrare pe tipuri de reglaj pentru intervalele de echilibrare a intervalului de dispecerizare în derulare şi a intervalului de dispecerizare următor.

66. În intervalul ID-50 de minute şi cel târziu ID-40 de minute OST stabileşte necesarul de RI, realizează selecţia ofertelor pe platforma informatică a pieţei de echilibrare a OST şi transmite dispoziţiile de dispecer către FSE, pentru acest tip de produs, oricând între IE-50 de minute şi IE-40 de minute pentru IE.

67. În cazul utilizării platformelor de echilibrare europene, după ora de închidere a porţilor pentru energia de echilibrare, IE-25 de minute pentru produsele standard RRFm şi RRFa, OST evaluează şi filtrează ofertele primite de la FSE şi transmite către platformele informatice europene dedicate următoarele date:

a) pentru produsul standard RRFm:

(i) ofertele de energie de echilibrare, necesarul de energie de echilibrare pentru activarea programată a produsului RRFm şi capacitatea disponibilă pe liniile de interconexiune pentru respectivul ID;

(ii) ora de închidere a porţii pentru transmiterea datelor de la pct.(i) este IE-12 minute.

(iii) necesarul de energie de echilibrare pentru activarea directă a produsului standard RRFm poate fi transmis în orice moment de timp al zilei de livrare.

(iv) transmiterea dispoziţiilor de dispecer se va face între IE-10 minute şi IE-7,5 minute în cazul activării programate a produsului standard RRFm şi imediat după primirea volumelor de energie de echilibrare selectate de algoritmul de optimizare a platformei europene în cazul activării directe;

b) pentru produsul standard RRFa:

(i) ofertele de energie de echilibrare primite de la FSE şi capacitatea disponibilă pe liniile de interconexiune;

(ii) ora de închidere a porţii pentru transmiterea datelor de la pct.(i) este IE-10 minute.

68. În cazul utilizării platformei informatice a pieţei de echilibrare a OST sau în situaţia în care platformele europene nu funcţionează pe o perioadă limitată, dispoziţiile de dispecer pentru activarea RRFm se transmit între IE-15 minute şi IE-7,5 minute în cazul activării programate şi în orice moment al zilei de livrare D în cazul activării directe.

69. În situaţia unor congestii interne, care pot apărea doar aproape de ID/IE şi care impun selectarea anumitor UFR/GFR pentru creştere sau reducere de putere, OST selectează ofertele marcate ca indisponibile pentru platformele europene a acestor UFR/GFR, conform prevederilor pct.50- 51.

Secţiunea 4.3

Tranzacţii angajate pe PEE

70. Tranzacţiile angajate pe PEE care sunt încheiate în conformitate cu prevederile Secţiunii 4.2, sunt executate de OST prin emiterea dispoziţiilor de dispecer corespunzătoare către respectivul FSE.

71. Conformarea cu dispoziţiile de dispecer emise de OST este obligatorie pentru FSE în cauză.

72. În prima zi calendaristică care urmează zilei de livrare în cauză, OST transmite pentru fiecare zi de livrare şi pentru fiecare UFR/GFR al fiecărui FSE, confirmările de tranzacţie angajate către FSE corespunzător.

73. Fiecare confirmare de tranzacţie angajată conţine cel puţin următoarele informaţii:

a) codul de identificare pe PEE al FSE;

b) codul de identificare pe PEE al UFR sau GFR, după caz;

c) ziua de livrare, intervalul orar de livrare, ID;

d) toate elementele caracteristice ale tranzacţiei angajate: volum activat, preţ, direcţie de creştere / reducere pentru energia de echilibrare selectată din volumul de RRFa ofertat;

e) toate elementele caracteristice ale tranzacţiei angajate: volum activat, preţ, direcţie de creştere / reducere pentru energia de echilibrare selectată din volumul de RRFm ofertat;

f) toate elementele caracteristice ale tranzacţiei angajate: volum activat, preţ, direcţie de creştere / reducere pentru energia de echilibrare selectată din volumul de RI ofertat.

74. Preţul tranzacţiei angajate reprezintă preţul marginal stabilit în conformitate cu TCM-urile relevante aprobate de ACER şi incluse în Lista TCM-urilor aprobată de către ANRE spre utilizare conform prevederilor art.39, alin.(14) din Legea cu privire la energia electrică.

75. Sunt acceptate contestaţii la conţinutul confirmărilor de tranzacţie angajată numai în cazul unor erori transmise din platformele europene sau rezultate din acţiunile OST.

76. Orice contestaţie asupra conţinutului unei confirmări de tranzacţie angajată este transmisă la OST de către FSE responsabil nu mai târziu de 2 (două) zile calendaristice după transmiterea de către OST a respectivei confirmări de tranzacţie angajată.

77. OST informează FSE asupra acceptării sau respingerii contestaţiei respective nu mai târziu de 2 (două) zile lucrătoare după recepţionarea contestaţiei. În cazul acceptării unei contestaţii, OST transmite FSE o confirmare de tranzacţie angajată corectată.

78. Dacă în termenul prevăzut la pct.76 un FSE nu transmite nicio contestaţie la confirmările de tranzacţie angajată primite, acestea se consideră ca fiind acceptate.

79. Orice contestaţie transmisă nu exonerează respectivul FSE de îndeplinirea obligaţiilor rezultate din tranzacţiile angajate contestate, corectate sau nu, după caz.

80. În cazul în care achiziţia de servicii de sistem sau activarea coordonată a energiei de echilibrare nu poate fi realizată, se aplică procedurile de ultimă instanţă, elaborate de OST şi publicate pe site web oficial.

81. Procedurile de ultimă instanţă sunt utilizate de OST şi FSE în cazul apariţiei condiţiilor de nefuncţionare, după cum urmează:

a) incapacitatea totală sau parţială de funcţionare sau altă defecţiune a sistemului informatic al pieţei de echilibrare sau al altui sistem informatic utilizat de OST pentru primirea, verificarea şi validarea ofertelor pe PEE;

b) incapacitatea totală sau parţială de funcţionare sau altă defecţiune a sistemului informatic al pieţei de echilibrare sau al altui sistem informatic utilizat de OST pentru procesarea şi selectarea ofertelor pe PEE, precum şi de emitere a dispoziţiilor de dispecer;

c) întreruperea liniilor de comunicaţie ale OST pentru o perioadă mai mică de 30 de minute;

d) incapacitatea totală sau parţială de funcţionare a platformelor europene utilizate de OST.

82. Procedurile de ultimă instanţă pot prevedea utilizarea unor mijloace alternative de comunicaţie, precum şi extinderea sau decalarea oricăror termene limită care trebuie respectate de OST şi FSE, inclusiv ora de închidere a PEE.

83. Atât OST cât şi FSE specifică în contractul de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare una sau mai multe persoane de contact în cazul apariţiei unei situaţii de nefuncţionare, precum şi numerele corespunzătoare de telefon, adrese e-mail şi fax. Atât OST cât şi FSE se informează reciproc în cazul modificării acestor informaţii.

Capitolul V

REGULI PRIVIND DECONTAREA ENERGIEI ELECTRICE FURNIZATE DE FSE

Secţiunea 5.1

Prevederi generale

84. Regulile privind decontare din prezenta Secţiune asigură cadrul pentru decontarea tranzacţiilor şi stabilirea obligaţiilor de plată şi a drepturilor de încasare rezultate conform prevederilor prezentului regulament, între un FSE şi OST.

85. Tranzacţiile pe PEE stabilesc obligaţia respectivului FSE de a furniza energia de echilibrare către OST în conformitate cu specificaţiile din ofertă şi dispoziţiile de dispecer emise de către OST. Fiecare tranzacţie va fi specifică unui anumit ID/IE.

86. Regulile prezentei Secţiuni creează cadrul pentru:

a) stabilirea unui program de determinare, confirmare/contestare şi transmitere a informaţiilor necesare în vederea facturării şi decontării pe PEE;

b) efectuarea calculelor pentru stabilirea drepturilor de încasare şi a obligaţiilor de plată aferente tranzacţiilor încheiate pe PEE;

c) informarea părţilor în legătură cu obligaţiile acestora de plată, respectiv cu drepturile acestora de încasare;

d) facturarea şi efectuarea plăţilor;

e) stabilirea şi utilizarea garanţiilor;

f) măsuri în cazuri de neîndeplinire a obligaţiilor.

Secţiunea 5.2

Reguli privind decontarea FSE pentru energia de echilibrare

aferentă produselor standard RI, RRFm, RRFa

87. Decontarea energiei de echilibrare se face agregat pentru volumul de energie de echilibrare contractat pe fiecare ID/IE fără a fi luate în considerare volumele de energie de echilibrare rezultate din variaţiile de sarcină care depăşesc o perioadă de 5 (cinci) minute în intervalele adiacente ale ID luat în calcul.

88. Stabilirea obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare pe piaţa de echilibrare se face în baza volumului contractat aferent ofertelor acceptate de energie de echilibrare în ordinea de merit şi a preţurilor marginale pentru fiecare produs standard.

89. OST este partea contractantă pentru fiecare FSE, în toate tranzacţiile angajate pe PEE.

90. Plata pentru energia de echilibrare se face astfel:

a) energia de echilibrare pozitivă (creştere de putere) este plătită de OST către FSE, dacă preţul este pozitiv;

b) energia de echilibrare negativă (reducere de putere) este plătită de OST către FSE, dacă preţul este negativ;

c) energia de echilibrare pozitivă (creştere de putere) este plătită de FSE către OST, dacă preţul este negativ;

d) energia de echilibrare negativă (reducere de putere) este plătită de FSE către OST, dacă preţul este pozitiv.

Secţiunea 5.3

Reguli privind decontarea în afara pieţei de echilibrare în scopul gestionării congestiilor

91. Stabilirea obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare pentru gestionarea congestiilor se face în baza volumului contractat aferent ofertelor acceptate în ordinea de merit şi a preţurilor din ofertă pentru produsele activate.

Secţiunea 5.4

Note de decontare lunare pe PEE

92. OST întocmeşte pentru fiecare FSE o notă de decontare lunară, care conţine cel puţin următoarele informaţii:

a) situaţia lunară privind volumul de energie de echilibrare contractat de FSE cu OST, defalcată pe tipuri de produse de echilibrare, separat pentru creştere de putere şi pentru reducere de putere, precum şi preţurile corespunzătoare;

b) valoarea drepturilor lunare de încasare pentru echilibrare şi a obligaţiilor lunare de plată pentru echilibrare;

c) situaţia lunară privind volumul de energie pentru gestionarea congestiilor contractat cu OST, defalcat pe tipuri de ofertă, atunci când s-au selectat în acest scop oferte din PEE, separat pentru creştere de putere şi pentru reducere de putere, precum şi preţurile corespunzătoare;

d) valoarea drepturilor lunare de încasare şi a obligaţiilor lunare de plată pentru gestionarea congestiilor.

93. OST transmite FSE notele de decontare lunară pe PEE, în termen de 7 (şapte) zile lucrătoare de la sfârşitul lunii de livrare.

94. Fiecare FSE verifică notele de decontare lunară pe PEE şi în cazul în care constată neconformităţi cu prevederile aplicabile, transmite contestaţii motivate către OST în termen de 2 (două) zile lucrătoare de la recepţionarea acestora.

95. OST analizează contestaţia FSE şi răspunde la aceasta, motivat, în termen de 5 (cinci) zile lucrătoare de la recepţionarea contestaţiei, refăcând calculele şi corectând notele de decontare lunare pe PEE eronate.

96. OST transmite către FSE nota de decontare lunară pe PEE, care cuprinde corecţiile rezultate în urma analizării contestaţiilor primite, în termenul prevăzut la pct.95; pentru FSE care n-au transmis contestaţii, se consideră valabile notele de decontare lunare pe PEE transmise la termenul iniţial.

97. Platforma informatică dedicată consemnează şi reţine data la care orice notă elaborată de OST conform prevederilor prezentului regulament a fost făcută disponibilă părţilor implicate.

Secţiunea 5.5

Facturarea obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare

98. OST emite facturi în moneda naţională a Republicii Moldova (MDL) către fiecare FSE cuprinzând sumele aferente obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare ale respectivului FSE către OST conform informaţiilor din nota de decontare lunară pe PEE.

99. Fiecare FSE emite o factură către OST cuprinzând sumele corespunzătoare obligaţiilor de plată ale OST către respectivul FSE, conform informaţiilor din nota de decontare lunară pe PEE.

100. Facturile sunt emise în prima zi lucrătoare după emiterea notei de decontare lunară pe PEE.

101. Facturile se emit astfel:

a) pentru energia de echilibrare pentru creştere de putere:

(i) FSE va factura către OST drepturile de încasare pentru valorile cantităţilor de energie de echilibrare la creştere de putere, corespunzatoare preţurilor pozitive ale tranzacţiilor angajate, stabilite conform notei de decontare lunară pe PEE;

(ii) OST va factura obligaţia de plată a FSE pentru valorile cantităţilor de energie de echilibrare la creştere de putere, corespunzătoare preţurilor negative ale tranzacţiilor angajate, stabilite conform notei de decontare lunară pe PEE;

(iii) FSE va factura livrare la preţ zero către OST, pentru valorile cantităţilor de energie de echilibrare la creştere de putere, corespunzătoare preţurilor negative ale tranzacţiilor angajate, stabilită conform notei de decontare lunară pe PEE.

b) pentru energia de echilibrare pentru reducere de putere:

(i) OST va factura către FSE obligaţiile de plată pentru valorile cantităţilor de energie de echilibrare la reducere de putere, corespunzătoare preţurilor pozitive ale tranzacţiilor angajate, stabilite conform notei de decontare lunară pe PEE;

(ii) FSE va factura către OST, drepturile de încasare pentru valorile cantităţilor de energie de echilibrare la reducere de putere, corespunzătoare preţurilor negative ale tranzacţiilor angajate stabilite conform notei de decontare lunară pe PEE;

(iii) OST va factura către FSE livrare la preţ zero pentru valorile cantităţilor de energie de echilibrare activate la reducere de putere, corespunzătoare preţurilor negative ale tranzacţiilor angajate, stabilite conform notei de decontare lunară pe PEE.

102. Factura fiscală aferentă obligaţiei de plată a FSE/OST se emite pe suport de hârtie şi/sau în format electronic prin Sistemul Informaţional Automatizat “e-Factura”.

103. Facturile vor fi plătite în termen de 7 (şapte) zile lucrătoare de la data emiterii acestora.

104. În cazul în care o sumă facturată de una dintre părţi este contestată integral sau parţial de cealaltă parte, partea debitoare va efectua plata integral în condiţiile pct.103 şi va înainta în termen de o zi lucrătoare de la data recepţionării a notelor de decontare prevăzute la pct.92, o notă explicativă părţii creditoare, cuprinzând obiecţiile sale. Partea creditoare analizează contestaţia primită şi dacă constată existenţa unei informaţii eronate, reface calculele şi transmite o notă de corectare tuturor părţilor implicate nu mai târziu de 10 (zece) zile lucrătoare de la data la care nota eronată a fost transmisă FSE.

105. Plata facturilor prevăzute la pct.103, va fi efectuată de FSE/OST prin transfer bancar. Plăţile se consideră efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate sau creditate în/din contul bancar respectiv.

Secţiunea 5.6

Efectuarea plăţilor, executarea garanţiilor şi penalităţi de întârziere pe PEE

106. Fiecare contraparte care primeşte o factură trebuie să plătească valoarea cuprinsă în respectiva factură, la data limită de plată, indiferent dacă există sau nu o dispută în legătură cu sumele corespunzătoare.

107. Orice FSE, precum şi OST, trebuie să plătească o penalizare de întârziere celeilalte părţi în oricare din următoarele cazuri:

a) dacă respectivul FSE sau OST nu a achitat sumele datorate până la data limită de plată;

b) dacă respectivul FSE sau OST trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute din care au rezultat plăţi întârziate;

c) dacă respectivul FSE sau OST trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute pentru care sumele care fac obiectul disputei au fost achitate la timp, dar contestate în mod justificat de cealaltă parte.

108. Rata dobânzii care se aplică în toate cazurile prevăzute la pct.107 pentru fiecare zi de întârziere începând cu prima zi lucrătoare după termenul limită de plată este egală cu nivelul penalităţii de întârziere percepute pentru neplata la termen a obligaţiilor către bugetul de stat, cu condiţia ca valoarea totală a penalităţilor să nu depăşească valoarea sumei datorate.

109. Un FSE se află într-o situaţie de neîndeplinire a obligaţiilor de plată în oricare din următoarele cazuri:

a) dacă acesta nu îndeplineşte cerinţele privind garanţiile;

b) dacă acesta nu îşi îndeplineşte obligaţiile rezultate din decontare în conformitate cu prevederile prezentului regulament până la datele limită corespunzătoare;

c) dacă acesta intră în faliment.

110. OST elaborează în urma unui proces de consultare publică procedurile aplicabile pentru situaţii de neîndeplinire a obligaţiilor de plată. Acestea includ, fără a se limita la: instrucţiuni pentru actualizarea garanţiei, blocarea plăţilor datorate respectivei părţi, sau compensarea obligaţiilor de plată cu drepturile de încasat sau utilizarea garanţiei disponibile pentru asigurarea plăţilor.

Secţiunea 5.7

Contestaţii la notele de decontare lunare pe PEE

111. Dacă o notă de decontare transmisă de către OST, conform prevederilor prezentului regulament, este incorectă, oricare dintre părţile implicate o poate contesta la OST şi poate pune în discuţie orice element sau calcul cuprins în respectiva notă.

112. Orice contestaţie va fi transmisă de partea implicată printr-o notificare pe e-mail sau fax către OST. Notificarea trebuie să specifice în mod clar perioada de timp vizată, cum ar fi ziua de livrare, ID/IE, data emiterii respectivei note, elementul contestat, motivul contestării, valoarea solicitată, dacă este cazul, şi va fi însoţită de orice probă disponibilă care poate să vină în sprijinul contestaţiei.

113. Orice parte implicată poate contesta o notă de decontare emisă de OST conform prevederilor prezentului regulament, într-un interval de 2 (două) zile lucrătoare de la data la care nota contestată a fost transmisă.

114. Dacă o parte implicată nu a transmis nici o contestaţie în legătură cu o notă de decontare emisă conform prevederilor prezentului regulament în termenul prevăzut la pct.113, nota respectivă se consideră că a fost acceptată de respectiva parte implicată.

115. OST analizează orice contestaţie transmisă conform prevederilor pct.113, în termen de 5 (cinci) zile lucrătoare de la recepţionarea acesteia.

116. În procesul de verificare a notei de decontare, emitentul poate solicita părţilor implicate informaţii suplimentare. Dacă informaţiile suplimentare solicitate nu sunt furnizate de partea implicată, emitentul este îndreptăţit să respingă contestaţia respectivă.

117. Emitentul va informa părţile implicate în legătură cu rezultatul verificărilor efectuate. Dacă o notă contestată a fost incorectă, emitentul va reface calculele şi va transmite o notă corectată tuturor părţilor implicate.

118. Dacă OST constată existenţa unei informaţii eronate într-o notă de decontare transmisă conform prevederilor prezentului regulament, acesta reface calculele şi transmite o notă corectată tuturor părţilor implicate în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de 10 (zece) zile lucrătoare de la data la care nota eronată a fost transmisă FSE şi/sau publicată de OST.

119. În cazul nerespectării termenelor de emitere, contestare, verificare, corectare, transmitere şi/sau publicare a notelor de decontare prevăzute în prezentul regulament, părţile implicate pot să sesizeze în scris ANRE în termen de 3 (trei) zile lucrătoare de la data constatării acestor abateri.

Secţiunea 5.8

Conturi bancare

120. Fiecare participant care se înregistrează în calitate de FSE deschide un cont bancar pentru activitatea pe PEE.

121. În scopul îndeplinirii obligaţiilor sale conform prezentului regulament, OST deschide la o bancă comercială de pe teritoriul Republicii Moldova un cont bancar pentru încasările şi plăţile aferente tranzacţiilor încheiate pe PEE.

122. Titularii de cont asigură solvabilitatea conturilor bancare proprii la datele scadente stabilite conform prevederilor prezentului regulament.

123. Conturile bancare prevăzute la pct.120 - 121 sunt deschise în MDL.

Secţiunea 5.9

Garanţii de plată a obligaţiilor pe PEE

124. OST are dreptul să solicite constituirea unei garanţii de plată înainte ca respectivul participant la piaţă să fie înregistrat ca FSE. OST poate accepta o garanţie comună pentru obligaţiile de plată ale participantului la piaţă atât în calitate de FSE, cât şi de PRE.

125. OST elaborează, în urma unui proces de consultare publică, procedurile pentru determinarea cuantumului şi a tipurilor de garanţii de plată solicitate, procedurile pentru depunerea şi verificarea constituirii garanţiilor de plată şi actualizării acestora, dacă este cazul, precum şi procedurile de executare a garanţiei de plată depuse de către FSE. Cuantumul garanţiei de plată solicitate ia în considerare probabilitatea ca diferenţa dintre obligaţiile de plată şi drepturile de încasare ale FSE la nivel lunar către OST să fie pozitivă şi este adaptată în conformitate cu eventualele întârzieri la plată înregistrate în perioade anterioare. OST publică procedurile pe site web oficial.

Capitolul VI

AGREGAREA LOCURILOR DE CONSUM, A INSTALAŢIILOR DE STOCARE A

ENERGIEI ŞI A INSTALAŢIILOR DE PRODUCERE A ENERGIEI ELECTRICE

126. Condiţiile de agregare a modulelor generatoare, unităţilor consumatoare aparţinând mai multor locuri de consum sau locuri de consum şi de producere, unităţilor de stocare a energiei şi/sau unităţilor de furnizare a rezervelor, sunt următoarele:

a) Pot fi agregate unităţi generatoare sau unităţi consumatoare sau unităţi de stocare din toate categoriile (A, B, C, D), clasificate în conformitate cu prevederile Codului reţelelor electrice cu privire la racordarea la reţelele electrice, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.423/2019;

b) Pentru un GFR format din mai multe unităţi generatoare, locuri de consum, sau unităţi de stocare a energiei şi/sau de unităţi de furnizare a rezervelor situate în zone de reţea diferite, în situaţia apariţiei unei congestii de reţea, creşterea/reducerea de putere se va realiza la dispoziţia dispecerului prin indicarea entităţilor componente la care trebuie modificat punctul de funcţionare pentru eliminarea congestiei;

127. GFR trebuie să respecte toate condiţiile si cerinţele de calificare tehnică a unui GFR conform prevederilor Capitolului III, Secţiunea 3.2 din prezentul regulament.

