Постановление N 534/2019 от 27.12.2019 об утверждении Правил рынка природного газа
НАЦИОНАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
об утверждении Правил рынка природного газа
№ 534/2019 от 27.12.2019
(в силу 12.12.2020)
Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 55-61 ст. 199 от 21.02.2020
* * *
ЗАРЕГИСТРИРОВАНО
Министерство юстиции
№ 1537 от 10 февраля 2020 г.
Министр юстиции
________ Фадей НАГАЧЕВСКИ
На основании ст.7 ч.(3) п.a) Закона № 108/2016 о природном газе (Официальный монитор Республики Молдова, 2016 г., № 193-203, ст.415) Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике
ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить Правила рынка природного газа (прилагается).
2. Признать утратившим силу Постановление Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 192/2005 об утверждении Правил рынка природного газа (Официальный монитор Республики Молдова, 2005 г., № 132-134, ст.437).
3. ОПС ежеквартально будет докладывать о мерах, принятых для внедрения Правил рынка природного газа, в течение 2020 года.
4. Пункты 1 и 2 настоящего Постановления вступают в силу 12 декабря 2020 г. Контроль за исполнением настоящего Постановления возложить на подразделения Национального агентства по регулированию в энергетике.
| ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР НАРЭ | Вячеслав УНТИЛА |
| ДИРЕКТОРА | Октавиан КАЛМЫК |
| Еуджен КАРПОВ | |
| Штефан КРЯНГЭ | |
№ 534/2019. Кишинэу, 27 декабря 2019 г. |
Утверждены
Постановлением Административного совета НАРЭ
№ 534/2019 от 27 декабря 2019 г.
ПРАВИЛА РЫНКА ПРИРОДНОГО ГАЗА
Глава I
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Раздел 1
Сфера применения
1. Правила рынка природного газа (далее – Правила) направлены на создание правовой базы для проведения сделок купли-продажи природного газа и сопутствующих товаров на оптовом и розничном рынке природного газа, а также на оказание системных услуг на основе принципа прозрачности, объективности, конкурентоспособности и недискриминации.
2. Правила регламентируют:
1) структуру рынка природного газа;
2) процедуры, принципы и стандарты организации и функционирования рынка природного газа;
3) виды договоров, заключаемых на рынке природного газа, и обязательные условия, которые должны быть включены в договоры, заключаемые на рынке двусторонних договоров на регулируемых условиях;
4) методы расчета фактических потоков природного газа на рынке природного газа, объемы природного газа, закупаемые участниками рынка природного газа в соответствии с заключенными договорами, методы учета количества природного газа в точках входа и выхода передающих сетей природного газа;
5) процедуры и методы учета операций, проводимых на рынке природного газа;
6) процедуры физического уведомления участников рынка природного газа;
7) процедуры и методы, связанные с созданием и ведением базы данных для нужд рынка природного газа;
8) процедуры и методы, связанные с приобретением системных услуг, а также с приобретением природного газа для покрытия технологического потребления и потерь природного газа в передающих и распределительных сетях природного газа;
9) права и обязанности участников рынка природного газа, в том числе обязанности участников рынка природного газа в отношении балансирования;
10) методы расчета количественных дисбалансов, вызванных участниками рынка природного газа, и финансовых расчетов за дисбалансы, вызванные рынком природного газа;
11) другие правила, необходимые для организации и функционирования рынка природного газа.
Раздел 2
Понятия и термины
3. Правила распространяются на всех участников рынка природного газа.
4. Правила не применяются в исключительных ситуациях на рынке природного газа, при которых участники рынка природного газа будут реализовывать конкретные меры по обеспечению безопасности поставок природного газа, предусмотренные Законом о природном газе № 108/2016 (в дальнейшем – Закон № 108/2016) и Положением о чрезвычайных ситуациях на рынке природного газа и Планом действий по чрезвычайным ситуациям на рынке природного газа, утвержденном Постановлением Правительства № 207/2019 г.
5. Правила также применяются в случае, когда природный газ закачивается или извлекается из хранилищ, для этого хранилище считается смежной балансировочной зоной.
6. Для целей Правил используются термины, определенные в Законе № 108/2016, Кодексе сетей природного газа, утвержденном Постановлением Административного совета НАРЭ № 420/2019 и Положении о доступе к газотранспортным сетям и управлению перегрузками утвержденном Постановлением Административного совета НАРЭ № 421/2019, а также следующие термины и определения:
дневной дисбаланс – разница между входящими потоками природного газа и выходящими потоками природного газа из передающей сети природного газа, выделенного для участника рынка природного газа в газовый день.
потребитель НИО – потребитель, у которого измерение количества природного газа и снятие показаний измерительного оборудования происходят реже, чем один раз в газовый день;
заявленное количество – количество природного газа, передаваемого между оператором передающей системы природного газа (далее – ОПС) и одним или несколькими пользователями системы или, при необходимости, между балансирующими портфелями;
сетевой счет – счет, который отслеживает потоки природного газа в, а также из передающей или распределительной сети природного газа, которая принадлежит системному оператору для ежемесячного определения и расчета количества природного газа, хранящегося в трубопроводе, и операционного природного газа;
балансирующий орган (далее – БО) – ОПС, назначенный Национальным агентством по регулированию в энергетике (далее – Агентство) для выполнения функции балансирования в зоне балансирования;
операционный природный газ – количество природного газа, необходимое ОПС или оператору распределительной системы (далее – ОРС) для покрытия технологического потребления и потерь природного газа в передающих и распределительных сетях природного газа;
уровень ежедневной толерантности – сумма, до которой дисбалансы балансирующего портфеля рассчитываются по базовой цене, определяемой как предварительная мера до тех пор, пока рыночная ликвидность не станет достаточной;
коммерческое уведомление – запрос стороны, ответственной за балансирование (далее – СОБ), о передаче права собственности на природный газ в виртуальной торговой точке;
сторона, ответственная за балансирование – пользователь системы, который использует природный газ для балансировки;
справочная цена – средневзвешенная цена природного газа, продаваемого на оптовом рынке в газовый день;
предельная закупочная цена – расчетная цена на сумму отрицательных дисбалансов в балансирующем портфеле, которые превышают допуски, на основе справочных цен и закупок природного газа для балансировки БО в виртуальной торговой точке (в дальнейшем – ВТТ);
предельная цена продажи – расчетная цена для количества положительных равновесных дисбалансов портфеля, которые превышают допуски, основанные на базовой цене и продажах природного газа для балансировки БО на ВТТ;
краткосрочные стандартизированные продукты (в дальнейшем – КСП) – стандартизированные продукты, торгуемые на торговой платформе, предназначенные для доставки в течение дня или на следующий день, 7 дней в неделю, в пункт доставки либо ВТТ, либо физически определенный пункт (местные КСП);
стандартизированный профиль потребления (далее – СПП) – набор параметров, определенных для каждой категории конечных потребителей, который используется для оценки профиля потребления этих конечных потребителей между двумя индикаторами показаний измерительного оборудования (например, определение ежедневного потребления для конечных потребителей, при котором показания измерительного оборудования считываются ежемесячно);
виртуальная торговая точка – уникальный нефизический пункт для передачи всех прав собственности на природный газ от одного участника другому участнику рынка природного газа, из балансирующей зоны Республики Молдова.
Глава II
СТРУКТУРА РЫНКА ПРИРОДНОГО ГАЗА
Раздел1
Общие положения
7. Рынок природного газа включает в себя все сделки купли-продажи природного газа и других сопутствующих товаров, сформированные на оптовом рынке природного газа и розничном рынке природного газа.
8. Участниками рынка природного газа являются:
1) производители;
2) поставщики;
3) потребители;
4) ОРС;
5) ОПС;
6) операторы складских помещений;
7) другие пользователи системы.
9. СОБ несут финансовую ответственность за дисбаланс между значениями количеств, заявленных и подтвержденных природным газом, и значениями измеренных количеств природного газа.
10. СОБ обязаны заключать договоры балансировки с БО в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 6 настоящей главы, независимо от того, имеют ли они транспортные мощности или нет, и поставляют ли они природный газ конечным потребителям.
11. Поставщики природного газа и ОПС обязаны информировать Агентство о том, как закупать и поставлять природный газ для балансировки.
12. Все объемы природного газа, закачиваемого в балансирующую зону Республики Молдова или извлекаемой из нее, подлежат балансировке в порядке, предусмотренном Правилами и Кодексом сетей природного газа, утвержденными Постановлением Административного совета НАРЭ № 420/2019.
Раздел 2
Оптовый рынок
13. Операции по купле-продаже природного газа, в том числе импортные или экспортные операции, на оптовом рынке осуществляются на основе двусторонних договоров.
14. Поставщики участвуют в оптовом рынке на основании лицензий на поставку природного газа, выданных в соответствии с Законом № 108/2016 и соответствуют требованиям, изложенным в Правилах.
15. Производители имеют право продавать природный газ на оптовом рынке по лицензии на добычу природного газа, в соответствии с Законом о природном газе № 108/2016 и требованиями, изложенными в Правилах.
