Hotărîre nr.299/2017 din 26.07.2017 cu privire la prezentarea către ENTSO-E a informaţiilor despre piaţa energiei electrice a Republicii Moldova şi publicarea acestora

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

H O T Ă R Â R E

cu privire la prezentarea către ENTSO-E a informaţiilor despre piaţa

energiei electrice a Republicii Moldova şi publicarea acestora

nr. 299/2017  din  26.07.2017

 (în vigoare 18.08.2017) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 301-315 art. 1555 din 18.08.2017

* * *

În contextul obligaţiilor asumate în cadrul Tratatului Comunităţii Energetice, la care Republica Moldova este parte contractantă, în baza Legii nr.117 din 23 decembrie 2009 pentru aderarea Republicii Moldova la Tratatul de constituire a Comunităţii Energetice, pentru asigurarea executării Deciziei nr.2015/01/PHLG-EnC din 24 iunie 2015 cu privire la implementarea Regulamentului UE nr.543/2013 din 14 iunie 2013 privind transmiterea şi publicarea datelor pe pieţele energiei electrice şi de modificare a anexei Regulamentului (CE) nr.714/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului, în temeiul art.8 alin.(1) lit.h) din Legea nr.107 din 27 mai 2016 cu privire la energia electrică, Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică,

HOTĂRĂŞTE:

1. Se obligă operatorul sistemului de transport să iniţieze procedura de cooperare cu ENTSO-E în vederea prezentării, pentru publicare pe platforma centrală pentru transparenţa informaţiei a ENTSO-E, a informaţiei disponibile cu privire la piaţa energiei electrice din Republica Moldova, conform Anexei nr.1 la prezenta Hotărâre.

2. Se obligă participanţii la piaţa energiei electrice să prezinte operatorului sistemului de transport datele necesare în conformitate cu Anexa nr.1 la prezenta Hotărâre.

3. Operatorul sistemului de transport se consideră proprietarul primar al datelor prezentate ENTSO-E, cu excepţia cazurilor stabilite în mod expres în Anexa nr.1 la prezenta Hotărâre. Participanţii la piaţa energiei electrice, proprietari primari ai datelor conform Anexei nr.1 la prezenta Hotărâre, trebuie să se asigure că datele pe care le transmit operatorului sistemului de transport sunt complete, au nivelul de calitate necesar şi sunt prezentate într-un mod care să permită operatorului sistemului de transport să prelucreze şi să transmită datele către ENTSO-E pentru publicare în timp util.

4. În cazul în care informaţiile prezentate sunt incomplete sau echivoce, operatorul sistemului de transport este în drept să solicite informaţii suplimentare de la participanţii la piaţa energiei electrice respectivi.

5. Operatorul sistemului de transport prelucrează datele pe care le primeşte şi le prezintă pentru publicare ENTSO-E în timp util, în conformitate cu procedura şi în formatul stabilit în manualul de proceduri, elaborat de către ENTSO-E.

6. Se obligă operatorul sistemului de transport să publice pe pagina sa web oficială informaţiile prezentate către ENTSO-E, în formatul şi termenele stabilite pentru publicare pentru platforma centrală pentru transparenţa informaţiei a ENTSO-E.

7. Operatorul sistemului de transport, alţi proprietari primari ai datelor poartă răspundere pentru prezentarea eronată a datelor dacă aceasta a fost săvârşită cu intenţie sau din neglijenţă gravă. În orice caz, operatorul sistemului de transport, alţi proprietari primari ai datelor nu sunt obligaţi să ofere persoanei, care utilizează datele furnizate de aceştia, despăgubiri pentru venitul ratat sau pentru cauzarea de alte daune indirecte, incidentale, speciale sau subsecvente, ce s-ar datora încălcării obligaţiilor ce le revin în conformitate cu prezenta Hotărâre.

8. Se obligă operatorul sistemului de transport să informeze trimestrial Agenţia, în termen de cel mult 10 zile calendaristice de la începutul trimestrului următor, cu privire la executarea prezentei Hotărâri.

9. În contextul obligaţiilor stabilite în prezenta Hotărâre, se aplică noţiunile definite în Legea nr.107 din 27 mai 2016 cu privire la energia electrică, precum şi noţiunile definite în Anexa 2 la prezenta Hotărâre.

10. Departamentul investiţii şi calitate şi Departamentul licenţiere, monitorizare şi control a activităţilor licenţiate vor monitoriza îndeplinirea de către titularii de licenţe a prevederilor prezentei Hotărâri.