128. În funcţionarea curentă a unui GFR, OST are dreptul de a limita sau a exclude unităţi generatoare, locuri de consum cu consum comandabil, instalaţii de stocare care aparţin acestuia, de la furnizarea uneia sau mai multor rezerve de echilibrare, inclusiv RSF, în baza unor argumente tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a entităţilor componente GFR, pentru a asigura siguranţa în funcţionare a SEN.

Capitolul VII

REGULI PENTRU ACHIZIŢIA ŞI TRANSFERUL DE CAPACITATE PENTRU ECHILIBRARE

Secţiunea 7.1

Achiziţia capacităţii pentru de echilibrare

129. OST achiziţionează capacitatea pentru echilibrare, prin mecanisme de piaţă de la FSE calificaţi care au semnat cu OST contractul cadru de furnizare a capacităţii pentru echilibrare, în condiţii de transparenţă, acces neîngrădit şi eficienţă economică. OST elaborează în urma unui proces de consultare publică contractul cadru de furnizare a capacităţii pentru echilibrare şi îl publică pe site web oficial.

130. Anterior achiziţionării capacităţii necesare pentru echilibrare, OST:

a) stabileşte una sau mai multe perioade de achiziţie;

b) determină periodic cantităţile de capacităţi necesare pentru echilibrare, aferente fiecărui tip de rezervă pentru restabilirea frecvenţei şi a rezervelor de înlocuire, separat pentru creştere şi reducere, pentru fiecare interval de decontare al perioadei de achiziţie corespunzătoare, în temeiul normelor privind dimensionarea astfel cum sunt prevăzute la Secţiunea 1 al Titlului VI, Partea a Patra din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

131. Principalele caracterisctici ale unei oferte de capacitate pentru echilibrare sunt definite în Tabelul nr.7:

Tabelul nr.7

Principalele caracteristici ale unei oferte de capacitate pentru echilibrare

132. Fiecare ofertă de capacitate pentru echilibrare transmisă de FSE trebuie să conţină:

a) volumul ofertei în MW;

b) preţul ofertei în MDL/MWh;

c) durata minimă între perioada de dezactivare şi următoarea activare;

d) tipul de ofertă: divizibilă cu granularitate de 1 MW sau indivizibilă;

e) locaţia ofertei.

133. Achiziţiile de capacitate pentru echilibrare sunt efectuate prin intermediul licitaţiilor zilnice pentru o durată contractuală de maximum o zi, inclusiv pentru produsele standard conform TCM-ului relevant aprobat de ACER şi inclus în Lista TCM-urilor aprobată de către ANRE spre utilizare conform prevederilor art.39, alin.(14) din Legea cu privire la energia electrică.

134. O perioadă de achiziţie poate fi limitată la o zi sau/şi intervale de decontare în cadrul perioadei respective, ore de zi sau de noapte, ore de vârf sau de gol de sarcină sau alte tipuri de intervale.

135. Cantităţile necesare de capacităţi de echilibrare se achiziţionează de către OST prin mecanisme de piaţă, licitaţie concurenţială pe întreaga perioadă de achiziţie, separat pentru creştere şi reducere de putere, pentru fiecare categorie de capacitate de echilibrare şi pentru fiecare interval de decontare din perioada respectivă.

136. OST publică cantităţile de capacitate pentru echilibrare necesar a fi achiziţionate în perioada de achiziţie respectivă şi anunţă detaliile referitoare la licitaţie, cu cel mult o zi înainte de ziua în care are loc licitaţia.

137. Fiecare FSE transmite OST ofertele sale de capacitate pentru echilibrare. Ofertele de capacitate de echilibrare se transmit agregat pentru toate unităţile de furnizare a rezervelor/grupurile de furnizare a rezervelor calificate pentru fiecare tip de produs standard, pentru care FSE a obţinut calificare tehnică.

138. Fiecare FSE care participă la procesul de achiziţie a capacităţii pentru echilibrare transmite şi are dreptul de a actualiza ofertele de capacitate pentru echilibrare până la ora de închidere a porţii pentru procesul de achiziţie.

139. OST stabileşte şi publică conţinutul şi formatul cadru al ofertelor, modul de transmitere şi de validare a acestora în cadrul unei proceduri elaborate de acesta.

140. OST validează ofertele FSE imediat după primire şi respinge ofertele care nu îndeplinesc cerinţele privind formatul-cadru şi/sau cele în care capacitatea oferită depăşeşte valoarea totală calificată pentru un FSE, pentru un anumit tip de produs standard. În cazul în care respinge o ofertă, OST informează FSE respectiv şi îi comunică motivele respingerii.

141. Imediat după ora de închidere a porţii pentru procesul de achiziţie, OST alocă capacitatea pentru echilibrare ofertată în respectiva licitaţie pe baza preţului marginal, după cum urmează:

a) ofertele sunt ordonate crescător în funcţie de preţ, iar ofertele cu acelaşi preţ sunt ordonate cronologic în funcţie de marca de timp;

b) dacă suma capacităţilor ofertate de FSE este mai mică sau egală cu capacitatea pentru echilibrare ce trebuie alocată prin această licitaţie, toate ofertele vor fi complet acceptate;

c) dacă suma capacităţilor ofertate de FSE este mai mare decât capacitatea pentru echilibrare ce trebuie alocată prin această licitaţie ofertele sunt acceptate în ordinea de la lit.a) până la ultima ofertă care completează capacitatea pentru echilibrare necesară, care poate fi acceptată total sau parţial.

142. Preţul ultimei oferte acceptate reprezintă preţul de licitaţie, plătit de către OST tuturor FSE cu oferte acceptate.

143. FSE pot contesta rezultatele licitaţiei numai în cazul în care există indicii temeinice ale unor neconformităţi în procesul de evaluare a licitaţiei. Contestaţia se va transmite în termen de o oră de la publicarea rezultatului licitaţiei.

144. Rezultatul analizei contestaţiei va fi comunicat de către OST în termen de 3 (trei) ore de la recepţionarea contestaţiei.

145. Fiecare FSE care deţine un contract pentru furnizarea capacităţii pentru echilibrare transmite la OST ofertele de energie de echilibrare corespunzătoare volumului, produselor şi altor cerinţe prevăzute în contractul de furnizare a capacităţii pentru echilibrare.

146. Rezultatul fiecărei licitaţii pentru capacitatea de echilibrare se consemnează în anexe la contractele pentru furnizarea capacităţii pentru echilibrare încheiate între OST şi FSE.

147. În prima zi calendaristică care urmează zilei de livrare în cauză, OST transmite pentru fiecare zi de livrare şi pentru fiecare UFR/GFR al fiecărui FSE, confirmările privind cantităţile realizate (puse la dispoziţia OST) din totalul capacităţilor contractate.

148. Sunt acceptate contestaţii la conţinutul confirmărilor privind cantităţile realizate numai în cazul unor erori rezultate din acţiunile OST.

149. Orice contestaţie asupra conţinutului unei confirmări privind cantităţile realizate este transmisă la OST de către FSE responsabil, nu mai târziu de o zi lucrătoare după transmiterea de către OST a respectivei confirmări privind cantitaţile realizate.

150. OST informează FSE asupra acceptării sau respingerii contestaţiei respective nu mai târziu de o zi lucrătoare după recepţionarea contestaţiei. În cazul acceptării unei contestaţii, OST transmite FSE o confirmare privind cantitaţile realizate corectate, în aceeaşi zi.

151. Dacă, în perioada prevăzută la pct.149, un FSE nu transmite nicio contestaţie la confirmările primite privind cantitaţile realizate, acestea se consideră ca fiind acceptate.

152. Orice contestaţie transmisă nu exonerează respectivul FSE de îndeplinirea obligaţiilor rezultate din contractele încheiate.

153. Pentru fiecare FSE, OST întocmeşte o notă de decontare lunară pe PSS care cuprinde defalcat, volumele de capacitate contractată, realizată şi preţurile rezultate din licitaţie, în termen de 3 (trei) zile lucrătoare de la sfârşitul lunii de livrare.

154. Fiecare FSE care a încheiat un contract pentru furnizarea capacităţii pentru echilibrare cu OST verifică nota de decontare lunară pe PSS şi în cazul în care constată neconformităţi cu prevederile aplicabile, transmite la OST în termen de o zi lucrătoare de la recepţionarea acesteia, contestaţii motivate la nota de decontare lunară pe PSS.

155. OST analizează contestaţia FSE şi răspunde la aceasta, motivat, în termen de 5 (cinci) zile lucrătoare de la recepţionarea contestaţiei, refăcând calculele şi corectând notele de decontare lunare eronate.

156. Pentru FSE care n-au transmis contestaţii, se consideră valabile notele de decontare lunare pe PSS transmise la termenul iniţial.

157. Pentru capacităţile de echilibrare contractate şi indisponibile pentru PEE, incluzând lipsa ofertelor de preţ pe PEE pentru capacităţile respective, FSE va plăti către OST o penalizare specifică corespunzătoare a 100% din preţul de contract rezultat din licitaţie.

158. Fiecare FSE emite o factură către OST cuprinzând sumele corespunzătoare cantităţilor realizate din capacităţile de echilibrare contractate, conform informaţiilor din nota de decontare lunară pe PSS prevăzută la pct.153.

159. Facturile sunt emise în prima zi lucrătoare după punerea la dispoziţie a notei de decontare lunară pe PSS sau dacă este cazul, conform notei de decontare lunară pe PSS revizuite în urma corecţiilor.

160. OST plăteşte sumele aferente capacităţilor de echilibrare realizate, în termen de 30 (treizeci) zile calendaristice de la recepţionarea facturilor de la FSE.

În cazul neîndeplinirii în termen de 30 de zile de la data scadenţei a obligaţiilor, cumpărătorul va plăti în afara sumei datorate, majorări de întârziere la această sumă, corespunzătoare ca procent majorării de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor către bugetul de stat, pentru fiecare zi de întârziere, până în ziua plăţii (exclusiv). Valoarea totală a penalităţilor nu poate depăşi valoarea sumei datorate.

161. OST elaborează şi publică pe site web oficialprocedura privind modul de achiziţionare a capacităţii pentru echilibrare, procedură care va fi supusă unui proces de consultare publică.

Secţiunea 7.2

Transferul capacităţii pentru echilibrare

162. FSE pot să îşi transfere obligaţiile privind furnizarea de capacitate pentru echilibrare.

163. Transferul capacităţii pentru echilibrare este permis până cu cel puţin o oră înainte de începerea zilei de livrare, FSE având obligaţia informării imediate a OST despre respectivul transfer.

164. Transferul capacităţii pentru echilibrare este permis dacă sunt îndeplinite următoarele condiţii:

a) FSE care preia obligaţia de furnizare a capacităţii a trecut procesul de calificare tehnică în ceea ce priveşte capacitatea pentru echilibrare care face obiectul transferului;

b) se preconizează că transferul capacităţii pentru echilibrare nu va pune în pericol siguranţa în funcţionare.

165. În cazul în care OST nu permite transferul capacităţii pentru echilibrare, acesta trebuie să motiveze refuzul tuturor FSE implicaţi.

166. Transferul capacităţii pentru echilibrare se consemnează în anexe la contractele pentru furnizarea capacităţii pentru echilibrare încheiate între OST şi FSE care au participat la transfer.

Capitolul VIII

CONSECINŢELE ÎN CAZUL NERESPECTĂRII CLAUZELOR ŞI CONDIŢIILOR APLICABILE

FURNIZORILOR DE SERVICII DE ECHILIBRARE PENTRU RRFM ŞI RRFA

167. În cazul în care un FSE nu respectă condiţiile tehnice de furnizare a produselor standard pentru care a fost calificat cel puţin pentru două situaţii în decurs de o lună, OST poate decide să diminueze capacitatea de echilibrare calificată a respectivei(ului)(lor) UFR/GFR sau îi poate retrage calificarea tehnică FSE pentru rezerva de echilibrare a UFR/GFR neconformă, în conformitate cu prevederile procedurii prevăzute în pct.36. În toate situaţiile OST va analiza motivele prezentate de FSE şi va lua decizia în mod argumentat.

168. În cazul în care un FSE nu respectă condiţiile impuse de prevederile prezentului regulament privind plăţile pe PEE, se aplică măsurile prevăzute la Capitolul V, Secţiunea 5.6 referitoare la efectuarea plăţilor, executarea garanţiilor şi penalităţi de întârziere pe PEE.

169. În cazul în care un FSE nu respectă obligaţia de a pune la dispoziţia PEE capacitatea de echilibrare contractată, se aplică prevederile aferente neîndeplinirii obligaţiilor contractuale conform prezentului Regulament şi a contractului pentru furnizarea capacităţii pentru echilibrare.

Capitolul IX

REGULI PENTRU ACHIZIŢIA, TRANSFERUL DE CAPACITATE ŞI DECONTAREA RSF

Secţiunea 9.1

Reguli şi condiţii pentru furnizorii de RSF

170. OST achiziţionează capacitate de tip RSF, prin mecanisme de piaţă de la furnizori de RSF calificaţi care au semnat cu OST contractul cadru de furnizare a acestui tip de rezervă de capacitate, în condiţii de transparenţă, acces neîngrădit şi eficienţă economică.

171. La piaţa de capacitate de tip RSF, au dreptul să participe doar furnizori de RSF care deţin calificare tehnică pentru acest tip de rezervă. Procesul de calificare pentru RSF este descris în procedura de calificare tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem aprobată de către ANRE.

172. Tranzacţiile încheiate între furnizorul de RSF şi OST stabilesc obligaţia respectivului furnizor de RSF de a furniza energia corespunzătoare capacităţii de RSF câştigate pentru ID respectiv.

173. Energia corespunzătoare capacităţii de RSF câştigate, este utilizată în cadrul SEN în conformitate cu variaţia de frecvenţă din ID respectiv şi caracteristicile RSF calificate.

174. Energia corespunzătoare capacităţii de RSF câştigate se livrează fizic şi se monitorizează în intervalul de dispecerizare în punctele de livrare unde entităţile componente ale furnizorului de RSF sunt racordate la SEN.

175. OST şi furnizorii de RSF au obligaţia monitorizării RSF “ex post” şi/sau în timp real, necesare a fi activate şi a celei activate.

176. Furnizorii de RSF trebuie să se asigure că este posibilă monitorizarea activării RSF la nivelul entităţilor furnizoare, dar şi la nivelul UFR sau GFR şi transmiterea în timp real către OST a datelor/înregistrărilor solicitate.

177. În cazul unei indisponibilităţi a unei entităţi componente a furnizorului de RSF sau în cazul în care UFR sau GFR cu entităţi tehnice cu rezervor de energie limitat, trebuie să compenseze o eventuală lipsă de RSF, ele vor putea să modifice activarea RSF la entităţile tehnice proprii disponibile sau vor putea cesiona capacitatea indisponibilă, în scopul asigurării furnizării RSF. Modificarea activării RSF trebuie să garanteze continuitatea furnizării RSF.

178. Rezerva maximă de RSF va respecta prevederile Liniilor directoare privind operarea sistemului de transport şi TCM aprobate de ANRE.

179. În cazul în care o componentă a UFR sau GFR devine indisponibilă pentru acest serviciu, transferul de RSF se poate realiza pentru întreaga cantitate contractată sau parţial cu cantităţi minim egale cu cele înlocuite; transferul se poate realiza între entităţile componente UFR, respectiv GFR în limita totală calificată.

Secţiunea 9.2

ACHIZIŢIA ŞI DECONTAREA CAPACITĂŢII DE RSF

180. Capacitatea totală de RSF scoasă la licitaţie este determinată anual la nivel ENTSO-E pentru OST şi corespunde unei abateri de frecvenţă de +/-200 mHz.

181. Achiziţia de capacitate de RSF se realizază în bandă simetrică şi se efectuează prin intermediul licitaţiilor zilnice, pentru o durată contractuală de maximum o zi.

182. OST comunică până la 1 ianuarie a fiecărui an, cantitatea de RSF minimă necesar a fi achiziţionată. Cantitatea este aceeaşi în toate ID şi reprezintă o cantitate minimă.

183. Cantitatea minimă achiziţionată pe sens de la un UFR/GFR este de 1 MW, corespunzătoare unei variaţii de frecvenţă de 200 mHz,

184. Capacitatea totală calificată a furnizorilor de RSF este publicată pe site web oficial.

185. Anterior achiziţionării capacităţii de RSF, OST:

a) stabileşte una sau mai multe perioade de achiziţie pentru o zi de livrare;

b) informează asupra volumului total al cantităţii de rezervă care trebuie achiziţionat.

186. OST publică cantităţile de RSF necesare a fi achiziţionate în perioada de achiziţie respectivă şi va anunţa detaliile referitoare la licitaţie:

a) cu cel mult două zile lucrătoare înainte de începerea perioadei de achiziţie în cazul licitaţiilor pentru perioade de achiziţie de o zi;

b) cu două ore înainte de începerea perioadei de achiziţie, în cazul licitaţiilor pentru perioade de achiziţie de unul sau mai multe intervale.

187. În cazul în care la prima rundă de licitaţie nu se achiziţionează întreaga cantitate necesară de RSF, OST va întreprinde următoarele măsuri:

a) va organiza o altă rundă de licitaţie, pentru ID neacoperite;

b) în cazul lipsei de oferte de RSF din care OST să poată acoperi necesarul de RSF sau a indisponibilităţii unei rezerve care nu a putut fi înlocuită timp de o oră, OST are dreptul să solicite oferte pentru întreaga capacitate de RSF pentru o nouă rundă de licitaţie, tuturor furnizorilor de RSF calificaţi care nu au RSF contractată pe ID neacoperite.

188. OST stabileşte şi publică conţinutul şi formatul cadru al ofertelor, modul de transmitere şi de validare a acestora pe site web oficial.

189. Fiecare furnizor de RSF transmite OST ofertele sale de capacitate de RSF. Ofertele de capacitate de RSF se vor transmite agregat pentru toate UFR/GFR.

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

191. OST validează ofertele furnizorilor de RSF imediat după recepţionarea acestora şi respinge ofertele care nu îndeplinesc cerinţele privind formatul-cadru şi/sau cele în care capacitatea oferită depăşeşte valoarea totală calificată pentru furnizorii de RSF. În cazul în care respinge o ofertă, OST informează furnizorul de RSF respectiv şi îi comunică motivele respingerii.

192. Imediat după ora de închidere a porţii pentru procesul de achiziţie, OST alocă capacitatea de RSF ofertată în respectiva licitaţie pe baza preţului marginal, după cum urmează:

a) ofertele sunt ordonate crescător în funcţie de preţ, iar ofertele cu acelaşi preţ sunt ordonate cronologic în funcţie de marca de timp;

b) dacă suma capacităţilor ofertate de furnizorii de RSF este mai mică sau egală cu capacitatea RSF care trebuie alocată prin această licitaţie, toate ofertele vor fi complet acceptate;

c) dacă suma capacităţilor ofertate de furnizorii de RSF este mai mare decât capacitatea de RSF care trebuie alocată prin această licitaţie, ofertele sunt acceptate în ordinea prevăzută la lit.a) până la ultima ofertă care completează capacitatea de RSF necesară care poate fi acceptată doar total, nefiind posibilă o acceptare parţială. Având în vedere faptul că din punct de vedere tehnic nu se poate asigura o flexibilitate mare a valorilor maxime de RSF furnizate de către un furnizor de RSF, rezerva totală poate fi mai mare decât RSF minim necesară.

193. Preţul ultimei oferte acceptate reprezintă preţul de închidere a licitaţiei pentru fiecare ID, plătit de către OST tuturor furnizorilor de RSF cu oferte acceptate.

194. Furnizorii de RSF pot contesta rezultatele licitaţiei numai în cazul în care există indicii temeinice ale unor neconformităţi în procesul de evaluare al licitaţiei. Contestaţia se va transmite la OST în termen de o oră de la publicarea rezultatului licitaţiei.

195. Rezultatul analizei contestaţiei va fi comunicat de către OST în termen de 3 (trei) ore de la recepţionarea contestaţiei de către OST.

196. Rezultatul fiecărei licitaţii de alocare de capacitate RSF se consemnează în anexe la contractele pentru furnizarea capacităţii pentru echilibrare încheiate între OST şi furnizorii de RSF.

197. Pentru fiecare furnizor de RSF, OST întocmeşte o notă de decontare lunară pe PSS care cuprinde defalcat, volumele de capacitate contractată, realizată şi preţurile rezultate din licitaţie, în termen de 3 (trei) zile lucrătoare de la sfârşitul lunii de livrare.

198. Fiecare furnizor de RSF care a încheiat un contract de capacitate cu OST verifică nota de decontare lunară şi în cazul în care constată neconformităţi cu prevederile aplicabile, transmite la OST în termen de o zi lucrătoare de la recepţionarea acesteia, contestaţii motivate la nota de decontare lunară.

199. OST analizează contestaţia furnizorului de RSF şi răspunde la aceasta, motivat, în termen de 5 (cinci) zile lucrătoare de la recepţionarea contestaţiei, refăcând calculele şi corectând notele de decontare lunare eronate.

200. Pentru furnizorii de RSF care n-au transmis contestaţii, se consideră valabile notele de decontare lunare transmise la termenul iniţial.

201. Pentru capacităţile de RSF contractate şi nerealizate la abaterea de frecvenţa în SEN, furnizorul de RSF va plăti către OST o penalizare în conformitate cu prevederile pct.217.

202. Fiecare furnizor de RSF emite o factură către OST cuprinzând sumele corespunzătoare cantităţilor din capacităţile de RSF realizate, conform informaţiilor din nota de decontare lunară prevăzută la pct.197.

203. Facturile sunt emise în prima zi lucrătoare după punerea la dispoziţie a notei de decontare lunară sau dacă este cazul, a notei de decontare lunară revizuite în urma corecţiilor.

204. OST plăteşte sumele aferente capacităţilor RSF realizate, în termen de 30 (treizeci) zile calendaristice de la recepţionarea facturilor de la furnizorii de RSF.

În cazul neîndeplinirii în termen de 30 (treizeci) de zile de la data scadenţei a obligaţiilor, cumpărătorul va plăti în afara sumei datorate, majorări de întârziere la această sumă, corespunzătoare ca procent majorării de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor către bugetul de stat, pentru fiecare zi de întârziere, până în ziua plăţii (exclusiv). Valoarea totală a penalităţilor nu poate depăşi valoarea sumei datorate.