16. ОПС, ОРС и операторы складов хранения являются конкретными участниками рынка природного газа, которые имеют право участвовать в сделках на оптовом рынке только для закупки объемов эксплуатационного природного газа. ОПС закупает и продает природный газ, необходимый для выполнения балансировочных функций в соответствии с Правилами, обеспечивающими балансировку балансирующей зоны Республики Молдова.
17. Пунктом поставки для договоров на оптовом рынке является ВТТ.
Раздел 3
Рынок розничной торговли
18. Операции купли-продажи природного газа, в которых участвуют поставщики и конечные потребители с целью удовлетворения собственного потребления, осуществляются на розничном рынке природного газа.
19. Производитель имеет право участвовать в розничной продаже природного газа, если он владеет лицензией на поставку природного газа, выданной в соответствии с Законом № 108/2016 и соблюдает требования, установленные в Правилах.
20. На розничном рынке природного газа поставщики продают природный газ приемлемым потребителям по договорным ценам на основании заключенных с ними договоров поставки природного газа в соответствии с Положением о поставке природного газа, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 113/2019 года. Поставщики, поставляющие природный газ в контексте обязательств по коммунальному обслуживанию, установленных в соответствии со ст.89 и 90 Закона № 108/2016, поставляет природный газ конечным потребителям по регулируемым ценам, утвержденным Агентством.
21. Точки доставки природного газа для розничных договоров (договоры на поставку природного газа, заключенные с конечными потребителями) являются местами потребления конечных потребителей.
Раздел 4
Балансировочная зона Республики Молдова
22. Балансировочная зона Республики Молдова включает сети природного газа всех ОПС и ОРС Республики Молдова и включает все входы и выходы для:
1) точки входа в/ выхода из/ трансграничных систем природного газа;
2) точки входа с объектов добычи природного газа;
3) точки выхода к установкам использования конечных пользователей;
4) точки выхода к ОПС и ОРС (оперативное потребление природного газа);
5) виртуальная торговая точка (ВТТ).
23. Периодом балансировки для балансировочной зоны Республики Молдова является газовый день.
Раздел 5
Балансировка в балансировочной зоне Республики Молдова
24. Для обеспечения эффективной работы системы природного газа в балансировочной зоне Республики Молдова БО имеет следующие функции:
1) балансирование в балансировочной зоне Республики Молдова;
2) регистрация СОБ и заключение договоров балансировки;
3) заключение соглашений о сотрудничестве с ОПС и ОРС в балансировочной зоне Республики Молдова;
4) закупка услуг КСП и балансировки в рамках прозрачных и недискриминационных договоров;
5) сотрудничество с операторами торговых площадок для содействия развитию рынка природного газа;
6) установление платы за нейтралитет;
7) постоянное получение, сопоставление и подтверждение коммерческих уведомлений от СОБ до ВТТ;
8) перенаправление прогнозов неежедневных измерений, полученных от ОПС в СОБ;
9) начало действий по балансировке (операционное балансирование), в зависимости от потребностей ОПС, включая определение (расчет) фактических потоков природного газа в точках межсистемного соединения между ОПС в балансировочной зоне Республики Молдова;
10) представление информации в СОБ о распределенных мощностях и дисбалансах;
11) коммерческое уравновешивание балансирующих портфелей, в частности определение дисбалансов, стоимость устранения дисбалансов, выплаты за дисбалансы и их финансовый расчет;
12) определение остатков на счетах в сети и ежемесячных сумм, подлежащих оплате;
13) представление информации о прозрачности на оптовом рынке и в балансирующей зоне Республики Молдова в соответствии с положениями Правил;
14) другие функции, предусмотренные Правилами.
25. БО выполняет свои функции прозрачным, недискриминационным и экономически эффективным образом.
26. БО обеспечивает конфиденциальность информации, полученной в ходе выполнения своих функций, без ущерба для существующих обязательств по обмену информацией с регулирующими или надзорными органами.
27. БО имеет следующие обязательства:
1) эксплуатировать сеть транспортировки природного газа на территории Республики Молдова на основании лицензии на транспортировку природного газа;
2) иметь квалифицированный персонал для выполнения балансировочной функции;
3) иметь верные и надежные информационные системы, необходимые для достижения функции балансирования;
4) вести раздельный учет затрат и доходов, полученных в результате деятельности по балансировке, по сравнению с другими выполненными действиями, особенно в результате деятельности по транспортировке природного газа.
28. ОПС совместно решат, какой ОПС возьмет на себя роль БО Республики Молдова. С этой целью ОПС подаст заявку в Агентство. Агентство рассмотрит заявку и примет решение относительно назначения БО в соответствии с требованиями, установленными в статье 16 Закона об энергетике № 174/2017 и пунктом 27. Непрерывное выполнение этих требований будет продемонстрировано Агентству по запросу.
29. ОПС и ОРС в балансирующей зоне Республики Молдова обязаны сотрудничать с БО для управления потоками природного газа, представления соответствующих данных и выполнения других действий, установленных в соглашении о сотрудничестве, подписанном с БО.
Раздел 6
Договоры, заключенные на рынке природного газа
30. На оптовом рынке природного газа предусмотрены следующие виды договоров:
1) двусторонние договоры на оптовом рынке, согласно пункту 31:
а) договоры купли-продажи природного газа;
b) договоры о предоставлении балансировочных услуг в соответствии с главой V Правил;
c) договоры о приобретения эксплуатационного природного газа, требуемого ОПС/ОРС в соответствии с главой VI Правил;
2) договоры о предоставлении балансировочных услуг между БО и СОБ;
3) соглашение о сотрудничестве между БО и системным оператором;
4) договоры между БО и оператором торговой платформы.
31. Двусторонние контракты на оптовом рынке будут включать следующие обязательные положения:
1) точка доставки природного газа представляет собой точку передачи риска потери и определяется как ВТТ;
2) передача права собственности потребует коммерческого уведомления в БО, в соответствии с положениями Правил;
3) договаривающаяся сторона, которая покупает природный газ, должна сделать коммерческое уведомление о покупке, в то время как договаривающаяся сторона, которая продает природный газ, сделает коммерческое уведомление о продаже;
4) сумма, указанная в коммерческих уведомлениях, отправляемых в БО, будет предварительно согласована между договаривающимися сторонами;
5) двусторонние договоры на оптовом рынке будут определять ответственность за случаи, когда коммерческие уведомления, представленные обеими договаривающимися сторонами, не совпадают, и одна договаривающаяся сторона проиграла из-за таких ситуаций;
6) договаривающиеся стороны согласятся с тем, что передача права собственности на природный газ от одной Договаривающейся стороны другой Договаривающейся стороне определяется коммерческими уведомлениями, подтвержденными БО;
7) Договаривающаяся сторона, которая закупает природный газ на оптовом рынке, никоим образом не должна ограничиваться перепродажей природного газа, на который распространяется действие договора, в частности, в отношении экспорта, поставок определенным оптовым или определенным конечным потребителям, применяемых объемов и цен. Договаривающаяся сторона, которая продает природный газ на оптовом рынке, никоим образом не должна быть ограничена в закупке природного газа, на который распространяется действие договора, в частности, в отношении источников импорта, добычи, применяемых объемов и цен.
32. Поставщики, которые поставляют природный газ в контексте обязательств по государственной службе, установленных в статьях 89 и 90 Закона № 108/2016, закупают природный газ по самой низкой цене, обеспечивая при этом надежность поставок природного газа конечным потребителям. Эти поставщики обязаны заключать и продлевать договоры на закупку природного газа в разумные сроки и представлять их на утверждение Агентству не менее чем за 15 дней до истечения срока действия предыдущих договоров.
33. Заключение договора балансировки является предварительным условием для:
1) использования договорных (или субарендных) транспортных средств для въезда/выезда;
2) поставки природного газа конечным потребителям;
3) закачки природного газа в сеть природного газа от производителя;
4) отправка коммерческих уведомлений.
34. ОПС и ОРС обязаны заключить соглашение о сотрудничестве с БО, которое будет регулировать, в том числе процесс сотрудничества для обеспечения оперативного балансирования балансирующей зоны Республики Молдова, предоставления информации о распределении и оценке, управлении сетевыми учетными записями и другими правами, и обязанностями, предусмотренными Правилами.
35. БО будет отслеживать потоки природного газа в и из сетей природного газа, а также ассигнования, сделанные ОПС и ОРС для ежедневного балансирования балансирующих портфелей на сетевом счете в соответствии с требованиями главы IX.
36. БО заключит соглашение с операторами торговой платформы, чтобы установить порядок отправки односторонних уведомлений от имени участников торгов. Эти типы соглашений будут регулировать в том числе критерии допуска и приостановления участия участников транзакций, рабочие процедуры односторонних выдвижений ВТТ для участников транзакций и представление сводной информации о торговых ценах и других правах и обязанностях, предусмотренных Правилами.
