Постановление N 641 от 04.11.2025 об утверждении Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками
НАЦИОНАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
об утверждении Руководств по электросетям о распределении
мощностей и управлении перегрузками
№ 641 от 04.11.2025
(в силу 09.12.2025)
Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 605-607 ст. 1058 от 09.12.2025
* * *
На основании ч.(3) ст.9 и ч.(3) Закона № 164/2025 об электроэнергии (Официальный монитор Республики Молдова, 2025, № 437-440, ст.598) Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике
ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить Руководства по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками (прилагается).
2. Настоящее постановление вступает в силу с даты опубликования в Официальном мониторе Республики Молдова.
3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на подразделения Национального агентства по регулированию в энергетике.
| ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР | Алексей ТАРАН |
| ДИРЕКТОРА: | Константин БОРОСАН |
| Еуджен КАРПОВ | |
| Виолина ШПАК | |
| Александру УРСУ | |
| № 641. Кишинэу, 4 ноября 2025 г. | |
Утверждены
Постановлением Административного
совета Национального агентства по
регулированию в энергетике
№ 641/2025
РУКОВОДСТВА ПО ЭЛЕКТРОСЕТЯМ
о распределении мощностей и управлении перегрузками
Руководства по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками перелагают Регламент Комиссии (ЕС) 2015/1222 от 24 июля 2015 года, устанавливающий руководства по распределению пропускной способности и управлению перегрузками (Текст, имеющий отношение к ЕЭП), опубликованный в Официальном журнале Европейского Союза (JO) № L 197 от 25 июля 2015 года, адаптированный и принятый Решением Министерского совета Энергетического сообщества D/2022/03/MC-EnC от 15 декабря 2022 года.
Книга I
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Раздел 1
Предмет и сфера применения
1. Руководства по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками (далее – Руководства по электросетям) устанавливают подробные руководства о о распределении межзональных мощностей и управлении перегрузками на рынках на сутки вперед и внутрисуточных рынках, включая требования по установлению методологий определения объема одновременно доступных мощностей между зонами подачи предложений, критерии оценки эффективности и процесс пересмотра для определения зон подачи предложений.
2. Настоящие Руководства по электросетям применяются к передающим электросетям и межсистемным соединениям с электроэнергетическими системами соседних стран (далее – передающая система).
3. Настоящие Руководства по электросетям применяются к оператору передающей системы (далее – ОПС), Национальному агентству по регулированию в энергетике (далее – НАРЭ) и назначенному оператору рынка электроэнергии (далее – НОРЭЭ), как это определено в законе № 164/2025 об электроэнергии.
4. В случае если на территории Республики Молдова будут осуществлять свою деятельность два или более ОПС, настоящие Руководства по электросетям должны будут применяться ко всем ОПС в Республике Молдова. Если ОПС не будет выполнять одну или несколько функций, относящихся к одному или нескольким обязательствам, предусмотренным настоящими Руководствами по электросетям, соответствующие обязательства должны будут осуществляться одним или несколькими конкретными, разными ОПС в Республике Молдова, в соответствии с функциями, возложенными постановлением НАРЭ, при выполнении обязанностей, предусмотренных в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.
Раздел 2
Определения
5. В настоящих Руководствах по электросетям применяются понятия, определенные в законе № 164/2025 об электроэнергии и в Постановлении НАРЭ № 299/2017 о представлении ENTSO-E информации о рынке электрической энергии Республики Молдова и ее опубликовании, а также следующие понятия и определения:
агент передачи – субъект или субъекты, которым поручено передавать чистые сальдо между различными центральными контрагентами;
алгоритм сопряжения по ценам – алгоритм, используемый в едином сопряжении рынков на сутки вперед для одновременной корреляции предложений и распределения межзональных мощностей, применимый в зонах подачи оферт предложений операторов передающих систем в государствах-членах и расширенный в отношении зон подачи предложений операторов передающих систем в договаривающихся сторонах Энергетического Сообщества;
алгоритм непрерывной корреляционной торговли – алгоритм, используемый в едином сопряжении внутрисуточных рынков для постоянной непрерывной корреляции предложений и распределения межзональных мощностей, применимый в зонах подачи предложений операторов передающих систем в государствах-членах и расширенный в отношении зон подачи оферт предложений операторов передающих систем в договаривающихся сторонах Энергетического Сообщества;
временной интервал рынка на сутки вперед – временной интервал рынка электроэнергии, который длится до времени закрытия рыночных ворот на сутки вперед, когда для каждой единицы времени рынка продукты торгуются в день, предшествующий дню поставки;
временной интервал внутрисуточного рынка – временной интервал рынка электроэнергии между временем открытия межзональных внутрисуточных ворот и временем закрытия межзональных внутрисуточных ворот, в течение которого для каждой единицы времени рынка торги заключаются до поставки торгуемых продуктов;
время закрытия межзональных внутрисуточных ворот – момент времени, когда распределение межзональных мощностей больше не допускается для определенной единицы времени рынка;
время закрытия ворот рынка на сутки вперед – момент времени, до которого принимаются предложения на рынке на сутки вперед;
время открытия межзональных внутрисуточных ворот – момент времени, когда межзональная пропускная способность между зонами подачи предложений предоставляется для определенной единицы времени рынка и в пределах определенной зоны подачи предложений;
Государство-член – государство-член Европейского Союза;
доходы от перегрузок – доход, полученный в результате распределения мощностей;
единое сопряжение внутрисуточных рынков – непрерывный процесс, в котором собранные коррелированные предложения сопоставляются, а межзональные мощности распределяются одновременно для различных зон подачи предложений на внутрисуточном рынке, применимый в зонах подачи предложений операторов передающих систем в государствах-членах и расширенный в отношении зон подачи предложений операторов передающих систем в договаривающихся сторонах Энергетического Сообщества;
единое сопряжение рынков на сутки вперед – процесс аукциона, в котором собранные предложения сопоставляются, а межзональные мощности распределяются одновременно для различных зон подачи предложений на рынке на сутки вперед, применимый в зонах подачи предложений операторов передающих систем в государствах-членах и расширенный в отношении зон подачи предложений операторов передающих систем в договаривающихся сторонах Энергетического Сообщества;
запланированный обмен – запланированная передача электроэнергии между географическими зонами, для каждой единицы времени рынка и для определенного направления;
индивидуальная модель сети – набор данных, описывающий характеристики электроэнергетической системы (производство, потребление и топологию электрической сети), а также соответствующие правила изменения этих характеристик в ходе расчета мощностей, подготовленный ответственным ОПС, который должен быть объединен с другими компонентами отдельных сетевых моделей для создания общей модели сети;
корректирующие действия – любая мера, применяемая одним или несколькими операторами передающих систем, вручную или автоматически, для обеспечения надёжности функционирования;
корреляция – фаза торговли, посредством которой предложения продаж распределяются по соответствующим предложениям покупок с целью обеспечения максимального экономического излишка единого сопряжения рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков;
коррелированные предложения – все предложения по покупке и продаже, коррелированные с помощью алгоритма сопоставления по ценам или алгоритма торговли путем постоянного коррелирования;
маржа надежности – уменьшение межзональной мощности для учета неопределенностей в процессе расчета мощностей;
метод на основе потока – метод расчета мощностей, при котором обмены энергии между зонами подачи предложений ограничены коэффициентами распределения для передачи энергии и доступными запасами по критическим элементам сети;
метод, основанный на скоординированной полезной передающей мощности – метод расчета мощностей на основе принципа оценки и определения прогноза максимального обмена энергии между смежными зонами подачи предложений;
механизм изменения генерации (generation shift key) – метод преобразования изменения чистой позиции из определенной зоны подачи предложений в конкретные предполагаемые увеличения или уменьшения ввода в общей модели сети;
модуль управления мощностями – система, содержащая актуальную информацию о доступной межзональной пропускной способности для целей распределения внутрисуточной межзональной пропускной способности;
непредвиденное обстоятельство – выявленное и возможное или уже произошедшее выведение из строя элемента, включая не только элементы передающей системы, но и значимых потребителей–пользователей системы и элементы распределительной электрической сети, если они имеют отношение к надёжности функционирования передающей системы;
нестандартный внутрисуточный продукт – продукт для непрерывного внутрисуточного сопряжения, не предполагающий постоянной поставки энергии или предназначен для периода, превышающего единицу времени рынка, с определенными характеристиками, разработанными с учетом практики эксплуатации системы или потребностей рынка, например, предложения, охватывающие несколько единиц рыночного времени, или продукты, отражающие затраты на запуск единицы генерации;
общая модель сети – набор данных на уровне государств-членов и расширенный по отношению к операторам передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества, согласованный между ними и описывающий основные характеристики электроэнергетической системы (производство, потребление и топологию электрической сети), образованный в результате слияния индивидуальных моделей сетей, а также правила изменения этих характеристик в процессе расчета мощностей;
общий реестр предложений – модуль в рамках системы непрерывного сопряжения внутрисуточных рынков, который собирает все коррелируемые предложения от назначенных операторов рынка электроэнергии, которые участвуют в едином сопряжении рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков и осуществляют непрерывную корреляцию этих предложений;
ограничения распределения – ограничения, которые необходимо соблюдать при распределении мощностей, чтобы сохранить передающую систему в пределах надежности при эксплуатации, и которые не были преобразованы в межзональные мощности или которые необходимы для повышения эффективности распределения мощностей;
оправдывающее препятствие (форс-мажор) – любое непредвиденное или необычное событие либо ситуация, не поддающиеся разумному контролю со стороны ОПС, не вследствие вины ОПС, которые невозможно избежать или преодолеть с разумной предусмотрительностью и должной тщательностью, которые невозможно устранить с помощью технических, финансовых или экономических мер, разумно возможных для ОПС, которые фактически произошли и объективно поддаются проверке и которые делают невозможным для ОПС временное или постоянное выполнение своих обязательств в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям;
предложение – намерение купить или продать энергию или мощность, выраженное участником рынка, в соответствии с указанными условиями исполнения;
пределы надёжности при функционировании – допустимые пределы эксплуатационные ограничения для надёжного функционирования электрической сети, такие как тепловые пределы, пределы напряжения, пределы по току короткого замыкания, частоте и динамической устойчивости;
цена закрытия – цена, определенная путем сопоставления предложений на продажу по самой высокой цене, принятой на рынке электроэнергии, с офертой предложением на покупку по самой низкой ценой цене, принятой на рынке электроэнергии;
расчетный регион мощностей – географическая зона, в которой применяется координированный расчет мощностей;
расчетчик запланированных обменов – субъект или субъекты, которым поручено рассчитать запланированные обмены;
расчетчик скоординированной мощности – субъект или субъекты, которым поручено рассчитать мощность передачи на региональном или высшем уровне;
рыночная перегрузка – ситуация, когда экономический избыток единого сопряжения рынков на сутки вперед и/или внутрисуточных рынков был ограничен межзональной пропускной способностью или ограничениями распределения;
рыночное время – действующее Центральноевропейское время, то есть летнее время Центральной Европы или Центральноевропейское время;
транзакция – одна или несколько с коррелированных предложений;
сценарий – прогнозируемое состояние электроэнергетической системы для определенного промежутка времени;
срок устойчивости на сутки вперед – время после которого межзональная пропускная способность становится устойчивой;
структурная перегрузка – перегрузка в передающей системе, которая может быть однозначно определена, предсказуема, географически устойчива на протяжении времени и часто возникает вновь в обычных условиях функционирования электроэнергетической системы;
стойкость – гарантия того, что права на использование межзональной мощности останутся неизменными и что в случае их изменения будет выплачена компенсация;
физическая перегрузка – любая сетевая ситуация, в которой прогнозируемые или реализованные потоки энергии нарушают тепловые пределы элементов сети и пределы стабильности напряжения или угловой устойчивости электроэнергетической системы;
функция оператора сопряжения рынков (функция OCP) – задача корреляции предложений на рынках на сутки вперед и на внутрисуточных рынках для различных зон подачи предложений одновременного распределения межзональных мощностей;
центральный контрагент – субъект или субъекты на национальном уровне, которому/которым поручено заключать договоры с участниками рынка, посредством новации договоров, вытекающих из процесса корреляции, и организовывать передачу чистых сальдо, возникающих в результате распределения мощностей с другими центральными контрагентами или другим агентам по передаче;
чистая позиция – чистая сумма импорта и экспорта электроэнергии на каждую единицу времени рынка для зоны подачи предложений.