205. În situaţia pierderii capacităţii integrale sau parţiale a capacităţii de RSF, furnizorul de RSF va transfera obligaţia de furnizare a respectivei capacităţi în cel mult o oră şi va informa OST. În cazul în care furnizorul de RSF nu găseşte un alt participant care să preia această cantitate, atunci se aplică procesul prevăzut la pct.187.

Secţiunea 9.3

Transferul capacităţii RSF

206. Furnizorii de RSF pot să îşi transfere obligaţiile privind furnizarea de capacitate de tip RSF.

207. Transferul capacităţii de tip RSF se efectuează cu o zi înainte sau în timpul zilei de livrare, cu până la o oră înainte de începerea intervalului de livrare, furnizorii de RSF având obligaţia informării imediate a OST despre respectivul transfer.

208. Transferul capacităţii de RSF este permis dacă sunt îndeplinite următoarele condiţii:

a) furnizorul de RSF care preia obligaţia de furnizare a capacităţii RSF este calificat pentru acest tip de rezervă;

b) se estimează că transferul capacităţii de RSF nu va pune în pericol siguranţa în funcţionare.

209. În cazul în care OST nu permite transferul capacităţii de RSF, acesta trebuie să motiveze refuzul tuturor furnizorilor de RSF implicaţi.

210. Transferul capacităţii de RSF se consemnează în anexe la contractele pentru furnizarea serviciului încheiate între OST şi furnizorii de RSF care au participat la transfer. Plata capacităţii transferate se realizează la valoarea din contractul furnizorului de RSF care cedează obligaţia, indiferent de obligaţiile convenite între furnizorul de RSF cedent şi furnizorul de RSF cesionar.

Secţiunea 9.4

Activarea energiei din RSF

211. Activarea RSF se realizează în funcţie de variaţia de frecvenţă a SEN şi parametrii tehnici ai FSE.

212. Furnizorul de RSF are obligaţia de a furniza în mod continuu întreaga cantitate de RSF contractă, atâta timp cât abaterea de frecvenţă persistă, dar nu mai puţin de 15/30 minute, în conformitate cu procedura de calificare tehnică.

213. În conformitate cu prevederile Secţiunii 1, Titlului V din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, furnizorul de RSF cu rezervor de energie limitat, care limitează capacitatea acestora de a furniza RSF, asigură recuperarea rezervoarelor de energie în direcţia pozitivă sau în direcţia negativă cât mai curând posibil, în termen de 2 (două) ore de la încheierea stării de alertă a SEN.

214. În cazul unei declanşări accidentale a UFR/GFR în timpul prestării serviciului, furnizorul de RSF depune toate eforturile în vederea comunicării acestei informaţii în timp real către OST.

215. Energia de echilibrare realizată de furnizorul de RSF este proporţională cu media abaterii de frecvenţă din ID, dacă a fost depăşită valoarea de 10 mHz, măsurată la nivelul regulatorului central frecvenţă-putere şi se determină după cum urmează:

E_FCR = - Δf * R_FCR/200

unde:

E_FCR – energia furnizată de UFR/GFR în procesul de stabilizare a frecvenţei. EFCR nu se decontează în piaţa energiei electrice de echilibrare. Se determină cantitativ pentru a ţine cont de funcţionarea în procesul de stabilizare a frecvenţei în procesul decontării pe piaţa energiei eletrice de echilibrare a UFR/GFR care asigură reglajul de stabilizare a frecvenţei în baza tranzacţiilor pe piaţa serviciilor de sistem;

R_FCP – rezerva de stabilizare a frecvenţei a respectivei UFR/GFR contractată pe piaţa serviciilor de sistem.

216. Energia de echilibrare realizată de furnizorul de RSF se ia în calcul la stabilirea poziţiei nete contractuale a PRE, din care UFR sau GFR fac parte.

Secţiunea 9.5

Consecinţele în cazul nerespectării clauzelor şi condiţiilor aplicabile furnizorilor de RSF

217. Pentru capacitaţile contractate şi neasigurate prin notificare, furnizorul de RSF va plăti către OST o penalizare specifică, corespunzătoare a 100% din preţul de contract rezultat din licitaţie.

218. În cazul în care capacitatea contractată este asigurată, însă UFR/GFR nu răspunde la variaţiile de frecvenţă, furnizorul de RSF respectiv va plăti către OST o penalizare specifică, corespunzătoare a 100% din preţul de contract rezultat din licitaţia pentru capacitate.

Capitolul X

SUSPENDAREA ŞI RESTABILIREA ACTIVITĂŢILOR DE PIAŢĂ

219. Regulile privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă pentru PEE şi modul de acţiune al OST în acest caz sunt stabilite de prevederile Regulilor privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă elaborate de OST şi aprobate de ANRE.

220. Regulile privind decontarea capacităţii de echilibrare şi a energiei de echilibrare în situaţia de suspendare a activităţilor de piaţă şi modul de acţiune al OST în acest caz, sunt stabilite de prevederile Regulilor privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă elaborate de OST şi aprobate de ANRE.

Capitolul XI

DISPOZIŢII FINALE

221. OST publică prezentul regulament pe site web oficial în termen de 2 (două) zile după aprobarea de către ANRE.

222. OST elaborează, consultă public şi publică pe site web oficial procedurile prevăzute în prezentul regulament în termen de 6 luni din data aprobării acestuia.

223. Până la data aplicării prezentului regulament, OST, OSD şi FSE vor realiza următoarele activităţi de implementare:

a) reevaluarea capacităţilor necesare şi disponibile pentru furnizarea fiecărui tip de rezervă de servicii de echilibrare;

b) calificarea FSE pentru fiecare tip de produs standard şi calificarea pentru furnizarea de RSF conform prevederilor Procedurii de calificare tehnică;

c) dezvoltarea şi implementarea de noi funcţii în sistemul EMS-SCADA necesare pentru ca OST să utilizeze platforma europeană pentru produsul standard de RRFa;

d) modificarea configuraţiei platformei informatice a pieţei de echilibrare existentă, conform cerinţelor din prezentul regulament în termen de 12 luni din data aprobării.

Aprobat

prin Hotărârea Consiliului de administraţie

al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

nr.853/2025

Regulamentul privind clauzele şi condiţiile

pentru părţile responsabile pentru echilibrare

Capitolul I

SCOP ŞI DOMENIU DE APLICARE

1. Prezentul regulament se aplică tuturor participanţilor la piaţa angro a energiei electrice, în scopul stabilirii regulilor pentru:

(a) înregistrarea în calitate de parte responsabilă pentru echilibrare, retragerea/revocarea înregistrării în calitate de parte responsabilă pentru echilibrare, transferul responsabilităţii echilibrării către alte părţi responsabile pentru echilibrare precum şi stabilirea consecinţelor în cazul nerespectării clauzelor şi condiţiilor aplicabile părţilor responsabile pentru echilibrare;

(b) transmiterea datelor şi informaţiilor care urmează să fie livrate către operatorul sistemului de transport, în contextul îndeplinirii funcţiei de decontare a dezechilibrelor părţilor responsabile pentru echilibrare, în vederea calculării dezechilibrului pe fiecare interval de decontare a dezechilibrelor;

(c) determinarea dezechilibrului generat de către o parte responsabilă pentru echilibrare în sistemul electroenergetic naţional în fiecare interval de decontare a dezechilibrelor;

(d) decontarea dezechilibrelor părţilor responsabile pentru echilibrare într-un mod care să reflecte costurile aferente echilibrării sistemului electroenergetic naţional, astfel încât părţile responsabile pentru echilibrare să fie încurajate să se echilibreze înainte de momentul livrării şi să nu agraveze dezechilibrul sistemului.

Capitolul II

ABREVIERI ŞI DEFINIŢII

2. Abrevierile utilizate în cadrul prezentului regulament au următoarele semnificaţii:

a) ANRE – Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică a Republicii Moldova;

b) Clauze şi condiţii pentru FSE – Regulamentul privind clauzele şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare;

c) CPT – consum propriu tehnologic şi pierderi de energie electrică;

d) DD – declaraţie de disponibilitate;

e) EIC – Codul de Identificare a Reţelei europene a operatorilor de sisteme de transport de energie electrică (European network of transmission system operators for electricity Identification Code);

f) ENTSO-E – Reţeaua europeană a operatorilor de sisteme de transport de energie electrică;

g) FSE – furnizor de servicii de echilibrare;

h) FSKAR – platforma europeană dedicată pentru decontarea volumului schimburilor neintenţionate de energie pentru stabilizarea frecvenţei în aria sincronă Europa Continentală, erorii reglajului din zonă şi perioadei corespunzătoare rampelor;

i) GFR – grup de furnizare a rezervelor;

j) ID – interval de decontare care corespunde intervalului de dispecerizare;

k) OSD – Operatorul Sistemului de Distribuţie;

l) NF – notificare fizică;

m) OPEE – operatorul pieţei de energie electrică;

n) OS – operator de sistem;

o) OST – operatorul sistemului de transport;

p) PEE – piaţa de echilibrare;

q) PI – piaţa intrazilnică;

r) PRE – parte responsabilă pentru echilibrare;

s) PRE-PI – partea responsabilă pentru echilibrare constituită de OPEE în calitate de contraparte pentru tranzacţiile încheiate pe PI;

t) PRE-PZU – partea responsabilă pentru echilibrare constituită de OPEE în calitate de contraparte pentru tranzacţiile încheiate pe piaţa pentru ziua următoare;

u) PZU – piaţa pentru ziua următoare;

v) RSF – rezerve pentru stabilizarea frecvenţei;

w) SE – schimb de energie electrică între PRE;

x) SEN – sistemul electroenergetic naţional;

y) SN – schimburi neintenţionate;

z) UFR – unitate de furnizare a rezervelor.

a¹) RRFa – rezerve pentru restabilirea frecvenţei activate automat;

b¹) RRFm – rezerve pentru restabilirea frecvenţei activate manual;

c¹) RI – rezerve de înlocuire.

[Pct.2 modificat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

3. În sensul prezentului regulament, se aplică noţiunile , termenii şi expresiile prevăzute în:

a) Legea nr.164 din 26.06.2025 cu privire la energia electrică;

b) Legea nr.10/2016 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile;

c) Hotărârea ANRE nr.642 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind echilibrarea sistemului electroenergetic;

d) Hotărârea ANRE nr.423 din 22.11.2019 cu privire la aprobarea Codului reţelelor electrice privind racordarea la reţelele electrice;

e) Hotărârea ANRE nr.283 din 07.08.2020 cu privire la aprobarea Regulilor pieţei energiei electrice

f) Hotărârea ANRE nr.74 din 25.02.2022 cu privire la aprobarea Regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale.

g) Hotărârea ANRE nr.644 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind operarea sistemului de transport.

[Pct.3 completat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

4. În sensul prezentului regulament, se aplică următoarele noţiuni definite după cum urmează:

a) Agregator – participant la piaţă angro de energie electrică implicat în agregare, aşa cum este definit în Legea cu privire la energia electrică;

b) Bancă de decontare – bancă la care o PRE/OST şi-a deschis contul bancar din/în care se achită/încasează obligaţiile de plată/drepturile de încasare înscrise în notele de decontare emise de OST, prevăzute în facturi;

c) Consum net – energia pe care un consumator de energie electrică o preia din reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN;

d) Consum propriu tehnologic al reţelelor – diferenţa dintre energia electrică măsurată la intrarea în reţeaua electrică şi energia electrică măsurată la ieşirea din reţeaua electrică respectivă, reprezentând pierderile de energie electrică aferente reţelei;

e) Contract de echilibrare – contractul cadru de echilibrare şi de asumare a responsabilităţii echilibrării elaborat de OST în urma unui proces de consultare publică, în conformitate cu prevederile prezentului regulament, care prevede drepturile şi responsabilităţile reciproce dintre OST şi o PRE; şi care se semnează de OST şi de participantul care solicită să fie înregistrat în calitate de PRE;

f) Echipament de contorizare pe interval – echipament de măsurare capabil să măsoare precum şi să stocheze şi să transmită valorile măsurate ale cantităţilor de energie activă şi reactivă, într-un punct de măsurare, în fiecare ID;

g) Livrare contractuală – cantitatea de energie electrică ce se consideră ca fiind livrată de la sau către o PRE în baza obligaţiilor contractuale încheiate de către participanţii la piaţă angro de energie electrică din cadrul PRE conform prevederilor legale, inclusiv importurile şi exporturile, tranzacţiile încheiate pe PZU şi pe PI notificate şi tranzacţiile încheiate pe PEE, într-un ID;

h) Loc de producere – incinta sau zona în care sunt amplasate centralele electrice ale unui utilizator de sistem;

i) Luna de livrare – luna în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei electrice;

j) Poziţia netă contractuală (PNC) – diferenţa dintre obligaţiile de livrare contractuale ale unei PRE şi obligaţiile de achiziţie contractuale ale respectivei PRE într-un interval de decontare;

k) Poziţia netă măsurată (PNM) – diferenţa dintre producţia netă însumată pentru producţia din toate centralele electrice pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării şi consumul net însumat pentru toţi consumatorii de energie electrică pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, inclusiv CPT al reţelei electrice a unui OS, dacă acesta şi-a transferat responsabilitatea echilibrării CPT către acea PRE, într-un ID;

l) Proces de compensare a dezechilibrelor (IN) – proces convenit între OST-uri, care permite evitarea activării simultane a rezervelor de restabilire a frecvenţei în direcţii opuse, luând în considerare abaterile respective de reglaj la restabilirea frecvenţei, precum şi rezervele de restabilire a frecvenţei activate, şi corectând în mod corespunzător contribuţia proceselor de restabilire a frecvenţei implicate;

m) Producţia netă – energia electrică ce este livrată de o centrală electrică în reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN, egală cu diferenţa dintre energia produsă, măsurată la bornele generatoarelor, şi CPT asigurat din producţia proprie;

n) Punct de măsurare – locul de racordare la care este conectată aparatura şi ansamblul instalaţiilor care servesc la măsurarea puterii şi energiei electrice;

o) Registru pentru evidenţa PRE – registru întocmit şi actualizat de OST care conţine informaţii specifice despre PRE înregistrate;

p) Registru utilizatorilor de sistem – registru întocmit şi actualizat de fiecare OS care conţine informaţii specifice despre utilizatorii sistemului electroenergetic înregistraţi;

q) Responsabilitatea echilibrării – responsabilitatea fiecărui participant la piaţa angro de energie electrică faţă de OST pentru menţinerea echilibrului între valorile realizate şi contractate ale producţiei, consumului şi schimburilor de energie electrică proprii, după caz, şi pentru suportarea financiară a eventualelor dezechilibre;

r) Schimb neintenţionat – cantitatea de energie electrică schimbată neintenţionat de SEN cu sistemele electroenergetice vecine din zona sincronă a Europei Continentale calculată de o platformă informatică europeană dedicată aferentă acestor schimburi neintenţionate;

s) Tranzacţie – acord încheiat între două părţi pentru transferul comercial de energie electrică, conform dispoziţiilor prezentului regulament;

t) Tranzacţie angajată pe PEE – tranzacţie stabilită pe PEE între OST şi un FSE pentru furnizarea energiei electrice de echilibrare;

u) Zi de livrare – ziua în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei electrice.

v) Sistemul informatic al pieţei de echilibrare – platforma informaţională gestionată de OST în scopul administrării pieţei de echilibrare (introducerea şi validarea NF, decontarea dezechilibrelor PRE, introducerea şi validarea DD, administrarea pieţei energiei de echilibrare şi pieţei serviciilor de sistem şi alte procese aferente pieţelor gestionate de OST).

w) Furnizor principal - furnizorul, care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru un loc de consum deservit de mai mulţi furnizori.

[Pct.4 completat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

Capitolul III

RESPONSABILITATEA ECHILIBRĂRII PENTRU PRE

Secţiunea 3.1

Principii generale

5. Conceptul de responsabilitate a echilibrării şi stabilirea PRE asigură:

a) stabilirea poziţiilor aferente tranzacţiilor cu energie electrică pe piaţa angro de energie electrică într-un mod ordonat şi just;

b) stabilirea înainte de intervalul de decontare a balanţei de energie electrică în SEN;

c) separarea tranzacţiilor financiare de cele fizice;

d) decontarea corectă a tranzacţiilor cu energie electrică pe piaţa angro de energie electrică.

6. Participanţii la piaţa angro de energie electrică îşi asumă responsabilitatea financiară pentru dezechilibrele pe care le creează în sistemul electroenergetic. Aceştia depun eforturile în vederea echilibrării proprii şi/sau contribuie la echilibrarea SEN.

7. Aplicarea conceptului responsabilităţii echilibrării în prezentul regulament are ca obiectiv stimularea participanţilor de a se echilibra înainte de intervalul de decontare, prin modul de stabilire a responsabilităţii financiare pentru dezechilibrele dintre producţia netă / consumul realizat şi schimburile de energie electrică notificate conform contractelor, contribuind totodată la diminuarea impactului financiar asupra participanţilor la piaţa angro de energie electrică, în limitele prevăzute de prezentul regulament.

8. Prezentul capitol stabileşte regulile şi condiţiile referitoare la:

a) înregistrarea PRE, transferul responsabilităţii către o altă PRE, retragerea/revocarea PRE;

b) drepturile şi obligaţiile PRE;

c) atribuirea către PRE a centralelor electrice/locurilor de consum/instalaţiilor de stocare inclusiv CPT al unei reţele electrice de transport sau de distribuţie şi a consumului agregat asigurat de furnizorii de energie electrică;

d) înfiinţarea şi completarea Registrului pentru evidenţa PRE de către OST.

Secţiunea 3.2

Obligaţia asumării responsabilităţii echilibrării, drepturi şi limitări

9. Participanţii la piaţa angro de energie electrică poartă responsabilitatea echilibrării pentru:

a) asigurarea echilibrului între producţia măsurată în punctele de racordare aferente centralelor electrice şi instalaţiilor de stocare, achiziţiile contractate notificate/energia de echilibrare activată pe piaţa energiei electrice de echilibrare şi importurile contractate de energie electrică notificate, pe de o parte, şi consumul măsurat în punctele de racordare aferente locurilor de consum şi instalaţiilor de stocare, CPT determinat pentru reţeaua şi instalaţiile electrice aflate în responsabilitatea sa, vânzările contractate notificate/energia de echilibrare activată pe piaţa energiei electrice de echilibrare şi exporturile contractate de energie electrică notificate, pe de altă parte;

b) asumarea responsabilităţii financiare faţă de OST pentru toate dezechilibrele care apar din cauza lipsei egalităţii între producţia netă măsurată în punctele de racordare aferente centralelor electrice, achiziţia contractată notificată/energia de echilibrare activată pe piaţa energiei electrice de echilibrare, importul contractat notificat, pe de o parte, şi consumul măsurat în punctele de racordare aferente locurilor de consum (inclusiv CPT) aflate în responsabilitatea sa, vânzările contractate notificate/energia de echilibrare activată pe piaţa energiei electrice de echilibrare şi exportul contractat notificat de energie electrică, pe de altă parte.

[Pct.9 completat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

10. Participantul la piaţa angro de energie electrică îşi asumă contractual responsabilitatea financiară a echilibrării faţă de OST prin înregistrarea în calitate de PRE. În cazul participanţilor care nu sunt subiectul pieţei angro a energiei electrice responsabilitatea de echilibrare este asigurată prin transferul implicit al acestei responsabilităţi către PRE înregistrată de către furnizorul/unul din furnizorii săi. Participanţii care sunt subiectul pieţei angro a energiei electrice, după înregistrarea în calitate de PRE au dreptul de a transfera responsabilitatea echilibrării către o altă PRE, integral (sau parţial în cazul centralelor electrice).

11. Furnizorii de energie electrică care achiziţionează energia electrică produsă şi livrată în reţeaua electrică de către prosumatorii de energie electrică din surse regenerabile în baza contractelor de vânzare-cumpărare a energiei electrice încheiate cu aceştia, sunt obligaţi să-şi asume responsabilitatea financiară pentru plata dezechilibrelor generate pe piaţa angro de energie electrică de către prosumatorii respectivi. Consumatorii, în cadrul locurilor de consum ale cărora sunt instalate centrale electrice şi care nu sunt prosumatori, au obligaţia de aşi asuma responsabilitatea financiară pentru dezechilibrele sale, faţă de OST, cu posibilitatea transferului către alt PRE, în conformitate cu prevederile prezentului Regulament.

12. Dacă unui participant la piaţa angro de energie electrică îi este revocată calitatea de PRE, se va considera că acesta are toate responsabilităţile unei PRE înregistrate, fiind responsabil pentru toate cheltuielile aferente restante, fără a avea dreptul de a participa la piaţa angro de energie electrică şi considerând SE cu alte PRE egale cu zero.

13. Un participant la piaţa angro de energie electrică îşi poate asuma responsabilitatea echilibrării prin intermediul unei singure PRE pentru toate activităţile din sectorul energiei electrice pe care le desfăşoară sau îşi poate transfera responsabilitatea echilibrării unei singure PRE. Pentru centralele electrice sau instalaţiile de stocare pe care le exploatează, un participant la piaţă angro de energie electrică poate transfera responsabilitatea echilibrării mai multor PRE, cu condiţia că o centrală electrică sau instalaţie de stocare este atribuită unei singure PRE şi este asigurată posibilitatea tehnică de măsurare a energiei electrice injectate/extrase din reţea pentru respectiva centrală electrică/instalaţie de stocare.

14. O centrală electrică, instalaţie de stocare şi loc de consum pe piaţa angro (inclusiv CPT al unui OS) într-un anumit interval de decontare, se află în responsabilitatea unei singure PRE.

15. În cazul unui loc de consum şi de producere, a unei instalaţii de stocare sau a unui loc de producere/consum cu instalaţie de stocare, acesta este considerat loc de producere în intervalul de decontare în care valoarea măsurată în punctul de delimitare indică o injecţie de energie electrică în reţele şi loc de consum în intervalul de decontare în care valoarea măsurată indică o extragere de energie electrică din reţele.

16. Fiecare punct de delimitare între reţelele a doi OS este luat în considerare la determinarea CPT al fiecăruia dintre cei doi OS, în cadrul fiecărei PRE care deţine responsabilitatea echilibrării pentru fiecare dintre aceştia.

17. În cazul consumatorului deservit simultan de mai mulţi furnizori la un loc de consum, doar furnizorul principal îşi asumă responsabilitatea echilibrării respectivului loc de consum.