37. На розничном рынке природного газа сделки по купле-продаже природного газа осуществляются в соответствии с договорами поставки природного газа, заключенными между поставщиком и конечным потребителем. Поставщик обязан разработать стандартные договорные условия договора поставки природного газа, в которых должны быть предусмотрены договорные условия, установленные Законом № 108/2016, Положением о поставках природного газа. утвержденном Постановлением Административного совета НАРЭ № 113/2019, и предложении их для переговоров конечным потребителям. Обязательные договорные положения договора поставки природного газа (по регулируемым ценам), заключаемого конечными потребителями с поставщиками, поставляющими природный газ в контексте обязательств по коммунальному обслуживанию, содержатся в Положении о поставке природного газа, утвержденном Постановлением Административного совета НАРЭ № 113/2019.
Раздел 7
Обязанности участников рынка природного газа
38. СОБ имеет следующие обязательства:
1) прогнозировать потребление природного газа конечными потребителями, обслуживаемыми ими;
2) принимать меры, необходимые непрерывно (24/7) для поддержания баланса между количествами природного газа в и из их балансирующего портфеля, для каждого газового дня, чтобы минимизировать потребность в балансирующих действиях;
3) передавать коммерческие уведомления в БО о любой передаче права собственности на природный газ;
4) оплатить платежи за дисбаланс и платежи за нейтралитет;
5) предоставлять квалифицированный персонал, информационные системы и финансовые ресурсы, необходимые для выполнения их функций и обязанностей, предусмотренных в Правилах;
6) передавать Агентству информацию об операциях на оптовом рынке.
39. ОПС имеет следующие обязательства:
1) закупать природный газ для оперативных целей на оптовом рынке, ежедневно прогнозировать спрос и передавать коммерческие уведомления в ВТТ;
2) сотрудничество с БО в процессе операционного балансирования, в частности, путем передачи всей информации и инструкций, необходимых для обеспечения потоков природного газа в точках соединения между ОПС;
3) передача в БО информации о распределениях в балансирующем портфеле для точек трансграничного присоединения;
4) передача в БО информации о распределениях в сетевой учетной записи для сетей, связанных с другими системными операторами;
5) передача в БО информации о количестве природного газа в их сети передачи природного газа в начале каждого газового дня и каждый час с прогнозированием количества природного газа в транспортной сети в конце газового дня на основе номинаций и прогнозируемого спроса со стороны конечных потребителей, коммунальные услуги которых напрямую подключены к сети передачи природного газа, и от ОРС на момент расчета;
6) передача информации в Агентство об операциях на оптовом рынке.
40. ОРС имеет следующие обязательства:
1) закупать эксплуатационный природный газ с оптового рынка, ежедневно прогнозировать спрос и передавать коммерческие уведомления в ВТТ;
2) сотрудничество с ОПС выше для реализации прогнозов относительно оттока (отвода) природного газа из транспортной системы;
3) передача БО прогноза потребления природного газа для потребителя НИО на поставщика;
4) передача в БО данных о распределениях в балансирующем портфеле для точек входа от объектов добычи природного газа, точек потребления и собственных точек потребления;
5) передача БО информации о распределениях в сетевой учетной записи для точек выхода в распределительные сети нисходящего потока;
6) передача информации в Агентство об операциях на оптовом рынке.
41. Конечные потребители мощностью более 50 МВт несут ответственность за передачу своим поставщикам информации о прогнозируемом потреблении.
Раздел 8
Требования к регистрации СОБ и балансировке портфелей
42. В случае получения уведомления от Агентства относительно отзыва или приостановления/прекращения действия лицензии, имеющейся у СОБ, БО приостанавливает договор балансировки, заключенный с соответствующей СОБ.
43. Если СОБ не соответствует требованиям Правил, договор на балансировку будет приостановлен. В этом случае СОБ не освобождается от финансовых обязательств, возложенных на него, за любые дисбалансы, накопленные до даты и времени приостановления.
Раздел 9
Договор балансировки
44. Договор балансировки является стандартным недискриминационным договором и не должен содержать необоснованных ограничений для участников рынка природного газа или положений, которые могут поставить под угрозу безопасность поставок природного газа в Республику Молдова. Договор балансировки составлен таким образом, чтобы СОБ, БО, ОПС и ОРС могли выполнять свои обязанности в соответствии с Законом № 108/2016 и Правилами.
45. Проект договора балансировки разработан БО. Текст договора балансировки, а также любые другие его изменения будут представлены Агентству. БО будет изменять содержание договора балансировки по запросу Агентства.
46. БО публикует образец договора балансировки на своей электронной странице.
47. Договор балансировки регулирует, в частности, условия, касающиеся:
1) прав и обязанностей договаривающихся сторон;
2) последствий приостановления или расторжения договора балансировки;
3) порядка представления, согласования и подтверждения коммерческих уведомлений СОБ;
4) порядка определения и коммерческого урегулирования дисбалансов в балансирующем портфеле СОБ, включая выплаты нейтралитета;
5) связанный обмен данными.
48. Договор балансировки будет включать код портфеля балансирования, присвоенный СОБ, и следующую информацию для БО, а также СОБ:
1) название и адрес компании;
2) регистрационный номер;
3) тип и номер лицензии;
4) контактные данные, содержащие контактную информацию, необходимую для выполнения договора балансировки, в частности информацию об обмене данными для коммерческих уведомлений, информацию о дисбалансах и выставлении счетов.
49. Договор балансировки действует в течение неопределенного периода времени до его расторжения одной из договаривающихся сторон путем разумного уведомления.
50. Для заключения договора балансировки с БО заявитель должен подать заявку на регистрацию, используя форму, опубликованную на веб-сайте БО, и предоставить необходимую информацию в соответствии с пунктом 48 Правил. Форма заявки разработана БО.
51. В течение 5 рабочих дней после получения полной и правильной информации, изложенной в пункте 48, БО проинформирует заявителя об уникальном коде присвоенного ему портфеля балансирования и передаст в электронном формате подписанную версию договора балансирования. В случае ошибок в заявке на регистрацию, БО уведомит заявителя в течение 2 рабочих дней о наличии таких ошибок.
52. После получения БО заполненного и подписанного оригинала договора балансировки заявитель активируется в качестве СОБ на рынке природного газа.
53. БО должно незамедлительно информировать, в том числе в электронном формате, всех операторов СОБ, ОПС, ОРС, операторов торговых платформ о первой активации СОБ и любых последующих изменениях в статусе активации, которые могут произойти, в частности о приостановлении действия договора балансировки.
54. В случае изменения информации, представленной в пункте 48, СОБ проинформирует БО в электронном формате в течение 3 рабочих дней о соответствующих изменениях. БО должна зарегистрировать эти изменения должным образом в течение 2 рабочих дней.
Глава III
ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ ОПТОВОГО РЫНКА
Раздел 1
Виртуальная торговая точка
55. ВТТ является единым пунктом для всех передач собственности на природный газ в балансирующей зоне Республики Молдова. Такая передача права собственности осуществляется СОБ путем отправки коммерческого уведомления в БО в соответствии с разделом 2 настоящей главы. ВТТ – это не физическая точка сети природного газа, а условная точка для балансирующей зоны Республики Молдова. СОБ не обязаны сокращать мощности на ВТТ.
56. Право подать коммерческие уведомления о передаче права собственности на ВТТ (доступ к ВТТ) предоставляется СОБ в соответствии с балансирующим договором.
57. СОБ, которые впервые заключают договор на балансировку, получат разрешение на доступ к ВТТ только после того, как продемонстрируют свою способность осуществлять обмен данными в соответствии с форматами, интерфейсами, каналами связи, стандартами безопасности и положениями, указанными в Балансировочном договоре. Для этого БО проведет тестирование сетей связи с СОБ в течение 5 дней.
58. БО будет работать с ВТТ путем: обработки, координации, подтверждения и назначения коммерческих уведомлений от СОБ на постоянной основе (24/7). Это включает, в частности, предоставление необходимого персонала, систем информационных технологий и необходимой инфраструктуры связи.
59. Для возмещения затрат, связанных с работой ВТТ, БО имеет право запросить прозрачные и недискриминационные платежи за предоставление доступа к ВТТ. Это может включать введение ежегодного платежа по подписке, количественного платежа и/или платежей, связанных с количеством коммерческих уведомлений, переданных в течение определенного периода. Введение или изменение существующих платежей за доступ к ВТТ производится после предварительного согласования с Агентством после общественных консультаций, проведенных Агентством.
60. СОБ обязан оплачивать платежи, выставленные БО на основании предоставленных услуг и подлежащие оплате за доступ к ВТТ.
Раздел 2
Коммерческие уведомления
61. Передача природного газа между двумя балансирующими портфелями в пределах балансирующей зоны Республики Молдова осуществляется путем отправки коммерческого уведомления в БО в течение газового дня.
62. БО не несет ответственности за определение соответствия коммерческого уведомления, представленного СОБ, договорам на оптовом рынке, которые СОБ мог бы заключить с другими участниками оптового рынка газа.