экономический излишек единого сопряжения рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков – сумма следующих компонентов:
a) излишек производителя в результате единого сопряжения рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков за соответствующий период времени;
b) излишек потребителя в результате единого сопряжения рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков;
c) доходы от перегрузок и других связанных с ними затрат и выгод, когда они повышают экономическую эффективность за соответствующий период времени, при этом излишек производителя и потребителя представляет собой разницу между ценой принятых предложений и ценой закрытия за единицу энергии, умноженной на объем энергии предложений.
Раздел 3
Цели сотрудничества в регионы распределения мощностей и управления перегрузками
6. Цели настоящих Руководств по электросетям:
6.1. содействие эффективной конкуренции в сфере производства, торговли и поставок электроэнергии;
6.2. обеспечение оптимального использования инфраструктуры передачи электроэнергии;
6.3. обеспечение надёжности в эксплуатации;
6.4. оптимизация расчета и распределения межзональных мощностей;
6.5. обеспечение справедливого и недискриминационного обращения с ОПС, НОРЭЭ, вовлеченными органами (ACER, Регулирующим комитетом Энергетического сообщества), а также с участниками рынка;
6.6. обеспечение и повышение прозрачности и надежности информации;
6.7. содействие эффективному долгосрочному функционированию и развитию передающих систем и электроэнергетических секторов договаривающихся сторон Энергетического сообщества;
6.8. соблюдение необходимости справедливого и упорядоченного рынка и справедливого и упорядоченного формирования цен;
6.9. создание справедливых условий конкуренции для НОРЭЭ;
6.10. недискриминационный доступ к межзональной мощности.
Раздел 4
Назначение НОРЭЭ и отзыв статуса НОРЭЭ
7. Для осуществления единого сопряжения рынков на сутки вперед и/или внутрисуточных рынков НАРЭ назначает оператора рынка электроэнергии в качестве НОРЭЭ, в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии.
8. Затраты, связанные с функцией единого сопряжения рынков на сутки вперед и/или внутрисуточных рынков, компенсируются НОРЭЭ через тарифы на осуществление операций на рынке электроэнергии, утвержденные НАРЭ, в соответствии с методологией, утвержденной им в соответствии с Законом об электроэнергии.
9. НАРЭ следит за тем, как НОРЭЭ выполняет функции, изложенные в настоящих Руководствах по электросетям. С этой целью, в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии, НАРЭ постоянно сотрудничает и осуществляет обмен информацией с органами по назначению НОРЭЭ в других договаривающихся сторонах Энергетического сообщества и/или государствах-членах.
10. НОРЭЭ должен уведомить НАРЭ о том, намерен ли он провести единое сопряжение рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков в другой договаривающейся стороне Энергетического сообщества и/или в другом государстве-члене, за два месяца до начала деятельности.
11. НАРЭ отзывает статус НОРЭЭ, если последний не соответствует критериям назначения, предусмотренным в ч.(3) ст.94 Закона № 164/2025 об электроэнергии и не может восстановить соответствие в шестимесячный срок со дня получения от НАРЭ уведомления о несоответствии. НАРЭ также уведомляет о невыполнении соответствия органы назначения других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, где действует соответствующий НОРЭЭ, о том, что последний не поддерживает свое соответствие, а также уведомляет об этом НОРЭЭ.
12. В соответствии с ч.(8) ст.94 Закона № 164/2025 об электроэнергии, Постановления Агентства о назначении НОРЭЭ, отзыве статуса НОРЭЭ, а также о внесении других изменений в постановление о назначении НОРЭЭ должны быть обоснованы и опубликованы в Официальном мониторе Республики Молдова. Агентство направляет соответствующие постановления в Регулирующий комитет Энергетического сообщества.
Раздел 5
Обязанности НОРЭЭ
13. НОРЭЭ действует в качестве оператора национального или регионального рынка для осуществления, в сотрудничестве с ОПС, единого сопряжения рынка на сутки вперед и/или внутрисуточного рынка. В его задачи входит получение предложений от участников рынка, общая ответственность за корреляцию и распределение предложений в соответствии с результатами единого сопряжения рынка на сутки вперед и/или внутрисуточного рынка, публикация цен и урегулирований, а также компенсация договоров, возникающих в результате транзакций в соответствии с соответствующими соглашениями и правилами участников.
14. Что касается единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, НОРЭЭ несет особую ответственность за следующие задачи:
14.1. реализация функций ОСР, изложенных в пункте 15, во взаимодействии с другими назначенными операторами рынка электроэнергии (далее – НОРЭЭ);
14.2. совместное применение с другими НОРЭЭ требований к единому сопряжению рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, требований к функциям ОСР и алгоритму сопряжения по ценам, относящихся ко всем аспектам функционирования рынка электроэнергии в соответствии с п.15 настоящего раздела и в соответствии с разделом 1 главы IV книги II.
14.3. применение минимальных и максимальных цен в соответствии с разделом 4 главы V книги II и разделом 4 главы VI книги II;
14.4. анонимизация и обмен информацией о полученных предложений, необходимых для выполнения функций ОСР, предусмотренных в п.15 настоящего раздела, а также в разделе 3 главы V книги II и разделе 3 главы VI книги II;
14.5. оценка результатов, рассчитанных с помощью функций OCP, определенных в п.15 из настоящего раздела, распределение предложений на основе этих результатов, подтверждение результатов как окончательных, если они считаются правильными, и принятие на себя ответственности за них, в соответствии с разделом 11 главы V книги II и разделом 10 главы VI книги II;
14.6. информирование участников рынка о результатах их предложений в соответствии с разделом 11 главы V книги II и разделом 10 главы VI книги II;
14.7. осуществление функции центрального контрагента для компенсации и урегулирования обмена электроэнергии в результате единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков в соответствии с п.233;
14.8. внедрение совместно с НОРЭЭ и операторами соответствующих передающих систем альтернативной процедуры последней инстанции для функционирования национального или регионального рынка в соответствии с п.151, в случае, если недоступны результаты, предоставленные функциями OCP в соответствии с п.156, и с учетом альтернативных процедур, предусмотренных разделом 7 главы V книги II;
14.9. предоставление, совместно с соответствующими НОРЭЭ, прогнозов стоимости единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, а также информации о затратах, НАРЭ и ОПС, в случае, если затраты НОРЭЭ на создание, модификацию и функционирование единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков будут покрываться за счет вклада ОПС в соответствии с разделами 1-3 и 6 главы III книги III;
14.10. где это уместно, координация совместно с ОПС, в соответствии с разделом 8 главы V книги II и разделом 7 главы VI книги II, установления соглашений, касающихся более чем одного НОРЭЭ в зоне подачи предложений, и осуществление единого сопряжения рынков на сутки вперед и/или внутрисуточных рынков в соответствии с утвержденными соглашениями.
15. НОРЭЭ может выполнять функции OCP совместно с другими НОРЭЭ других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или в государств-членов (далее – соответствующие НОРЭЭ). Эти функции включают следующее:
15.1. разработка, поддержание и применение алгоритмов, систем и процедур для единого сопряжения рынка на сутки вперед и внутрисуточного рынка в соответствии с разделом 1 главы IV книги II и разделом 1 главы VI книги II;
15.2. обработка входных данных о межзональной мощности и ограничениях распределения, предоставляемых расчетчиками скоординированной мощности в соответствии с разделом 9 главы V книги II и разделом 8 главы VI книги II;
15.3. оперирование алгоритмом сопряжения по ценам и алгоритмом торговли путем постоянного соотнесения в соответствии с разделом 11 главы V книги II и разделом 10 главы VI книги II;
15.4. утверждение и передача в адрес НОРЭЭ результатов по единому сопряжению рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, в соответствии с разделом 11 главы V книги II и разделом 10 главы VI книги II.
16. НОРЭЭ передает НАРЭ, Регулирующему комитету Энергетического сообщества и ACER план, определяющий, каким образом НОРЭЭ совместно с соответствующими НОРЭЭ должен быть интегрирован в функции ОСР, предусмотренные в п.15, а также в соглашениях между НОРЭЭ и в соглашениях с третьими сторонами. Такой план должен включать подробное описание и сроки, предложенные для реализации, а также описание ожидаемого влияния такой интеграции на выполнение функций ОСР, предусмотренных в п.15. Этот план также должен соответствовать аналогичному плану, разработанному НОРЭЭ на уровне Европейского Союза и переданному в адрес ACER.
17. Сотрудничество между НОРЭЭ и соответствующими НОРЭЭ строго ограничено тем, что необходимо для эффективного и безопасного проектирования, внедрения и функционирование единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков. Совместное выполнение функций ОСР основано на принципе недискриминации и гарантирует, что ни один НОРЭЭ не может извлечь выгоду из неоправданных экономических преимуществ, участвуя в функциях ОСР.
18. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического Сообщества, Регулирующий комитет Энергетического сообщества следит за прогрессом, достигнутым НОРЭЭ в рамках Энергетического сообщества при выполнении функций ОСР, предусмотренных п.15, уделяя особое внимание договорной и нормативной структуре, а также степени технической подготовки к выполнению этих функций.
Раздел 6
Обязанности ОПС по единому сопряжению рынков
на сутки вперед и внутрисуточных рынков
19. ОПС, совместно со всеми операторами передающих систем других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, участвует в едином сопряжении рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков.
20. ОПС, совместно с операторами передающих систем других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов:
20.1. совместно применяют требования оператора передающей системы к объединению по ценам и алгоритму торговли путем постоянного соотнесения для всех аспектов распределения мощности, как это предусмотрено в нормативно-правовой базе Энергетического сообщества;
20.2. устанавливают и выполняют расчет мощностей в соответствии с разделами 1 – 16 главы I книги II;
20.3. при необходимости, устанавливают распределение межзональных и других соглашений в соответствии с разделом 8 главы V книги II и разделом 7 главы VI книги II;
20.4. вычисляют и передают межзональные мощности и ограничения распределения в соответствии с разделом 9 главы. V книги II и разделом 8 главы VI книги II;
20.5. проверяют результаты единого сопряжения рынков на сутки вперед с точки зрения утвержденных межзональных мощностей и ограничений распределения, в соответствии с п.182 раздела 11 главы V книги II и разделом 2 главы VI книги II;
20.6. при необходимости, устанавливают расчетчиков запланированных обменов для расчета и публикации запланированных обменов на границах между зонами подачи предложений в соответствии с разделом 12 главы V книги II и разделом 6 главы VI книги II;
20.7. соблюдают результаты единого сопряжения рынков на сутки впереди внутрисуточных рынков, рассчитанные в соответствии с разделом 2 главы V книги II и разделом 2 главы VI книги II;
20.8. устанавливают и применяют надлежащие процедуры последней инстанции для распределения мощностей в соответствии с разделом 7 главы V книги II;
20.9. применяют время открытия межзональных внутрисуточных ворот и время закрытия межзональных внутрисуточных ворот в соответствии с разделом 9 главы VI книги II;
20.10. распределяют доходы от перегрузок, следуя совместно разработанной методологии, в соответствии с разделом 1 главы I книги III;
20.11. в случае достижения такой договоренности, действуют в качестве агентов по передаче и передают чистые сальдо в соответствии с п.236.