[Pct.17 în redacţia Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

18. În cazul consumatorului care participă activ la piaţa angro de energie electrică prin intermediul unui agregator independent, furnizorul principal îşi asumă responsabilitatea echilibrării respectivului loc de consum, responsabilitatea echilibrării agregatorului realizându-se prin intermediul transferului de energie dintre PRE în care este înregistrat şi PRE în care este înregistrat furnizorul principal.

19. Transferul responsabilităţii echilibrării unui participant la piaţa angro de energie electrică înregistrat în calitate de PRE către o altă PRE este permis cu respectarea prevederilor stabilite la Secţiunea 3.6 din prezentul capitol .

20. În cazul în care în perioada care urmează transferului responsabilităţii echilibrării se constată că PRE nu mai respectă prevederile stabilite la Secţiunea 3.6 din prezentul capitol, OST are dreptul să-i limiteze respectivei PRE asumarea responsabilităţii echilibrării pentru alţi participanţi la piaţa angro de energie electrică cu notificarea privind obligaţia de încadrare în limitele specificate de OST.

21. OPEE îşi asumă responsabilitatea echilibrării pentru toate tranzacţiile comerciale în care se angajează în calitate de contraparte, separat pentru tranzacţiile pe PZU şi pentru tranzacţiile pe PI.

22. OPEE nu are dreptul să-şi asume responsabilitatea echilibrării pentru:

a) nici o centrală electrică/instalaţie de stocare/loc de consum, inclusiv CPT al unui OS sau

b) nici o altă PRE.

23. OST creează PRE separate pentru:

a) administrarea diferenţelor dintre cantitatea de energie electrică achiziţionată pentru acoperirea CPT al reţelei electrice de transport şi CPT realizat în fiecare interval de decontare;

b) operaţiunile comerciale realizate pe piaţa angro în vederea alimentării locurilor de consum proprii, altele decât CPT.

24. Fiecare OSD se înregistrează ca PRE distinctă pentru administrarea diferenţelor dintre cantitatea de energie electrică achiziţionată pentru acoperirea CPT al reţelei sale electrice şi CPT al reţelei respective realizat în fiecare interval de decontare.

25. Fiecare PRE transmite notificări fizice conform prevederilor Capitolului IV din prezentul regulament.

26. Fiecare PRE îşi asumă responsabilitatea financiară faţă de OST pentru suma dezechilibrelor între producţie, achiziţie, import, consum, vânzări şi export pentru participanţii la piaţa angro de energie electrică, pentru care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării. Dezechilibrele cantitative şi financiare sunt determinate şi decontate conform prevederilor prezentului regulament.

27. Fiecare PRE menţine din cont propriu toate sistemele de comunicaţie necesare pentru transmiterea NF precum şi pentru recepţionarea notificărilor de la OST conform prevederilor prezentului regulament.

28. Fiecare PRE împuterniceşte cel puţin o persoană de contact care va acţiona în numele său şi care va comunica cu OST.

29. Fiecare PRE furnizează OST garanţii financiare pentru acoperirea riscurilor de neplată către OST a obligaţiilor rezultate din dezechilibrele înregistrate, conform unei proceduri elaborate de OST şi consultate public.

30. Suplimentar la condiţiile prevăzute în prezentul regulament, fiecare PRE are drepturi şi trebuie să îndeplinească obligaţiile prevăzute în contractul de echilibrare, încheiat cu OST.

31. Drepturile şi obligaţiile unei PRE prevăzute în contractul de echilibrare sunt transferabile numai în condiţiile prevăzute în prezentul regulament şi cu acceptul OST.

Secţiunea 3.3

Înregistrarea participanţilor la piaţă în calitate de PRE

32. Participantul la piaţă trebuie să solicite în scris către OST înregistrarea în calitate de PRE. Cererea de înregistrare a PRE se completează conform unei proceduri elaborate de OST, consultate public şi plasate pe site web oficial a OST.

33. Fiecare cerere de înregistrare în calitate de PRE conţine cel puţin următoarele informaţii:

a) denumirea completă, sediul şi datele de contact ale solicitantului, codul EIC;

b) numărul şi seria licenţei (după caz);

c) datele de contact ale persoanelor împuternicite să acţioneze în numele solicitantului;

d) lista centralelor electrice şi instalaţiilor de stocare cu datele aferente acestora, inclusiv identificatorul şi capacitatea instalată şi capacitatea aprobată de injecţie/extragere a fiecărei centrale electrice, sau instalaţilor de stocare pe care solicitantul o exploatează;

e) în cazul consumatorilor participanţi la piaţa angro de energiei electrică, lista locurilor de consum aflate în proprietatea consumatorului şi datele aferente acestora, inclusiv identificatorul locului de consum şi puterea aprobată.

34. În termen de 10 (zece) zile lucrătoare de la primirea cererii de înregistrare în calitate de PRE, OST:

a) verifică corectitudinea informaţiilor transmise de solicitant;

b) stabileşte cuantumul iniţial al garanţiei financiare care trebuie să fie depusă de către solicitant şi îl informează cu privire la valoarea acesteia;

c) transmite solicitantului contractul de echilibrare.

35. În situaţia în care nu sunt transmise toate informaţiile prevăzute la pct.33, OST solicită completări/corectări, iar termenul prevăzut la pct.34 se suspendă până la îndeplinirea solicitării OST. În cazul în care în termen de 10 (zece) zile lucrătoare de la solicitarea de completare/corectare, solicitarea PRE nu este completată/corectată sau în termen de 20 (douăzeci) zile lucrătoare de la notificarea privind depunerea garanţiei financiare nu este depusă garanţia financiară, OST anulează cererea de înregistrare a PRE iar participantul la piaţă are dreptul de a depune repetat o cerere de înregistrare în calitate de PRE.

36. OST aprobă o cerere de înregistrare în calitate de PRE în cel mult 10 (zece) zile lucrătoare, dacă se îndeplinesc următoarele condiţii:

a) informaţiile transmise de solicitant OST sunt complete;

b) solicitantul deţine licenţă valabilă, în cazul participanţilor la piaţă angro de energie electrică care activează în calitate de titulari de licenţă conform Legii cu privire la energia electrică;

c) solicitantul a constituit garanţia financiară iniţială;

d) solicitantul a completat şi a semnat contractul de echilibrare.

37. OST are dreptul de a respinge cererea de înregistrare în calitate de PRE cu informarea motivată a solicitantului. În cazul respingerii motivate a solicitării (din cauza lipsei informaţiilor sau prezentarea informaţiei neveridice) termenul prevăzut la pct.36 va fi prelungit cu cel mult 5 (cinci) zile lucrătoare de la expedierea de către OST a notificării privind informaţia lipsă, dar termenul general nu va depăşi 15 (cincisprezece) zile lucrătoare de la recepţionarea solicitării.

38. După aprobarea solicitării, OST:

a) transmite o copie contractului de echilibrare semnat către PRE nou-format;

b) înscrie PRE nou-format în Registrul pentru evidenţa PRE;

c) informează asupra înregistrării PRE nou-format, OSD (după caz) şi OPEE, prin e-mail şi/sau prin intermediul site web oficial.

39. PRE nou-formată îşi poate exercita drepturile şi obligaţiile ulterior aprobării de către OST a cererii de înregistrare în calitate de PRE şi înscrierii corespunzătoare în Registrul pentru evidenţa PRE.

40. OST actualizează permanent informaţiile înscrise în Registrul pentru evidenţa PRE şi le publică pe site web oficial.

Secţiunea 3.4

Garanţii de plată aferente obligaţiilor PRE

41. OST solicită participanţilor la piaţa angro de energie electrică depunerea unei garanţii înainte ca respectivul participant la piaţa angro de energie electrică să fie înregistrat în calitate de PRE, în calitate de FSE sau în calitate de Participant la PEE în conformitate cu Regulamentul privind clauzele şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare. OST poate accepta o garanţie comună pentru obligaţiile de plată ale PRE, Participantului la PEE, cât şi ale FSE.

42. Garanţii şi limitări:

(1) Garanţia furnizată de PRE poate limita activitatea PRE, inclusiv posibilitatea transferului către aceasta a responsabilităţii altor PRE şi/sau volumului corespunzător al schimburilor de energie electrică, exporturilor şi importurilor;

(2) Modul de aplicare a prevederilor alin.(1) este detaliat de OST în procedura menţionată la pct.43 şi are drept scop corelarea la nivelul garanţiei depuse, a sumei dintre vânzările nete, consumul şi exportul respectivei PRE în perioada de risc, evaluate în baza informaţiilor privind cantităţile de energie electrică tranzacţionate conform contractelor de vânzare-cumpărare încheiate şi cu considerarea preţului mediu de dezechilibru pe ultimele 12 (douăsprezece) luni;

(3) Limitarea prevăzută la alin.(1) este solicitată în cazul constatării unor potenţiale dezechilibre semnificative şi/sau înregistrării de întârzieri la plată urmate de executarea garanţiilor.

[Pct.42 modificat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

43. Procedura aferentă garanţiilor:

(1) OST elaborează, în urma unui proces de consultare publică, procedura pentru determinarea cuantumului şi a tipurilor de garanţii solicitate, pentru realizarea şi verificarea constituirii garanţiilor şi actualizării acestora, precum şi pentru executarea garanţiei financiare.

(2)Cuantumul garanţiei financiare solicitate va ţine cont de obligaţiile de plată şi drepturile de încasare ale PRE la nivel lunar faţă de OST şi va fi ajustat conform eventualelor întârzieri de plată înregistrate în perioade anterioare.

(3)Procedura va include un proces de notificare şi de suspendare temporară a activităţilor pe piaţă în condiţiile în care un participant la piaţă angro de energie electrică nu depune garanţia financiară, în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energia electrică.

(4)OST publică pe site web oficial procedura prevăzută la alin.(1).

Secţiunea 3.5

Retragerea şi revocarea înregistrării în calitate de PRE

44. PRE informează OST în scris în situaţia încetării activităţii pe piaţa angro de energie electrică. Condiţiile în care are loc retragerea înregistrării în calitate de PRE, inclusiv formatul-cadru pentru solicitarea de retragere se stabilesc de către OST şi se publică pe site web oficial a OST, în conformitate cu procedura prevăzută la pct.32.

45. Participanţii la piaţă înregistraţi în calitate de PRE care nu mai pot respecta obligaţiile ce decurg din prezentul regulament informează OST fără întârziere despre acest fapt.

46. OST poate decide din proprie iniţiativă să revoce înregistrarea în calitate de PRE a unui participant la piaţă în următoarele cazuri:

a) OST constată că:

(i) cuantumul garanţiei financiare constituite de PRE este mai mic decât cuantumul calculat de către OST şi comunicat PRE,

(ii) PRE nu a reuşit să actualizeze cuantumul garanţiilor până la valoarea solicitată în termen de 10 (zece) zile lucrătoare de la data notificării,

(iii) PRE nu şi-a redus din activităţile sale care determină cuantumul garanţiilor solicitate conform subpct.(ii) în termenul prevăzut la subpct.(ii), astfel încât garanţiile financiare constituite să fie suficiente sau pentru a-i permite să se conformeze prevederilor procedurii prevăzute la pct.43, şi/sau

(iv) PRE nu şi-a transferat în termen de 10 (zece) zile lucrătoare responsabilitatea echilibrării către o altă PRE care şi-a majorat corespunzător în acest interval garanţiile financiare până la suma care acoperă nivelul solicitat de OST, sau

b) OST i se aduce la cunoştinţă falimentul sau lichidarea participantului la piaţă, sau

c) ANRE a informat OST cu privire la expirarea / retragerea / suspendarea licenţei respectivului participant la piaţă.

47. OST poate, de asemenea, revoca înregistrarea unei PRE dacă participantul la piaţă respectiv nu şi-a îndeplinit în mod repetat (mai mult de 2 ori pe parcursul unui an) sau pentru o perioadă prelungită de timp (mai mult de 2 zile consecutive) celelalte obligaţii care decurg din prezentul regulament, în cazul unor abateri semnificative şi/sau frecvente care pun în pericol funcţionarea SEN. În acest caz, OST are dreptul să revoce PRE numai după o notificare prealabilă şi numai dacă acesta nu şi-a îndeplinit obligaţiile respective în termen de 10 (zece) zile lucrătoare de la notificarea prevăzută la pct.48.

48. Cu 10 (zece) zile lucrătoare înainte de decizia de revocare a înregistrării în calitate de PRE a unui participant la piaţă conform prevederilor pct.46 lit.a) sau pct.47, OST îl notifică pe participantul la piaţa angro cu privire la revocare.

În situaţia în care motivele revocării subzistă, după două zile lucrătoare de la notificarea transmisă, OST notifică participanţii la piaţă înregistraţi ca PRE, care aveau responsabilitatea echilibrării transferată acestei PRE, precum şi alte PRE-uri cu care a avut schimburi de energie electrică în ultimele 6 luni, cu privire la posibilitatea şi termenul de revocare;

49. În situaţia în care motivele revocării au fost eliminate până la împlinirea termenelor de conformare prevăzute la pct.46 lit.a) sau la pct.47, OST publică pe site web oficial o informare cu privire la menţinerea în calitate de PRE a participantului la piaţă.

50. Dacă în termenii prevăzuţi la pct.46 lit.a) sau la pct.47, motivele revocării PRE subzistă, în ziua următoare OST revocă PRE şi:

a) anunţă pe site web revocarea PRE şi transmite o notificare tuturor OSD implicate, ANRE şi OPEE;

b) radiază respectiva PRE din Registrul pentru evidenţa PRE şi publică versiunea actualizată a Registrului pentru evidenţa PRE.

51. În situaţia în care înregistrarea în calitate de PRE a unui participant la piaţă este revocată în temeiul prevederilor pct.46 lit.a) sau pct.47, revocarea produce efecte pentru ziua următoare publicării versiunii actualizate a Registrului pentru evidenţa PRE.

52. În cazul retragerii PRE la cerere, înregistrarea în calitate de PRE îşi va pierde valabilitatea după 5 (cinci) zile lucrătoare de la solicitarea acesteia, totodată OST anunţă pe site web data de la care retragerea calităţii de PRE produce efecte.

Secţiunea 3.6

Transferul responsabilităţii echilibrării

53. Participantul la piaţă (atât cel înregistrat în calitate de PRE cât şi cel care solicită înregistrarea) care doreşte să-şi transfere responsabilitatea echilibrării, denumit “PRE transferantă” şi acea PRE care doreşte să-şi asume responsabilitatea echilibrării pentru el, denumită “PRE solicitantă”, trebuie să transmită către OST, o solicitare în scris de transfer / asumare a responsabilităţii echilibrării semnată de ambele părţi.

54. PRE transferantă împreună cu PRE solicitantă vor solicita OST aprobarea transferului responsabilităţii de echilibrare cu indicarea datei estimative a transferului.

55. PRE solicitantă trebuie să informeze cu privire la această cerere pe toţi participanţii la piaţă cu care are schimburi de energie electrică, precum şi pe OS la reţelele cărora sunt conectate locurile de producere/locurile de consum aflate în responsabilitatea sa.

56. În termen de 4 (patru) zile lucrătoare de la data recepţionării de către OST a solicitărilor de transfer al responsabilităţii echilibrării, de anulare a transferului responsabilităţii echilibrării (după caz), OST:

a) informează PRE abandonată, după caz, că PRE transferantă doreşte să-şi transfere responsabilitatea echilibrării către PRE solicitantă;

b) stabileşte noile garanţii financiare care trebuie asigurate de PRE solicitantă şi o informează asupra cuantumului noii garanţii financiare.

57. OST aprobă transferul responsabilităţii echilibrării în termen de cel mult 4 (patru) zile lucrătoare, în următoarele condiţii:

a) la data la care intră în vigoare transferul responsabilităţii echilibrării, PRE solictantă este înregistrată în Registrul pentru evidenţa PRE prevăzut la pct.76;

b) PRE solicitantă prezintă garanţiile financiare necesare pentru a i se transfera responsabilitatea echilibrării pentru PRE transferantă, conform cuantumului comunicat de OST;

c) PRE abandonată, dacă există, confirmă posibilitatea transferului PRE transferante.

58. Modificarea componenţei unei/unor PRE la solicitarea participanţilor la piaţă implicaţi este consemnată, la data aprobării solicitării, în Registrul pentru evidenţa PRE publicat de OST.

59. Modificarea modului de agregare a valorilor măsurate de consum/producţie în cadrul unei/unor PRE se realizează după aprobarea de către OST, conform prevederilor pct.57, a solicitării de modificare a componenţei respectivelor PRE şi se aplică de către OS începând cu ziua următoare celei în care a fost publicată versiunea actualizată a Registrului pentru evidenţa PRE în care figurează aceste modificări.

60. Dacă OST nu aprobă transferul responsabilităţii echilibrării, acesta informează fără întârziere atât PRE transferantă şi PRE solicitantă, cât şi PRE abandonată şi îşi motivează decizia. În situaţia în care refuzul este motivat de lipsa informaţiilor sau de neconstituirea garanţiilor financiare în cuantumul necesar de către PRE solicitantă, termenul de aprobare prevăzut la pct.57 va fi extins cu cel mult 2 (două) zile lucrătoare de la primirea de către OST a informaţiilor lipsă sau până la constituirea garanţiei financiare solicitate; termenul rezultat din aplicarea prevederilor pct.54-57 nu poate depăşi 15 (cincisprezece) zile lucrătoare.

61. Imediat ce OST a aprobat transferul responsabilităţii echilibrării, acesta:

a) informează PRE transferantă şi PRE solicitantă, PRE abandonată (după caz);

b) informează toţi OS implicaţi, pentru ca aceştia să-şi actualizeze propriile registre ale utilizatorilor de sistem cu informaţiile rezultate din transferul responsabilităţii echilibrării, publicate pe site web oficial, şi

c) înscrie transferul responsabilităţii echilibrării în Registrul pentru evidenţa PRE şi publică versiunea actualizată a acestuia pe site web oficial.

62. Transferul responsabilităţii echilibrării produce efecte din data confirmată de către OST, dar nu mai mult de 10 zile lucrătoare.

63. Până la data aprobării transferului, responsabilitatea echilibrării pentru PRE transferantă rămâne în sarcina PRE abandonată.

64. Pentru distribuirea costurilor/veniturilor rezultate din calculul dezechilibrelor în cadrul PRE participanţii pieţei energiei electrice pot aplica algoritmul de alocare a costurilor şi veniturilor între membrii PRE prevăzut în Regulile pieţei energiei electrice.

Secţiunea 3.7

Excluderea din PRE

65. PRE poate renunţa unilateral la asumarea responsabilităţii echilibrării pentru un participant la piaţă înregistrat ca o altă PRE din componenţa sa, în următoarele condiţii:

a) PRE anunţă participantul la piaţă cu privire la decizia sa, cu cel puţin 25 (douăzeci şi cinci) zile lucrătoare înainte de data de la care intenţionează să nu-şi mai asume responsabilitatea echilibrării pentru acesta;

b) PRE anunţă OST la aceeaşi dată despre intenţia sa, comunicând toate informaţiile referitoare la consumul de la locurile de consum ale participantului la piaţă, achiziţiile şi vânzările contractuale ale acestuia în ultima lună, nivelul datoriilor participantului la piaţă faţă de PRE, dacă este cazul, precum şi data de la care nu îşi mai asumă responsabilitatea echilibrării pentru acesta.

c) PRE anunţă OS la care participantul la piaţă are puncte de măsurare corespunzătoare locurilor de consum / centralelor electrice / instalaţiilor de stocare aflate în responsabilitatea sa, ANRE, dacă participantul la piaţă are consumatori finali.

66. În perioada dintre data notificării şi data anunţată a excluderii din PRE a participantului la piaţă, care nu poate fi mai mică de 25 (douăzeci şi cinci) zile lucrătoare, PRE continuă să fie responsabilă financiar pentru toate dezechilibrele acestuia.

67. În situaţia în care, în maximum 24 (douăzeci şi patru) zile lucrătoare de la data notificării referitoare la excludere, participantul la piaţă care face obiectul excluderii nu depune o garanţie conform prevederilor secţiunii referitoare la garanţia financiară PRE pentru a rămâne înregistrat ca PRE propriu sau nu îşi transferă responsabilitatea echilibrării în calitate de PRE transferantă către o altă PRE, cu respectarea condiţiilor prevăzute la pct.52–62, OST îi revocă înregistrarea participantului la piaţă în calitate de PRE, realizând în ziua ulterioară expirării acestei perioade acţiunile prevăzute la pct.50.

Secţiunea 3.8

Modificarea configuraţiei PRE

68. Un participant la piaţă înregistrat în calitate de PRE îşi poate modifica configuraţia în ceea ce priveşte centralele electrice / instalaţiile de stocare /locurile de consum proprii sau ale consumatorilor pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării, faţă de cea anterioară, în următoarele condiţii:

a) furnizează informaţiile corespunzătoare către OST, precum şi către OSD la reţeaua electrică a căruia sunt racordate noile locuri de producere şi/sau de consum pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării şi/sau cele pentru care nu îşi mai asumă responsabilitatea echilibrării, cu minimum 4 (patru) zile lucrătoare înainte de ziua începând cu care doreşte să i se ia în considerare noua configuraţie;

b) informaţiile sunt confirmate de către PRE în configuraţia căreia se reflectă modificările respective, fiind verificată condiţia prevăzută la pct.84 sau în caz contrar, modificarea este motivată corespunzător la OS de către PRE care a solicitat-o, pe baza reglementărilor aplicabile.

69. OST elaborează, în urma unui proces de consultare publică, procedura aplicabilă pentru înregistrarea în calitate de PRE, transferul responsabilităţii echilibrării, excluderea din PRE, modificarea configuraţiei PRE, retragerea şi revocarea unei PRE. Acestea pot include acţiuni prealabile sau concomitente, care ar permite participanţilor conformarea în termenele prevăzute în prezentul regulament şi diminuarea riscurilor asupra funcţionării pieţei.

70. OST publică procedura/procedurile elaborate conform prevederilor pct.69 pe site web oficial.

Secţiunea 3.9

Contractul de echilibrare

71. Contractul de echilibrare este acordul încheiat între OST şi un participant la piaţă, definit în conformitate cu art.90 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, care stabileşte drepturile şi obligaţiile reciproce ale OST şi respectiv ale participantului la piaţă în calitatea acestuia de PRE.

72. OST încheie un contract de echilibrare cu fiecare dintre participanţii la piaţă care au solicitat înregistrarea în calitate de PRE pentru ca acestea să poată activa pe piaţa angro de energie electrică.