63. СОБ может подать коммерческие уведомления, независимо от того, представил ли он номинацию или повторную номинацию на соответствующий газовый день.
64. Коммерческое уведомление должно содержать как минимум следующую информацию:
1) газовый день, на который транспортируется природный газ;
2) идентификационные коды обоих балансирующих портфелей;
3) указание типа уведомления (для продажи или покупки);
4) количество природного газа, заявленное ежедневно, выраженное в кВтч/день, или в кВтч/час, для количества природного газа, заявленного ежечасно.
65. Коммерческие уведомления могут быть изменены и переданы в течение газового дня. БО рассмотрит коммерческие уведомления о газовом дне, полученные за 3 часа до окончания соответствующего газового дня. Торговые уведомления за газовый день считаются подходящими, если они получены БО от обоих СОБ за 30 минут до следующего полного часа.
66. Количество природного газа, которое ежедневно сообщается и подтверждается, будет определяться на основе «Малого правила», которое принимается:
1) количество природного газа, заявленное ежедневно, при котором значение является одинаковым в обоих соответствующих коммерческих уведомлениях СОБ; или
2) наименьшее заявленное количество, указанное в двух соответствующих коммерческих уведомлениях СОБ.
67. К газовым дням, в которые происходит переход с зимы на лето, применяются модификации, сделанные в соответствии с пунктом 65.
68. Коммерческие уведомления и подтверждения будут отправляться в электронном виде, в виде документа EDIG @ S-XML посредством протокола AS/4. БО разрешает использование на прозрачной и недискриминационной основе заявок в электронном формате или других аналогичных возможностей обмена данными с учетом положений Кодекса сетей природного газа, утвержденного Постановлением Административного совета НАРЭ № 420/2019.
69. БО отслеживает все полученные коммерческие уведомления, а также подтвержденные коммерческие уведомления.
Раздел 3
Торговая платформа
70. Торговые платформы, в смысле рынков, организованных для оптовой торговли природным газом, эксплуатируются операторами торговых платформ и заранее определяются оператором передающей системы и утверждаются Агентством. В качестве временной меры в соответствии с Кодексом сетей природного газа, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 420/2019, при настройке торговой платформы и для обеспечения балансировки БО может создать платформу балансировки или платформу балансировки совместно, в форме торговой платформы, в которой БО выступает в качестве контрагента по всем операциям в соответствии с Кодексом сетей природного газа, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 420/2019.
71. Пунктом доставки торговой платформы будет ВТТ из зоны балансировки Республики Молдова.
72. После завершения каждой транзакции оператор торговой платформы предоставляет участникам транзакции всю информацию, необходимую для подтверждения транзакции.
73. Участник транзакции несет ответственность за отправку торговых уведомлений БО в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 2 настоящей главы, если только ответственность не возложена на оператора торговой платформы или третье лицо в соответствии с правилами, применимыми к торговой платформе.
74. Оператор торговой платформы позволяет пользователям системы совершать транзакции на торговой платформе только в том случае, если они имеют право подавать коммерческие уведомления. БО незамедлительно информирует оператора торговой платформы о СОБ, которые были лишены права делать коммерческие уведомления в соответствии с применимыми действующими договорами, что приведет к приостановке торгового права СОБ на торговой платформе без ущерба для других прав оператора торговой платформы в соответствии с правилами, применимыми к торговой платформе.
75. Оператор торговой платформы обязан сохранять конфиденциальность информации, которая считается коммерческой тайной, в частности информации о ценах или другой официальной информации, доступ к которой он получает во время выполнения своих функций, за исключением предоставления информации Агентству или надзорным органам, на которых распространяются требования, предусмотренные Правилами.
Раздел 4
Прозрачность оптового рынка
76. БО опубликует на своем электронной странице:
1) образец договора балансировки;
2) оплата за нейтралитет
3) оплата за работу ВТТ;
4) другие правила и методологии, относящиеся к процессу балансировки.
77. БО опубликует следующие текущие и исторические данные за последние 3 года:
1) список зарегистрированных СОБ, их статус и идентификационный код их балансирующего портфеля, обновляемый ежедневно;
2) положение зоны балансировки Республики Молдова на основе информации, получаемой от ОПС, обновляемой каждый час;
3) справочная цена и платежи за соответствующие дисбалансы, обновленная ежедневно;
4) информация о количестве действий по балансировке, выполненных в газовый день, включая связанные затраты/доходы, обновленные ежедневно;
5) общий прогноз потребления на места потребления, потребителя НИО для балансирующей зоны Республики Молдова, обновленный ежедневно;
6) количество природного газа в передающей сети природного газа на начало каждого газового дня и прогноз количества природного газа в сети на конец газового дня, обновленное каждый час;
7) остаток на счете нейтралитета, обновляемый не реже одного раза в месяц;
8) общее количество природного газа, передаваемого ВТТ в день, обновленное не реже одного раза в месяц до 10-го дня следующего месяца.
78. Информация, указанная в данном разделе, представленная БО, должна соответствовать следующим требованиям:
1) размещаться на электронной странице БО или другой системы, предоставляющей информацию в электронном формате;
2) быть доступной для участников рынка природного газа бесплатно;
3) быть представленной в удобном для использования формате;
4) быть понятной, поддающейся количественной оценке и легкодоступной;
5) быть недискриминационной;
6) отображаться в единицах, состоящих из кВтч или кВтч/сутки и кВтч/час;
7) быть размещенной на румынском языке и, в зависимости от обстоятельств, на английском языке.
Глава IV
ОПЕРАЦИОННЫЙ БАЛАНС
79. БО предпринимает действия по балансировке с целью:
1) позволить ОПС поддерживать в своих эксплуатационных пределах свои сети транспортировки природного газа;
2) обеспечить хранение достаточного количества природного газа в передающей сети природного газа в балансирующей зоне Республики Молдова в конце газового дня, отличного от прогнозируемого на основе ожидаемых входов и выходов для этого газового дня, с тем чтобы обеспечивать экономичное и эффективное функционирование газотранспортных сетей.
80. При определении необходимых действий по балансировке ОПС должен регулярно передавать БО в течение дня необходимые данные относительно количества природного газа, который будет закачан или извлечен из их сети. При определении этой информации каждый ОПС должен учитывать, как минимум, следующее:
1) прогнозы ОПС относительно спроса на природный газ в течение газового дня, для которого могут потребоваться действия по балансировке;
2) информация о назначении и распределении, а также об измеренных потоках природного газа;
3) давление в передающей сети природного газа.
Методы расчета, ограничения, длительности, циклы обновления и обмена данными, а также другие операционные детали будут установлены в соглашении о сотрудничестве между БО и ОПС.
81. ОРС должны сотрудничать с ОПС чтобы обеспечить точное прогнозирование объемов природного газа вне передающей сети природного газа. ОРС предварительно информирует ОПС о любой ситуации, которая может повлиять на передающую сеть природного газа в точках межсистемного соединения и о их ожидаемом эффекте. В частности, это должны быть строительные/эксплуатационные и сезонные изменения уровня давления.
82. БО предпримет действия по уравновешиванию путем:
1) инструкции ОПС относительно определенного потока в общих точках межсистемного соединения;
2) купли-продажи КСП на торговой площадке; и/или
3) использования услуг балансировки.
Балансирующие действия будут использоваться в порядке приоритета выше начиная с инструкций по подаче природного газа.
83. При выполнении балансировочных действий БО должно учитывать следующие принципы:
1) действия по уравновешиванию должны осуществляться недискриминационным образом;
2) в действиях по балансировке будет учитываться обязательство ОПС эксплуатировать передающие сети природного газа экономичным и эффективным способом.
84. Чтобы предпринять действия по балансировке посредством использования услуг балансировки, БО запросит тендер в соответствии с порядком заслуг, изложенным в пункте 99. В соответствии с договором на предоставление услуг балансировки, БО направит тендерный запрос каждому поставщику услуг балансировки, сообщив ему количество необходимого природного газа и время начала. Для каждого запроса БО записывает одностороннее торговое уведомление ВТТ между идентификационным кодом БО и балансировочным портфелем поставщика услуг балансировки.
85. В исключительных случаях, когда существует дисбаланс между входами и выходами из балансирующей зоны Республики Молдова и недостаточным КСП и/или балансирующими услугами, чтобы сохранить транспортные системы в эксплуатационных пределах безопасности, БО может попросить ОПС сократить номинации тех СОБ, которые вызывают дисбаланс в системе природного газа. Такие исключительные ситуации могут возникать, но не ограничиваются исключительными ситуациями на рынке природного газа, в соответствии с Законом № 108/2016.
86. ОПС обязан представлять Агентству ежеквартальный отчет, содержащий информацию о природном газе, хранящемся в трубопроводе, за каждый газовый месяц. Отчет содержит следующую подробную информацию:
1) общее количество природного газа в передающей системе в начале газового дня на основе нагрузок транспортной сети;
2) гибкость, доступная в трубопроводе хранения для впрыска (повышения давления) и отвода (падения давления);
3) эксплуатационные пределы, применяемые для определения гибкости хранения в трубопроводе;
4) соответствующие расчеты и технические параметры.