Раздел 7
Принятие терминов и условий или методологий
21. В соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, ОПС, НОРЭЭ применяют термины, условия и/или методологии (далее – ТУМ), предусмотренные пунктами 33 – 35, разработанные и утвержденные в соответствии с настоящим разделом.
22. В соответствии со ст.39 Закона № 164/2025 об электроэнергии, ОПС, НОРЭЭ обязаны применять ТУМ, одобренные ACER и предусмотренные в п.33, а также ТУМ, одобренные ECRB. ОПС, НОРЭЭ разрабатывают и представляют НАРЭ для утверждения Список решений ACER и, соответственно, список решений ECRB, с помощью которых были утверждены соответствующие ТУМ, которые должны применяться ОПС и НОРЭЭ. Постановление НАРЭ о применении ОПС и НОРЭЭ ТУМ, в соответствии со списком решений ACER и в соответствии со списком решений ECRB, публикуется в Официальном мониторе, а соответствующие ТУМ публикуются на веб-сайте ОПС, НОРЭЭ, а также на официальном веб-сайте НАРЭ.
23. В случаях и в сроки, предусмотренные настоящими Руководствами по электросетям, ОПС и/или операторы передающих систем других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов (далее – операторы соответствующих передающих систем) разрабатывают ТУМ и представляют их на утверждение НАРЭ и/или регулирующим органам других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов (далее – соответствующие регулирующие органы), ECRB, и, если участвуют государства-члены, – ACER. В исключительных случаях, в частности, в случаях, когда срок не может быть соблюден по причинам, не зависящим от ОПС или НОРЭЭ, крайний срок для разработки ТУМ, предусмотренный в п.35, НАРЭ может продлить. Если предложение по ТУМ, предусмотренное в п.34, подлежит утверждению НАРЭ совместно со всеми соответствующими регулирующими органами, НАРЭ согласовывает с соответствующими регулирующими органами решение о продлении крайнего срока разработки предложения по ТУМ. Предложение по ТУМ подлежит процедуре согласований, предусмотренной разделом 9 настоящей книги.
24. ОПС обязан тесно сотрудничать с одним или несколькими операторами соответствующих передающих систем, если, в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, ОПС обязан разработать предложение по ТУМ совместно с операторами соответствующих передающих систем. При принятии решений о предложении по ТУМ, которое должно быть разработано и согласовано между ОПС и соответствующими операторами передающих систем, применяются положения пунктов 25–29. Принцип, установленный в настоящем пункте, также применяется, если в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям предложение по ТУМ должно быть разработано НОРЭЭ совместно с соответствующими НОРЭЭ. ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем через ENTSO-E, в меру возможностей, а также соответствующие НОРЭЭ и НОРЭЭ обязаны регулярно информировать НАРЭ и соответствующие регулирующие органы, ECRB и, если участвуют государства-члены, – ACER, о прогрессе, достигнутом в разработке предложений по ТУМ.
25. За исключением, предусмотренного в пунктах 166, 170, 202, 226, 253, ОПС и соответствующие операторы передающих систем, которые принимают решение о предложении по ТУМ, предусмотренному в п.34, не могут прийти к соглашению, а рассматриваемые регионы состоят из более чем пяти сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, ОПС и соответствующие операторы передающих систем принимают решение путем голосования квалифицированным большинством. Квалифицированное большинство должно быть получено в каждом из соответствующих классов голосования операторов передающих систем и НОРЭЭ. Принятие квалифицированным большинством предложений по ТУМ, предусмотренное в п.34, требует выполнения следующих требований в совокупности:
25.1. наличие большинства голосов операторов передающих систем, представляющих не менее 72% договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или соответствующих государств-членов;
25.2. наличие большинства голосов операторов передающих систем других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, представляющих не менее 65% населения соответствующего региона.
26. Считается, что существует блокирующее меньшинство для принятия решений о предложениях по ТУМ, предусмотренного в п.34, когда имеется голос минимального числа операторов передающих систем, представляющих более 35 % населения договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или соответствующих государств-членов, а также голос операторов передающих систем, представляющих дополнительно по крайней мере одну договаривающуюся сторону Энергетического сообщества и/или соответствующее государство-член. В противном случае квалифицированное большинство считается достигнутым.
27. Решения о предложениях по ТУМ, предусмотренных в п.34 , касающихся регионов, состоящих не более чем из пяти договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, требуют консенсуса операторов передающих систем.
28. При принятии решений операторами передающих систем о предложениях по ТУМ, предусмотренных п.34 каждой договаривающейся стороне Энергетического сообщества или каждому государству-члену назначается один голос. Если на территории договаривающейся стороны Энергетического сообщества или государства-члена находится несколько операторов передающих систем, соответствующая договаривающаяся сторона Энергетического сообщества или государство-член распределяют право голоса между соответствующими операторами передающих систем.
29. НОРЭЭ, принимающие решения о предложениях по ТУМ, предусмотренных в п.34, принимают решения на основе консенсуса.
30. Если ОПС и/или операторы соответствующих передающих систем либо НОРЭЭ и/или соответствующие НОРЭЭ, не представляют НАРЭ и/или соответствующим регулирующим органам, ECRB или ACER, в сроки, установленные в настоящих Руководствах по электросетям, первоначальное или измененное предложение по ТУМ в соответствии с пунктами 34, 35 и 42 - 43, они должны представить соответствующие предложения по ТУМ указанным органам, а также объяснить причины, по которым соглашение не было достигнуто. В этом случае НАРЭ, НАРЭ и другие соответствующие регулирующие органы, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, принимают необходимые меры для утверждения ТУМ, предусмотренных в пунктах 34 и 35, например, путем запроса поправок или путем рассмотрения и дополнения предложений, представленных в соответствии с настоящим пунктом, в том числе в случаях, когда не было представлено ни одного предложения по ТУМ, и утверждают их.
31. НАРЭ и/или соответствующие регулирующие органы, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, одобряют ТУМ, используемые для расчета или установления единого сопряжения на сутки вперед и в приближенное к реальному время, разработанные ОПС и/или операторами передающих систем или НОРЭЭ и/или соответствующими НОРЭЭ и предусмотренные в пунктах 34 и 35.
32. Перед утверждением ТУМ, НАРЭ и/или соответствующие регулирующие органы, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, при необходимости рассматривают предложение по ТУМ, согласуя с ОПС, НОРЭЭ, чтобы гарантировать, что соответствующие ТУМ соответствуют цели настоящих Руководств по электросетям и нормативной базы Энергетического сообщества, а также для обеспечения того, чтобы эти ТУМ способствовали интеграции рынка, недискриминации, эффективной конкуренции и надлежащему функционированию рынков электроэнергии.
33. ОПС и НОРЭЭ применяют ТУМ и любые их изменения, утвержденные ACER и включенные в национальную нормативную базу в соответствии с п.22, следующим образом:
33.1. план совместного исполнения функций ОСР, предусмотренный п.16;
33.2. расчетные регионы мощностей, предусмотренные нормативной базой Энергетического сообщества, в случае их корректировки в соответствии с п.2 Приложения;
33.3. методология предоставления данных о производстве и потреблении;
33.4. методология общей модели сети;
33.5. предложение по гармонизированной методологии расчета мощностей;
33.6. методология последней инстанции;
33.7. алгоритм, представленный НОРЭЭ для объединения по ценам, и алгоритмы торговли путем постоянного соотнесения, включая требования операторов передающих систем, а также НОРЭЭ для разработки алгоритма;
33.8. продукты, которые НОРЭЭ может учесть в процессе единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков;
33.9. минимальные и максимальные цены, предусмотренные в п.163 и в п.199 ;
33.10. методология установления цен на внутрисуточные мощности;
33.11. время открытия межзональных внутрисуточных ворот и время закрытия межзональных внутрисуточных ворот;
33.12. срок действия устойчивости на сутки вперед;
33.13. методология распределения доходов от перегрузок.
34. Предложения по следующим ТУМ и любые их изменения подлежат утверждению НАРЭ совместно со всеми соответствующими регулирующими органами в затрагиваемом регионе:
34.1. единая методология расчета мощностей, предусмотренная п.76;
34.2. решения о введении и отсрочке ввода расчета методом на основе потока в соответствии с пунктами 76 – 80 и об отступлениях, предусмотренных п.81;
34.3. методология координированной передиспетчеризации и встречной продажи, предусмотренная п.142;
34.4. общие методологии расчета запланированных обменов, предусмотренные пунктами 166 и 203;
34.5. альтернативные процедуры, предусмотренные разделом 7 главы V книги II;
34.6. дополнительные региональные аукционы, предусмотренные п.226;
34.7. методология распределения затрат на передиспетчеризацию или встречную продажу, предусмотренная п.254.
35. Предложения по следующим ТУМ, а также любые их изменения подлежат утверждению НАРЭ:
35.1. назначение и отзыв статуса НОРЭЭ или приостановление назначения, как предусмотрено пунктами 7 и 11 настоящих Руководств по электросетям и ч.(12) ст.95 Закона № 164/2025 об электроэнергии;
35.2. тарифы или методологии, используемые при расчете тарифов НОРЭЭ, связанных с торговлей на рынке на сутки вперед и на внутрисуточном рынке, как предусмотрено п.8;
35.3. предложения ОПС по пересмотру конфигурации зон подачи оферт;
35.4. предложения по распределению межзональных мощностей и по другим соглашениям, как предусмотрено разделом 8 главы V части II и разделом 7 главы VI книги II;
35.5. затраты, связанные с распределением мощностей и управлением перегрузками, в соответствии с разделами 1 – 5 главы III книги III;
35.6. распределение региональных затрат, связанных с единым сопряжением рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, как предусмотрено в п.275.
36. Предложения, предусмотренные в подпунктах 35.1, 35.2, 35.4 и 35.6, разрабатываются и утверждаются в каждом конкретном случае.
37. Предложения по ТУМ должны включать в себя предлагаемый график их внедрения, а также описание предполагаемого влияния ТУМ на цели настоящих Руководств по электросетям. Предложения по ТУМ, предусмотренные в п.34, которые утверждаются НАРЭ совместно с другими соответствующими регулирующими органами, должны быть представлены в ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER, в течение 1 недели с момента представление их НАРЭ или, где это уместно, последнему соответствующему регулирующему органу. В соответствии с нормативной базой Энергетического Сообщества, НАРЭ может передать ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER, предложения по ТУМ, предусмотренные п.35, в течение 1 месяца после их представления НАРЭ. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, по запросу ECRB или, если затронуты государства-члены, – по запросу ACER, предложения по ТУМ, предусмотренные п.35, которые считаются имеющими трансграничное воздействие, должны быть переданы соответствующим органам.
38. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, по запросу НАРЭ и/или соответствующих регулирующих органов ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER, в течение 3 месяцев публикуют мнение о предложении по ТУМ.
39. Если утверждение ТУМ, как предусмотрено п.34, или внесение изменений в ТУМ в соответствии с пунктами 42 - 43, требует совместного решения НАРЭ и соответствующих регулирующих органов, НАРЭ консультируется и тесно сотрудничает с соответствующими регулирующими органами, чтобы единогласно прийти к соглашению относительно этого предложения по ТУМ, в соответствии с ч.(12) ст.39 Закона № 164/2025 об электроэнергии. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, если ECRB или ACER высказывают мнение, это мнение учитывается НАРЭ и соответствующими регулирующими органами.
40. В соответствии с нормативной базой Энергетического Сообщества, НАРЭ и/или другие соответствующие регулирующие органы, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, принимают решение о предложении по ТУМ, представленном в соответствии с пунктами 34 и 35, в течение шести месяцев после получения соответствующего предложения по ТУМ НАРЭ или последним соответствующим регулирующим органом, ECRB или ACER. Шестимесячный срок исчисляется со дня, следующего за днем, когда соответствующее предложение о ТУМ было подано, согласно п.37, в НАРЭ или последний соответствующий регулирующий орган в случае ТУМ, предусмотренных пунктом 34, либо в НАРЭ, в случае ТУМ, предусмотренных п.35, или в ECRB или ACER.
41. Если в течение срока, предусмотренного п.40, НАРЭ и соответствующие регулирующие органы не достигнут единодушного согласия по предложению о ТУМ, либо по совместному запросу соответствующих регулирующих органов, либо по инициативе ECRB или, если затронуты государства-члены, – по инициативе ACER, ECRB или ACER, действуя в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, принимают решение о предложении по ТУМ, в течение 6 месяцев с даты обращения.
42. В случае, если НАРЭ, НАРЭ и все соответствующие регулирующие органы, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER запрашивают изменение ТУМ, как предусмотрено в пунктах 34 и 35, ОПС и/или соответствующие операторы передающих систем, где это уместно, или НОРЭЭ и/или соответствующие НОРЭЭ должны представить предложение об изменении ТУМ в течение 2 месяцев с момента получения запроса от НАРЭ и/или соответствующих регулирующих органов, от ECRB или ACER.
43. НАРЭ и/или соответствующие регулирующие органы, где это уместно, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, должны рассмотреть предложение о внесении изменений в ТУМ и принять соответствующее решение в течение 2 месяцев с момента его представления. Если в течение срока, предусмотренного настоящим пунктом, НАРЭ и соответствующие регулирующие органы не достигнут соглашения по предложению о внесении изменений в ТУМ, предусмотренных пунктом 34, или по совместному запросу соответствующих регулирующих органов, или по инициативе ECRB, или, если затронуты государства-члены, – по инициативе ACER, предложение о внесении изменений в ТУМ должно быть представлено на утверждение ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, который действует в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества. В этом случае ECRB или ACER принимают решение о предложении изменить ТУМ в течение 6 месяцев. Если ОПС и/или операторы соответствующих передающих систем либо НОРЭЭ и/или соответствующие НОРЭЭ не представляют предложения о внесении изменений в ТУМ, применяются положения п.30.
44. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества ACER, ECRB, НАРЭ совместно со всеми соответствующими регулирующими органами в случае ТУМ, предусмотренных п.34, или НАРЭ в случае ТУМ, предусмотренных п.35, имеют право требовать от ОПС и/или операторов соответствующих передающих систем, где это уместно, или НОРЭЭ и/или соответствующих НОРЭЭ сформулировать предложения по изменению соответствующих ТУМ и установить крайний срок для представления этих предложений. ОПС или, в зависимости от обстоятельств, ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем либо НОРЭЭ, либо, где это уместно, НОРЭЭ совместно с соответствующими НОРЭЭ, ответственными за разработку предложений по ТУМ, могут представить предложения по изменению ТУМ НАРЭ или, в зависимости от обстоятельств, НАРЭ и соответствующим регулирующим органам, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, действующим в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.
45. Предложения о внесении изменений в ТУМ подлежат публичной консультации в соответствии с процедурой, изложенной в разделе 9 настоящей книги, и утверждаются с соблюдением процедуры, установленной в настоящем разделе.
46. ОПС, НОРЭЭ публикует на своем веб-сайте ТУМ, утвержденные ACER и ECRB и включенные в национальную нормативную базу, согласно п.22, а также ТУМ, утвержденные НАРЭ в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям или в случае, если такое утверждение не требуется, после их установления, если только эта информация не считается конфиденциальной в соответствии с разделом 10 настоящей части.
Раздел 8
Текущее управление единым сопряжением рынков
на сутки вперед и внутрисуточных рынков
47. ОПС и НОРЭЭ вместе с соответствующими операторами передающих систем и соответствующими НОРЭЭ совместно помогают организовать текущее управление единым сопряжением рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков. Они собираются на заседания, чтобы обсудить и решить текущие операционные вопросы.
Раздел 9
Консультация
48. В случаях, прямо предусмотренных настоящими Руководствами по электросетям, ОПС и/или операторы соответствующих передающих систем, НОРЭЭ и/или соответствующие НОРЭЭ, ответственный/ответственные за представление первоначальных предложений по ТУМ или изменений к ним, обязаны консультировать заинтересованные стороны, включая соответствующие органы договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, по проектам предложений по ТУМ. Процедура согласования должна длиться не менее месяца.
49. Первоначальные предложения по ТУМ или изменения к ним, имеющие региональное применение, должны быть проконсультированы, как минимум, на региональном уровне. Стороны, представляющие предложения на двустороннем или многостороннем уровне, должны согласовывать их, по крайней мере, с договаривающимися сторонами Энергетического сообщества и/или заинтересованных государств-членов.
50. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, перед представлением предложений по ТУМ для принятия в соответствии с разделом 7 настоящей части, субъекты, предусмотренные п.48, должны учитывать мнения заинтересованных сторон, полученные в результате согласования, проведенного в соответствии с п.48.
51. Предложения по ТУМ, представленные для принятия, во всех случаях должны сопровождаться обоснованным разъяснением причин принятия или отклонения мнений, полученных в результате консультаций, которые публикуются своевременно, до или одновременно с публикацией предложения по ТУМ.
Раздел 10
Обязательства относительно конфиденциальности
52. На всю конфиденциальную информацию, полученную, измененную или переданную в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, распространяются требования сохранения профессиональной тайны, изложенные в пунктах 53–55.
53. Обязанность хранить профессиональную тайну распространяется на сотрудников ОПС, сотрудников НОРЭЭ, сотрудников НАРЭ или сотрудников любого другого юридического лица, организации или органа, получившего информацию в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям. ОПС, НОРЭЭ, НАРЭ, соответствующие юридические лица, организации или органы обязаны принимать необходимые меры для обеспечения конфиденциальности, целостности и защиты соответствующей информации, а также меры по предотвращению ненадлежащего использования такой информации и несанкционированного доступа к ней.
54. Конфиденциальная информация, полученная лицами, указанными в п.53, в ходе и в связи с исполнением ими своих обязанностей, не может быть раскрыта никакому другому лицу, организации или органу, за исключением случаев, предусмотренных настоящими Руководствами по электросетям или другими национальными нормативными актами, а также нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.
55. Лица, указанные в п.53, получающие конфиденциальную информацию в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, могут использовать ее только в целях осуществления обязанностей, предусмотренных настоящими Руководствами по электросетям, за исключением случаев, предусмотренных другими национальными нормативными актами или нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.
КНИГА II
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕРМИНАМ, УСЛОВИЯМ И МЕТОДОЛОГИЯМ,
КАСАЮЩИМСЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТЕЙ И
УПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕГРУЗКАМИ
Глава I
РАСЧЕТ МОЩНОСТЕЙ
Раздел 1
Временные интервалы расчета мощностей
56. ОПС, совместно со всеми соответствующими задействованными операторами передающих систем должен рассчитывать межзональную мощность как минимум для следующих интервалов времени:
56.1. рынка на сутки вперед – для рынка на сутки вперед;
56.2. внутрисуточного рынка – для внутрисуточного рынка.
57. Для интервала времени рынка на сутки вперед индивидуальные значения межзональной мощности рассчитываются для каждой единицы времени рынка на сутки вперед. Для интервала времени внутрисуточного рынка индивидуальные значения межзональной мощности рассчитываются для каждой единицы времени внутрисуточного рынка.
58. Для интервала времени рынка на сутки вперед расчет мощностей основан на последней доступной информации. Обновление информации о временном интервале рынка на сутки вперед должно начинаться не ранее 15:00 по рыночному времени, за два дня до дня поставки.
59. ОПС, совместно со всеми операторами передающих систем расчетного региона мощностей, предусмотренного в п.60, обеспечивает пересчет межзональных мощностей во временном интервале внутрисуточного рынка на основе актуальной доступной информации. Периодичность такого перерасчета должна учитывать эксплуатационную эффективность и надёжность функционирования.
Раздел 2
Расчетные регионы мощностей
60. Расчетный регион мощностей устанавливается Приложением 1 к настоящими Руководствами по электросетям.
61. Приложение 1 определяет границы зоны подачи предложений, закрепленной за за операторами передающих систем, которые являются членами расчетного региона мощностей. Должны быть соблюдены следующие требования:
61.1. учитываются расчетные регионы мощностей, определенные в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества;
61.2. каждая граница зоны подачи предложений, или, где это уместно, две отдельные границы между зонами подачи предложений, через которые осуществляется взаимосвязь между двумя зонами подачи предложений, должна быть отнесена к расчетному региону мощностей;
61.3. для расчетного региона мощностей закрепляются, по крайней мере, те операторы передающих систем, зоны подачи предложений которых имеют границы с рассматриваемым регионом.
62. Расчетные регионы мощностей, установленные в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, или расчетные регионы мощностей, определенные на уровне Европейского Союза, которые применяют метод на основе потока, объединяются в один расчетный регион мощностей, если в совокупности выполняются следующие условия:
62.1. их передающие системы напрямую связаны;
62.2. участвуют в одной и той же зоне единого сопряжения рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков;
62.3. их слияние более эффективно, чем их раздельная работа. НАРЭ, совместно с соответствующими регулирующими органами может запросить ОПС и соответствующим операторам передающих систем провести совместный анализ затрат и выгод для оценки эффективности слияния.
Раздел 3
Методология предоставления данных о производстве и потреблении
63. Методология предоставления данных о производстве и потреблении определяет генерирующие и потребляющие единицы, которые обязаны предоставлять ОПС информацию для установления общей модели сети и расчета мощностей.
64. Методология определяет термины, положения и условия, применимые к генерирующим и потребляющим единицам для представления информации, предусмотренной в п.65.
65. Для применения методологии предоставления данных о производстве и потреблении, ОПС использует и представляет другим операторам передающих систем в расчетном регионе мощностей данные, представленные генерирующими и потребляющими единицами. Генерирующие и потребляющие единицы представляют ОПС по крайней мере следующую информацию:
65.1. информация об их технических характеристиках;
65.2. информация о доступности генерирующих и потребляющих единиц;
65.3. информация о графике работы генерирующих единиц;
65.4. соответствующая доступная информация о порядке диспетчеризации генерирующих единиц.
66. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ENTSO-E публикует следующую соответствующую информацию:
66.1. список субъектов, обязанных предоставить ОПС информацию;
66.2. перечень информации, подлежащей предоставлению;
66.3. крайние сроки предоставления информации.
Раздел 4
Сценарии
67. ОПС совместно со всеми операторами передающих систем расчетного региона мощностей должен применять общие сценарии для каждого временного интервала расчета мощности, предусмотренного в п.56, разработанные в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества. Общие сценарии должны использоваться для описания конкретной прогнозируемой ситуации в отношении генерирования, потребления и топологии сети передающей системы в общей модели сети.
68. ОПС, совместно со всеми операторами передающих систем из расчетного региона мощностей, должен применять общие правила определения чистого сальдо в каждой зоне подачи предложений и потока для каждой прямой линии электропередачи, разработанные в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества.
Раздел 5
Индивидуальная модель сети
69. Для зоны подачи предложений и для каждого сценария, ОПС должен представить индивидуальную модель сети для своей зоны контроля, включая межсистемные соединения, соблюдая общие правила определения чистого сальдо в каждой зоне подачи предложений и потока для каждой линии постоянного тока, установленных всеми участвующими операторами передающих систем. При определении сценариев не допускается необоснованная дискриминация между внутренними и межзональными обменами.
70. Каждая индивидуальная модель сети должна представлять собой наилучшие возможные прогнозы условий состояния передающей системы для каждого сценария, указанного ОПС на момент создания индивидуальной модели сети.
71. Индивидуальные сети должны охватывать все элементы сети передающей системы, которые используются в региональном анализе эксплуатационной безопасности для каждого соответствующего временного периода.
72. ОПС гармонизирует, совместно с другими соответствующими операторами передающих систем, в максимально возможной степени, способ построения индивидуальных моделей сети.
73. ОПС представляет все необходимые данные в индивидуальной модели сети для анализа потоков активной и реактивной мощности, а также анализа напряжения в стационарном режиме.
74. ОПС и операторы передающих систем расчетного региона мощностей должны обмениваться данными с другими операторами передающих систем расчетного региона мощностей, с тем чтобы обеспечить возможность анализа напряжения и динамической устойчивости, при необходимости и при наличии соответствующего соглашения.
Раздел 6
Введение методологии расчета мощностей, основанной на потоке
75. Для интервала времени рынка на сутки вперед и интервала времени внутрисуточного рынка методом, используемым общими методологиями расчета мощностей, является метод на основе потока, за исключением случаев, когда выполняется требование п.81.
76. ОПС, совместно со всеми операторами передающих систем в расчетном регионе мощностей должен разработать и представить НАРЭ и всем соответствующим регулирующим органам предложение по единой методологии расчета мощности для соответствующего региона. Предложение по методологии подлежит процедуре согласования, предусмотренной разделом 9 книги I. Предложение по методологии должно быть согласовано с методологией расчета мощности, применяемой в соседних расчетных регионах мощностей.
77. ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем, имеющими общие границы, рекомендуется присоединиться к инициативам по внедрению общей методологии расчета мощности с использованием метода на основе потока, этих регионов.
78. В момент, когда расчетный регион мощностей, включающий зону подачи предложений, в которую входит национальная электроэнергетическая система, и один или несколько смежных расчетных регионов мощностей в той же синхронной зоне, применяют методологию расчета мощностей, использующую метод на основе потока для интервала времени рынка на сутки вперед или внутрисуточного рынка, они считаются единым регионом для этой цели, а ОПС и операторы передающих систем в этом регионе должны представить в течение 6 месяцев предложение о применении общей методологии расчета мощностей, использующей метод на основе потока для интервала времени рынка на сутки вперед или внутрисуточного рынка. Предложение должно включать дату внедрения единой межрегиональной методологии расчета мощности, которая не должна превышать 12 месяцев после внедрения метода расчета мощности на основе потока в этих регионах для методологии временного интервала рынка на сутки вперед, и 18 месяцев для методологии временного интервала внутрисуточного рынка. Сроки, указанные в настоящем пункте, могут быть адаптированы в соответствии с п.80.
79. Методология расчетных регионов мощностей, которые инициировали разработку общей методологии расчета мощностей, может быть внедрена до разработки общей методологии расчета мощности с другими расчетными регионами мощностей.
80. В случае, если ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем продемонстрирует, что применение общих методологий расчета мощностей на основе потока в настоящее время не является более эффективным, предполагая тот же уровень надёжности функционирования, ОПС, совместно с соответствующими вовлечёнными операторами передающих систем могут запросить в НАРЭ и соответствующих регулирующих органах отсрочку сроков внедрения общей методологии расчета мощностей на основе потока.
81. ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем расчетного региона мощностей могут запросить в НАРЭ и соответствующих регулирующих органах применить метод, основанный на скоординированной полезной передающей мощности в регионах и на границах зон подачи предложений, если они продемонстрируют, что применение методологии расчета мощности на основе потока пока не является более эффективным по сравнению с методом, основанным на скоординированной полезной передающей мощности, при условии такого же уровня надёжности функционирования в соответствующем регионе.
82. Чтобы участники рынка могли адаптироваться к любым изменениям в методе расчета мощностей, ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем расчетного региона мощностей, должны протестировать новый метод параллельно с существующим методом и и вовлекать участников рынка не менее чем за 6 месяцев перед внедрением предложения об изменении их метода расчета мощностей.
83. Применяя метод на основе потока, ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем расчетного региона мощностей, должны установить и предоставить инструмент, позволяющий участникам рынка оценивать взаимодействие между межзональными мощностями и межзональными обменами между зонами подачи предложений.
Раздел 7
Методология расчета мощностей
84. Предложение по единой методологии расчета мощностей для расчетного региона мощностей, определенного в соответствии с п.76, должно включать как минимум следующие элементы для каждого временного интервала расчета мощностей:
84.1. методологии расчета входных данных, используемые при вычислении мощностей, которые включают следующие параметры:
84.1.1. методология определения запаса устойчивости в соответствии с разделом 8 настоящей главы;
84.1.2. методологии для определения пределов надёжности функционирования, непредвиденных обстоятельств, имеющих значение для расчета мощностей, и ограничений на враспределение мощностей, которые могут быть применены в соответствии с разделом 9 настоящей главы;
84.1.3. методология определения механизмов изменения генерации, в соответствии с разделом 10 настоящей главы;
84.1.4. методология определения корректирующих действий, которые необходимо учитывать при расчете мощностей, в соответствии с разделом 11 настоящей главы;
84.2. подробное описание метода расчета мощностей, которое включает в себя следующее:
84.2.1. математическое описание применяемого метода расчета мощности с использованием различных входных данных для расчета мощности;
84.2.2. правила предотвращения необоснованной дискриминации между внутренними и межзональными обменами с целью обеспечения соблюдения ст.44 Закона № 164/2025 об электроэнергии;
84.2.3. правила учета, где это применимо, ранее распределенной межзональной мощности;
84.2.4. правила регулирования потоков энергии через критические элементы сети или межзональной мощности в результате корректирующих действий, в соответствии с разделом 11 настоящей главы;
84.2.5. для метода на основе потока – математическое описание расчета коэффициентов распределения для передачи энергии и расчета доступных запасов по критическим элементам сети;
84.2.6. для метода на основе скоординированной полезной передающей мощности – правила расчета межзональной мощности, включая правила эффективного распределения мощностей потоков энергии критических элементов сети между границами различных зон подачи предложений;
84.2.7. в случае, если потоки энергии через критические элементы сети подвержены влиянию межзонального обмена энергией из различных расчетных регионов мощностей, – правила распределения мощностей потоков энергии критических элементов сети между различными расчетными регионами мощностей для обеспечения таких потоков;
84.3. методология подтверждения межзональной мощности, в соответствии с разделом 12 настоящей главы;
85. Для временного интервала расчета внутрисуточных мощностей, методология расчета мощностей также должна уточнять периодичность повторной оценки мощности, в соответствии с п.59, с указанием причин выбора такой периодичности.
86. Методология расчета мощностей включает в себя процедуру последней инстанции на случай, если первоначальный расчет мощностей не привел к каким-либо результатам.
87. ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем расчетного региона мощностей, должны использовать, по возможности, гармонизированные входные данные для расчета мощностей.
Раздел 8
Методология расчета запаса устойчивости
88. Предложение по единой методологии расчета мощностей должно включать методологию определения запаса устойчивости. Методология определения запаса устойчивости состоит из двух этапов. На первом этапе ОПС и операторы соответствующих передающих систем должны оценить распределение вероятностей отклонений между ожидаемыми потоками энергии на момент расчета мощности и фактическими потоками энергии в режиме реального времени. На втором этапе запас устойчивости должен быть рассчитан путем выведения значения из распределения вероятностей.
89. Методология определения запаса устойчивости должна устанавливать принципы расчета распределения вероятностей отклонений ожидаемыми потоками энергии на момент расчета мощностей и фактическими потоками энергии в режиме реального времени, а также указывать неопределенности, которые необходимо учитывать при расчете. Для определения этих неопределенностей методология должна, в частности, учитывать:
89.1. непреднамеренные отклонения физических потоков энергии в течение единицы рыночного времени, вызванные корректированием потоков энергии внутри и между контрольными областями, для поддержания постоянной частоты;
89.2. неопределенности, которые могут повлиять на расчет возможностей и которые могут возникнуть между временным интервалом расчета мощностей и реальным временем, для рассматриваемой единицы рыночного времени.
90. В рамках методологии определения запаса устойчивости, ОПС и операторы передающих систем также должны установить общие гармонизированные принципы расчета запаса устойчивости на основе распределения вероятностей.
91. На основе методологии, принятой в соответствии с п.88, ОПС и операторы передающих систем должны определить запас устойчивости с учетом пределов надёжности функционирования и с учетом неопределенностей между временными интервалами расчета мощностей и реальным временем, а также корректирующих действий, доступных после расчета мощностей.
92. Для каждого временного интервала расчета мощностей, ОПС и операторы соответствующих передающих систем должны установить запас устойчивости для критически важных элементов сети, если применяется метод на основе потока, и для межзональной мощности, если применяется метод, основанный на скоординированной полезной передающей мощности.
Раздел 9
Методологии определения пределов надёжности функционирования,
непредвиденных обстоятельств и ограничений распределения
93. Каждый ОПС должен соблюдать пределы надёжности функционирования и непредвиденные обстоятельства, используемые при анализе надёжности функционирования.
94. Если пределы надёжности функционирования и непредвиденные обстоятельства, используемые при расчете мощностей, отличаются от используемых при анализе надёжности функционирования, ОПС и операторы передающих систем должны описать в предложении по единой методологии расчета мощности конкретный метод и критерии, которые они использовали для определения пределов надёжности функционирования и непредвиденных обстоятельств, используемых при расчете мощностей.
95. Если ОПС и операторы передающих систем применяют ограничения распределения, они могут быть определены только с использованием:
95.1. ограничений, необходимых для поддержания передающей системы в пределах надёжности функционирования и которые не могут быть эффективно преобразованы в максимальные потоки по критически важным элементам сети;
95.2. ограничений, направленных на увеличение экономического излишка для единого сопряжения рынков на сутки вперед или внутрисуточных рынков.
Раздел 10
Методология механизмов изменения генерации
96. Предложение по общей методологии расчета мощностей должно включать предложение по методологии для определения общего механизма изменения генерации для каждой зоны подачи предложений и сценария, разработанного в соответствии с разделом 4 настоящей главы.