73. Existenţa unui contract de echilibrare valabil este o condiţie pentru înregistrarea participantului la piaţă în calitate de PRE şi, respectiv, accesul lui la sistemul informatic al pieţei de echilibrare. Fără contract de echilibrare şi înregistrare pe piaţa angro a energiei electrice a centralei electrice/instalaţiei de stocare, respectiva centrală/instalaţie a unui participant al pieţei/utilizator de sistem care este producător de energie sau proprietar de instalaţii de stocare nu poate fi racordată la reţeaua OS precum şi nu poate rămâne racordată la reţeaua electrică.

74. Odată cu transferul integral al responsabilităţii echilibrării către o altă PRE, contractul de echilibrare semnat de către participantul la piaţă înregistrat în calitate de PRE se suspendă.

75. Contractele de echilibrare se încheie în baza unui contract-cadru, elaborat în urma unui proces de consultare publică de către OST şi publicat pe site web oficial.

Secţiunea 3.10

Registrul pentru evidenţa PRE

76. OST înfiinţează şi completează Registrul pentru evidenţa PRE.

77. PRE care au fost înregistrate de OST sunt înscrise în Registrul pentru evidenţa PRE. Registrul pentru evidenţa PRE conţine, pentru fiecare PRE, cel puţin următoarele informaţii:

a) denumirea completă, codul EIC, adresa sediului şi datele de contact ale participantului la piaţă care a înfiinţat PRE;

b) data şi numărul de înregistrare a contractului de echilibrare;

c) codul de identificare al PRE;

d) numele şi datele de contact ale tuturor persoanelor împuternicite să acţioneze în numele participantului la piaţă respectiv;

e) datele de identificare ale PRE căreia i s-a transferat responsabilitatea echilibrării, dacă este cazul, şi data transferului;

f) datele de identificare ale PRE-urilor pentru care a fost asumată responsabilitatea echilibrării, dacă este cazul, şi data fiecăruia din aceste transferuri;

g) denumirea OS în zona cărora PRE are locuri de consum/locuri de producere pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării şi lista acestora.

78. Fiecare PRE are dreptul să consulte Registrul pentru evidenţa PRE şi să ceară corectarea oricărei inexactităţi care o priveşte.

79. OST păstrează istoricul modificărilor realizate în Registrul pentru evidenţa PRE timp de cel puţin 12 (douăsprezece) luni.

80. OST informează despre înscrierea în Registrul pentru evidenţa PRE a unei PRE nou-create, despre transferul, suspendarea sau revocarea/retragerea unei PRE existente, prin publicarea pe site web oficial a listei cu toate PRE înregistrate inclusiv componenţa actualizată la zi a fiecărei PRE.

Secţiunea 3.11

Registrul utilizatorilor de sistem

81. Fiecare OS înfiinţează şi completează un Registru al utilizatorilor de sistem.

82. Suplimentar la informaţiile prevăzute la art.78 alin.(4) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, Registrul utilizatorilor de sistem al fiecărui OS conţine cel puţin următoarele informaţii pentru fiecare centrală electrică/instalaţie de stocare de energie electrică racordată la reţelele sale:

a) desemnarea unică (cod şi nume) a centralei electrice/instalaţiei de stocare/locului de consum şi de producere;

b) capacitatea aprobată spre injecţie şi/sau extragere;

c) codul de identificare al PRE care deţine responsabilitatea echilibrării pentru respectiva centrală electrică/instalaţie de stocare; doar în cazul unui loc de consum şi de producere sau centralei electrice/instalaţiei de stocare pentru servicii proprii, acestuia îi poate fi atribuită o PRE pentru intervalul de decontare în care acesta are caracter de loc de producere şi o altă PRE pentru intervalul de decontare în care acesta are caracter de loc de consum.

83. Fiecare utilizator de sistem are dreptul să consulte informaţiile care îl privesc în Registrul utilizatorilor de sistem precum şi obligaţia de a solicita corectarea oricărei inexactităţi care îl priveşte.

84. OST solicită informaţiile necesare cuprinse în registrele utilizatorilor de sistem ale OS şi verifică împreună cu aceştia îndeplinirea condiţiei ca fiecare punct de racordare să fie corespunzător unei centrale electrice / instalaţii de stocare, unui loc de consum sau unui punct de delimitare, iar pentru fiecare loc de consum, inclusiv pentru CPT al unei reţele, respectiv centrală electrică/instalaţie de stocare, să existe o PRE şi doar una, care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru acesta.

85. În cazul revocării şi/sau retragerii unei PRE cu iniţierea procesului de preluare de către furnizorul de ultimă opţiune a unor consumatori, condiţia prevăzută la pct.84 se prezumă îndeplinită pentru locurile de consum în cauză, pe perioada cuprinsă între data începând cu care furnizorul actual nu mai îndeplineşte condiţia de asumare a responsabilităţii financiare pentru plata dezechilibrelor, responsabilitatea echilibrării fiind atribuită către PRE înregistrată de furnizorul de ultimă opţiune desemnat sau, dacă este cazul, la PRE către care aceasta şi-a transferat responsabilitatea echilibrării.

Capitolul IV

REGULI PENTRU NOTIFICĂRILE FIZICE

Secţiunea 4.1

Principii generale

86. Obiectivul regulilor pentru NF din prezenta secţiune este crearea cadrului pentru furnizarea informaţiilor despre volumele nete de energie electrică tranzacţionate pe pieţele anterioare pieţei de echilibrare, importuri/exporturi, pregătirea programului de producţie şi consum şi determinarea disponibilităţii rezervelor de energie de echilibrare necesare pentru a permite OST să asigure:

a) integritatea SEN;

b) siguranţa şi calitatea aprovizionării cu energie electrică;

c) capacitate disponibilă suficientă pentru a asigura în orice moment cererea SEN şi o rezervă corespunzătoare;

d) gestionarea restricţiilor de reţea;

e) determinarea dezechilibrelor ulterior zilei de livrare.

87. Realizarea fizică a obligaţiilor contractuale necesită transmiterea către OST a notificărilor privind toate schimburile nete contractuale între PRE.

88. Schimburile contractuale de energie electrică realizate de către o PRE cu altă PRE sunt cuprinse în NF sub denumirea de schimburi de energie electrică (SE).

89. Fiecare PRE are obligaţia să transmită la OST, NF ale respectivei PRE pentru fiecare interval de decontare din fiecare zi de livrare. OPEE transmite de asemenea către OST câte o NF de acelaşi tip în calitate de PRE pentru tranzacţiile încheiate drept contraparte pe PZU şi în calitate de PRE pentru tranzacţiile încheiate drept contraparte pe PI. PRE-urile sunt obligate să transmită notificări fizice inclusiv pentru schimburile de energie electrică cu agenţi economici rezidenţi aflaţi pe teritoriul Republicii Moldova care nu au relaţii fiscale cu sistemul ei bugetar.

90. NF a unei PRE conţine pentru fiecare interval de decontare toate informaţiile prevăzute în cadrul secţiunii referitoare la conţinutul şi formatul NF, precum şi schimbul de energie electrică între PRE-PZU / PRE-PI.

91. Structura şi modul de transmitere a declaraţiilor de disponibilitate şi a NF fac obiectul prevederilor prezentului regulament şi a Clauzelor şi condiţiilor pentru FSE.

92. OST elaborează în urma unui proces de consultare publică şi publică pe site web oficial procedurile / ghidurile utilizatorului necesare pentru aplicarea prevederilor prezentului capitol. Procedurile respective se avizează de ANRE.

Secţiunea 4.2

Conţinutul şi formatul NF

93. NF conţin cel puţin următoarele informaţii:

1) Codul de identificare al PRE care a transmis respectiva NF;

2) Ziua de livrare şi date separate pentru fiecare interval de decontare în respectiva zi de livrare, şi anume:

a) programul de producţie/consum (injecţie/extragere) planificat pentru fiecare UFR/GFR (valoare pozitivă pentru injecţie, valoare negativă pentru extragere);

b) programul de producţie/consum (injecţie/extragere) planificat pentru fiecare componentă din cadrul UFR/GFR (valoare pozitivă pentru injecţie, valoare negativă pentru extragere);

c) producţia planificată pentru fiecare centrală electrică cu o putere aprobată spre injecţie egală sau mai mare de 1 MW;

d) programul de producţie/consum planificat pentru fiecare centrală electrică cu o putere aprobată spre injecţie sau extragere egală sau mai mare de 1 MW şi care are în cadrul său instalaţii de stocare a energiei electrice (valoare pozitivă pentru injecţie, valoare negativă pentru extragere);

e) programul de funcţionare, pentru fiecare instalaţie de stocare cu o putere aprobată de injecţie sau extragere egală sau mai mare de 1 MW şi care nu este parte a unei centrale electrice;

f) producţia planificată însumată pentru toate centralele electrice şi instalaţiile de stocare altele decât cele de la lit.a), b), c), d) şi e);

g) prognoza agregată de consum pentru toţi consumatorii de energie electrică;

h) schimburile nete de energie electrică cu alte PRE, separat pentru fiecare PRE cu care s-au stabilit schimburile de energie electrică;

i) exporturile şi importurile stabilite cu alte ţări, detaliate pe partener extern şi separat pentru fiecare zonă de tranzacţionare de frontieră, corespunzătoare dreptului de utilizare a capacităţii de interconexiune alocate prin licitaţii.

94. Suplimentar la informaţiile prevăzute în pct.93, NF ale OPEE conţin schimburile nete de energie electrică cu fiecare PRE în zona naţională de tranzacţionare corespunzătoare tranzacţiilor de vânzare/cumpărare pe PZU şi separat pe PI.

Secţiunea 4.3

Transmiterea şi anularea NF

95. Fiecare PRE, precum şi OPEE transmit la OST, NF ale producţiilor, consumurilor şi schimburilor nete de energie electrică pentru un interval de decontare al zilei de livrare până la ora 15:00 în ziua D-1. Acestea pot fi modificate de către emitent pentru ziua D, cel târziu cu 60 minute înaintea orei de livrare, pentru schimburile de energie electrică privind producţia /consumul, ţinând cont inclusiv de tranzacţiile pe PI. Ultimele NF înregistrate înainte de intervalul de dispecerizare în care energia electrică urmează a fi livrată/consumată se consideră notificări fizice finale şi sunt utilizate pentru determinarea poziţiei nete contractuale ale PRE în procesul de determinare a dezechilibrelor.

96. Transmiterea NF se poate efectua cel mai devreme cu 30 de zile înaintea zilei de livrare.

97. Modul de transmitere a NF către OST se realizează conform procedurilor / ghidurilor utilizatorului prevăzute la pct.92.

98. Responsabilitatea corectitudinii NF privind producţia, respectiv consumul programate pentru fiecare UFR/GFR, aparţine fiecărui FSE conform prevederilor din Clauzele şi condiţiile pentru FSE.

99. NF se transmit în format electronic, prin canalele de comunicaţie stabilite de OST.

100. NF este considerată transmisă în momentul intrării în sistemul informatic al pieţei de echilibrare. Imediat ce o nouă NF intră în sistemul informatic al pieţei de echilibrare, PRE care a transmis-o va primi electronic confirmarea de primire.

101. Sistemul informatic al pieţei de echilibrare verifică îndeplinirea condiţiilor de respectare a formatului NF, prevăzute în procedura / ghidurile utilizatorului elaborate de OST şi publicate pe site web oficial.

102. Daca sistemul informatic al pieţei de echilibrare nu acceptă o NF, PRE care a transmis-o primeşte imediat un mesaj de eroare cu specificarea neconformităţii constatate, iar NF respectivă este considerată neacceptată.

Secţiunea 4.4

Validarea NF

103. Sistemul informatic al pieţei de echilibrare verifică automat toate NF din punct de vedere al corectitudinii conţinutului. Mesajul privind eroarea identificată este transmis automat emitentului.

104. Modul de validare a NF în conformitate cu prevederile pct.106 este descris în procedura / ghidurile utilizatorului elaborate de către OST conform prevederilor pct.92.

105. NF ale unei PRE sunt disponibile pentru vizualizarea de către PRE respectivă prin intermediul sistemului informatic al pieţei de echilibrare.

106. Sistemul informatic al pieţei de echilibrare analizează completitudinea, corectitudinea, coerenţa şi fezabilitatea fiecărei NF şi a ansamblului acestora, verificând dacă:

a) există egalitatea schimburilor nete de energie electrică reciproce între PRE pe fiecare interval de decontare;

b) producţia/consumul programat pe fiecare UFR/GFR se încadrează în DD a UFR/GFR pentru aceeaşi zi de livrare şi acelaşi interval de decontare;

c) sunt respectate limitele definite de caracteristicile tehnice ale UFR/GFR;

d) schimburile de energie cu alte sisteme (exportul şi importul) iau în considerare drepturile fizice de transport, obţinute în urma procesului de alocare a capacităţii pe fiecare graniţă şi direcţie.

107. Fiecare PRE depune toate eforturile în vederea adaptării producţiei şi/sau a încheierii de tranzacţii de vânzare şi/sau cumpărare de energie electrică astfel încât suma dintre producţie, import şi achiziţie să fie egală cu suma dintre consum, export şi vânzare la nivelul fiecărui interval de decontare. NF este considerată ca fiind în dezechilibru dacă suma producţiei, importurilor şi SE primite nu este egală cu suma consumului, exporturilor şi SE livrate, separat pentru fiecare zonă de tranzacţionare şi interval de decontare, ţinând seama de completarea SE cu cele aferente tranzacţiilor pe PI. Toţi participanţii la piaţa de energie electrică trebuie să funcţioneze conform notificărilor fizice finale.

108. În cazul unor neconcordanţe între SE reciproce ale PRE constatate în ultimele NF transmise conform termenelor prevăzute în cadrul Secţiunii 4.3 din prezentul Capitol, PRE în cauză sunt atenţionate automat, iar dacă în intervalul destinat corecţiilor, definit în procedurile / ghidurile utilizatorului elaborate şi publicate conform pct.92, PRE nu reuşesc să corecteze NF, OST întreprinde următoarele măsuri:

a) în cazul SE între OPEE şi PRE este acceptată cantitatea transmisă prin NF de către OPEE;

b) dacă sensul prevăzut în NF de către fiecare din cele două PRE al SE dintre ele este acelaşi, cantitatea corespunzătoare a SE între cele două PRE este considerată egală cu cea mai mică dintre cele două valori;

c) dacă NF ale celor două PRE prevăd SE între ele în sensuri diferite sau numai una dintre PRE a prevăzut în NF un SE cu cealaltă PRE, cantitatea corespunzătoare SE între cele două PRE este considerată zero.

109. OST nu este responsabil pentru consecinţele economice ale corecţiilor NF realizate conform prevederilor pct.108.

110. Orice NF acceptată în sistemul informatic al pieţei de echilibrare, inclusiv cea modificată de OST conform regulilor din prezentul capitol, devine NF finală.

111. NF finale reprezintă obligaţii ferme pentru PRE respective, ele putând fi modificate doar în cazurile prevăzute în cadrul secţiunii referitoare la transmiterea şi anularea notificărilor fizice.

112. În cazul în care, în urma modificărilor realizate conform prevederilor secţiunii referitoare la transmiterea şi anularea notificărilor fizice, se constată nepotriviri ale SE reciproce ale PRE, sistemul informatic al pieţei de echilibrare aduce SE la valorile din NF finale şi anunţă PRE respective cu privire la această acţiune.

113. Dacă PRE nu a reuşit să transmită NF privind SE înainte de termenul prevăzut la pct.95, sistemul informatic al pieţei de echilibrare transmite automat un mesaj în acest sens către PRE respectivă şi către PRE care au notificat SE cu aceasta. Concomitent, sistemul informatic al pieţei de echilibrare generează automat o NF implicită pentru aceasta PRE în acel interval de decontare, cu toate valorile egale cu zero, NF respectivă fiind disponibilă pentru vizualizare în sistemul informatic al pieţei de echilibrare.

[Pct.113 completat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

114. Modificarea notificărilor fizice este permisă numai în următoarele cazuri:

a) în cazul selectării de către OST pe PEE a unei oferte PEE (emiterii unei dispoziţii de dispecer);

b) în cazul reducerilor de putere accidentale ale UFR/GFR, parţiale sau totale, anunţate la OST; doar notificările aferente UFR/GFR pot fi acceptate;

c) în cazul identificării şi corectării unor erori ale sistemului informatic al pieţei de echilibrare. În acest caz modificările se vor înregistra într-un registru dedicat sau în cadrul sistemului informatic al pieţei de echilibrare cu asigurarea trasabilităţii modificărilor realizate, care poate fi prezentată la solicitarea ANRE.

[Pct.114 modificat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

115. Notificările fizice care au fost modificate conform prevederilor prezentei secţiuni înlocuiesc notificările fizice finale validate anterior conform prevederilor pct.114, se aplică pentru ziua de livrare în intervalele de decontare corespunzătoare şi constituie obligaţii ferme pentru respectiva PRE.

Capitolul V

COLECTAREA ŞI VALIDAREA DATELOR MĂSURATE

Secţiunea 5.1

Prevederi generale

116. Obiectivul prezentului Capitol este crearea unui cadru de reglementare pentru colectarea, validarea şi agregarea datelor necesare pentru decontarea cantităţilor tranzacţionate pe piaţa angro de energie electrică, incluzând schimburile de energie electrică, PEE, dezechilibrele, serviciile de sistem şi orice alte servicii şi taxe aplicabile.

117. Prezentul Capitol se referă la:

a) cerinţele legate de măsurare şi comunicare, suplimentare faţă de cerinţele stabilite în Regulamentul privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.74/2022;

b) înregistrarea valorilor măsurate;

c) colectarea, verificarea şi validarea valorilor măsurate;

d) agregarea valorilor măsurate validate;

e) comunicarea valorilor măsurate.

118. Decontarea pe piaţa angro de energie electrică se bazează pe intervale de dispecerizare, intervale de tranzacţionare şi intervale de decontare, necesitând utilizarea echipamentelor de măsurare corespunzătoare. Pentru cazurile în care nu se justifică economic utilizarea echipamentelor de măsurare pe interval, se utilizează cerinţele prezentului regulament.

119. Referirile la termenii “măsurat”, “măsurare” şi orice alţi termeni asociaţi se consideră ca fiind exclusiv atribuite pentru echipamentele de măsurare, sistemele informatice şi procedurile folosite pentru decontare pe piaţa angro de energie electrică în conformitate cu prezentul regulament. Prezentul regulament nu se aplică pentru echipamentele şi sistemele de măsurare utilizate numai în scop operaţional sau tehnic.

Secţiunea 5.2

Cerinţe legate de măsurare şi comunicare

120. Regulile de ordin tehnic şi condiţiile care se aplică în privinţa echipamentelor de măsurare şi sistemelor informatice corespunzătoare pentru citirea, procesarea, transmiterea şi stocarea valorilor măsurate şi pentru instalarea, deţinerea, întreţinerea şi citirea indicaţiilor echipamentelor de măsurare sunt stabilite în Regulamentul privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale.

121. Punctele de măsurare trebuie echipate cu echipamente de măsurare care corespund cerinţelor regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale.

122. Următoarele puncte de măsurare sunt definite ca puncte de măsurare în scopuri comerciale şi trebuie echipate cu echipamente de măsurare comerciale:

a) fiecare punct de racordare a instalaţiei unui consumator final şi fiecare centrală electrică, instalaţie de stocare şi/sau UFR/GFR;

b) fiecare punct de racordare în care o reţea electrică a unui operator de sistem este interconectată la reţeaua electrică a altui operator de sistem;

c) fiecare punct de racordare în care SEN este conectat la sistemul electroenergetic al altui stat.

123. OST este responsabil de stabilirea standardului de codificare pentru evidenţa punctelor de măsurare în scopuri comerciale.

124. Regulile şi condiţiile pentru determinarea şi atribuirea codurilor de identificare a punctelor de măsurare sunt în concordanţă cu reglementările internaţionale aplicabile şi în mod obligatoriu cu reglementările stabilite de către ENTSO-E.

125. OST este responsabil de emiterea codurilor pentru toate punctele de măsurare utilizate pe piaţa angro de energie electrică. În scopul emiterii codurilor pentru punctele de măsurare, utilizate pe piaţa angro de energie electrică, din alte reţele decât cea a OST, respectivul operator de sistem transmite către OST codurile de identificare, stabilit în conformitate cu standardul indicat în pct.123.

Secţiunea 5.3

Înregistrarea datelor măsurate

126. Operatorul de sistem menţine o bază de date de măsurare pentru stocarea datelor de natură tehnică, administrativă şi fizică, relevante pentru punctele de măsurare din teritoriul specificat în licenţă. OS au, de asemenea, responsabilitatea pentru asigurarea securităţii şi confidenţialităţii în legătură cu modul în care administrează, procesează, întreţin şi păstrează registrul de măsurare.

127. Pentru fiecare punct de măsurare, baza de date conţine cel puţin următoarele date:

a) codul de identificare al punctului de măsurare;

b) locaţia fizică, reprezentând nodul din SEN la care punctul de măsurare este conectat;

c) identitatea şi caracteristicile tehnice ale echipamentului de măsurare instalat în punctul de măsurare;

d) periodicitatea de citire a datelor măsurate;

e) tipul indicaţiilor care sunt înregistrate;

f) identitatea părţii în proprietatea căreia este echipamentul de măsurare.

g) valorile măsurate ale energiei active şi reactive, pe fiecare interval de dispecerizare, colectate pe interval;

h) valorile calculate pe baza valorilor măsurate, procesate de OS;

i) valorile estimate şi corectate sau înlocuite în cazul datelor lipsă sau greşite;

j) valorile care sunt transferate în scopul efectuării decontării.

128. Valorile măsurate sunt păstrate în baza de date măsurate pentru o perioadă minimă de 5 (cinci) ani.

129. Fiecare parte are acces la datele din baza de date măsurate, care se referă la punctele sale de măsurare şi este în drept să solicite corectarea oricărei inexactităţi constatate în legătură cu aceste date.

130. OST organizează o bază de date măsurate a întregii pieţe angro de energie electrică, în care sunt păstrate valorile măsurate din sistemul propriu şi de la ceilalţi OS, pentru toate punctele de măsurare pentru care primeşte date, precum şi valorile agregate şi toate formulele de agregare utilizate în calcule direct de acesta.

131. OS atribuie fiecărui punct de măsurare un cod de identificare (EIC) conform standardului de codificare pentru evidenţa punctelor de măsurare elaborat de OST.

Secţiunea 5.4

Colectarea, verificarea şi validarea valorilor măsurate

Secţiunea 5.4.1

Generalităţi

132. Dacă nu se specifică altfel, toate valorile măsurate se vor referi la cantitatea netă de energie electrică ce a fost livrată către sau din SEN într-un punct de racordare într-un interval de dispecerizare / interval de decontare. Pentru PEE valorile măsurate se vor referi la intervalul de echilibrare.