Anexa nr.1

la Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE

nr.299/2017 din 26.07.2017

LISTA

informaţiilor ce urmează a fi prezentate ENTSO-E

şi termenii de publicare a acestora

1. Informaţii privind sarcina totală, după cum urmează:

1.1. Pentru zona sa de control, operatorul sistemului de transport (în continuare – OST) calculează şi transmite ENTSO-E următoarele date privind fiecare zonă de licitare:

a) sarcina totală per perioadă de piaţă;

b) o prognoză pentru ziua următoare privind sarcina totală per perioadă de piaţă;

c) o prognoză pentru săptămâna următoare, privind sarcina totală pentru fiecare zi a săptămânii următoare, care trebuie să includă, pentru fiecare zi, o valoare maximă şi o valoare minimă a sarcinii;

d) o prognoză pentru luna următoare, privind sarcina totală pentru fiecare săptămână a lunii următoare, care trebuie să includă, pentru o săptămână dată, o valoare maximă şi o valoare minimă a sarcinii;

e) o prognoză pentru anul următor, privind sarcina totală pentru fiecare săptămână a anului următor, care trebuie să includă, pentru o săptămână dată, o valoare maximă şi o valoare minimă a sarcinii.

1.2. Informaţiile menţionate la:

a) subpct.1.1, litera a) se publică cel târziu la o oră după perioada de operare;

b) subpct.1.1 litera b) se publică cu cel puţin două ore înainte de închiderea tranzacţionării pe piaţa pentru ziua următoare din zona de licitare şi se actualizează atunci când au loc schimbări semnificative;

c) subpct.1.1, litera c) se publică în fiecare zi de vineri, cu cel puţin două ore înainte de închiderea tranzacţionării pe piaţa pentru ziua următoare din zona de licitare, şi se actualizează atunci când au loc schimbări semnificative;

d) subpct.1.1, litera d) se publică cu cel puţin cu o săptămână înainte de luna livrării şi se actualizează atunci când au loc schimbări semnificative;

e) subpct. 1.1, litera e) se publică cel târziu în a 15-a zi calendaristică din luna dinaintea anului la care se referă datele.

1.3. Unităţile generatoare, amplasate în zona de control a OST îi furnizează acestuia toate informaţiile relevante necesare pentru calcularea datelor menţionate la subpct.1.1, litera a). Proprietarii unităţilor generatoare sunt consideraţi proprietari primari ai informaţiilor relevante pe care le furnizează.

1.4. Operatorii sistemelor de distribuţie (în continuare – OSD) situaţi în interiorul zonei de control al OST furnizează acestuia toate informaţiile relevante necesare pentru calcularea datelor menţionate la subpct. 1.1, literele b) - e).

1.5. OSD sunt consideraţi proprietarii primari ai informaţiilor relevante pe care le furnizează.

2. Informaţii privind indisponibilitatea unităţilor de consum, după cum urmează:

2.1. Pentru zona sa de control, OST prezintă ENTSO-E următoarele informaţii:

a) indisponibilitatea planificată a 100 MW sau mai mult a unei unităţi de consum, inclusiv modificările în ceea ce priveşte indisponibilitatea planificată a sarcinii unităţilor de consum în valoare de 100 MW sau mai mult, cu durata de cel puţin o perioadă de piaţă, precizând următoarele:

- zona de licitare;

- capacitatea disponibilă pe perioada evenimentului şi per perioadă de piaţă;

- motivul indisponibilităţii;

- data estimată (ziua, ora) la care este preconizată începerea şi, respectiv, finalizarea modificării disponibilităţii;

b) modificările disponibilităţii reale a unei unităţi de consum, cu o putere nominală de 100 MW sau mai mult, precizând:

- zona de licitare;

- capacitatea disponibilă per perioadă de piaţă în timpul evenimentului;

- motivul indisponibilităţii;

- data estimată de începere şi data estimată de finalizare (zi, oră) a modificării disponibilităţii.

2.2. Informaţiile prevăzute la subpct.2.1, litera a) se publică în formă agregată per zonă de licitare, indicând suma capacităţii de consum indisponibile per perioadă de piaţă, pentru o perioadă de timp dată, cât mai curând posibil, dar nu mai târziu de o oră de la luarea deciziei privind indisponibilitatea planificată.

2.3. Informaţiile prevăzute la subpct.2.1, litera b) se publică în formă agregată per zonă de licitare, indicând suma capacităţii de consum indisponibile per perioadă de piaţă, pentru o perioadă de timp dată, cât mai curând posibil, dar nu mai târziu de o oră de la modificarea disponibilităţii reale.

2.4. Unităţile de consum situate în zona de control a OST calculează şi transmit acestuia datele prevăzute la subpct.2.1.

2.5. Unităţile de consum sunt considerate proprietarii primari ai datelor pe care le furnizează.

3. Informaţii privind marja de prognoză pentru anul următor, după cum urmează:

3.1. Pentru zona sa de control, OST calculează şi transmite către ENTSO-E, pentru fiecare zonă de licitare, marja de prognoză pentru anul următor, evaluată la perioada de piaţă locală.