87. Для выполнения действий по балансировке БО присваивает идентификационный код. Этот код используется исключительно для обмена данными и ведения учета, а не в том, что он не связан с балансирующим портфелем, являющимся предметом торгового балансирования.
Глава V
ПОКУПКА УСЛУГ БАЛАНСИРОВКИ
88. БО приобретет услуги балансировки в тех ситуациях, когда КСП не может быть предоставлен или будет недостаточным для поддержания технических параметров работы передающей сети природного газа в эксплуатационных пределах или при отсутствии ликвидности на рынке природного газа, относительно КСП.
89. Услуги балансировки приобретаются в соответствии с Правилами и Кодексом сетей природного газа, утвержденных Постановлением Административного совета НАРЭ № 420/2019.
90. Поставщик услуг балансировки выполняет свои обязательства по договору на оказание услуг балансировки путем:
1) подачи заявок в пограничных пунктах межсистемного соединения;
2) и/или путем моделирования потребления природного газа конечными потребителями, чьи объекты использования подключены к передающей сети природного газа.
91. Поставщик услуг балансировки обязан принять все необходимые меры для обеспечения по запросу БО в соответствии с договором на оказание услуг балансировки, закачки или отвода почасового количества природного газа до конца текущего газового дня.
92. Продукты услуг балансировки будут иметь следующие ограничения:
1) точкой доставки будет ВТТ;
2) срок действия договора – газовый месяц;
3) сокращенный объем не должен превышать 10 МВтч/ч;
4) цена договора может быть фиксированной оплатой в зависимости от объема или может дополнительно включать фиксированную оплату доступности.
93. БО будет закупать услуги балансировки через прозрачный и недискриминационный публичный аукцион. Аукцион будет объявлен на веб-сайте БО по крайней мере за месяц до окончания срока подачи заявок. Балансировочные услуги предоставляются на каждый 6-месячный газовый период.
94. Объявление об организации аукциона будет включать:
1) период, на который запрашивается предоставление услуг балансировки;
2) количество договоров, необходимое для каждого направления на каждый договорный период;
3) подробные спецификации продукта (в частности размер договора, количество дней, в течение которых БО может запросить выполнение договора в течение договорного периода, время выполнения по запросу);
4) описание процедуры аукциона (в частности, предквалификационные требования и критерии присуждения);
5) положения договора на предоставление услуг балансировки (особенно эксплуатационные аспекты и аспекты, касающиеся обмена данными для предоставления услуг балансировки).
95. Условия договора на оказание услуг балансировки будут согласованы с Агентством и распространяться на всех поставщиков услуг балансировки.
96. Каждый СОБ, который заключил договор о предоставлении мощности в трансграничных пунктах межсистемного соединения или является поставщиком для конечных потребителей, чьи средства использования подключены к передающей сети природного газа, имеет право участвовать в аукционе на закупку услуг балансировки при условии успешного предварительного отбора в соответствии с техническими и финансовыми требованиями, изложенными в тендерном уведомлении. Участники торгов должны информировать БО о конкретных точках, которые они намерены использовать для предоставления услуг балансировки для БО.
97. Предложения, поданные в рамках аукциона на закупку услуг балансировки, являются правомочными, если:
1) представлены предварительно квалифицированным СОБ (претендентом), как это определено в описании аукционной процедуры;
2) указывается период (срок) договора, количество предлагаемых договоров и цена, предложенная для договора;
3) получены до истечения срока подачи предложения.
98. СОБ имеют право подать несколько предложений на каждый период действия договора.
99. По истечении срока подачи предложения БО оценивает приемлемые предложения. В течение договорного периода все предложения, полученные от квалифицированных СОБ, будут упорядочены в соответствии с их стоимостью проекта в леях/МВтч, начиная с предложения, доступного для БО, с самой низкой ценой за направление. После этого БО будет принимать столько заявок, сколько необходимо для полного соответствия требованиям балансировки системы, указанным в объявлении об аукционе, в порядке возрастания стоимости проекта, выраженной в леях/МВтч, начиная с предложения, доступного для БО, по самой низкой цене (Орден за заслуги).
100. В течение 5 рабочих дней после крайнего срока подачи предложения БО в электронном виде сообщает каждому участнику аукциона о принятии/отклонении его предложения.
101. Информация о совокупном результате будет опубликована на веб-сайте БО и будет содержать по меньшей мере следующую информацию:
1) общий объем договора за договорный период;
2) количество оферентов в течение договорного периода;
3) минимальная и максимальная цена предложения в течение договорного периода, когда было принято более 3 участников.
102. Если поставщик услуг балансирования нарушает свои обязательства согласно разделу 90, он будет оштрафован в соответствии с положениями договора на предоставление услуг балансирования.
Глава VI
ПРИОБРЕТЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА
ОПС И ОРС
103. Операторы системы будут закупать эксплуатационный природный газ через открытый, прозрачный и недискриминационный аукцион. Аукцион будет объявлен на их веб-сайте по крайней мере за месяц до истечения срока подачи заявок. Предложения будут ограничены договорными периодами до конца следующего газового года.
104. Уведомление об аукционе должно содержать как минимум:
1) договорный период, на который проводится аукцион;
2) минимальное количество природного газа, необходимое для договорного периода;
3) расчетное количество природного газа, необходимое для договорного периода;
4) максимальная норма потребления в час за договорный период;
5) описание процедуры аукциона (в частности, предквалификационные требования и критерии присуждения);
6) условия договора о покупке эксплуатационного природного газа (в частности, эксплуатационные аспекты и обмен данными).
105. Размер лота аукциона, определяемый системным оператором, не должен создавать ограничений по количеству участников аукциона.
106. В соответствии с условиями договора на покупку эксплуатационного природного газа будет включено требование к системному оператору представить соответствующую информацию относительно прогнозируемого потребления природного газа.
107. Любой поставщик имеет право участвовать в аукционе на закупку эксплуатационного газа, если таковой имеется, при условии, что он соответствует техническим и финансовым требованиям, изложенным в аукционном уведомлении.
108. Предложения, представленные в рамках аукциона на закупку эксплуатационного природного газа, являются правомочными, если:
1) представлены предварительно квалифицированным СОБ (оферентом) в соответствии с процедурой аукциона;
2) для каждого лота указаны срок договора и цена предложенного договора;
3) получены до истечения срока подачи предложения.
109. По истечении срока подачи предложения, системный оператор оценивает приемлемые предложения. Для каждого договорного периода все предложения, полученные от квалифицированных СОБ, будут упорядочены в порядке стоимости в леях/МВтч, начиная с предложения, доступного по самой низкой цене природного газа в данном направлении. Системный оператор примет столько предложений, сколько необходимо для полного удовлетворения потребности в эксплуатационном природном газе, указанной в аукционном уведомлении, в порядке возрастания цены на природный газ в леях/МВтч, начиная с самого низкого доступного предложения (Ордены за заслуги).
110. В течение 5 рабочих дней с момента окончания срока подачи предложения системный оператор в электронном виде проинформирует каждого оферента о принятии/непринятии предложения. Договор на покупку эксплуатационного природного газа вступает в силу с даты подписания.
Глава VII
КОНЕЧНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ, У КОТОРЫХ УСТАНОВЛЕНЫ
НЕЕЖЕДНЕВНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ОБОРУДОВАНИЯ (НИО)
Раздел 1
Разработка стандартизированных профилей потребителей для НИО
111. Все показания потребительского оборудования НИО считываются ОРС ежемесячно, поэтому распределения потребителям НИО, представленные БО, будут считаться окончательными в установленный срок (для компенсации).
112. ОРС, назначенный Агентством, разработает совместно с другими ОРС и поставщиками метод оценки суточного потребления для каждой категории конечных потребителей, в котором учет потребления природного газа не ведется ежедневно, на основе стандартизированных профилей потребления.
113. Метод СПП должен соответствовать следующим критериям:
1) ежедневное распределение количества потребителям НИО определяется как произведение значения функции стандартизированного профиля потребления и ежемесячного потребления конечного потребителя, зарегистрированного измерительным оборудованием;
2) стандартизированный профиль потребления должен зависеть от среднесуточной температуры окружающего воздуха и типа дня (например, рабочий день, выходной день);
3) категории конечных потребителей будут устанавливаться в зависимости от видов потребления;
4) тип функции и параметры по категориям конечных потребителей будут выбраны таким образом, чтобы минимизировать различия между распределением потребителям НИО и фактическим/эффективным потреблением в газовый день;
5) установление температурных зон, если они не предусмотрены действующим законодательством;
6) чтобы учесть график считывания измерительного оборудования в местах потребления, которые принадлежат потребителям НИО, который не совпадает с газовым месяцем, метод СПП должен включать соответствующее распределение потребления природного газа между двумя газовыми месяцами и метод определения прогнозируемого ежемесячного потребления.