97. Механизмы изменения генерации представляют собой наилучший прогноз взаимосвязи между изменением чистого сальдо зоны подачи предложений и конкретным изменением генерации или потребления в общей модели сети. В этом прогнозе, в частности, учитывается информация, полученная из методологии предоставления данных о генерации и потреблении.
Раздел 11
Методология корректирующих действий при расчете мощностей
98. ОПС должен определять доступные корректирующие действия, которые должны учитываться при расчете мощностей, для достижения целей настоящих Руководств по электросетям.
99. ОПС должен координировать с другими операторами передающих систем расчетного региона мощностей в отношении использования корректирующих действий, учитываемых при расчете мощностей и их эффективное применение в условиях эксплуатации в режиме реального времени.
100. Чтобы корректирующие меры могли быть приняты во внимание при расчете мощностей, ОПС, совместно с другими операторами передающих систем расчетного региона мощностей, должны согласовать использование корректирующих мер, требующих действий более чем одного оператора передающих систем.
101. ОПС должен обеспечить, чтобы корректирующие меры были учтены при расчете мощностей при условии, что оставшиеся после расчета корректирующие меры, вместе с запасом устойчивости, указанным в разделе 8 настоящей главы, достаточны для обеспечения надёжного функционирования.
102. ОПС должен учитывать корректирующие действия без затрат при расчете мощностей.
103. ОПС должен обеспечить, чтобы корректирующие меры, учитываемые при расчете мощностей, были одинаковыми для всех временных интервалов расчета мощности, с учетом их технической доступности для каждого временного интервала расчета мощностей.
Раздел 12
Методология подтверждения межзональных мощностей
104. ОПС подтверждает и имеет право корректировать межзональную мощность, относящуюся к границам своей зоны подачи предложений или критическим элементам сети, предоставленную расчетчиками скоординированной мощности, в соответствии с разделами 13 – 17 настоящей главы.
105. В случае применения метода, основанного на скоординированной полезной передающей мощности, ОПС, совместно со всеми операторами передающих систем расчетного региона мощностей, должны включить в методологию расчета мощностей, предусмотренную в разделе 7 настоящей главы, правило для распределения корректировки межзональных мощностей между различными границами зон подачи предложений.
106. ОПС может снизить межзональную мощность в ходе подтверждения межзональной мощности, предусмотренной п.102 104 по соображениям эксплуатационной безопасности.
107. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен координировать свои действия с соседними расчетчиками скоординированной мощности в процессе расчета и подтверждения мощностей.
108. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен сообщать раз в три месяца обо всех сокращениях, допущенных в ходе подтверждения межзональной мощности в соответствии с п.106, всем регулирующим органам расчетного региона мощностей. В соответствующем отчете должны быть указаны местоположение и величина любого сокращения межзональной мощности, а также причины такого сокращения.
109. НАРЭ, совместно с другими регулирующими органами расчетного региона мощностей, принимают решение о публикации полностью или частично отчета, упомянутого в п.108.
Раздел 13
Общие положения о процессе расчета мощностей
110. После создания расчетного региона мощностей, предусмотренного в п.60, ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем расчетного региона мощностей, должны назначить расчетчика/расчетчиков скоординированной мощности и установить правила его/их деятельности.
111. ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем расчетного региона мощностей, должны изучить качество данных, передаваемых в рамках расчета мощностей раз в два года, в рамках двухгодичного отчета о вычислениях и распределении мощностей, предусмотренного в разделе 17 настоящей главы.
112. На основании актуальной доступной информации оператор ОПС, совместно с другими операторами передающей системы расчетного региона мощностей регулярно, не реже одного раза в год, изучает и актуализирует:
112.1. пределы надёжного функционирования, непредвиденные обстоятельства и ограничения распределения, использованные для расчета мощностей;
112.2. распределение вероятностей отклонений между ожидаемыми на момент расчета мощностей потоками энергии и фактическими потоками энергии в режиме реального времени, использованными для расчета запасов устойчивости;
112.3. корректирующие действия, учитываемые при расчете мощностей;
112.4. применение методологий определения механизмов изменения генерации, критических элементов сети и непредвиденных обстоятельств, предусмотренных в разделах 8–10 настоящей главы.
Раздел 14
Создание общей модели сети
113. Для каждого временного интервала расчета мощностей, предусмотренного п.56, каждая генерирующая или потребляющая единица, подпадающая под действие раздела 3 настоящей главы, должна представить данные, указанные в методологии предоставления данных о производстве и потреблении, оператору передающей системы, ответственному за соответствующую зону контроля, в указанные сроки.
114. Каждая генерирующая или потребляющая единица, предоставляющая информацию в соответствии с п.60, должны предоставить наиболее надежный набор оценок, который только возможен.
115. Для каждого временного интервала расчета мощностей, ОПС устанавливает индивидуальную модель сети для каждого сценария, в соответствии с разделом 5 настоящей главы, с целью слияния индивидуальных моделей сети в общую модель сети.
116. ОПС предоставляет операторам передающих систем, отвечающим за слияние отдельных сетевых моделей сети в общую модель сети, наиболее надежный набор оценок, который можно получить для каждой индивидуальной модели сети.
117. Для каждого временного интервала расчета мощностей создается единая общая модель сети в соответствии с методологией, изложенной в пп.33.4.
Раздел 15
Региональный расчет межзональной мощности
118. Для каждого временного интервала расчета мощности, ОПС предоставляет расчетчикам скоординированной мощности и другим операторам передающих систем расчетного региона мощностей следующие данные: пределы надёжности функционирования, механизмы изменения генерации, корректирующие меры, запасы устойчивости, ограничения распределения и ранее распределенная межзональная мощность.
119. Каждый расчетчик скоординированной мощности проводит анализ надёжности функционирования с применением пределов надёжности функционирования, используя общую модель сети, созданную для каждого сценария в соответствии с п.117.
120. При расчете межзональной мощности каждый расчетчик скоординированной мощности должен:
120.1. использовать механизмы изменения генерации для расчета влияния изменений чистых сальдо в зоне подачи предложений и потоков по линиям электропередач постоянного тока;
120.2. игнорировать те критические элементы сети, на которые изменения в чистых сальдо зон подачи предложений не оказывают существенного влияния в соответствии с методологией, изложенной в разделе 7 настоящей главы;
120.3. должен убедиться, чтобы все наборы чистых сальдо и потоков по линиям электропередач постоянного тока зоны подачи предложений, которые не превышают межзональную мощность, соответствовали запасам устойчивости и пределам надёжности функционирования в соответствии с подпунктами 84.1.1 и 84.1.2, а также учитывать ранее распределенную межзональную мощность в соответствии с пп.84.2.3.
121. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен оптимизировать межзональную мощность, используя доступные корректирующие действия, учтенные при расчете мощности в соответствии с пп.84.1.4.
122. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен применять правила распределения, установленные в соответствии с пп.84.2.6.
123. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен соблюдать математическое описание метода, применяемого для расчета мощностей, установленного в соответствии с пп.84.2.1.
124. Каждый расчетчик скоординированной мощности, применяющий метод на основе потока, должен:
124.1. использовать данные о пределах надёжности функционирования для расчета максимальных перетоков через критические элементы сети;
124.2. использовать общую модель сети, механизмы модификации генерации и непредвиденные обстоятельства для расчета коэффициентов распределения для передачи энергии;
124.3. использовать коэффициенты распределения для передачи энергии для расчета потоков, полученных с учетом ранее выделенной межзональной мощности в области расчета мощностей;
124.4. рассчитывать потоки через критические элементы сети для каждого сценария (с учетом непредвиденных обстоятельств) и корректировать их, предполагая, что в расчетном регионе мощностей нет межзональных обменов энергией, применяя нормы предотвращения необоснованной дискриминации между внутренними и межзональными обменами энергией, установленные в соответствии с пп.84.2.2;
124.5. рассчитать располагаемые запасы на критических элементах сети с учетом непредвиденных обстоятельств, равные максимальным потокам, из которых вычитаются скорректированные потоки, указанные в пп.124.4, запасы устойчивости и потоки, полученные на основе ранее распределенной межзональной мощности;
124.6. скорректировать доступные запасы по критическим элементам сети или коэффициенты распределения для передачи энергии, используя доступные корректирующие действия, которые необходимо учитывать при расчете мощностей, в соответствии с разделом 11 настоящей главы.
125. Каждый расчетчик скоординированной мощности, применяющий метод, основанный на скоординированной полезной передающей мощности, должен:
125.1. должен использовать общую модель сети, механизмы изменения генерации и непредвиденные обстоятельства для расчета максимального обмена энергии на границах зон подачи предложений, который должен равняться максимальному рассчитанному обмену между двумя зонами подачи предложений по обе стороны границы зоны подачи предложений, с учетом пределов эксплуатационной безопасности;
125.2. регулировать максимальный обмен энергии с помощью корректирующих действий, учитываемых при расчете мощностей, в соответствии с разделом 11 настоящей главы;
125.3. регулировать максимальный обмен энергии, применяя нормы для предотвращения необоснованной дискриминации между внутренним и межзональным обменами энергии в соответствии с пп.84.2.2;
125.4. применять правила, установленные в соответствии с пп.84.2.6 об эффективном распределении мощностей потока энергии критически важных элементов сети между границами различных зон подачи оферт;
125.5. рассчитывать межзональную мощность, которая должна быть равна максимальному обмену энергии, скорректированному с учетом запаса устойчивости и ранее распределенной межзональной мощности.
126. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен сотрудничать с соседними расчетчиками скоординированной мощности. Соседние ОПС должны обеспечить такое сотрудничество путем обмена и подтверждения информации о взаимозависимости с соответствующими региональными расчетчиками скоординированной мощности, в целях расчета и подтверждения мощностей. Соседние ОПС предоставляют информацию о взаимозависимости расчетчикам скоординированной мощности до расчета мощностей. Оценка точности этой информации и корректирующие меры включаются в двухгодичный отчет, составленный в соответствии с разделом 17 настоящей главы, где это уместно.
127. Каждый расчетчик скоординированной мощности устанавливает:
127.1. параметры на основе потоков для каждой зоны подачи предложений в пределах расчетного региона мощностей, если применяется подход на основе потоков;
127.2. значения межзональной мощности для каждой границы зоны подачи предложений в пределах расчетного региона мощностей, если применяется подход на основе скоординированной полезной передающей мощности.
128. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен предоставить межзональную мощность каждому ОПС своего расчетного региона мощностей, для подтверждения, в соответствии с пп.84.3.
Раздел 16
Подтверждение и доставка межзональной мощности
129. ОПС должен подтвердить результаты расчета региональных мощностей для границ зон подачи предложений или соответствующих критически важных элементов сети, в соответствии с разделом 12 настоящей главы.
130. ОПС должен направить свои подтвержденные мощностей и ограничения на распределение соответствующим расчетчикам скоординированной мощности и другим операторам передающих систем расчетного региона мощностей.
131. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен предоставить подтвержденные межзональные мощности и ограничения на распределение для целей распределения мощностей, в соответствии с разделом 9 главы V и разделом 8 главы VI настоящей части.
Раздел 17
Двухгодичный отчет о расчете и распределении мощностей
132. Для того, чтобы ENTSO-E могла подготовить, в соответствии с полномочиями, предусмотренными нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, двухгодичный отчет о расчете и распределении мощностей, который включает зоны подачи предложений договаривающихся сторон Энергетического сообщества, ОПС и НОРЭЭ представляют по запросу ENTSO-E необходимые данные.