3.2. Informaţiile se publică cu o săptămână înainte de alocarea anuală a capacităţii, dar nu mai târziu de cea de a 15-a zi calendaristică a lunii dinaintea anului la care se referă datele.

3.3. Unităţile generatoare şi OSD situaţi în zona de control a OST îi furnizează acestuia informaţia relevantă necesară pentru calcularea datelor menţionate la subpct.3.1.

3.4. Proprietarii unităţilor generatoare şi OSD sunt consideraţi proprietarii primari ai informaţiilor pe care le furnizează.

4. Informaţii privind infrastructura de transport, după cum urmează:

4.1. OST identifică şi furnizează ENTSO-E informaţii referitoare la modificările viitoare ale elementelor reţelei electrice şi la proiectele de interconexiune care includ lucrările de extindere sau de demontare din cadrul reţelei de transport în următorii trei ani. Aceste informaţii trebuie prezentate doar pentru măsurile care se preconizează că vor avea un impact de cel puţin 100 MW asupra capacităţii intrazonale dintre zonele de licitare sau asupra profilurilor pentru cel puţin o perioadă de piaţă. Informaţiile respective includ:

a) identificarea activelor în cauză;

b) amplasarea acestora;

c) tipul activului;

d) impactul asupra capacităţii de interconexiune pentru fiecare direcţie între zonele de licitare;

e) data de finalizare estimată.

4.2. Informaţiile se publică cu o săptămână înainte de alocarea anuală a capacităţii, dar nu mai târziu de cea de a 15-a zi calendaristică a lunii dinaintea anului la care se referă alocarea. Informaţiile se actualizează cu modificările relevante înainte de sfârşitul lunii martie, al lunii iunie şi al lunii septembrie din anul la care se referă alocarea.

5. Informaţii privind indisponibilitatea infrastructurii de transport, după cum urmează:

5.1. Pentru zona sa de control, OST determină şi furnizează ENTSO-E:

a) indisponibilitatea planificată, inclusiv modificările indisponibilităţii planificate a interconexiunilor şi ale reţelei de transport care reduc capacităţile intrazonale între zone de licitare cu 100 MW sau mai mult în decursul a cel puţin o perioadă de piaţă, precizând:

- identificarea activelor în cauză;

- amplasarea acestora;

- tipul activului;

- impactul estimat asupra capacităţii intrazonale pentru fiecare direcţie între zone de licitare;

- motivele indisponibilităţii;

- data estimată (ziua, ora) de începere şi de finalizare a modificării disponibilităţii;

b) modificările disponibilităţii reale a interconexiunilor şi ale reţelei de transport care reduc capacităţile intrazonale între zone de licitare cu 100 MW sau mai mult în decursul a cel puţin o perioadă de piaţă, precizând:

- identificarea activelor în cauză;

- amplasarea acestora;

- tipul activului;

- impactul estimat asupra capacităţii intrazonale per direcţie între zone de licitare;

- motivele indisponibilităţii;

- data estimată (ziua, ora) de începere şi de finalizare a modificării disponibilităţii;

c) modificările disponibilităţii reale a infrastructurii de reţea off-shore care reduc livrarea de energie electrică din surse eoliene cu 100 MW sau mai mult în decursul a cel puţin o perioadă de piaţă, precizând:

- identificarea activelor în cauză;

- amplasarea acestora;

- tipul activului;

- capacitatea instalată de producere a energiei electrice din surse eoliene (MW), conectată la activul în cauză;

- energia eoliană injectată (MW) în momentul modificării disponibilităţii;

- motivele indisponibilităţii;

- data estimată (ziua, ora) de începere şi de finalizare a modificării disponibilităţii.

5.2. Informaţiile prevăzute la subpct.5.1, litera a) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o oră de la luarea deciziei privind indisponibilitatea planificată.

5.3. Informaţiile prevăzute la subpct.5.1, litera b) şi litera c) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o oră de la modificarea disponibilităţii reale.

5.4. Pentru informaţiile prevăzute la subpct.5.1, litera a) şi litera b), OST poate decide să nu identifice activul în cauză şi să nu precizeze amplasarea acestuia dacă datele respective sunt considerate a fi informaţii sensibile din punct de vedere al protecţiei infrastructurilor critice. Acest fapt nu aduce atingere celorlalte obligaţii care le revin conform subpct.5.1din prezenta Anexă.