114. Чтобы применить метод СПП, ОРС должен проконсультироваться с заинтересованными сторонами и, наконец, согласовать его с Агентством. По запросу Агентства метод СПП будет изменен.
115. Каждый ОРС выполнит классификацию мест потребления потребителям НИО, подключенных к его распределительной сети, с использованием метода СПП.
116. ОРС вместе с поставщиками имеют право разработать, в случае необходимости, другой метод ежедневного распределения для различных категорий конечных потребителей, при котором учет потребления природного газа не осуществляется в ежедневном режиме.
Раздел 2
Прогноз НИО и определение выделения для потребителей НИО
117. Для каждого газового дня ОРС будет прогнозировать ежедневное распределение потребителей НИО поставщика, применяя:
1) категорию конечного потребителя, присвоенную потребителям НИО;
2) ежемесячный прогноз потребления природного газа потребителями НИО;
3) самый последний прогноз температур для газового дня, специфичный для территории, где находятся потребители НИО;
4) период времени газового дня.
ОРС сделает 3 прогноза: прогноз на следующий день и еще 2 прогноза в течение дня.
118. После каждого газового дня ОРС будет определять начальную суточную норму для потребителей НИО поставщика с учетом:
1) категории конечных потребителей, отнесенной к потребителям с соответствующими НИО;
2) прогноза ежемесячного потребления природного газа потребителями соответствующих НИО;
3) реальной температуры для газового дня для зоны потребителей НИО;
4) периода времени газового дня.
119. После того как данные о потреблении всех потребителей НИО поставщика были считаны за один газовый месяц и до наступления срока очистки ОРС определит окончательное суточное распределение для потребителей НИО поставщика на основе метода СПП и с учетом:
1) конечной категории потребителей соответствующих потребителей НИО;
2) прогнозируемого месячного потребления соответствующих потребителей НИО;
3) реальной температуры в месте нахождения соответствующих конечных потребителей с НИО в газовый день;
4) период времени газового дня.
Глава VIII
КОММЕРЧЕСКИЙ БАЛАНС
Раздел 1
Выделение балансирующего портфеля
и представление информации
120. Все выделения проводятся за газовый день с использованием энергоблоков (кВтч). Если распределения основаны на измеренных объемах, ОПС или ОРС будут применять валовую теплотворную способность, определенную на основе параметров качества природного газа.
121. Распределение конечного потребления и закачки природного газа от производителей будет исчерпывающим, что означает, что:
1) для всех мест потребления конечных потребителей результаты будут записываться в балансирующие портфели соответствующих поставщиков;
2) для всех точек входа в производственные установки инъекции будут вводиться в балансирующие портфели соответствующих производителей.
122. Чтобы определить дисбаланс в балансирующем портфеле для газового дня, правила распределения в этой главе применяются для каждого газового дня.
123. В ВТТ для каждой пары участников торгов последние торговые уведомления, подтвержденные в газовый день, будут регистрироваться как записи в балансирующем портфеле СОБ покупки, а также как выходы из балансирующего портфеля СОБ продажи. Эти положения применяются mutatis mutandis к коммерческим уведомлениям ОПС и ОРС в результате операций по закупке эксплуатационного природного газа.
124. В точках входа/выхода в трансграничные сети природного газа последнее подтвержденное назначение или повторное назначение для каждого направления в газовый день будет записываться как вход или выход из балансирующего портфеля СОБ, в зависимости от обстоятельств.
125. ОПС должен передавать БО данные о каждом пользователе системы, содержащие:
1) начальные выделения по трансграничным пунктам входа/выхода осуществляются до 12.00 следующего газового дня;
2) окончательные выделения в трансграничные пункты входа/выхода, выполненные до срока компенсации.
126. В точках входа в производственные установки объем закачек, измеренный за один газовый день, будет отражен как записи в балансирующем портфеле производителя.
127. Системный оператор передаст БО для каждого производителя отдельно следующие данные:
1) первоначальные выделения из производственных установок до 12.00 следующего газового дня;
2) окончательные выделения из производственных установок до срока компенсации.
128. В точках выхода для измеренных конечных пользователей в течение дня или для конечных измеренных ежедневных потребителей потребление, измеренное для газового дня, будет записано как выход из балансирующего портфеля поставщика. Для конечных небытовых потребителей, которые имеют несколько поставщиков, ОПС или ОРС будут распределять измеренное потребление в соответствии с договорами, заключенными с поставщиками.
129. ОПС или ОРС представляет БО, для каждого поставщика отдельно следующие данные:
1) первое обновление до 13.30 в газовый день для потребителей, подсчитанных в течение дня, полученное путем считывания измерительного оборудования до 12.00;
2) второе обновление до 7.30 вечера в газовый день измерений в течение дня на основании показаний измерительного оборудования до 18.00;
3) начальные выделения для измеренных потребителей в течение дня до 12.00 следующего газового дня;
4) окончательные выделения для измеренных потребителей в течение дня до срока компенсации.
130. В точках выхода к потребителям НИО распределение стандартизированного профиля потребления для газового дня будет записано как выход из балансирующего портфеля поставщика.
131. ОРС представит БО, для каждого поставщика следующие данные:
1) прогноз потребления природного газа для потребителей НИО на следующий газовый день до 12.00 предыдущего дня;
2) первый прогноз для потребителей НИО в течение дня до 13.30 газового дня;
3) второй прогноз для потребителей НИО в течение дня до 19.30 газового дня;
4) начальные выделения для потребителей с НИО до 12.00 следующего газового дня;
5) окончательные отчисления для потребителей НИО до срока компенсации.
132. В точках выхода к точкам потребления ОПС и ОРС для собственного потребления потребление, измеренное за один газовый день, будет выделено как выходные данные из балансирующего портфеля поставщика.
133. ОРС представит БО, для каждого поставщика следующие данные:
1) прогноз потребления природного газа для потребителей НИО на следующий газовый день до 12.00;
2) первый прогноз на следующий газовый день для потребителей НИО, сделанный до 13.30;
3) второй прогноз на следующий газовый день для потребителей НИО, сделанный до 19.30;
4) первоначальные выделения эксплуатационного природного газа на следующий газовый день, произведенные до 12.00;
5) окончательные выделения эксплуатационного природного газа до предельного срока компенсации.
134. Если информация об измеренном количестве природного газа не может быть считана с измерительного оборудования, можно использовать заменяющее значение.
135. Для точек межсистемного соединения между ОПС из Республики Молдова не будут сделаны записи в балансирующем портфеле поставщика.
136. БE отправит СОБ в течение одного часа после установленного выше срока:
1) обновления для измеренных потребителей в течение дня;
2) прогнозы для потребителей НИО в течение дня и прогнозы на следующий день.
137. Обмен информацией о выделениях будет осуществляться в электронном виде в виде документа EDIG @ S-XML через протокол AS/4. БО может принять в прозрачной и недискриминационной форме возможность загрузки на электронную страницу или другие возможности обмена данными.
Раздел 2
Определение дисбалансов для балансирующих портфелей СОБ
138. БО будет определять дневной дисбаланс для каждого баланса СОБ в каждый газовый день, рассчитывая разницу между потоками природного газа в/из передающей сети природного газа, распределенными в соответствии с разделом 1 настоящей главы.
139. Если сумма количеств природного газа СОБ, входящих в передающую сеть природного газа в газовый день, равна сумме количеств природного газа СОБ, выходящих из передающей сети природного газа в этот газовый день, СОБ считается сбалансированным в этот газовый день.
140. Если сумма количеств природного газа СОБ, входящих в передающую сеть природного газа в газовый день, меньше суммы количеств природного газа СОБ, выходящих из передающей сети природного газа в этот газовый день, СОБ считается отрицательным дисбалансом и применяется к ежедневным платежам дисбаланса в соответствии с разделом 4 настоящей главы, поэтому БО компенсируется СОБ.
141. Если сумма количеств природного газа СОБ, входящих в передающую сеть природного газа в газовый день, больше суммы количеств природного газа СОБ, выходящих из передающей сети природного газа в этот газовый день, СОБ считается положительным дисбалансом в этот газовый день, СОБ компенсируется БО путем ежедневной выплаты дисбаланса в соответствии с разделом 4 настоящей главы.
142. БО представит каждому СОБ следующие данные:
1) начальная сумма ежедневного дисбаланса до 18.00 следующего газового дня;
2) окончательные суммы ежедневного дисбаланса, а также индивидуальные выделения в балансирующем портфеле в соответствии с положениями раздела 1 настоящей главы в течение 2 рабочих дней после крайнего срока компенсации за рассматриваемый месяц.
Раздел 3
Цены урегулирования дисбаланса
143. БО будет ежедневно рассчитывать и публиковать цены, применяемые для расчета платежей за ежедневный дисбаланс: справочную цену, предельную цену покупки и предельную цену продажи.
144. Все цены указаны в леях/кВтч и округлены по крайней мере до трех знаков после запятой.