133. Fiecare OS este responsabil pentru colectarea tuturor valorilor măsurate în teritoriul autorizat.

134. În măsura posibilităţilor, OS colectează valorile măsurate prin achiziţie la distanţă, utilizând mijloace adecvate de transfer, validare, procesare, securizare şi stocare a datelor în baza de date măsurate. Dacă achiziţia la distanţă nu este posibilă sau devine indisponibilă, OS organizează obţinerea datelor relevante prin citire locală.

Secţiunea 5.4.2

Determinarea valorilor măsurate validate

135. Fiecare OS înregistrează cel puţin valorile măsurate lunar sau pe o perioadă mai scurtă de timp şi le transmite participanţilor la piaţa energiei electrice relaţionaţi la punctul de măsurare respectiv prin obligaţiile contractuale ale contractelor în care este parte.

136. Fiecare participant la piaţa angro de energie electrică care primeşte valori măsurate le poate contesta la OS în termenele stabilite conform prevederilor secţiunilor 5.5.7-5.5.9.

137. Dacă un participant la piaţa angro de energie electrică nu a transmis nici o contestaţie conform pct.136 se consideră că valorile măsurate au fost validate de participantul respectiv.

138. OS verifică orice contestaţie în termenele prevăzute în secţiunile 5.5.7-5.5.9.

139. Valorile măsurate, inclusiv cele care au constituit subiectul corectării, validate de către participanţii la piaţa angro de energie electrică devin valori măsurate validate, după ultima dată la care OS trebuia să răspundă tuturor contestaţiilor.

Secţiunea 5.5

Comunicarea şi agregarea valorilor măsurate

Secţiunea 5.5.1

Comunicarea valorilor măsurate validate

140. Pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare, OS transmite cel puţin următoarele date părţilor, în cazul în care nu se specifică altfel în prezentul regulament:

1) către OST:

– valorile măsurate validate necesare pentru calcularea dezechilibrelor, aprobate separat pentru producătorii de energie electrică, OS şi valorile agregate aprobate pentru furnizorii de energie electrică, specificate la nivel de participant al pieţei energiei electrice şi centrală electrică;

– valoarea măsurată validată pentru punctele de măsurare în care respectivul OS măsoară energia livrată de centrala electrică, instalaţia de stocare, locuri de consum pe piaţa angro sau componente UFR/GFR, după caz;

2) către un producător de energie electrică sau proprietar de instalaţii de stocare, sau gestionar UFR/GFR: valoarea măsurată aprobată corespunzătoare fiecărui punct de măsurare în care respectivul OS măsoară energia livrată de către centrala electrică a producătorului de energie electrică, energia livrată/consumată de către instalaţia de stocare sau UFR/GFR;

3) către un furnizor:

– valoarea măsurată validată corespunzătoare fiecărui punct de racordare la reţeaua electrică a consumatorului dotat cu echipament de contorizare pe interval şi la care este posibilă transmiterea la distanţă a informaţiilor de pe echipamentele de măsurare, al cărui consum de energie electrică este asigurat de respectivul furnizor;

– valorile calculate agregate validate pentru punctele de racordare la sistemul electroenergetic ale consumatorilor la care nu este posibilă contorizarea pe interval şi transmiterea la distanţă a informaţiilor de pe echipamentele de măsurare, ale căror consum de energie electrică este asigurat de respectivul furnizor;

4) către PRE:

– valorile măsurate validate aferente participanţilor la piaţă care şi-au transferat responsabilitatea echilibrării, şi fac parte din respectiva PRE, şi care se află pe teritoriul specificat în licenţa OS.

5) către OS:

- valorilor măsurate validate aferente fiecărui operator de sistem care livrează energie electrică în teritoriul specificat în licenţă al OS respectiv;

- valorilor măsurate validate aferente fiecărui operator de sistem care primeşte energie electrică din respectivul teritoriu specificat în licenţă

141. Pentru fiecare interval de decontare al lunii de livrare, OST transmite către PRE valorile măsurate validate aferente participanţilor la piaţă care şi-au transferat responsabilitatea echilibrării şi fac parte din respectiva PRE.

142. Fiecare OS transmite valorile măsurate validate corespunzătoare fiecărui punct de măsurare pentru care este responsabil, părţilor specificate la pct.140, respectând termenele limită stabilite în secţiunile 5.5.7-5.5.9.

Secţiunea 5.5.2

Agregarea pe activitate de producere sau furnizare a energiei electrice

143. În baza valorilor măsurate, respectând termenele limită din secţiunile 5.5.7-5.5.9 ale prezentului Capitol, OS calculează pentru teritoriul specificat în licenţă pentru fiecare interval de dispecerizare:

1) producţia agregată corespunzătoare fiecărei centrale electrice/instalaţii de stocare;

2) consumul agregat corespunzător fiecărei centrale electrice/instalaţii de stocare;

3) consumul agregat corespunzător fiecărui participant la piaţa, inclusiv furnizor de energie electrică.

144. Producţia, respectiv consumul agregat al fiecărui producător de energie electrică/proprietar de instalaţie de stocare este egal cu suma tuturor valorilor măsurate şi validate în punctele de racordare la SEN ale unităţilor de producere/instalaţiilor de stocare ale respectivului producător de energie electrică din teritoriul specificat în licenţă al respectivului OS.

145. Consumul agregat al fiecărui furnizor a energiei electrice/proprietar de instalaţie de stocare este egal cu suma tuturor valorilor măsurate şi validate în punctele de racordare la SEN din teritoriul specificat în licenţă al respectivului OS ale consumatorilor finali/instalaţiilor de stocare ale căror consum de energie electrică este asigurat de respectivul furnizor/proprietar de instalaţie de stocare.

Secţiunea 5.5.3

Agregarea pe parte responsabilă pentru echilibrare

146. OST calculează producţia agregată, respectiv consumul agregat aferente fiecărei PRE, pentru fiecare interval de dispecerizare, în baza valorilor agregate validate transmise de fiecare OS, respectând termenele limită conform secţiunilor 5.5.7-5.5.9.

147. Producţia agregată aferentă unei PRE este egală cu suma producţiei agregate, determinată conform prevederilor secţiunii 5.5.2, a tuturor centralelor electrice pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.

148. Consumul agregat aferent unei PRE este egal cu suma consumului agregat, determinat conform prevederilor secţiunii 5.5.2, al tuturor locurilor de consum/instalaţiilor de stocare pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.

[Pct.148 modificat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

149. Producţia agregată aferentă unei PRE este egală cu suma producţiei agregate a tuturor centralelor electrice/instalaţiilor de stocare pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.

150. OST calculează producţia agregată, respectiv consumul agregat aferent fiecărei PRE, pentru fiecare interval de dispecerizare, în baza valorilor agregate, validate şi transmise de fiecare OS.

Secţiunea 5.5.4

Agregarea pe operator de sistem

151. Pe baza valorilor măsurate validate, fiecare operator de sistem determină energia electrică primită, respectiv livrată în/din teritoriul specificat în licenţă pentru fiecare interval de dispecerizare.

152. Energia electrică primită în teritoriul specificat în licenţă al unui operator de sistem se determină ca sumă a:

1) valorilor măsurate validate aferente fiecărui producător de energie electrică ce livrează energie electrică în respectivul teritoriul specificat în licenţă;

2) valorilor măsurate validate aferente fiecărui operator de sistem care livrează energie electrică în teritoriul specificat în licenţă al OS respectiv;

3) importului de energie electrică din sistemele electroenergetice a ţărilor vecine, după caz.

153. Energia electrică livrată din teritoriul specificat în licenţă al unui operator de sistem se determină ca sumă a:

1) valorilor măsurate validate aferente fiecărui producător de energie electrică care primeşte energie electrică din respectivul teritoriu specificat în licenţă;

2) valorilor măsurate validate aferente fiecărui operator de sistem care primeşte energie electrică din respectivul teritoriu specificat în licenţă;

3) valorilor măsurate şi calculate validate aferente fiecărui furnizor de energie electrică ce primeşte energie electrică la locurile de consum din teritoriul autorizat de licenţă al OS respectiv;

4) exportului de energie electrică spre sistemele electroenergetice din ţările vecine, după caz.

Secţiunea 5.5.5

Determinarea consumului tehnologic şi pierderilor de energie electrică

în reţelele electrice şi atribuirea energiei electrice consumate la locurile

de consum fără echipament de măsurare pe interval

154. Fiecare OS calculează CPT în reţelele electrice corespunzătoare teritoriului autorizat de licenţă, pe fiecare interval de dispecerizare, ca fiind diferenţa între energia electrică intrată în reţeaua electrică şi energia electrică livrată din reţeaua electrică, determinate conform prevederilor secţiunii 5.5.4.

155. Operatorul de sistem calculează CPT în reţelele electrice corespunzătoare teritoriului autorizat de licenţă pentru fiecare interval de dispecerizare, pe baza valorilor măsurate şi calculate validate.

[Pct.155 modificat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

156. Pentru punctele de măsurare care au contorizare pe interval şi la care este posibilă colectarea informaţiilor de pe echipamentele de măsurare şi transmiterea valorilor măsurate la distanţă, OSD transmit OST valorile măsurate pentru fiecare interval de dispecerizare, agregate la nivel de participant la piaţa de energie electrică.

157. Energia electrică sumară neatribuită pe interval, care reprezintă energia electrică consumată la punctele de măsurare care nu au contorizare pe interval sau la care nu este posibilă transmiterea informaţiilor de pe echipamentele de măsurare, precum şi CPT, se determină de către OS pentru zona sa de activitate, prin extragerea tuturor valorilor echipamentelor de măsurare care înregistrează valorile pe interval din valoarea energiei electrice primite în zona de activitate a respectivului OS.

158. Zilnic, pe parcursul lunii de livrare, energia electrică neatribuită pe interval este repartizată pe fiecare interval de dispecerizare de către OST tuturor furnizorilor de energie electrică care livrează energie electrică consumatorilor finali şi operatorilor de sistem în baza cotelor energiei electrice livrate în ultimele trei luni de către furnizorii de energie electrică consumatorilor finali fără contorizarea pe interval. În acest sens, consumul tehnologic al operatorului de sistem este considerat ca energie electrică livrată la un punct de consum virtual care nu are contorizare pe interval, OS revenindu-i cota respectivă de energie electrică.

159. Până la atribuirea energiei electrice consumate la locurile de consum fără echipament de măsurare pe interval participanţilor la piaţa de energie electrice conform valorilor măsurate, OST utilizează în calitate de valori preventive cantităţile determinate conform pct.158.

160. În scopul determinării cotelor menţionate la pct.158, OSD transmit OST cantităţile agregate de energie electrică consumate la locurile de consum care nu au contorizare pe interval sau la care nu este posibilă transmiterea informaţiilor de pe echipamentele de măsurare, în termenele stabilite în secţiunile 5.5.6-5.5.9, şi informaţia privind cantitatea de energie electrică consumată în ultimele 3 luni la locurile de consum la care pe parcursul acestei perioade de timp a avut loc schimbarea furnizorului de energie electrică cu indicarea furnizorului actual, a furnizorului nou şi a zilei schimbării furnizorului de energie electrică.

161. Pentru fiecare furnizor de energie electrică, OS determină cotele procentuale corespunzătoare locurilor de consum neechipate cu echipamente de măsurare pe interval, în baza cantităţilor totale înregistrate la locurile de consum neechipate cu echipamente de măsurare pe interval sau la care nu este posibilă transmiterea informaţiilor de pe echipamentele de măsurare şi cotele procentuale corespunzătoare CPT după cum urmează:

1) OS determină consumul mediu zilnic al locului de consum, în baza prevederilor Regulilor pieţei energiei electrice, utilizând valorile măsurate înregistrate şi validate conform ciclurilor de citire a indicaţiilor realizate de OS şi asociate lunii de livrare, considerând că pe perioada de citire a indicaţiilor consumul de energie electrică este constant;

2) OS determină consumul lunar de energie electrică pentru fiecare loc de consum, în baza prevederilor Regulilor pieţei energiei electrice, utilizând consumul mediu zilnic de energie electrică, determinat pentru fiecare ciclu de citire a indicaţiilor, pentru perioada cuprinsă între prima zi şi ultima zi a lunii de livrare;

3) OS realizează agregarea consumului de energie electrică fără înregistrare pe interval atribuit lunii de livrare la nivelul fiecărui participant la piaţa de energie electrică. În acest sens CPT al operatorului de sistem este considerat ca energie electrică livrată la un punct de consum virtual care nu are contorizare pe interval, determinate în baza prevederilor Regulilor pieţei energiei electrice;

4) OS calculează cotele procentuale ale energiei electrice livrate la locurile de consum fără înregistrare pe interval şi pentru consum tehnologic conform formulei:

unde

c(f)_i reprezintă cota procentuală a energiei electrice livrate la locurile de consum fără înregistrare pe interval atribuite participantului j la piaţa de energie electrică;

WE(j)_i – consumul agregat de energie electrică fără înregistrare pe interval atribuit lunii de livrare la nivelul fiecărui participant j la piaţa de energie electrică;

∑_jWE(j)_i – consumul agregat de energie electrică fără înregistrare pe interval atribuit tuturor participanţilor la piaţa de energie electrică în luna de livrare.

162. Energia electrică neatribuită pe interval este repartizată pe fiecare interval de dispecerizare al lunii de către OS tuturor furnizorilor de energie electrică care livrează energie electrică consumatorilor finali şi pentru CPT, atribuind o valoare egală cu produsul dintre cantitatea totală a energiei electrice neatribuite pe interval, livrată pe parcursul intervalului respectiv de dispecerizare şi cota procentuală determinată conform pct.161. În acest sens, CPT al operatorului de sistem este considerat ca energie electrică livrată la un punct de consum virtual care nu are contorizare pe interval, OS revenindu-i cota respectivă de energie electrică. În acest sens, consumul tehnologic al OS este determinat în baza prevederilor Regulilor pieţei energiei electrice;

163. Energia electrică neatribuită pe interval repartizată pe fiecare interval de dispecerizare de către OS conform pct.162 este utilizată în procesul de determinare a poziţiei nete măsurate a participanţilor la piaţa de energie electrică pentru intervalele de dispecerizare din cadrul lunii de livrare şi la determinarea dezechilibrelor.

Secţiunea 5.5.6

Comunicarea valorilor măsurate agregate

164. Fiecare OS transmite valorile măsurate agregate, corespunzătoare fiecărui participant la piaţa de energie electrică, respectând termenele limită indicate în secţiunile 5.5.7-5.5.9.

165. OS transmite participanţilor pieţei energiei electrice cel puţin următoarele date, specificate pentru fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare:

1) producătorului de energie electrică/proprietarului instalaţiei de stocare: cantitatea produsă şi consumul, agregate separat conform pct.144;

2) furnizorului de energie electrică: consumul agregat de energie electrică calculat conform pct.145, specificând fiecare loc de consum;

3) OST: valorile agregate validate conform secţiunilor 5.5.2 şi 5.5.4.

166. Fiecare OS transmite OST CPT în reţelele electrice corespunzătoare teritoriului specificat în licenţă, calculat conform prevederilor secţiunii 5.5.5.

167. OST informează fiecare PRE despre valorile agregate conform prevederilor secţiunii 5.5.3 în vederea validării acestora, respectând termenele limită prevăzute în secţiunea 5.5.10.

Secţiunea 5.5.7

Termene privind comunicarea, validarea, contestarea valorilor măsurate

şi a valorilor agregate şi pentru soluţionarea contestaţiilor

168. Fiecare OS transmite participantului la piaţa de energie electrică, în vederea validării, valoarea măsurată corespunzătoare fiecărui punct de măsurare în care măsoară energia electrică, precum şi valorile agregate, conform prevederilor secţiunii 5.5.6, în termen de şapte zile lucrătoare de la începutul primei luni calendaristice care urmează lunii de livrare. OST transmite către OSD, în vederea calculării consumului tehnologic şi repartizării energiei electrice neînregistrate pe fiecare interval de dispecerizare, valoarea măsurată în conformitate cu Art.140 subpct. 5), în termen de 14 (paisprezece) zile lucrătoare de la începutul primei luni calendaristice care urmează lunii de livrare.

169. Participantul la piaţa de energie electrică care a primit valorile măsurate, respectiv agregate menţionate la pct.168, transmite către OS, în termen de două zile lucrătoare de la data primirii lor:

1) contestaţia;

2) confirmarea, lipsa confirmării în termen reprezintă implicit confirmare.

170. Fiecare OS trebuie să verifice şi să soluţioneze contestaţia în termen de 2 (două) zile lucrătoare de la data primirii acesteia.

171. Fiecare OS transmite participantului la piaţa de energie electrică menţionat la pct.168 valoarea măsurată validată corespunzătoare fiecărui punct de măsurare în care măsoară energia electrică, respectiv valorile agregate validate, în ziua în care a soluţionat contestaţia depusă conform termenului din pct.170.

172. Fiecare OS transmite către OST, valorile măsurate validate şi valorile agregate validate pentru participanţii la piaţa de energie electrică, în termenul specificat la pct.170.

Secţiunea 5.5.8

Termene privind determinarea, comunicarea, contestarea, validarea valorilor actualizate

în urma determinării consumului tehnologic şi pierderile de energie electrică în reţea

173. În termen de 7 (şapte) zile lucrătoare de la începutul primei luni calendaristice care urmează lunii de livrare, OS:

1) determină CPT din reţeaua electrică proprie sumar pentru luna de livrare şi separat pentru fiecare interval de dispecerizare, conform mecanismului stabilit în secţiunea 5.5.5;

2) determină pentru luna de livrare consumul agregat actualizat al fiecărui furnizor specificat pentru fiecare interval de dispecerizare, pentru punctele de măsurare ale consumatorilor finali instalaţiile de utilizare a cărora sunt racordate la reţeaua lui de distribuţie, pentru care furnizorul respectiv asigură furnizarea;

3) transmite furnizorului, în vederea validării, valorile determinate.

[Pct.173 modificat prin Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

174. În termen de 7 (şapte) zile lucrătoare de la sfârşitul lunii calendaristice care urmează lunii de livrare, OS transmite OST şi furnizorilor de energie electrică cantităţile de energie electrică neatribuită pe interval, repartizate pe fiecare interval de dispecerizare al lunii de livrare de către OS tuturor furnizorilor de energie electrică care livrează energie electrică consumatorilor finali şi pentru CPT în reţelele electrice conform prevederilor secţiunii 5.5.5.

175. Furnizorul care a primit valoarea determinată la pct.173 -174, transmite către OS, în termen de două zile lucrătoare de la data primirii acesteia:

1) contestaţia;

2) confirmarea, lipsa confirmării în termen reprezintă implicit confirmare.

176. După validare, valoarea determinată devine valoare măsurată validată.

177. OS trebuie să verifice şi să soluţioneze contestaţia în termen de 2 (două) zile lucrătoare de la data primirii acesteia.

178. OS transmite fiecărui furnizor valoarea măsurată validată corespunzătoare, în momentul în care a primit toate confirmările de validare de la furnizorii menţionaţi la pct.173 - 174.

179. OS transmite valorile măsurate validate determinate, în momentul în care a primit toate confirmările de la furnizorii respectivi:

1) către OST;

2) către fiecare furnizor menţionat la pct.173 -174, valoarea măsurată validată corespunzătoare acestuia.

Secţiunea 5.5.9

Termene privind comunicarea, validarea, contestarea valorilor măsurate şi

a valorilor agregate pe PRE şi termen pentru soluţionarea contestaţiilor

180. OST calculează şi publică valoarea măsurată agregată aferentă fiecărei PRE pe fiecare teritoriu autorizat prin licenţă, în termen de 3 (trei) zile lucrătoare de la data primirii valorilor măsurate validate pentru participanţi la piaţa de energie electrică, determinate conform prevederilor secţiunilor 5.5.7 şi 5.5.8, pentru luna de livrare.

181. Fiecare PRE, după verificarea valorilor prevăzute la pct.180 transmite la OST, în termen de 2 (două) zile lucrătoare de la data primirii lor:

1) contestaţia;

2) confirmarea, lipsa confirmării în termen reprezintă implicit confirmare.

182. OST verifică şi soluţionează contestaţia primită în termen de 2 (două) zile lucrătoare de la data primirii acesteia şi informează PRE asupra acceptării sau respingerii contestaţiei.

183. OST publică valorile agregate validate (cea determinată prin măsurare, cea determinată precum şi valoarea agregată totală, obţinută prin suma lor, pe fiecare zonă de licenţă) şi transmite valoarea agregată validată (totală) corespunzătoare fiecărei PRE în momentul în care a primit toate confirmările de la respectiva PRE.

Capitolul VI

REGULI DE CALCUL AL DEZECHILIBRELOR PRE

Secţiunea 6.1

Prevederi generale

184. Obiectivul regulilor de calcul al dezechilibrelor din prezenta secţiune este de a stabili modul de determinare a diferenţelor dintre:

a) valorile măsurate ale producţiei/injecţiei plus valorile notificate conform contractelor ale achiziţiilor, inclusiv ale importurilor şi

b) valorile măsurate ale consumului/extragerii plus valorile notificate conform contractelor aferente vânzărilor, inclusiv ale exporturilor, luând în considerare, în cazul PRE care şi-au asumat responsabilitatea echilibrării pentru CPT al unei reţele, şi schimburile fizice între reţele.

185. Valorile notificate de PRE trebuie să corespundă angajamentelor contractuale pe care participanţii la piaţă din cadrul PRE şi le-au asumat înainte de intervalul de decontare ID sau ca urmare a încheierii tranzacţiilor pe PEE şi/sau a celor în afara PEE, iar valori măsurate sunt considerate producţia/injecţia, consumul/extragerea şi schimburile ce au avut loc fizic în timpul intervalului de decontare ID.

186. Dezechilibrele se determină agregat la nivelul PRE, pentru a permite compensarea financiară a dezechilibrelor individuale între membrii PRE, limitate la erorile de prognoză/evenimentele neaşteptate, a abaterilor rezonabile dintre valorile măsurate şi cele notificate, fără a afecta obligaţia ca participanţii la piaţă să prognozeze cât mai exact consumul şi producţia şi să depună eforturi pentru a asigura acoperirea consumului/livrarea producţiei prin contractare.

187. Dezechilibrul unei PRE se determină pe baza poziţiei nete măsurate şi a poziţiei nete contractuale ale respectivei PRE.