6. Informaţii privind estimarea şi oferirea capacităţilor intrazonale, după cum urmează:

6.1. Pentru zona sa de control, OST calculează şi prezintă ENTSO-E cu suficient timp înaintea procedurii de alocare următoarele informaţii:

a) capacitatea prognozată şi oferită (MW) pentru fiecare direcţie între zone de licitare, în cazul alocării de capacitate pe baza capacităţii nete de transfer coordonate; sau

b) parametrii relevanţi bazaţi pe flux, în cazul alocării de capacitate pe baza fluxurilor de energie.

6.2. OST este proprietarul primar al informaţiilor pe care le calculează şi le prezintă conform pct.7.1 din prezentul punct.

6.3. Informaţiile prevăzute la subpct.6.1, litera a) se publică conform termenelor stabilite în Tabelul 1, prezentat mai jos.

6.4. În ceea ce priveşte interconexiunile de curent continuu, OST furnizează ENTSO-E, în cel mult o oră de când le-a aflat, informaţii actualizate privind orice restricţie plasată asupra utilizării capacităţii transfrontaliere disponibile, inclusiv prin aplicarea de restricţii de creştere a cantităţilor de energie electrică generate sau de limite de transfer pe parcursul zilei.

6.5. Operatorii interconexiunilor de curent continuu sunt consideraţi proprietarii primari ai informaţii actualizate pe care le furnizează.

6.6. OST prezintă un raport anual către ENTSO-E, în care indică:

a) principalele elemente critice de reţea care limitează capacitatea oferită;

b) zona (zonele) de control de care aparţin elementele critice de reţea;

c) măsura în care eliberarea elementelor critice de reţea ar creşte capacitatea oferită;

d) toate măsurile posibile care ar putea fi implementate pentru a spori capacitatea oferită, împreună cu o estimare a costurilor aferente.

6.7. La întocmirea raportului, OST poate decide să nu identifice activul în cauză şi să nu precizeze amplasarea acestuia dacă datele respective sunt considerate a fi informaţii sensibile din punct de vedere al protecţiei infrastructurilor critice.

6.8. OST este proprietarul primar al raportului pe care îl prezintă.

7. Informaţii privind utilizarea capacităţilor intrazonale, după cum urmează:

7.1. Pentru zona sa de control, OST calculează şi prezintă ENTSO-E următoarele informaţii:

a) în cazul unor alocări explicite, pentru fiecare perioadă de piaţă şi per direcţie între zone de licitare:

- capacitatea (MW) solicitată de piaţă;

- capacitatea (MW) alocată pieţei;

- preţul capacităţii (monedă/MW);

- veniturile obţinute din licitaţie (în moneda respectivă) per frontieră între zone de licitare.

b) capacitatea totală notificată, pentru fiecare perioadă de piaţă şi pentru fiecare direcţie între zone de licitare;

c) înaintea fiecărei alocări de capacitate, capacitatea totală deja alocată prin intermediul procedurilor de alocare anterioare, pentru o perioadă de piaţă şi pentru fiecare direcţie;

d) pentru fiecare perioadă de piaţă, preţurile pentru ziua următoare în fiecare zonă de licitare (monedă/MWh);

e) în cazul unor alocări implicite, pentru fiecare perioadă de piaţă, poziţiile nete ale fiecărei zone de licitare (MW) şi veniturile din gestionarea congestiei (în moneda respectivă) pentru fiecare frontieră între două zone de licitare;

f) schimburile comerciale programate pentru ziua următoare, într-o formă agregată, între zone de licitare pentru fiecare direcţie şi pentru o perioadă de piaţă;

g) fluxurile fizice între zone de licitare pentru o perioadă de piaţă;

h) capacităţile intrazonale alocate între zone de licitare din ţările care sunt parte a Comunităţii Energetice şi ţările terţe per direcţie, per produs alocat şi per perioadă.

7.2. Informaţiile prevăzute la:

a) subpct.7.1, litera a) şi litera e) se publică cel târziu la o oră după fiecare alocare de capacitate;

b) subpct.7.1, litera b) se publică cel târziu la o oră după fiecare rundă de notificare;

c) subpct.7.1, litera c) se publică cel mai târziu atunci când trebuie publicate cifrele privind capacitatea oferită, conform Tabelului 1 din prezenta Anexă;

d) subpct.7.1, litera d) se publică cel târziu la o oră după închiderea tranzacţionării;

e) subpct.7.1, litera f) se publică în fiecare zi, cel târziu la o oră după ultima oră limită şi, dacă este cazul, se actualizează cel târziu la două ore după fiecare procedură de notificare pe parcursul zilei;

f) subpct.7.1, litera g) se publică pentru fiecare perioadă de piaţă cât mai aproape posibil de timpul real, dar nu mai târziu de o oră după perioada de operare;

g) subpct.7.1, litera h) se publică cel târziu la o oră de la alocare.