145. Применимая цена для расчета ежедневного дисбаланса определяется следующим образом:
1) если дневной дисбаланс отрицательный, применяется предельная цена покупки;
2) если дневной дисбаланс является положительным, применяется предельная цена продажи.
146. Предельная закупочная цена является самой высокой из:
1) самой высокой цены любых балансирующих закупок природного газа с целью балансировки БО на ВТТ относительно газового дня; или
2) справочной цены, умноженной на коэффициент 1,1.
147. Предельная цена продажи является самой низкой из:
1) самой низкой цены любых продаж природного газа, используемого для балансировки БО на ВТТ, по отношению к газовому дню; или
2) справочной цены, умноженной на коэффициент 0,9.
148. Покупки и продажи природного газа, используемого для целей балансировки БО, которые не были реализованы посредством ВТТ, будут рассматриваться только для определения применимой цены для урегулирования дисбалансов в балансирующем портфеле только после предварительного согласования с Агентством.
149. Эталонная цена определяется как средневзвешенная цена сделок с природным газом на оптовом рынке за соответствующий газовый день, как определено и опубликовано оператором торговой платформы и по предварительной договоренности с Агентством.
150. Если в течение дня отсутствует справочная цена, применяется последняя доступная справочная цена.
151. БО будет применять метод определения базовой цены пока в Республике Молдова не будет торговой платформы с достаточной ликвидностью для создания надежных ценовых сигналов. Метод определения базовой цены должен быть согласован с Агентством и будет опубликован. Это будет применять один из следующих подходов:
1) определение справочной цены на основе справочной цены (цен) на соседнем(их) рынке(ах) природного газа из соседних стран, скорректированной с учетом транспортных расходов с/на этот рынок (рынки);
2) получение справочной цены на основе средневзвешенной цены на природный газ для импорта всех поставщиков природного газа за предыдущий месяц.
152. Агентство будет следить за ситуацией на рынке природного газа, а именно за доступными торговыми площадками и их ликвидностью, и может запросить соответствующую модификацию метода определения справочной цены.
Раздел 4
Оплата за дисбаланс
153. БО рассчитает сумму дисбаланса для балансирующего портфеля СОБ.
154. Плата за ежедневный дисбаланс основывается на окончательной сумме ежедневного дисбаланса.
155. При расчете платежей за ежедневный дисбаланс СОБ, БО суммирует следующие значения:
1) сумма ежедневного дисбаланса СОБ, превышающая дневной уровень допуска, умноженный на применимую предельную цену покупки или продажи, определенную в соответствии с разделом 3 настоящей главы; и
2) величина ежедневного дисбаланса СОБ в пределах дневного уровня допуска, умноженного на базовую цену, определенную в соответствии с разделом 3 настоящей главы.
156. В качестве временной меры, пока рынок природного газа не станет достаточно ликвидным, при определении платежей за ежедневный дисбаланс будет применяться дневной уровень допуска.
157. Чтобы определить уровень ежедневного допуска, будут добавлены следующие значения каждого балансирующего портфеля:
1) для конечных потребителей ЕИО – 5% от общего объема ЕИО, выделенного на газовый день;
2) для конечных потребителей ИО – 10% от общего количества ИО, выделенного на газовый день;
3) и, если ежедневный дисбаланс является:
а) отрицательным (входы < выходы), разница, с которой прогнозируемое количество для потребителей НИО меньше чем значение, выделенное для потребителей НИО, для газового дня;
b) положительным (входы > выходы) – разница, с которой прогнозируемое количество для потребителей НИО превышает стоимость количества, выделенного для потребителей НИО на газовый день;
Уровень ежедневной толерантности будет иметь тот же знак, что и величина ежедневного дисбаланса.
158. Количество природного газа, поступающего из производственных объектов, выделения в трансграничные пункты входа/выхода и выделения для ВТТ не принимаются во внимание при установлении ежедневного уровня допуска.
159. Применимый дневной уровень допуска может изменяться один раз в год для последующего газового года после общественных консультаций, проведенных Агентством.
Раздел 5
Расчет балансировочного портфеля
160. БО отправит СОБ в течение 5 рабочих дней с даты оплаты в качестве компенсации за рассматриваемый месяц, счет за газовые дни этого месяца, который будет содержать:
1) оплату за дисбаланс;
2) платежи, вытекающие из внутридневных обязательств, установленные в соответствии с главой IX настоящих Правил;
3) платежи за нейтралитет;
4) платежи за использование ВТТ.
161. Счет-фактура передается в электронном формате и сопровождается ежедневной подробной информацией о расчетах, в частности о распределениях, дисбалансах, применяемых ценах, применяемых уровнях допустимых отклонений, платежах с установленным дисбалансом, платежах, полученных в результате внутридневных обязательств, в зависимости от обстоятельств, и выплатах за нейтралитет.
162. Период компенсации за один газовый месяц будет установлен на пятый календарный день следующего месяца с указанием крайнего срока, к которому все операторы системы обязаны отправить БО окончательную информацию о выделениях.
163. СОБ обязуется обеспечить оплату накладной в течение 10 рабочих дней. О любых возражениях/наблюдениях будет сообщено БО в течение этого срока.
Глава IX
ВНУТРИДНЕВНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА
164. У СОБ не будет внутридневного обязательства для поддерживания баланса своих входов и выходов в течение более коротких периодов времени, чем в газовый день. В то же время ОПС или Агентство может предложить ввести внутридневные обязательства или их изменения. Для введения или отмены внутридневных обязательств Агентство должно предварительно проконсультироваться с участниками рынка природного газа с переходным периодом не менее 3 месяцев до вступления изменений в силу.
165. Если вводятся внутридневные обязательства, принципы распределения, определенные в Правилах, должны быть изменены, чтобы учитывать почасовую детализацию для всех входов и выходов.
166. Целью внутренних обязательств является стимулирование СОБ к управлению своей деятельностью в течение газового дня, чтобы обеспечить целостность транспортной системы и минимизировать необходимость принятия мер по балансировке.
167. Любое внутридневное обязательство может состоять из одного из следующих положений или их комбинации:
1) внутридневные общесистемные обязательства должны быть разработаны, чтобы обеспечить СОБ стимулы для поддержания транспортной сети в эксплуатационных пределах;
2) балансирующий портфель в контексте внутридневных обязательств должен быть спроектирован таким образом, чтобы стимулировать СОБ сохранять свою индивидуальную позицию в течение дня с заранее определенным интервалом;
3) точка входа-выхода в контексте повседневных обязательств должна быть спроектирована таким образом, чтобы обеспечить СОБ стимулы для ограничения потока природного газа или его изменения при определенных условиях в определенных точках входа-выхода.
168. Любое внутридневное обязательство должно соответствовать следующим критериям:
1) обязательство в течение дня и связанный с ним платеж, если он предусмотрен, не должны создавать чрезмерных барьеров для трансграничной торговли и входа новых участников рынка;
2) внутридневное обязательство применяется только в том случае, если системным пользователям предоставляется адекватная информация до того, как какой-либо возможный внутридневной платеж (налог) будет применен к их входам и/или выходам и у них есть разумные средства для управления их подверженностью;
3) основные расходы, понесенные системными пользователями в связи с их обязательствами по балансировке, относятся к их ситуации в конце газового дня;
4) насколько это возможно, внутридневные платежи должны отражать затраты, понесенные ОПС при проведении необходимых действий по балансировке;
5) внутридневное обязательство не приведет к финансовому расчету пользователей системы с нулевым балансом в течение газового дня;
6) выгоды от введения внутридневного обязательства в отношении экономического и эффективного функционирования передающей сети должны быть больше, чем их возможное негативное влияние, в том числе на ликвидность транзакций в ВТТ.
169. Финансовые расходы (затраты/платежи) в СОБ, возникающие в результате внутридневных обязательств, учитываются в процессе расчета балансирующего портфеля и учитываются на счете нейтральности.
Глава X
СЕТЕВАЯ УЧЕТНАЯ ЗАПИСЬ
Раздел 1
Управление сетевым аккаунтом
170. БО будет управлять сетевыми учетными записями для каждого ОПС и ОРС. Если системный оператор управляет сетями, которые не связаны напрямую, для каждой из этих сетей будет открыта отдельная сетевая учетная запись. Полный список системных операторов и идентификационные коды сетевых учетных записей для каждой сети будут опубликованы на веб-сайте БО.
171. Сетевой счет позволит ежемесячно определять и рассчитывать природный газ, который не был учтен для каждой сети.
172. Чистая сумма остатков на сетевых счетах будет равна чистой сумме всех остатков в балансирующем портфеле, включая остаток, связанный с идентификационным кодом БО, в результате предпринятых действий по балансировке.