133. Для каждой зоны подачи предложений, для каждой границы зоны подачи предложений или для каждого расчетного региона мощностей, отчет о расчете и распределении мощностей должен содержать как минимум следующее:
133.1. использованный метод расчета мощностей;
133.2. статистические показатели запасов устойчивости;
133.3. статистические показатели межзональной мощности, включая ограничения распределения, где это уместно, для каждого временного интервала расчета мощностей;
133.4. показатели качества информации, использованной для расчета мощностей;
133.5. где это уместно, предлагаемые меры по улучшению расчета мощностей;
133.6. для регионов, где применяется метод, основанный на скоординированной чистой передающей мощности, анализ дальнейшего соблюдения условий, предусмотренных в п.81;
133.7. показатели для оценки и отслеживания в долгосрочной перспективе эффективности единого сопряжения рынка на сутки вперед и внутрисуточного рынка, включая слияние расчетных регионов мощностей в соответствии с п.62, где это уместно;
133.8. рекомендации по дальнейшему развитию единого сопряжения рынка на сутки вперед и внутрисуточного рынка, включая дальнейшую гармонизацию методологий, процессов и принципов управления.
134. После согласования с ECRB и, если затронуты государства-члены, – после согласования с ACER, ОПС совместно с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов согласовывают статистические и показатели качества для отчета. ECRB и ACER могут, в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, запросить внесение изменений в эти показатели до того, как ОПС совместно с операторами передающих систем Договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов согласуют их, или в ходе их применения.
Глава II
КОНФИГУРАЦИЯ ЗОН ПОДАЧИ ПРЕДЛОЖЕНИЙ
Раздел 1
Обзор существующих конфигураций зон подачи предложений.
Периодическая отчетность о конфигурациях зон подачи оферт
135. Обзор существующих конфигураций зон подачи предложений осуществляется в соответствии с принципами и критериями, изложенными в Приложении к Закону № 164/2025 об электроэнергии.
136. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER каждые три года оценивает эффективность существующей конфигурации зон подачи предложений и составляет рыночный отчет, в котором оценивается влияние текущей конфигурации зон подачи предложений на эффективность рынка электроэнергии.
137. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ENTSO-E должна по запросу одного из органов, указанных в п.136, включить в технический отчет о существующей конфигурации зон подачи предложений договаривающиеся стороны Энергетического сообщества.
138. Технический отчет, предусмотренный в п.137, должен включать как минимум:
138.1. список структурных перегрузок и других крупных физических перегрузок, включая местоположение и частоту;
138.2. анализ ожидаемого развития или устранения физических перегрузок после инвестиций в сети или существенных изменений в моделях генерации или потребления;
138.3. анализ доли энергетических потоков, не связанных с механизмом распределения мощностей, для каждого расчетного региона мощностей, если применимо;
138.4. доходы от перегрузок и затраты на обеспечение устойчивости;
138.5. сценарий, охватывающий 10-летний период.
139. ОПС обязан представить ENTSO-E данные и анализы, которые позволят своевременно составить технический отчет, предусмотренный в п.137.
140. По мере возможности, технический отчет, предусмотренный в п.137, должен охватывать последние три полных календарных года, предшествующих дате подачи соответствующего запроса ECRB или ACER.
141. Если отчет о рынке, предусмотренный в п.136, или технический отчет, предусмотренный в п.137, выявляют неэффективность текущей конфигурации зон подачи предложений, ОПС совместно с задействованными операторами передающих систем должен инициировать пересмотр текущей конфигурации зон подачи оферт по запросу ECRB или ACER, как это предусмотрено в п.1 Приложения к Закону № 164/2025 об электроэнергии.
Глава III
ПЕРЕДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ И ВСТРЕЧНАЯ ПРОДАЖА
Раздел 1
Координированная передиспетчеризация и встречная продажа
142. ОПС, совместно с операторами передающих систем в расчетном регионе мощностей, должны разработать предложение по единой методологии для координированной передиспетчеризации и встречной продажи. Это предложение подлежит обсуждениям в соответствии с разделом 9 части I.
143. Методология координированной передиспетчеризации и встречной продажи включает действия, имеющие трансграничную значимость, и позволяет ОПС и другим операторам передающих систем в расчетном регионе мощностей уменьшать физические перегрузки вне зависимости от того, находятся ли причины физических перегрузок в основном за пределами их зоны контроля. Методология координированной передиспетчеризации и встречной продажи учитывает тот факт, что ее применение может значительно повлиять на потоки за пределами зоны контроля ОПС.
144. ОПС может передиспетчеризировать все доступные генерирующие и потребляющие единицы в соответствии с соответствующими механизмами и соглашениями, применимыми в его зоне контроля, включая межсистемные соединения, и с соблюдением принципов, изложенных в ст.46 Закона № 164/2025 об электроэнергии.
145. ОПС, совместно с операторами передающих систем в расчетном регионе мощностей, должен составить отчет, который подлежит процедуре согласования, изложенной в разделе 9 книги I, и в котором оценивается прогрессивная координация и гармонизация механизмов и соглашений, предусмотренных в п.144, в отчет должны быть включены предложения. Этот отчет передается НАРЭ и соответствующим регулирующим органам для оценки. Предложения, содержащиеся в отчете, должны предотвратить искажение функционирования рынка такими механизмами и соглашениями.
146. ОПС должен избегать принятия односторонних или нескоординированных мер по передиспетчеризации и встречной продаже, имеющих трансграничную значимость. ОПС должен координировать использование ресурсов пере диспетчеризации и встречной продажи, с учетом их влияния на надёжность функционирования и экономическую эффективность.
147. Соответствующие генерирующие и потребительские единицы должны предоставлять ОПС цены на передиспетчеризацию и встречную продажу, прежде чем использовать ресурсы передиспетчеризации и встречной продажи. Ценообразование на передиспетчеризацию и встречную продажу должно основываться на:
147.1. ценах на соответствующих рынках электроэнергии за соответствующий период времени;
147.2. стоимости ресурсов для передиспетчеризации и встречной продажи, рассчитанной прозрачно на основе понесенных затрат.
148. Генерирующие и потребляющие единицы должны заранее предоставлять ОПС всю информацию, необходимую для расчета затрат на передиспетчеризацию и встречную продажу. Указанная информация должна передаваться между ОПС и операторами соответствующих передающих систем только для целей передиспетчеризации и встречной продажи.
Глава IV
РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ
Раздел 1
Общие положения
149. НОРЭЭ применяет следующие алгоритмы, применяемые на уровне Европейского Союза:
149.1. алгоритм объединения по ценам;
149.2. алгоритм торговли путем постоянного соотнесения.
150. НОРЭЭ, совместно с соответствующими НОРЭЭ, должен убедиться, что алгоритм сопряжения по ценам и алгоритм торговли путем постоянного соотнесения соответствуют требованиям, предусмотренным в разделе 2 главы V и, соответственно, разделом 2 главы VI настоящей части.
151. После интеграции в процесс единого сопряжения рынков на сутки вперед, НОРЭЭ в сотрудничестве с ОПС применяет альтернативную методологию, предусмотренную в пп.33.6.
152. По возможности НОРЭЭ использует уже согласованные решения для эффективного внедрения целей настоящих Руководств по электросетям.
Глава V
ЕДИНОЕ СОПРЯЖЕНИЕ РЫНКОВ НА СУТКИ ВПЕРЕД
Раздел 1
Цели алгоритма сопряжения по ценам
153. Алгоритм сопряжения по ценам должен обеспечивать результаты, предусмотренные в п.156, таким образом, чтобы:
153.1. быть направленным на максимизацию экономического излишка единого сопряжения рынков на сутки вперед для региона, в котором было осуществлено сопряжения по ценам на следующий торговый день;
153.2. использовать принцип предельного ценообразования, согласно которому все принятые предложения будут иметь одинаковую цену для зоны подачи предложений за единицу рыночного времени;
153.3. способствовать эффективному формированию цен;
153.4. соблюдать межзональную мощность и ограничения распределения мощностей;
153.5. быть воспроизводимым и регулируемым.
154. Алгоритм сопряжения по ценам должен быть разработан таким образом, чтобы его можно было применять к большему или меньшему количеству зон подачи предложений.
Раздел 2
Входные данные и результаты алгоритма сопряжения по ценам
155. Для получения результатов алгоритм сопряжения по ценам должен использовать:
155.1. ограничения распределения, установленные в соответствии с п.95;
155.2. результаты межзональной мощности, подтвержденные в соответствии с разделом 16 главы VI настоящей книги;
155.3. предложения, поданные в соответствии с разделом 3 настоящей главы.
156. Алгоритм сопряжения по ценам должен одновременно выдавать как минимум следующие результаты для каждой единицы рыночного времени:
156.1. единую цену закрытия для каждой зоны подачи предложений и единицы рыночного времени в евро/МВт•ч;
156.2. единое чистое сальдо для каждой зоны подачи предложений и каждой единицы рыночного времени;
156.3. информацию, позволяющую определить стадию исполнения предложений.
157. НОРЭЭ совместно со всеми соответствующими НОРЭЭ должны обеспечит точность и эффективность результатов, полученных с помощью единого алгоритма сопряжения по ценам.
158. ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем, должны убедиться, что результаты алгоритма сопряжения по ценам соответствуют межзональной мощности и ограничениям распределения.
Раздел 3
Охваченные продукты
159. НОРЭЭ и соответствующие НОРЭЭ должны убедиться, что предложения, сформированные на основе продуктов, доступных для алгоритма сопряжения по ценам, выражены в евро и привязаны к рыночному времени.
160. НОРЭЭ и другие соответствующие НОРЭЭ должны убедиться, что алгоритм сопряжения по ценам сможет обрабатывать предложения, генерируемые этими продуктами и охватывающие одну и несколько единиц рыночного времени.
161. Каждые два года НОРЭЭ и соответствующие НОРЭЭ должны консультировать, в соответствии с разделом 9 части I:
161.1. с участниками рынка, чтобы убедиться, что доступные продукты соответствуют их потребностям;
161.2. с ОПС, операторами соответствующих передающих систем, чтобы убедиться, что продукты должным образом учитывают надежность функционирования;
161.3. НАРЭ, соответствующие регулирующие органы, чтобы убедиться, что доступные продукты соответствуют целям, установленным в настоящих Руководствах по электросетям.
162. НОРЭЭ, совместно со всеми соответствующими НОРЭЭ, должны, при необходимости, вносить изменения в продукты в соответствии с результатами консультирований, упомянутых в п.161.
Раздел 4
Максимальные и минимальные цены
163. После интеграции в процесс единого сопряжения рынков на сутки вперед, НОРЭЭ в сотрудничестве с ОПС применяет минимальные и максимальные цены, предусмотренные в пп.33.9.
Раздел 5
Установление цен на межзональную мощность на сутки вперед
164. Цена на межзональную мощность на сутки вперед должна отражать загруженность рынка и должна представлять собой разницу между соответствующими ценами закрытия на сутки вперед в соответствующих зонах подачи предложений.
165. К межзональной мощности на сутки вперед не применяются сборы, такие как сборы за дисбаланс или дополнительные сборы, за исключением цен, установленных в соответствии с п.164.
Раздел 6
Методология расчета запланированных обменов, возникающих
в результате единого сопряжения рынков на сутки вперед
166. ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем, намеревающиеся рассчитать запланированные обмены, возникающие в результате единого сопряжения рынков на сутки вперед, должны разработать предложение по общей методологии для этого расчета. Это предложение подлежит консультации в соответствии с разделом 9 части I.