7.3. După caz, operatorul pieţei energiei electrice prezintă OST toate informaţiile relevante necesare pentru calcularea datelor menţionate la subpct.7.1.

7.4. Operatorul pieţei energiei electrice este considerat proprietarul primar al informaţiilor pe care le furnizează.

8. Informaţii privind măsurile de gestionare a congestiei, după cum urmează:

8.1. Pentru zona sa de control, OST prezintă ENTSO-E următoarele informaţii:

a) Informaţii privind redispecerizarea per perioadă de piaţă, precizând:

- acţiunea întreprinsă (respectiv creşterea sau scăderea producerii, creşterea sau scăderea sarcinii);

- identificarea, amplasarea şi tipul elementelor de reţea vizate de acţiunea întreprinsă;

- motivul întreprinderii acţiunii;

- capacitatea afectată de acţiunea respectivă (MW);

b) Informaţii privind schimburile în contrapartidă per perioadă de piaţă, precizând:

- acţiunea întreprinsă (respectiv creşterea sau reducerea schimbului între zone);

- zonele de licitare în cauză;

- motivul care stă la baza acţiunii întreprinse;

- modificarea schimbului între zone (MW);

c) Costurile suportate într-o anumită lună în urma întreprinderii acţiunilor menţionate la literele a) şi b) din prezentul subpunct, precum şi în urma altor acţiuni de remediere.

8.2. Informaţiile menţionate la:

a) subpct.8.1, litera a) şi litera b) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o oră după perioada de operare, cu excepţia cazului în care există motive ce vor fi publicate în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o zi după perioada de operare;

b) subpct.8.1, litera (c) se publică cel târziu în termen de o lună de la sfârşitul lunii la care se referă.

9. Informaţii privind prognoza producerii, după cum urmează:

9.1. Pentru zona sa de control, OST calculează şi prezintă ENTSO-E următoarele informaţii:

a) valoarea sumară a capacităţilor de producere (MW) instalate pentru toate unităţile de producere existente cu o putere instalată mai mare sau egală cu 1 MW, pentru fiecare tip de producere;

b) informaţii privind unităţile de producere (existente sau planificate) cu o putere instalată mai mare sau egală cu 100 MW. Informaţiile trebuie să cuprindă:

- Denumirea unităţii de producere;

- Puterea instalată (MW);

- Locul amplasării;

- nivelul de tensiune al reţelei la care este racordată;

- zona de licitare;

- tipul de producere;

c) o estimare a producerii programate totale (MW) per zonă de licitare, pentru fiecare perioadă de piaţă a zilei următoare;

d) o prognoză a producerii de energie eoliană şi solară (MW) per zonă de licitare, pentru fiecare perioadă de piaţă a zilei următoare.

9.2. Informaţiile prevăzute la:

a) subpct.9.1, litera a) se publică anual, nu mai târziu de o săptămână înainte de sfârşitul anului;

b) subpct.9.1, litera b) se publică anual pentru următorii trei ani, nu mai târziu de o săptămână înainte de începutul primului an la care se referă datele;

c) subpct.9.1, litera c) se publică cel târziu la ora 18.00, ora Bruxelles-ului, în ziua precedentă livrării efective;

d) subpct.9.1, litera d) se publică cel târziu la ora 18.00, ora Bruxelles-ului, în ziua precedentă livrării efective. Informaţiile se actualizează regulat şi se publică în decursul tranzacţionării pe parcursul zilei, cel puţin o actualizare fiind publicată la ora 8.00, ora Bruxelles-ului, în ziua livrării efective. Informaţiile se prezintă pentru toate zonele de licitare doar în cazul în care la nivel naţional se atestă un aport de peste 1 % de energie eoliană sau solară pe an sau pentru zone de licitare cu un aport de peste 5 % de energie eoliană sau solară pe an.

9.3. Unităţile de producere situate în zona de control a OST îi prezintă acestuia toate informaţiile relevante necesare pentru calcularea datelor menţionate la subpct.9.1.

9.4. Proprietarii unităţilor de producere sunt consideraţi proprietarii primari ai informaţiilor relevante pe care le furnizează.