188. Determinarea poziţiei nete contractuale notificate a fiecărei PRE se face pe baza tuturor schimburilor contractuale de energie electrică notificate ca SE stabilite cu alte PRE, inclusiv tranzacţiilor derulate prin PZU şi prin PI, a celor de import şi/sau export, precum şi în urma tranzacţiilor FSE pe PEE şi/sau pentru ofertele selectate pe PEE pentru gestionarea congestiilor, tranzacţiilor încheiate de OST în afara PEE pentru gestionarea congestiilor.

189. Transferul de energie între furnizorul unui consumator şi agregatorul care tranzacţionează energie pe orice piaţă pe seama consumatorului respectiv, este notificat ca SE între PRE corespunzătoare acestora conform prevederilor capitolului IV, şi are la bază un contract negociat bilateral.

190. Determinarea poziţiei nete măsurate a fiecărei PRE se face pe baza tuturor livrărilor măsurate de energie electrică, din sau către SEN, sau între diferite părţi ale SEN în conformitate cu valorile măsurate aprobate în punctele de măsurare corespunzătoare.

191. Calculele dezechilibrelor PRE prevăzute în cadrul prezentului capitol sunt efectuate de OST.

Secţiunea 6.2

Poziţia netă contractuală a unei PRE

192. Următoarele schimburi de energie electrică sunt definite ca schimburi contractuale:

a) SE nete cu alte PRE, cuprinse în notificările fizice aprobate;

b) importurile aferente contractelor, conform graficelor de schimb notificate la OST şi cuprinse în notificările fizice ale PRE;

c) exporturile aferente contractelor, conform graficelor de schimb notificate la OST şi cuprinse în notificările fizice ale PRE;

d) cantităţile totale din tranzacţiile angajate pentru creştere de putere în PEE, de către un FSE;

e) cantităţile totale din tranzacţiile angajate pentru reducere de putere în PEE, de către un FSE;

f) cantităţile totale din tranzacţiile angajate pentru creştere de putere, pentru gestionarea congestiilor de către un FSE/participant la piaţă care a primit activări ale unităţilor de producţie pentru gestionarea congestiilor;

g) cantităţile totale din tranzacţiile angajate pentru reducere de putere, pentru managementul congestiilor de către un FSE/participant la piaţă care a primit activări ale unităţilor de producţie pentru gestionarea congestiilor.

h) cantităţile totale de energie de echilibrare realizate în procesul de stabilizare a frecvenţei pentru creştere de putere în PEE, de către un FSE;

i) cantităţile totale de energie de echilibrare realizate în procesul de stabilizare a frecvenţei pentru reducere de putere în PEE, de către un FSE.

193. Pentru fiecare PRE, OST determină, separat pentru fiecare ID poziţia netă contractuală PNC a unei PRE, prin formula:

unde:

– PNC reprezintă poziţia netă contractuală a PRE;

– SE_livr reprezintă schimburile nete de energie electrică pe care PRE le-a notificat ca vânzări către o altă PRE;

– SE_prim reprezintă schimburile nete de energie electrică pe care PRE le-a notificat ca achiziţii de la o altă PRE;

reprezintă cantităţile totale de energie de echilibrare angajată la creştere/la reducere de putere în PEE de către FSE pentru care PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării;

reprezintă cantităţile totale de energie activată în procesul de stabilizare a frecvenţei calculată conform clauzelor şi condiţiilor pentru FSE;

reprezintă cantităţile totale de energie activată pentru gestionarea congestiilor rezultată din activarea unor oferte din PEE la care se adaugă cantităţile totale de energie activată rezultate din activarea în afara PEE;

– EX reprezintă exporturile cuprinse în NF ale PRE;

– IM reprezintă importurile cuprinse în NF ale PRE;

194. Pentru calculul poziţiei nete contractuale notificate, energia totală vândută sau achiziţionată într-un ID este considerată ca fiind livrată la putere constantă pe parcursul întregului ID.

195. Cantităţile contractate aferente fiecărui ID sunt exprimate în MWh, cu 3 zecimale.

Secţiunea 6.3

Poziţia netă măsurată a unei PRE

196. Livrările măsurate sunt definite ca fiind livrările de energie electrică ce au fost măsurate într-un punct de măsurare între SEN şi un utilizator de sistem, într-un punct de delimitare între o reţea electrică a unui OS şi reţeaua electrică a unui alt OS sau între SEN şi reţeaua unui OS din alt stat.

197. Următoarele schimburi de energie electrică sunt definite ca livrări măsurate:

a) producţia netă, reprezentând energia electrică ce este livrată în reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN de o centrală electrică sau instalaţie de stocare;

b) consumul net, reprezentând energia electrică pe care un consumator sau o instalaţie de stocare o preia din reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN în respectivul loc de consum sau de respectiva instalaţia de stocare;

c) schimburile dintre reţelele electrice aparţinând a doi operatori de reţea diferiţi, utilizate pentru determinarea CPT al reţelelor electrice de transport/distribuţie;

d) exporturile realizate din SEN către alte ţări;

e) importurile realizate din alte ţări către SEN.

198. Poziţia netă măsurată a unei PRE, alta decât PRE a unui OS sau PRE care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru un OSD, este determinată după cum urmează:

a) producţia netă însumată din centralele electrice şi instalaţiile de stocare pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, minus

b) consumul net însumat de instalaţiile de stocare şi locurile de consum ale consumatorilor pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării; în situaţia în care consumul la un loc de consum este asigurat de mai mulţi furnizori, incluşi în PRE diferite, pentru PRE care nu şi-a asumat responsabilitatea echilibrării se consideră valoarea zero pentru consumul măsurat.

199. Consumul net se determină pe baza livrărilor măsurate, considerate distinct în conformitate cu prevederile pct.197 lit.b), pentru fiecare PRE din care face parte participantul la piaţă.

200. Pentru calculul poziţiilor nete măsurate, energia totală livrată sau primită într-un ID este considerată ca fiind livrată la o putere constantă pe parcursul întregului ID.

201. Livrările măsurate aferente fiecărui ID sunt exprimate în MWh, cu 3 zecimale.

202. Poziţia netă măsurată a unei PRE înregistrată de un OS pentru administrarea diferenţelor dintre cantitatea de energie electrică achiziţionată pentru acoperirea CPT al reţelei electrice şi CPT realizat se va considera drept consum net, şi anume la nivelul CPT al reţelei electrice din zona de responsabilitate a OS, determinat ca fiind diferenţa dintre cantitatea totală de energie electrică intrată în reţeaua electrică a OS respectiv în punctele de măsurare şi cantitatea totală de energie electrică livrată din reţeaua electrică respectivă în punctele de măsurare, pe baza valorilor măsurate aprobate corespunzătoare următoarelor cantităţi de energie electrică:

a) energia electrică primită fizic de la alţi OS, aceasta incluzând, dacă este cazul, şi importurile, plus

b) producţia netă a tuturor centralelor electrice care sunt conectate la reţeaua electrică a OS respectiv, minus

c) energia electrică livrată fizic către alţi OS, aceasta incluzând, dacă este cazul, şi exporturile, minus

d) consumul net al tuturor consumatorilor şi instalaţiilor de stocare care sunt conectaţi la reţeaua electrică a OS respectiv.

203. În situaţia în care nu toate punctele de măsurare dintr-o zonă de licenţă sunt dotate cu echipamente de măsurare cu rezoluţie la nivel de ID, pentru determinarea CPT în reţelele electrice în zona de licenţă corespunzătoare şi repartizarea acestuia în fiecare ID, precum şi pentru determinarea consumului net al consumatorilor care nu sunt dotaţi cu echipamente de măsurare cu rezoluţie la nivel de ID, OS în cauză utilizează prevederile descrise în secţiunea 5.5.5.

204. CPT al reţelei electrice, precum şi consumurile nete ale consumatorilor care nu sunt dotaţi cu echipamente de măsurare cu rezoluţie la nivel de ID, sunt considerate valori măsurate aprobate.

205. La determinarea poziţiei nete măsurate a unei PRE care a preluat responsabilitatea echilibrării pentru administrarea CPT al unui OS, consumul include şi consumul net aferent CPT al reţelei electrice respective.

Secţiunea 6.4

Dezechilibrul unei PRE

206. Dezechilibrul unei PRE este dezechilibrul respectivei PRE în fiecare ID şi reprezintă soldul dezechilibrelor individuale ale participanţilor la piaţă înregistraţi în calitate de PRE şi ale participanţilor pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.

207. Dezechilibrul unei PRE se determină separat pentru fiecare PRE j şi pentru fiecare ID_i, ca diferenţă între poziţia netă măsurată a unei PRE şi poziţia netă contractuală a respectivei PRE:

DezPRE_i,j = PNM_i,j – PNC_i,j

Secţiunea 6.5

Dezechilibrul SEN

208. Dezechilibrul SEN pe fiecare interval de decontare ID_i în vederea realizării decontării dezechilibrelor PRE se determină de OST prin următoarea formulă:

DezSEN_i = SN_i – AR_i + BEx_i

unde:

– DezSEN_i reprezintă dezechilibrul SEN. Dacă DezSEN_i > 0 înseamnă că SEN de află în excedent, iar dacă DezSEN_i < 0 înseamnă că SEN se află în deficit;

– SN_i reprezintă volumul schimburilor neintenţionate cu sistemul electroenergetic Europa Continentală interconectat pentru intervalul de decontare ID_i;

– BEx_i reprezintă schimburile OST-OST efectuate de OST pentru echilibrare, inclusiv rezultate din platformele europene dedicate conform legislaţiei europene şi naţionale în vigoare pentru procesul de echilibrare, inclusiv schimburile rezultate din contractele bilaterale cu părţile externe interconectate în caz de avarie. Pentru export valoarea este pozitivă, iar pentru import valoarea este negativă. BEx_i > 0 înseamnă că OST are un surplus de energie de echilibrare faţă de energia de echilibrare necesară, iar BEx_i < 0 înseamnă că OST are un deficit de energie de echilibrare faţă de energia de echilibrare necesară;

– AR_i reprezintă volumul net de energie livrat pentru echilibrarea (din produsele standard RI, RRFm si RRFa şi alte produse specifice) sistemului şi managementul congestiilor, în zona proprie de control a energiei de reglaj. ARi > 0 înseamnă reglaj net de creştere de putere, iar ARi < 0 înseamnă reglaj net de reducere de putere. ARi se determină cu următoarea formulă:

unde:

^– – suma algebrică a volumelor nete livrate de fiecare UFR/GFR (j), activate pe PEE sau în afara PEE, în zona proprie de control a energiei, în interval de decontare ID_i; volumul net de energie livrată la creştere de putere în zona proprie de control a energiei de reglaj se consideră cu semn pozitiv şi volumul net de energie livrată la reducere de putere în zona proprie de control a energiei de reglaj se consideră cu semn negativ;

– IN_i – volumul schimburilor planificate de energie ca urmare a procesului de compensare a dezechilibrelor stabilit pe platforma europeană dedicată; pentru export valoarea schimburilor se consideră pozitivă, iar pentru import valoarea schimburilor se consideră negativă (Imbalance Netting);

– kΔf_i – volumul schimburilor planificate de energie pentru stabilizarea frecvenţei în zona sincronă Europa Continentală; pentru export valoarea schimburilor se consideră pozitivă, iar pentru import valoarea schimburilor se consideră negativă, în intervalul de decontare respectiv (estimarea RSF).

209. Volumul net de energie livrat de o/un UFR/GFR, centrală electrică/instalaţie de stocare activată pe PEE, sau în afara PEE, în zona proprie de control a energiei de reglaj se determină de OST pentru fiecare interval de decontare ID_i astfel:

unde:

– ∑VC_i,j reprezintă suma tuturor volumelor contractate pentru respectiva UFR/GFR, centrală electrică/instalaţie de stocare j, pentru furnizarea creşterii, respectiv reducerii de putere în zona proprie de control a energiei de reglaj;

– M_i,j reprezintă valoarea măsurată pentru fiecare UFR/GFR, centrală electrică/instalaţie de stocare j, pentru care FSE/participant la piaţă care a primit activări pentru managementul congestiilor, a încheiat una sau mai multe tranzacţii angajate în intervalul de decontare ID_i;

– NF_i,j reprezintă volumul programat (notificarea de producţie programată) a fiecărui UFR/GFR, centrală electrică/instalaţie de stocare j, pentru care FSE/participant la piaţă care a primit activări pentru managementul congestiilor a încheiat una sau mai multe tranzacţii angajate în intervalul de decontare ID_i respectiv.

210. Dezechilibrul SEN în vederea publicării de către OST, cel târziu la 30 de minute după încheierea intervalului de decontare ID_i, se estimează pe baza volumelor de energie de echilibrare contractate în intervalul de decontare ID_i, cu considerarea valorii estimate a volumului schimburilor planificate de energie pentru stabilizarea frecvenţei şi a schimburilor neintenţionate.

211. OST determină dezechilibrul SEN şi publică cel târziu la 30 de minute după încheierea intervalului de decontare ID_i, valoarea şi semnul dezechilibrului estimat al SEN. Obligaţia de publicare poate fi îndeplinită prin indicarea explicită pe pagina web oficială a OST, a unei legături la o pagină web unde aceste informaţii sunt publicate.

[Pct.211 în redacţia Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

212. OST determină şi publică valoarea finală a dezechilibrului SEN pentru fiecare interval de decontare, al unei luni de livrare, după validarea valorilor măsurate/însumate ale producţiei şi consumului de energie electrică aferente fiecărei PRE.

213. Volumul schimburilor neintenţionate cu sistemul electroenergetic Europa Continentală interconectat este determinat, a doua zi lucrătoare după ziua de livrare, pentru fiecare interval de decontare al acestei zile, inclusiv de către platforma europeană dedicată acestui tip de schimburi – FSKAR, prin următoarea formulă:

SN_i = MV_i - SV_i

unde:

– MV_i reprezintă suma valorilor măsurate pentru liniile de interconexiune stabilită conform convenţiilor bilaterale de decontare cu OST vecini pentru fiecare interval de decontare ID_i al zilei de livrare; pentru export valoarea este pozitivă, pentru import valoarea este negativă;

– SV_i  reprezintă soldul schimburilor programate/planificate pentru liniile de interconexiune inclusiv schimburile de energie de echilibrare. Pentru export valoarea este pozitivă, pentru import valoarea este negativă. SV_i este egal cu suma algebrică dintre:

a. volumul schimburilor planificate de energie din rezerve pentru restabilirea frecvenţei cu activare manuală, volum rezultat din tranzacţionarea produsului RRFm pe platforma europeană dedicată şi raportat în datele contabile dintre OST şi celelalte OST din alte ţări;

b. volumul schimburilor planificate de energie din rezerve pentru restabilirea frecvenţei cu activare automată, volum rezultat din tranzacţionarea produsului RRFa pe platforma europeană dedicată şi raportat în datele contabile dintre OST şi celelalte OST din alte ţări;

c. volumul schimburilor planificate de energie ca urmare a compensării dezechilibrelor stabilit pe platforma europeană dedicată şi raportat în datele contabile dintre OST şi celelalte OST din alte ţări;

d. volumul schimburilor planificate de energie ca urmare a stabilizării frecvenţei;

e. volumul schimburilor planificate de energie ca urmare a perioadei de variaţie a soldului;

f. volumul schimburilor planificate de energie ca urmare a acordurilor bilaterale sau multilaterale care nu sunt acoperite de punctele anterioare.

214. OST publică pe site web oficial volumul de energie aferent schimburilor neintenţionate şi preţul rezultat pentru acesta în fiecare interval de decontare a lunii de livrare.

215. OST utilizează datele privind volumul de energie şi costul/venitul aferent volumelor schimburilor planificate, volumul de energie aferent schimburilor planificate precum şi ale schimburilor OST–OST pentru fiecare interval de decontare al lunii de livrare, în moneda naţională a Republicii Moldova la cursul de schimb oficial publicat de Banca Naţională a Moldovei.

Secţiunea 6.7

Determinarea costurilor, respectiv veniturilor rezultate din echilibrarea SEN

216. OST determină costurile, respectiv veniturile din energia electrică activată pentru echilibrarea SEN.

217. OST determină costurile pentru echilibrarea SEN, separat pentru fiecare interval de decontare ID_i din luna de livrare, prin următoarea formulă:

unde:

– C_EchSEN,i reprezintă costurile pentru echilibrarea SEN în intervalul de decontare ID_i, utilizate sub această denumire şi în cazurile în care au valoare negativă;

^– reprezintă cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare tranzacţiei angajate j pentru furnizarea creşterii de putere în intervalul de decontare ID_i, pentru echilibrarea SEN din produsele pentru restabilirea frecvenţei, de înlocuire şi alte produse specifice pe PEE;

va fi considerată ca valoare pozitivă exprimată în MWh, cu 3 zecimale;

^– reprezintă preţul aferent tranzacţiei angajate j pentru furnizarea creşterii de putere în interval de decontare ID_i;

^– reprezintă costurile rezultate conform procesului de compensare a dezechilibrelor, în interval de decontare ID_i, exprimate în lei cu 2 zecimale;

– C_SN,i reprezintă costurile cu schimburile neintenţionate, în interval de decontare ID_i, exprimate în lei cu 2 zecimale;

– C_SPF,i reprezintă costurile pentru schimburile de energie ca urmare a stabilizării frecvenţei în ID_i, exprimate în lei cu 2 zecimale.

– C_EA,i reprezintă costurile pentru energie electrică de urgenţă/avarie, în conformitate cu contracte încheiate de OST cu OST-urile altor state.

218. OST determină veniturile rezultate din echilibrarea SEN, separat pentru fiecare interval de decontare ID_i din luna de livrare, prin următoarea formulă:

unde:

– V_EchSEN,i reprezintă veniturile rezultate din echilibrarea SEN în intervalul de decontare ID_i, utilizate sub această denumire şi în cazurile în care au valoare negativă;

^– reprezintă cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare tranzacţiei angajate j pentru furnizarea reducerii de putere în ID_i, pentru echilibrarea SEN din produsele pentru restabilirea frecvenţei, de înlocuire şi alte produse specifice pe PEE;

^– reprezintă preţul aferent tranzacţiei angajate j pentru furnizarea reducerii de putere în ID_i;

^– reprezintă veniturile rezultate conform procesului de compensare a dezechilibrelor, în ID_i, transmise de OST, exprimate în lei cu 2 zecimale;

– V_SN,i reprezintă veniturile cu schimburile neintenţionate, în ID_i, exprimate în lei cu 2 zecimale;

– C_SPF reprezintă veniturile rezultate din schimburile de energie ca urmare a stabilizării frecvenţei în ID_i.

Secţiunea 6.8

Determinarea preţurilor iniţiale de dezechilibru pozitiv şi negativ

219. OST determină preţul iniţial de dezechilibru pozitiv Ppos_i şi preţul iniţial de dezechilibru negativ Pneg_i pentru toate dezechilibrele PRE în fiecare interval de decontare ID_i, prin următoarele formule:

unde:

reprezintă cantitatea, respectiv preţul energiei activate pentru echilibrarea SEN, corespunzătoare tranzacţiei angajate j pentru furnizarea creşterii de putere în intervalul de decontare ID_i;

reprezintă cantitatea, respectiv preţul energiei activate pentru echilibrarea SEN, corespunzătoare tranzacţiei angajate j pentru furnizarea reducerii de putere în intervalul de decontare ID_i;

^– reprezintă valoarea activării evitate la creştere în intervalul de decontare ID_i;

^– reprezintă valoarea activării evitate la reducere în intervalul de decontare ID_i;

(3) Condiţiile prevăzute la alineatul (2) se estimează pe baza volumelor de energie de echilibrare contractate în intervalul de decontare ID_i, cu considerarea valorii estimate a volumului schimburilor planificate de energie pentru stabilizarea frecvenţei şi a schimburilor neintenţionate şi a valorii estimate a consumului în intervalul de decontare ID_i.

220. Valorile activărilor evitate la creştere şi la reducere se determină după cum urmează:

unde:

^– reprezintă mulţimea preţurilor din ofertele pentru furnizarea reducerii de putere în intervalul de decontare ID_i;

^– reprezintă mulţimea preţurilor din ofertele pentru furnizarea creşterii de putere în intervalul de decontare ID_i;

– k^C reprezintă coeficientul de estimare a preţului pentru energie de echilibrare la creştere (k^C =2.0);

– k^R reprezintă coeficientul de estimare a preţului pentru energie de echilibrare la reducere (k^R =0.2);

– PIP_i reprezintă preţul de închidere a pieţei pe ziua următoare pentru intervalul de decontare ID_i din ziua de livrare.

Pentru determinarea şi publicarea operativă a preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE, pentru fiecare interval de decontare ID în care nu a fost selectată energia de echilibrare pentru creştere de putere sau pentru reducere de putere, OST determină valorile activărilor evitate la creştere şi la reducere , după cum urmează:

Secţiunea 6.9

Determinarea preţului unic de dezechilibru

221. OST determină preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE în fiecare interval de decontare, după cum urmează:

a) dacă într-un interval de decontare a fost activată numai energia de echilibrare pentru creştere de putere atunci preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE din intervalul de decontare respectiv va fi egal cu preţul iniţial de dezechilibru negativ Pneg0i;

b) dacă într-un interval de decontare a fost activată numai energia de echilibrare pentru reducere de putere, atunci preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE din intervalul de decontare respectiv va fi egal cu preţul iniţial de dezechilibru pozitiv Ppos0i;

c) dacă într-un interval de decontare a fost activată energia de echilibrare şi pentru creştere de putere şi pentru reducere de putere, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE se va stabili în funcţie de direcţia dezechilibrului SEN astfel:

- în cazul în care sistemul a fost în deficit, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE va fi egal cu preţul iniţial de dezechilibru negativ Pneg0_i;

- în cazul în care sistemul a fost în excedent, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE va fi egal cu preţul iniţial de dezechilibru pozitiv Ppos0_i.

d) în cazul în care într-un interval de decontare nu a fost activată energia de echilibrare nici pentru creştere de putere şi nici pentru reducere de putere, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE se va stabili în funcţie de direcţia dezechilibrului SEN astfel:

- în cazul în care sistemul a fost în deficit, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE va fi egal cu preţul iniţia de dezechilibru negativ Pneg0_i;

- în cazul în care sistemul a fost în excedent, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE va fi egal cu preţul iniţia de dezechilibru pozitiv Ppos0_i.

unde:

^– reprezintă cantitatea energiei activate pentru echilibrarea SEN, corespunzătoare tranzacţiei angajate j pentru furnizarea creşterii de putere în intervalul de decontare ID_i;

^– reprezintă cantitatea energiei activate pentru echilibrarea SEN, corespunzătoare tranzacţiei angajate j pentru furnizarea reducerii de putere în intervalul de decontare ID_i;

– DezSEN_i reprezintă dezechilibrul sistemului în intervalul de decontare ID_i;

– Pneg0_i reprezintă preţul iniţial de dezechilibru negativ în intervalul de decontare ID_i;

– Ppos0_i reprezintă preţul iniţial de dezechilibru pozitiv în intervalul de decontare ID_i;

OST publică operativ preţul iniţial unic în conformitate cu prevederile legii cu privire la energia electrică şi regulile pieţei energiei electrice.