173. Для каждого сетевого счета баланс определяется на основе входных и выходных данных в каждом газовом месяце с применением следующих правил:
1) входами в сетевой учетной записи являются:
а) все входные выделения в балансирующих портфелях в точках трансграничного межсистемного соединения;
b) все выделения из производственных установок для балансирующих портфелей;
c) все потоки, измеренные от предыдущих системных операторов;
2) выходами из сетевой учетной записи являются:
а) все выходные выделения в балансирующих портфелях в точках трансграничного межсистемного соединения;
b) все выделения в точках потребления в балансирующих портфелях;
c) все потоки, измеренные к предыдущим системным операторам.
174. Для каждой точки потребления, оснащенной рабочим оборудованием для измерения природного газа, ответственный системный оператор передает БО следующие данные:
1) начальное потребление, измеренное измерительным оборудованием до 12.00 следующего газового дня;
2) конечное потребление, измеренное измерительным оборудованием до предельного срока компенсации.
175. Для каждого межсистемного соединения между ОПС, ОПС, ответственный за измерение в это время, должен передать БО следующие данные:
1) начальный поток межсистемного соединения, измеренный до 12.00 следующего газового дня;
2) конечный поток межсистемного соединения, измеренный до предельного срока компенсации.
176. ОРС заранее передает БО, для каждого межсистемного соединения в ОРС в дальнейшем, следующие данные:
1) начальное потребление, измеренное до 12.00 следующего газового дня;
2) конечное потребление, измеренное до предельного срока компенсации.
177. Сразу после окончания газового месяца операторы смежных систем выровняют свои конечные потоки, измеренные в точках межсистемного соединения, чтобы соблюсти крайний срок компенсации.
178. Все распределения в сетевом счете представлены в газовый день и в единицах энергии (кВтч), применяя валовую теплотворную способность, определенную в соответствии с нормативной базой, применяемой соответствующим системным оператором.
179. Системные операторы применяют необходимые методы для определения индексов замены в той степени, в которой не доступны индексы измерительного оборудования, которые соответствуют законодательным требованиям и техническим стандартам, применяемым в точке межсистемного соединения, в точке в производственной зоне или в точке потребления. Если необходимо передать индексы замены БО, они должны быть четко определены.
180. Обмен данными о потоках природного газа, которые были измерены в точках межсистемного соединения, будет осуществляться в электронном формате в форме документа EDIG @ S-XML, передаваемого по протоколу AS/4. БО может предоставить на прозрачной и недискриминационной основе возможность загрузки данных через Интернет или другие возможности обмена данными. Детали, касающиеся обмена данными, изложены в Соглашении о сотрудничестве между БО и системным оператором.
181. БО устанавливает один раз в месяц для каждой сетевой учетной записи после предельного срока компенсации:
1) дневной баланс сетевого счета за соответствующий газовый месяц, как разница между назначенными входами и выходами, согласно положениям пункта 175;
2) ежедневное количество природного газа путем вычитания суммы разрешений на вход в сетевом счете ВТТ за газовый день (и добавление суммы распределений на выходе с сетевого счета в ВТТ за газовый день, если таковые имеются) к ежедневному остатку на счете.
182. Чтобы определить ежемесячную расчетную стоимость, месячный баланс умножается на среднюю справочную цену газового дня в соответствии с положениями главы VIII. Если ежемесячный баланс является положительным, то ежемесячная расчетная сумма будет выплачиваться системным оператором. В случае отрицательного ежемесячного баланса абсолютная ежемесячная расчетная сумма будет выплачена БО.
183. БО проинформирует Агентство о случаях, когда ежемесячный баланс сетевого счета необычно высок.
184. БО представит системному оператору в течение 5 рабочих дней от предельного срока компенсации за рассматриваемый месяц накладную на расчетную сумму за соответствующий газовый месяц. Накладная передается в электронном формате и сопровождается подробной расчетной информацией, в частности о распределении средств, остатках на счетах в сети, действующих ценах и ежемесячно установленных суммах.
185. Системный оператор обязан оплатить накладную в течение 10 рабочих дней. О любых существующих возражениях будет сообщено БО в течение этого периода времени.
186. Агентство имеет право запросить пересмотр методов учета сети, применяемых системными операторами, и внести изменения с целью повышения качества данных системных операторов. В частности, это может создать стимулы для минимизации незагрязненного природного газа.
Раздел 2
Меры нейтральности
187. БО не получит прибыль или убытки, оплачивая и получая платежи за ежедневные дисбалансы, внутридневные платежи, платежи за действия по балансированию и другие расходы, связанные с его деятельностью по балансированию, которые считаются действиями, предпринятыми БО для выполнения обязательств, изложенных в Правилах.
188. После истечения предельного срока компенсации за газовый месяц БО рассчитает для балансирующей зоны Республики Молдова остаток счета нейтралитета за этот месяц, добавив доходы и снизив затраты за этот месяц, что включает в себя:
1) ежедневные выплаты дисбаланса;
2) внутридневные платежи, если применимо;
3) действия по уравновешиванию, предпринятые в соответствии с главой IV Правил, если Агентство не считает, что эти расходы и доходы были неэффективно произведены в соответствии с применимыми национальными правилами. Это соображение основано на оценке, которая:
a) должна продемонстрировать, в какой степени БО смогло бы разумно смягчить затраты, понесенные во время балансировки деятельности; и
b) будет выполнена с учетом информации, времени и инструментов, имеющихся в БО, когда было решено предпринять действия по балансировке;
c) расчет сетевых счетов;
d) другие расходы и доходы, непосредственно связанные с деятельностью по балансировке, осуществляемой БО, в случае согласия Агентства, в частности расходы или проценты финансирования счета нейтралитета, а также платежный баланс, связанный с балансированием.
189. После истечения срока компенсации за газовый месяц БО рассчитывает для каждого балансирующего портфеля платеж за нейтралитет для балансировки путем умножения суммы нейтралитета за соответствующий газовый месяц на сумму распределений входа/выхода из балансирующего портфеля за этот месяц, трансграничных точек входа/выхода, точек выхода для конечных потребителей и точек входа из систем добычи природного газа.
190. Оплата нейтралитета баланса будет выплачена:
1) СОБ, если остаток на счете нейтралитета за этот месяц имеет отрицательное значение;
2) в СОБ, если баланс счета нейтралитета за этот месяц имеет положительное значение.
191. Плата за нейтралитет будет выражена в леях/кВтч и будет опубликована на электронной странице БО в течение 5 рабочих дней после крайнего срока компенсации за этот газовый месяц.
Глава XI
МОНИТОРИНГ РЫНКА ПРИРОДНОГО ГАЗА
192. При проведении исследования рынка согласно положениям ст.97 Закона № 108/2016 Агентство рассмотрит следующее:
1) описание рынка природного газа, который будет включать расчет и оценку:
а) ежемесячного внутреннего потребления природного газа;
b) ежемесячного объема природного газа, торгуемого на оптовом рынке;
c) количества конечных потребителей в сегменте рынка конечных потребителей;
2) оценка эффективности, которая будет включать расчет и оценку:
a) годовой динамики цен на оптовом рынке;
b) разницы между ценами на оптовом рынке в Республике Молдова и рынках в соседних/прилегающих странах;
c) годовой динамики цен на розничном рынке;
d) разницы между ценами оптового рынка (средняя цена и справочная цена) и ценами на розничном рынке;
e) потенциальной годовой экономики для внутренних потребителей путем выбора поставщика с более дешевыми ценами по сравнению с текущим поставщиком;
3) оценка конкуренции и концентрации на рынке природного газа может быть определена на основе:
а) количества компаний, которые имеют пропускную способность на входе и квот, которыми они владеют;
b) количества компаний, продающих ВТТ природный газ, и доли рынка, проданной ими ВТТ;
c) количества балансирующих поставщиков природного газа;
d) количества лицензированных поставщиков, количества поставщиков, которые предоставляют конечным потребителям на рыночном сегменте конечных потребителей, и их доли на рынке;
e) информации о ежемесячном количестве потребителей, которые сменили своих поставщиков;
f) показателя Херфиндаля – Хиршмана (HHI) поставщиков.
193. Показатель Херфиндаля – Хиршмана рассчитывается на основе суммы квадратов доли рынка (%) поставщиков в рассматриваемом сегменте рынка.
где
N – количество поставщиков;
Si2 – доля рынка крупнейшего поставщика, %.
194. Уровень концентрации рынка устанавливается на основе следующих значений:
HHI < 1000 – неконцентрированный рынок;
1000 < HHI < 1800 – умеренная концентрация рынка;
HHI > 1800 – высокая концентрация рынка.
195. Оценка прозрачности рынка природного газа относится к выполнению:
1) обязательств по прозрачности БО в соответствии с разделом 4 главы III;
2) обязательств по представлению информации БО в СОБ в соответствии с настоящими Правилами;
3) обязательств по прозрачности в соответствии с Положением о доступе к передающим сетям природного газа и управлении перегрузками, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 421/2019.
196. Участники рынка природного газа должны своевременно предоставлять поставщикам информацию, требуемую в соответствии с пунктом 192, для заполнения и использования форм запроса данных, полученных от Агентства.
197. Агентство обеспечивает конфиденциальность информации, если такая информация не является общедоступной и не считается конфиденциальной.