10. Informaţii privind indisponibilitatea unităţilor generatoare şi a unităţilor de producere, după cum urmează:

10.1. Pentru zona sa de control, OST furnizează ENTSO-E următoarele informaţii:

a) indisponibilitatea planificată a 100 MW sau mai mult dintr-o unitate generatoare, inclusiv modificările de 100 MW sau mai mult ale indisponibilităţii planificate a unităţii generatoare respective, preconizată să dureze cel puţin o perioadă de piaţă, până la maximum trei ani după aceea, precizând:

- denumirea unităţii de producere;

- denumirea unităţii generatoare;

- locul amplasării;

- zona de licitare;

- puterea instalată (MW);

- tipul de producere;

- capacitatea disponibilă în decursul evenimentului;

- motivul indisponibilităţii;

- data estimată (ziua, ora) de începere şi de finalizare a modificării disponibilităţii.

b) modificările în valoare de 100 MW sau mai mult ale disponibilităţii reale a unei unităţi generatoare, preconizate să dureze cel puţin o perioadă de piaţă, precizând:

- denumirea unităţii de producere;

- denumirea unităţii generatoare;

- locul amplasării;

- zona de licitare;

- puterea instalată (MW);

- tipul de producere;

- capacitatea disponibilă în decursul evenimentului;

- motivul indisponibilităţii; şi

- data estimată (ziua, ora) de începere şi de finalizare a modificării disponibilităţii;

c) indisponibilitatea planificată a unei unităţi de producere de 200 MW sau mai mult, inclusiv modificările de 100 MW sau mai mult ale indisponibilităţii planificate a acelei unităţi de producere, nepublicată în conformitate cu litera a) din prezentul punct, preconizată să dureze cel puţin o perioadă de piaţă, până la maximum trei ani după aceea, precizând:

- denumirea unităţii de producere;

- locul amplasării;

- zona de licitare;

- puterea instalată (MW);

- tipul de producere;

- capacitatea disponibilă în decursul evenimentului;

- motivul indisponibilităţii;

- data estimată (ziua, ora) de începere şi de finalizare a modificării disponibilităţii;

d) modificările în valoare de 100 MW sau mai mult ale disponibilităţii reale a unei unităţi de producere cu o putere instalată de 200 MW sau mai mult, care nu au fost publicate conform literei b) din prezentul subpunct, preconizate să dureze cel puţin o perioadă de piaţă, precizând:

-denumirea unităţii de producere;

-locul amplasării;

-zona de licitare;

-puterea instalată (MW);

-tipul de producere;

-capacitatea disponibilă în decursul evenimentului;

-motivul indisponibilităţii;

-data estimată (ziua, ora) de începere şi de finalizare a modificării disponibilităţii;

10.2. Informaţiile prevăzute la subpct.10.1, litera a) şi litera c) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o oră de la luarea deciziei privind indisponibilitatea planificată.

10.3. Informaţiile prevăzute la subpct.10.1, litera b) şi litera d) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o oră de la modificarea disponibilităţii reale.

10.4. Unităţile generatoare situate în zona de control a OST prezintă acestuia datele prevăzute la subpct.10.1.

10.5. Proprietarii unităţilor generatoare sunt consideraţi proprietarii primari ai datelor pe care le furnizează.

11. Informaţii privind producţia efectivă, după cum urmează:

11.1. Pentru zona sa de control, OST calculează şi prezintă ENTSO-E următoarele informaţii:

a) producţia efectivă (MW) per perioadă de piaţă şi per unitate generatoare cu o putere instalată de 100 MW sau mai mult;

b) producţia agregată, per perioadă de piaţă şi per tip de producere;

c) producţia efectivă sau estimată de energie eoliană şi solară (MW), în fiecare zonă de licitare, per perioadă de piaţă;

d) rata medie săptămânală agregată de umplere a tuturor rezervoarelor de apă şi instalaţiilor de acumulare a apei (MWh) per zonă de licitare, inclusiv cifra pentru aceeaşi săptămână a anului precedent.

11.2. Informaţiile prevăzute la:

a) subpct.11.1, litera a) se publică la cinci zile după perioada de operare;

b) subpct.11.1 litera b) se publică cel târziu la o oră după perioada de operare;

c) subpct.11.1, litera c) se publică cel târziu la o oră după perioada de operare şi se actualizează pe baza valorilor măsurate de îndată ce acestea devin disponibile. Informaţiile se furnizează pentru toate zonele de licitare doar în cazul în care la nivel naţional se atestă un aport de peste 1 % de energie eoliană sau solară pe an sau pentru zone de licitare cu un aport de peste 5 % de energie eoliană sau solară pe an;

d) subpct.11.1, litera d) se publică în a treia zi lucrătoare care urmează săptămânii la care se referă informaţiile. Informaţiile se furnizează pentru toate zonele de licitare doar în cazul în care la nivel naţional se atestă un aport de peste 10 % de energie generată în acest mod pe an sau pentru zone de licitare cu un aport de peste 30 % de energie generată în acest mod pe an.

11.3. Unităţile generatoare şi unităţile de producere situate în zona de control a OST prezintă acestuia informaţiile relevante pentru calcularea datelor menţionate la subpct.11.1.

11.4. Proprietarii unităţilor generatoare şi, respectiv, proprietarii unităţilor de producere sunt consideraţi proprietarii primari ai informaţiilor relevante pe care le furnizează.