222. Pentru fiecare interval de decontare ID_i din luna de livrare OST determină componenta iniţială de neutralitate financiară a OST cu următoarea formulă:

unde:

– V_EchSEN,i reprezintă veniturile pentru echilibrarea SEN în intervalul de decontare ID_i;

– C_EchSEN,i reprezintă costurile pentru echilibrarea SEN în intervalul de decontare ID_i;

– ∑DezPREdef_i,j, ∑DezPREex_i,j, reprezintă suma dezechilibrelor negative (în deficit), respectiv pozitive (în excedent) ale PRE j în fiecare interval de decontare ID_i al lunii de livrare.

223. Pentru fiecare interval de decontare ID_i din luna de livrare OST determină componenta de deficienţă (scarcity) cu următoarea formulă:

unde:

– PIP_i reprezintă preţul de închidere a pieţei pe ziua următoare pentru intervalul de decontare ID_i din ziua de livrare;

– FRRDim^C reprezintă valoare de dimensionare a rezervei de restabilire a frecvenţei pe direcţia creşterii de putere şi se exprimă ca valoare pozitivă;

– FRRDim^R reprezintă valoare de dimensionare a rezervei de restabilire a frecvenţei pe direcţia reducerii de putere şi se exprimă ca valoare pozitivă;

– DezSEN_i reprezintă dezechilibrul sistemului în interval de decontare ID_i.

[Pct.223 în redacţia Hot. ANRE nr.338 din 26.05.2026, în vigoare 29.05.2026]

224. Pentru fiecare interval de decontare ID_i din luna de livrare OST determină componenta finală de neutralitate financiară a OST cu următoarea formulă:

225. OST determină preţul unic de dezechilibru Pdez_i pentru toate dezechilibrele PRE în fiecare interval de decontare, după cum urmează:

Pdez_i = Pdez0_i + Cfn_i + Cs_i

OST publică preţul unic de dezechilibru, componenta de neutralitate financiară şi componenta de deficienţă, în conformitate cu prevederile legii cu privire la energia electrică şi regulile pieţei energiei electrice.

226. ANRE poate stabili o limită de preţ pozitiv şi o limită de preţ negativ pentru preţul de dezechilibru. În cazul în care limitele respective au fost stabilite de ANRE şi în intervalele de decontare în care preţul de dezechilibru va depăşi limitele stabilite de ANRE, OST va limita preţul de dezechilibru la valorile limite stabilite. Valoarea limită pentru preţ pozitiv nu poate fi mai mică decât valoarea limită pentru ofertele la creştere pe piaţa energiei de echilibrare, iar valoarea limită pentru preţ negativ nu poate fi mai mare decât valoarea limită pentru ofertele la reducere pe piaţa energiei de echilibrare.

Capitolul VII

REGULI PENTRU DECONTAREA DEZECHILIBRELOR PRE

Secţiunea 7.1

Principii generale

227. Regulile pentru decontarea dezechilibrelor PRE din prezentul capitol asigură un cadru pentru decontarea dezechilibrelor PRE şi stabilirea obligaţiilor de plată şi a drepturilor de încasare rezultate conform prevederilor prezentului regulament, între o PRE şi OST.

228. Pentru a facilita un proces de decontare ordonat, transparent şi nediscriminatoriu, prezentul capitol creează în plus cadrul pentru:

a) stabilirea unui program de determinare, de punere la dispoziţia părţilor şi de confirmare/contestare a informaţiilor necesare în vederea facturării şi decontării dezechilibrelor PRE;

b) efectuarea calculelor pentru stabilirea drepturilor de încasare şi a obligaţiilor de plată aferente dezechilibrelor PRE;

c) punerea la dispoziţia părţilor a informaţiilor privind obligaţiile de plată a acestora, respectiv drepturile de încasare a acestora;

d) facturarea şi efectuarea plăţilor;

e) stabilirea şi utilizarea garanţiilor;

f) măsuri în cazuri de neîndeplinire a obligaţiilor.

229. OST este responsabil pentru calculul de decontare şi emiterea notelor de decontare lunară pentru PRE.

230. OST şi PRE achită în termenele prevăzute în prezentul regulament obligaţiile de plată reciproce prevăzute în notele de decontare lunară, în baza facturilor corespunzătoare acestora.

231. În scopul îndeplinirii obligaţiilor sale conform prezentului capitol, OST deschide un cont de echilibrare la o bancă de decontare de pe teritoriul Republicii Moldova, utilizat pentru plăţile aferente dezechilibrelor. Contul de echilibrare este acelaşi cu cel deschis de OST conform prevederilor Clauzelor şi condiţiilor pentru FSE drept cont bancar pentru echilibrare pentru încasările şi plăţile aferente tranzacţiilor încheiate pe PEE.

232. PRE trebuie să asigure solvabilitatea conturilor bancare proprii la datele scadente ale facturilor, prevăzute în prezentul capitol.

233. Conturile bancare sunt deschise în MDL.

Secţiunea 7.2

Decontarea dezechilibrelor PRE

234. OST efectuează calculele pentru decontarea dezechilibrelor PRE în fiecare lună calendaristică, după primirea valorilor măsurate/însumate ale producţiei şi consumului de energie electrică.

235. OST verifică corectitudinea decontării prin verificarea închiderii bilanţului energiei electrice, corespunzătoare volumelor contractate pentru echilibrarea SEN şi ale volumelor contractate pentru echilibrarea altor sisteme europene conform prevederilor clauzelor şi condiţiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare, cu dezechilibrele PRE, cu volumul schimburilor neintenţionate, cu volumul schimburilor planificate de energie. În situaţia în care OST constată o neînchidere a bilanţului solicită tuturor părţilor implicate verificarea datelor astfel încât eroarea să fie eliminată în cadrul procesului de decontare ce utilizează valorile măsurate aprobate, volumul de energie al schimburilor neintenţionate şi volumul de energie al schimburilor planificate.

236. Pentru fiecare interval de decontare ID al lunii de livrare şi pentru fiecare PRE, valoarea obligaţiilor de plată /a drepturilor de încasat corespunzătoare dezechilibrelor înregistrate de fiecare PRE se calculează prin următoarea formulă:

DI_i,j  sau  OP_i,j = DezPRE_i,j x Pdez_i

unde:

– DI_i,j , OP_i,j  reprezintă valoarea drepturilor de încasat sau a obligaţiilor de plată a PRE j în intervalul de decontare ID_i;

– DezPRE_i,j  reprezintă dezechilibrul unei PRE _j calculat pentru fiecare PRE în fiecare interval de decontare ID_i al lunii de livrare;

– Pdez_i reprezintă preţul unic de dezechilibru în intervalul de decontare ID_i.

237. Separat, pentru fiecare lună de livrare şi pentru fiecare PRE, OST determină separat valoarea sumelor drepturilor lunare de încasat şi obligaţiilor lunare de plată corespunzătoare dezechilibrelor înregistrate de fiecare PRE, ca suma drepturilor de încasare şi suma obligaţiilor de plată.

238. La calcularea valorii obligaţiilor de plată/a drepturilor de încasat se va ţine cont, după cum urmează:

a) dacă preţul unic de dezechilibru este pozitiv şi dezechilibrul unei PRE este pozitiv (indicând un excedent al respectivei PRE) atunci respectiva PRE primeşte preţul unic de dezechilibru.

b) dacă preţul unic de dezechilibru este pozitiv şi dezechilibrul unei PRE este negativ (indicând un deficit al respectivei PRE) atunci respectiva PRE plăteşte preţul unic de dezechilibru.

c) dacă preţul unic de dezechilibru este negativ şi dezechilibrul unei PRE este pozitiv (indicând un excedent al respectivei PRE) atunci respectiva PRE plăteşte preţul unic de dezechilibru.

d) dacă preţul unic de dezechilibru este negativ şi dezechilibrul unei PRE este negativ (indicând un deficit al respectivei PRE) atunci respectiva PRE primeşte preţul unic de dezechilibru.

239. OST întocmeşte pentru fiecare PRE o notă de decontare lunară, care conţine următoarele informaţii:

a) dezechilibrul pozitiv sau negativ al respectivei PRE, pentru fiecare ID din luna de livrare;

b) preţul unic de dezechilibru rezultat pentru fiecare ID din luna de livrare;

c) obligaţiile de plată şi drepturile de încasare ale respectivei PRE pentru fiecare ID din luna de livrare;

d) valoarea drepturilor lunare de încasare şi valoarea obligaţiilor lunare de plată.

240. OST pune la dispoziţia PRE corespunzătoare notele de decontare lunară a dezechilibrelor, prin publicarea lor pe platforma informatică dedicată (sau prin transmiterea directă conform prevederilor contractului de echilibrare), în termen de 3 (trei) zile lucrătoare de la validarea valorilor măsurate/agregate ale producţiei şi consumului de energie electrică aferente fiecărei PRE.

241. OST transmite eventuale note de decontare corectate în perioada de contestare ale acestora.

242. Ulterior transmiterii notelor de decontare şi finalizării termenului de contestare, OST va transmite către fiecare PRE o notificare prin care anunţă finalizarea operaţiei(lor) de calcul a dezechilibrelor şi stabilirii notelor de decontare, şi prin care confirmă posibilitatea emiterii facturilor.

243. Facturile sunt emise de OST, respectiv PRE, în baza notelor de decontare lunare finale, în prima zi lucrătoare care urmează transmiterii notificării de către OST conform pct.242.

244. Facturile trebuie să fie achitate în termen de 7 (şapte) zile lucrătoare de la data emiterii. Plăţile se vor considera efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate sau creditate din/în contul bancar al OST. În cazul neachitării plăţilor în termenul indicat în factură, OST va aplica prevederile contractului de echilibrare.

245. În cazul în care ulterior emiterii facturii pentru dezechilibre din motive obiective se constată necesitatea modificării preţului pentru dezechilibre, dezechilibrului sau costurilor/veniturilor suplimentare, OST va lua în considerare acest fapt în procesul de facturare pentru luna următoare, fără a modifica facturile emise şi înaintate participanţilor pieţei. Recalcularea se va realiza la sfârşitul fiecărui trimestru.

Secţiunea 7.3

Repartizarea costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea SEN

246. Costul sau venitul suplimentar lunar provenit din echilibrarea sistemului este egal cu:

a. costul OST pentru echilibrarea sistemului la creştere de putere, calculat ca sumă pe toate intervalele de dispecerizare ale lunii respective a costurilor OST pentru echilibrarea sistemului, minus;

b. venitul OST pentru echilibrarea sistemului la reducere de putere, determinat ca sumă pe toate intervalele de dispecerizare ale lunii respective a veniturilor OST pentru echilibrarea sistemului, plus,

c. costul OST din drepturile de încasare pentru dezechilibrele PRE, minus

d. venitul OST din obligaţiile de plată pentru dezechilibrele PRE, minus dacă este venit / plus dacă este cost;

e. venitul/costul OST de la participanţii la PEE şi PRE ca urmare a aplicării penalităţilor, şi plus dacă este cost / minus dacă este venit;

f. costul / minus venitul pentru managementul congestiilor, minus

g. veniturile din aplicarea componentei de deficienţă.

247. Veniturile din aplicarea componentei de deficienţă Vs se vor utiliza de OST la compensarea costurilor OST pe piaţa serviciilor de sistem pentru achiziţionarea produselor de capacitate de rezervă pentru echilibrarea sistemului sau în scopuri tarifare în cazul unei decizii a ANRE. Veniturile din aplicarea componentei de deficienţă se determină după cum urmează:

unde:

– DezPRE_i,j reprezintă dezechilibrul unei PRE j calculat pentru fiecare PRE în fiecare interval de decontare ID_i al lunii de livrare;

– Cs_i reprezintă componenta de deficienţă determinată pentru intervalul de decontare ID_i al lunii de livrare.

248. În cazul în care valoarea rezultată din pct.247 este pozitivă, aceasta reprezintă costul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului şi în cazul în care este negativă aceasta reprezintă venitul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului.

249. ANRE stabileşte cota din costurile sau veniturile suplimentare provenite din echilibrarea sistemului electroenergetic care este reţinută de către OST. Valoarea rămasă “S_res” din costurile sau veniturile suplimentare provenite din echilibrarea sistemului electroenergetic este numită “valoare suplimentară” şi este alocată tuturor PRE. Aceasta se calculează după cum urmează:

S_res = RP * (1 –q_OTS)

unde:

– RP – costul sau venitul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului, determinat conform prevederilor pct.247;

– q_OTS – cota din costul sau venitul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului care se reţine de către OST.

250. Venitul suplimentar, respectiv costul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului care revine lunar fiecărei PRE, se determină pe baza aportului acesteia în fiecare ID la reducerea dezechilibrului SEN, respectiv la agravarea dezechilibrului SEN. Valoarea repartizată fiecărei PRE se determină astfel:

unde:

– S_i reprezintă valoarea repartizată către PRE_i din venitul/ costul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului;

– n reprezintă numărul total al PRE;

– S_res reprezintă valoarea rămasă din costurile sau veniturile suplimentare provenite din echilibrarea sistemului;

– C_tot,i reprezintă contribuţia la dezechilibrul sistemului electroenergetic a PRE_i, în luna de livrare, determinată, după caz, astfel:

a) pentru luna de livrare pentru care se înregistrează venit suplimentar din echilibrarea sistemului:

unde:

^– este dezechilibrul negativ (în valoare absolută) al PRE_i în ID_i în care DezSEN_i > 0 şi 0 (zero) în ID_i în care DezSEN_i < 0,

^– este dezechilibrul pozitiv al PREi în ID_i în care DezSEN_i<0 şi 0 (zero) în ID_i în care DezSEN_i >0;

– s reprezintă numărul de ID al lunii de livrare.

b) pentru luna de livrare pentru care se înregistrează cost suplimentar din echilibrarea sistemului se utilizează formula:

 ,

unde:

^– este dezechilibrul negativ (în valoare absolută) al PRE_i în ID_i în care Dez SEN_i <0 şi 0 (zero) în ID_i în care DezSEN_i >0,

^– este dezechilibrul pozitiv al PRE_i în ID_i în care DezSEN_i>0 şi 0 (zero) în ID_i în care DezSEN_i <0;

– s reprezintă numărul de ID al lunii de livrare.

251. După calculul s_j, OST calculează costul sau venitul suplimentar final, prin adăugarea, după caz, a taxelor aferente la valoarea determinată în conformitate cu pct.248. Dreptul de încasare al OST este egal cu costul suplimentar final, iar dreptul de încasare al PRE este egal cu venitul suplimentar final.

252. OST include în nota lunară de decontare a dezechilibrelor PRE valorile pentru decontarea redistribuirii veniturilor/costurilor suplimentare, după cum urmează:

a) valoarea totală a drepturilor de încasare sau a obligaţiilor de plată, după caz, rezultate din redistribuirea costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului, pentru luna respectivă, precum şi

b) suma dezechilibrelor negative ale respectivei PRE constatate în toate ID în care dezechilibrul sistemului a fost pozitiv, în situaţia în care în luna respectivă s-a înregistrat venit suplimentar,

c) suma dezechilibrelor pozitive ale respectivei PRE constatate în toate ID în care dezechilibrul sistemului a fost negativ, în situaţia în care în luna respectivă s-a înregistrat venit suplimentar,

d) suma dezechilibrelor negative ale respectivei PRE constatate în toate ID în care dezechilibrul sistemului a fost negativ, în situaţia în care în luna respectivă s-a înregistrat cost suplimentar; şi

e) suma dezechilibrelor pozitive ale respectivei PRE constatate în toate ID în care dezechilibrul sistemului a fost pozitiv, în situaţia în care în luna respectivă s-a înregistrat cost suplimentar.

253. OST emite o factură către fiecare PRE, pentru dreptul său de încasare, calculat conform prevederilor prezentei secţiuni, în prima zi lucrătoare care urmează zilei în care a fost transmisă fiecărei PRE notificarea conform pct.242.

254. Fiecare PRE emite o factură către OST pentru dreptul său de încasare, calculat conform prevederilor prezentei secţiuni, în prima zi lucrătoare care urmează zilei în care a fost transmisă fiecărei PRE notificarea conform pct.242.

255. Plăţile se consideră efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate sau creditate în contul bancar de echilibrare deschis de OST.

Secţiunea 7.4

Efectuarea plăţilor pentru dezechilibrele PRE, utilizarea garanţiilor şi penalităţi de întârziere

256. Fiecare parte care primeşte o factură trebuie să o plătească până la data scadentă, indiferent dacă există sau nu o dispută în legătură cu sumele corespunzătoare.

257. Orice participant la piaţă înregistrat în calitate de PRE, precum şi OST, plăteşte o penalizare celeilalte părţi în oricare din următoarele cazuri:

a) dacă participantul la piaţă sau OST nu a achitat sumele datorate până la data limită de plată;

b) dacă participantul la piaţă sau OST trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute din care au rezultat plăţi întârziate;

c) dacă participantul la piaţă sau OST trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute pentru care sumele care fac obiectul disputei au fost achitate la timp de cealaltă parte, dar au fost contestate în mod justificat de aceasta.

258. În cazurile din pct.257 subpct. a) şi b), penalităţile reprezintă o plată suplimentară faţă de suma datorată, care trebuie efectuată de către debitor, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu prima zi lucrătoare după data scadenţei. Cuantumul penalităţilor pentru fiecare zi de întârziere nu poate depăşi rata medie anuală ponderată a dobânzii la creditele noi acordate în monedă naţională de băncile comerciale, pentru un an, înregistrată în anul precedent şi publicată în raportul Băncii Naţionale a Moldovei. În cazul din pct.257 subpct. c), penalităţile reprezintă o plată suplimentară faţă de suma plătită, dar justificat contestată de cealaltă parte, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu prima zi lucrătoare după ce plăţile au fost efectuate de către partea care contestă şi sfârşind cu penultima zi lucrătoare la care suma contestată este efectiv returnată părţii care a contestat. Cuantumul penalităţilor pentru fiecare zi de întârziere nu poate depăşi rata medie anuală ponderată a dobânzii la creditele noi acordate în monedă naţională de băncile comerciale, pentru un an, înregistrată în anul precedent şi publicată în raportul Băncii Naţionale a Moldovei.

Secţiunea 7.5

Contestaţii la notele de decontare

259. Fiecare PRE este în drept să solicite oricând la OST informaţii privind notele de decontare lunare PRE emise de OST. După primirea unei astfel de solicitări, OST transmite PRE informaţiile solicitate în maximum 3 (trei) zile lucrătoare.

260. Dacă o notă de decontare este incorectă, aceasta poate fi contestată.

261. Orice contestaţie trebuie să fie transmisă de partea interesată printr-o notificare scrisă. Notificarea trebuie să precizeze în mod clar perioada de timp vizată, cum ar fi ziua de livrare, interval de decontare ID, data emiterii notei de decontare, elementul contestat, motivul contestării, valoarea contestată şi va fi însoţită de orice probă disponibilă care poate să vină în susţinerea contestaţiei.

262. (1) Orice parte implicată poate contesta o notă de decontare emisă conform prezentului regulament într-un termen de maximum 5 (cinci) zile lucrătoare de la data la care nota contestată a fost transmisă de OST.

(2) Dacă o parte interesată a făcut o contestaţie la nota elaborată în baza valorilor măsurate, care nu s-a modificat în ceea ce o priveşte după stabilirea valorilor măsurate aprobate, aceasta nu poate depune o nouă contestaţie având acelaşi obiect.

263. Dacă o parte implicată nu a transmis nicio contestaţie în legătură cu o notă de decontare emisă conform prezentului regulament în termenul prevăzut la pct.262, se consideră că nota respectivă a fost acceptată.

264. OST analizează orice contestaţie primită, nu mai târziu de 6 zile lucrătoare de la data primirii acesteia şi emite decizia finală, împreună cu motivarea acesteia. În cazul apariţiei unei situaţii atipice OST poate solicita punctul de vedere al ANRE.

265. OST poate solicita părţilor implicate informaţii suplimentare la etapa verificării notei de decontare contestate. Dacă informaţiile suplimentare solicitate nu sunt furnizate de partea implicată, OST este în drept să respingă contestaţia respectivă.

266. OST informează părţile implicate în legătură cu rezultatul verificărilor efectuate. Dacă o notă contestată a fost incorectă, OST reface calculele şi pune la dispoziţia tuturor părţilor implicate o notă corectată.

267. Dacă OST constată existenţa unei informaţii eronate într-o notă de decontare pusă la dispoziţie conform prezentului regulament, acesta reface calculele şi pune la dispoziţia tuturor părţilor implicate în cel mai scurt timp posibil o notă corectată, dar nu mai târziu de 11 zile lucrătoare de la data emiterii notei de decontare respective.

268. În cazul constatării, ulterior termenelor prevăzute la pct.262 sau pct.267, a unor erori în procesul de decontare, determinate de greşeli de agregare a datelor, întreruperi în funcţionarea sistemelor informatice ale operatorilor implicaţi, erori de măsurare a schimburilor între reţele sau a notificării unor schimburi de energie electrică neconforme cu tranzacţiile încheiate anterior orei de închidere a porţilor pe PEE, acesta poate solicita corectarea decontării în termen de 6 luni de la emiterea notei de decontare respective. În acest scop, participantul trebuie să solicite în scris OST corectarea, prezentând argumentele şi dovezile necesare.

Capitolul VIII

DISPOZIŢII FINALE

269. OST publică prezentul regulament pe site-ul web oficial.

270. OST va dezvolta şi implementa un sistem informaţional care va realiza decontarea dezechilibrelor PRE conform prevederilor prezentului regulament.

271. Regulile privind decontarea dezechilibrelor PRE în cazul de suspendare a activităţilor de piaţă şi modul de acţiune al OST în acest caz sunt incluse în regulile privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă.

272. OST elaborează, consultă public şi publică pe site web oficial procedurile prevăzute în prezentul regulament în termen de 6 luni după aprobarea prezentului regulament de către ANRE.