12. Informaţii privind echilibrarea, după cum urmează:

12.1. Pentru zona sa de control, OST sau, dacă este cazul, operatorul pieţei energiei electrice de echilibrare, în cazul în care există asemenea piaţă, prezintă ENTSO-E următoarele informaţii:

a) regulile de echilibrare, inclusiv:

- procedurile pentru achiziţionarea diferitelor tipuri de rezerve de echilibrare şi a energiei de echilibrare;

- metodologia de remunerare atât pentru furnizarea de rezerve, cât şi pentru energia activată în vederea echilibrării;

- metodologia de determinare al plăţilor pentru dezechilibre;

- dacă este cazul, descrierea modului în care se realizează echilibrarea transfrontalieră între două sau mai multe zone de control şi condiţiile de participare a producătorilor şi a consumatorilor;

b) cantitatea rezervelor de echilibrare contractate de OST (în MW), precizând:

- sursa de rezervă (generare sau sarcină);

- tipul de rezervă (de exemplu, rezervă de reglaj primar, secundar sau terţiar);

- perioada de timp pentru care sunt contractate rezervele (de exemplu oră, zi, săptămână, lună, an etc.);

c) preţurile plătite de OST pentru fiecare tip de rezervă de echilibrare achiziţionată şi per perioadă de achiziţie (monedă/MW/perioadă);

d) ofertele agregate acceptate per perioadă de echilibrare, separat pentru fiecare tip de rezervă de echilibrare;

e) cantitatea energiei de echilibrare activate (MW) per perioadă de echilibrare şi per tip de rezervă;

f) preţurile plătite de OST pentru energia de echilibrare activată, per perioadă de echilibrare şi per tip de rezervă; informaţiile referitoare la preţuri trebuie prezentate separat pentru reglajul de creştere de putere şi pentru reducere de putere;

g) preţurile aferente dezechilibrului per perioadă de echilibrare;

h) volumul total aferent dezechilibrului per perioadă de echilibrare;

i) bilanţul financiar lunar aferent zonei de control, precizând:

- cheltuielile suportate de OST pentru achiziţionarea rezervelor şi pentru activarea energiei de echilibrare;

- venitul net al OST după regularizarea conturilor de dezechilibru cu părţile responsabile de echilibrare;

j) dacă este cazul, informaţii cu privire la echilibrarea între zonele de control per perioadă de echilibrare, precizând:

- cantitatea ofertelor schimbate şi ofertele per perioadă de achiziţie;

- preţurile maxime şi minime ale ofertelor schimbate şi ofertele per perioadă de achiziţie;

- cantitatea energiei de echilibrare activate în zonele de control în cauză.

12.2. Operatorii pieţelor de echilibrare sunt consideraţi proprietarii primari ai informaţiilor pe care le furnizează.

12.3. Informaţiile prevăzute la:

a) subpct.12.1, litera b) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar cel târziu cu două ore înainte de a avea loc următoarea procedură de achiziţie;

b) subpct12.1, litera c) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o oră de la încheierea procedurii de achiziţie;

c) subpct.12.1, litera d) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o oră după perioada de operare;

d) subpct.12.1, litera e) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de 30 de minute după perioada de operare. În cazul în care datele sunt preliminare, cifrele se actualizează atunci când datele devin disponibile;

e) subpct.12.1, litera f) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de o oră după perioada de operare;

f) subpct.12.1, litera g) se publică în cel mai scurt timp posibil;

g) subpct.12.1, litera h) se publică în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de 30 de minute după perioada de operare. În cazul în care datele sunt preliminare, cifrele se actualizează atunci când datele devin disponibile;

h) subpct.12.1 litera i) se publică cel târziu la trei luni după luna de operare. În cazul în care regularizarea este preliminară, cifrele se actualizează după regularizarea finală;

i) subpct.12.1, litera j) se publică cel târziu la o oră după perioada de operare.

Anexa nr.2

la Hotărârea Consiliului de Administraţie al ANRE

nr.299/2017 din 26.07.2017

Definiţii

În contextul obligaţiilor stabilite prin prezenta Hotărâre, se utilizează noţiunile definite după cum urmează:

"rezerve de echilibrare" - toate resursele, achiziţionate ex ante sau în timp real ori în conformitate cu obligaţiile legale, care sunt disponibile operatorului sistemului de transport (în continuare – OST) în scopuri de echilibrare;

"perioadă de echilibrare" - perioada de timp pentru care este stabilit preţul rezervelor de echilibrare;

"zonă de licitare" - cea mai mare zonă geografică în care participanţii la piaţă pot face schimb de energie fără alocarea de capacităţi;

"alocare de capacitate" - atribuirea de capacitate interzonală;

"unitate de consum" - o resursă care primeşte energie electrică pentru uz propriu, cu excepţia OST şi a operatorilor sistemelor de distribuţie (în continuare - OSD);

"zonă de control" - o parte coerentă a sistemului interconectat, exploatată de un singur operator de sistem, şi care include sarcini fizice conectate şi/sau unităţi generatoare, dacă există;

"capacitatea netă de transport coordonată" - metodă de calculare a capacităţii pe baza principiului evaluării şi definirii ex ante a unui schimb maxim de energie între zone de licitare adiacente;

"element critic de reţea" - un element de reţea, fie în cadrul unei zone de licitare, fie între zone de licitare, luat în considerare în cadrul procesului de calculare a capacităţii, care limitează cantitatea de energie electrică ce poate fi schimbată;

"echilibrare între zone de control" - un sistem de echilibrare în cadrul căruia un OST poate primi oferte de activare provenite din zone ale altor OST. Aceasta nu include redispecerizarea sau livrarea de energie electrică de urgenţă;

"capacitate intrazonală" - capacitatea sistemului interconectat de a permite transferul de energie între zone de licitare;

"monedă" - Euro, dacă cel puţin o parte din zona (zonele) de licitare în cauză face parte dintr-o ţară în care Euro este un mijloc legal de plată. În orice alt caz aceasta constituie moneda naţională locală;

"schimbul în contrapartidă" - un schimb între zone, iniţiat de operatorii de sistem între două zone de licitare pentru a soluţiona cazurile de congestie fizică;

"alocare explicită" - alocarea numai de capacitate interzonală, fără transfer de energie;

"parametri bazaţi pe flux" - marjele disponibile pe elementele de reţea critice, cărora le sunt asociaţi factori de distribuţie pentru transferul de energie;

"unitate generatoare" - un singur generator de energie electrică care aparţine unei unităţi de producere;

"alocare implicită" - metodă de gestionare a congestiei conform căreia energia este obţinută în acelaşi timp cu capacitatea intrazonală;

"perioadă de piaţă" - perioada pentru care este stabilit preţul pieţei sau cea mai scurtă perioadă posibilă comună pentru două zone de licitare, dacă perioadele lor de piaţă sunt diferite;

"capacitate oferită" - capacitatea intrazonală oferită pe piaţă de către OST;

"planificat" - un eveniment cunoscut ex ante de către proprietarul primar al datelor;

"factor de distribuţie pentru transferul de energie" - o reprezentare a fluxului fizic la un element de reţea critic determinat de modificarea poziţiei nete a unei zone de licitare;

"proprietarul primar al datelor" - entitatea care generează datele;

"unitate de producere" - instalaţie pentru producerea energiei electrice alcătuită dintr-o singură unitate generatoare sau dintr-un grup de unităţi generatoare;

"profil" - limită geografică între o zonă de licitare şi mai multe zone de licitare învecinate;

"redispecerizare" - o măsură activată de unul sau mai mulţi operatori de sistem prin modificarea tiparului de generare şi/sau de sarcină pentru a schimba fluxurile fizice din sistemul de transport şi a soluţiona o congestie fizică;

"sarcină totală" (inclusiv pierderile, fără puterea utilizată pentru stocarea energiei) - o sarcină egală cu producerea, la care se adaugă importurile şi din care se scad exporturile şi puterea utilizată pentru stocarea energiei;

"sarcină verticală" - cantitatea totală de energie care iese din reţeaua de transport pentru a fi livrată în reţelele de distribuţie, inclusiv energia livrată consumatorilor finali direct conectaţi la reţeaua de transport sau către partea consumatoare a producătorilor;

"marja de prognoză pentru anul următor" - diferenţa dintre prognoza anuală privind capacitatea de generare disponibilă şi prognoza anuală privind sarcina totală maximă, ţinând cont de prognoza capacităţii de generare totale, de prognoza disponibilităţii generării şi de prognoza rezervelor contractate pentru servicii de sistem;

"informaţii sensibile privind protecţia infrastructurilor critice" - informaţii cu privire la o infrastructură critică care, în cazul divulgării, ar putea fi utilizate în scopul planificării şi al realizării unor acţiuni care să determine perturbarea sau distrugerea instalaţiilor unor infrastructuri critice.

"infrastructură critică" - un element, un sistem sau o componentă a acestuia, aflat pe teritoriul Republicii Moldova, care este esenţial pentru menţinerea funcţiilor societale vitale, a sănătăţii, siguranţei, securităţii, bunăstării sociale sau economice a persoanelor şi a căror perturbare sau distrugere ar avea un impact semnificativ la nivel naţional ca urmare a incapacităţii de a menţine respectivele funcţii.