167. Методология описывает расчет и перечисляет информацию, которую НОРЭЭ должен предоставить расчетчику запланированных обменов, установленному в соответствии с пп.20.6, и сроки представления этой информации. Крайний срок для передачи информации – 15:30 по рыночному времени дня, предшествующего дню поставки.
168. Расчет должен основываться на чистых сальдо за каждую единицу рыночного времени.
169. В течение двух лет после утверждения регулирующими органами соответствующего региона предложения, упомянутого в п.166, ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем соответствующего региона, применяющие запланированные обмены, должны пересмотреть методологию. Впоследствии, по запросу НАРЭ и компетентных регулирующих органов, методология должна пересматриваться каждые два года.
Раздел 7
Установление процедур последней инстанции
170. ОПС, в координации со всеми операторами передающих систем в расчетном регионе мощностей должен разработать предложение по надежным и оперативным процедурам последней инстанции, обеспечивающим эффективное, прозрачное и недискриминационное распределение мощностей в случае, если процесс единого сопряжения рынков на сутки вперед не дает результатов. Предложение об установлении процедур последней инстанции подлежит консультациям в соответствии с разделом I раздела 9.
Раздел 8
Соглашения, касающиеся более чем одного НОРЭЭ в зоне подачи предложений,
и соглашения о межсистемных соединениях, которые не управляются
сертифицированными операторами передающих систем
171. В случае, если в зоне торгов назначено и/или предоставляют торговые услуги несколько НОРЭЭ, или если в зоне подачи предложений имеются межсистемные соединения, не управляемые операторами передающих систем, сертифицированных в соответствии со ст.30 Закона № 164/2025 об электроэнергии, ОПС должен разработать предложение по распределению межзональных мощностей и другие необходимые соглашения для соответствующей зоны подачи предложений, в сотрудничестве с соответствующими операторами передающих систем, НОРЭЭ и операторами межсистемных соединений, которые не сертифицированы в качестве операторов передающих систем, чтобы обеспечить, что соответствующие НОРЭЭ и межсистемные соединения предоставляют необходимые данные и финансовое покрытие таких соглашений. Эти соглашения должны позволять другим операторам передающих систем и НОРЭЭ присоединяться к ним.
172. Предложение передается на утверждение НАРЭ в течение 12 месяцев с даты назначения более чем одного НОРЭЭ и/или было разрешено предлагать торговые услуги более чем одному НОРЭЭ, или с даты становления функционируемой нового межсистемного соединения, не управляемого сертифицированным оператором передающей системы. Для существующих межсистемных соединений, не управляемых сертифицированными операторами передающих систем, предложение должно быть подано в течение 12 месяцев с даты вступления в силу настоящих Руководств по электросетям.
Раздел 9
Представление входных данных
173. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен убедиться в своевременном предоставлении НОРЭЭ информации о межзональной мощности и ограничениях распределения, чтобы обеспечить публикацию информации о межзональной мощности и ограничениях распределения на рынке не позднее 11:00 рыночного времени дня, предшествующего дню поставки.
174. В случае, если расчетчик скоординированной мощности не может предоставить информацию о межзональной мощности и ограничениях распределения за один час до времени закрытия рынка на сутки вперед, соответствующий расчетчик скоординированной мощности должен уведомить об этом НОРЭЭ. Соответствующие НОРЭЭ должны незамедлительно опубликовать объявление для участников рынка. В таких случаях информация о межзональной мощности и ограничениях распределения должна быть предоставлена расчетчиком скоординированной мощности не позднее чем за 30 минут до времени закрытия рынка на сутки вперед.
Раздел 10
Функционирование единого сопряжения рынка на сутки вперед
175. Время открытия ворот рынка на сутки вперед устанавливается не позднее 11:00 по рыночному времени дня, предшествующего дню поставки.
176. Время закрытия ворот рынка на сутки вперед устанавливается на 12:00 по рыночному времени дня, предшествующего дню поставки. Операторы передающих систем или НОРЭЭ могут установить иное время закрытия ворот до присоединения к единому сопряжению рынков на сутки вперед.
177. Все участники рынка должны подать все предложения в НОРЭЭ до времени закрытия ворот рынка на сутки вперед в соответствии с разделами 2 и 3 настоящей главы.
178. НОРЭЭ должен направлять оферты, полученные в соответствии с п.177, для выполнения функций OCP в соответствии с п.16 согласно алгоритму сопряжения по ценам, применяемому в соответствии с разделом 1-й главы IV настоящей книги.
179. Оферты, скоррелированные в рамках единого сопряжения рынков на сутки вперед, считаются стойкими.
180. Функции OCP должны обеспечивать анонимность поданных предложений.
Раздел 11
Представление результатов
181. НОРЭЭ совместно с соответствующими НОРЭЭ, исполняющими функции OCP, представляют результаты единого сопряжения рунков на сутки вперед:
181.1. всем соответствующим операторам передающих систем, всем расчетчикам скоординированной мощности и всем соответствующим НОРЭЭ, для результатов, указанных в подпунктах 156.1 и 156.2;
181.2. всем соответствующим НОРЭЭ, для результатов, указанных в пп.156.3.
182. ОПС должен убедиться, что результаты единого сопряжения рынока на сутки вперед с помощью алгоритма сопряжения по ценам, предусмотренного в пп.156.2, рассчитаны в соответствии с ограничениями распределения и подтвержденной межзональной мощностью.
183. НОРЭЭ должен убедиться, что результаты единого сопряжения рынока на сутки вперед с помощью алгоритма сопряжения по ценам, предусмотренного в пп.156.3, рассчитаны в соответствии с предложениями.
184. НОРЭЭ должен информировать участников рынка о статусе исполнения их оферт без неоправданных задержек.
Раздел 12
Расчет запланированных обменов, возникающих в результате
единого сопряжения рынков на сутки вперед
185. Расчетчик запланированных обменов рассчитывает запланированные обмены между зонами подачи предложений для каждой единицы рыночного времени в соответствии с методологией, изложенной в разделе 6 настоящей главы.
186. Расчетчик запланированных обменов уведомляет НОРЭЭ, центрального контрагента, агента передачи и ОПС о согласованных запланированных обменах.
Раздел 13
Инициирование процедур последней инстанции
187. В случае, если все НОРЭЭ, исполняющие функции ОСР, не в состоянии предоставить часть или все результаты алгоритма сопряжения по ценам, применяемого в соответствии с разделом 1 главы IV настоящей книги, применяются процедуры последней инстанции, установленные в соответствии с разделом 7 настоящей главы.
188. В случае, если существует риск того, что все все НОРЭЭ, исполняющие функции ОСР, не смогут предоставить часть или все результаты своевременно, все НОРЭЭ должны уведомить всех соответствующих операторов передающих систем сразу же после выявления такого риска. Все НОРЭЭ, выполняющие функции OCP, должны немедленно опубликовать объявление для участников рынка о возможности применения процедур последней инстанции.
Глава VI
ЕДИНОЕ СОПРЯЖЕНИЕ ВНУТРИСУТОЧНЫХ РЫНКОВ
Раздел 1
Цели алгоритма торговли путем непрерывной корреляции
189. В период между временем открытия межзональных внутрисуточных ворот и временем закрытия межзональных внутрисуточных ворот алгоритм межзональных внутрисуточных ворот определяет предложения, выбранные для корреляции, таким образом, чтобы корреляция:
189.1. была направлена на максимизацию экономического излишка единого сопряжения внутрисуточных рынков на транзакцию в течение внутрисуточного рыночного периода путем распределения мощностей по предложениям, для которых корреляция возможна в соответствии с ценой и временем подачи;
189.2. соблюдала ограничения по распределению, предусмотренным требованиям в соответствии с п.208;
189.3. соблюдала межзональную мощность, предусмотренным требованиям в соответствии с п.208;
189.4. соблюдала требования к представлению результатов, предусмотренным в 10-м разделе настоящей главы;
189.5. была повторяемой и регулируемой.
190. Алгоритм торговли путем непрерывной корреляция дает результаты, предусмотренные во 2-м и 3-м разделах настоящей главы.
Раздел 2
Результаты алгоритма торговли путем непрерывной корреляции
191. НОРЭЭ, совместно со всеми соответствующими НОРЭЭ, как часть их функции OCP, должны убедиться, что алгоритм торговли путем непрерывной корреляциидает по крайней мере следующие результаты:
191.1. стадию исполнения предложений и цены за транзакцию;
191.2. единое чистое сальдо для каждой зоны подачи предложений и единицы рыночного времени внутрисуточного рынка.
192. НОРЭЭ, совместно со всеми соответствующими НОРЭЭ, должны убедиться в точность и эффективность результатов, полученных с помощью алгоритма торговли путем непрерывной корреляции.
193. ОПС, совместно со всеми соответствующими ОПС, должен убедиться, что результаты алгоритма торговли путем непрерывной корреляции соответствуют межзональной мощности и ограничениям по мощности и ограничениях распределения, в соответствии с п.209.
Раздел 3
Размещенные продукты
194. НОРЭЭ убеждается, чтобы все предложения, генерируемые продуктами, доступными для исполнения функций OCP в соответствии с разделом 5 части I, были выражены в евро и привязаны к к рыночному времени и единице рыночного времени.
195. НОРЭЭ, совместно со всеми соответствующими НОРЭЭ, должны убедиться, чтобы предложения, генерируемые этими продуктами, были совместимы с характеристиками межзональных мощностей, которые позволяют одновременно коррелировать их.
196. НОРЭЭ, совместно со всеми соответствующими НОРЭЭ, должны убедиться, чтобы алгоритм торговли путем непрерывной корреляции способен управлять предложениями, охватывающими одну и более единиц рыночного времени.
197. Каждые два года НОРЭЭ, совместно со всеми соответствующими НОРЭЭ, должны консультировать, в соответствии с разделом 9 части I:
197.1. с участниками рынка, чтобы убедиться, что доступные продукты соответствуют их потребностям;
197.2. с ОПС, операторами соответствующих передающих систем, чтобы убедиться, что продукты должным образом учитывают надёжное функционирование;
197.3. с НАРЭ, соответствующими регулирующими органы, чтобы убедиться, что доступные продукты соответствуют целям, установленным в настоящих Руководствах по электросетям.
198. НОРЭЭ, совместно со всеми соответствующими НОРЭЭ, должны, при необходимости, вносить изменения в продукты в соответствии с результатами консультации, упомянутых в п.197.
Раздел 4
Максимальные и минимальные цены
199. НОРЭЭ, в сотрудничестве с ОПС, применяют минимальные и максимальные цены, предусмотренные в пп.33.9.
Раздел 5
Установление цен на внутрисуточные мощности
200. ОСПЭ, совместно соответствующими операторами передающих систем, применяют единую методологию установления цен на межзональную внутрисуточную мощность, предусмотренную в пп.33.10
201. К межзональной внутрисуточной мощности не применяются сборы, такие как сборы за дисбаланс или дополнительные сборы, за исключением цен, установленных согласно методологии, примененной в соответствии с п.200.
Раздел 6
Методология расчета запланированных обменов, возникающих
в результате единого сопряжения внутрисуточных рынков
202. В течение 16 месяцев после интеграции в процесс единого сопряжения внутрисуточных рынков, ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем, намеревающиеся рассчитать запланированные обмены, результирующие из единого сопряжения внутрисуточных рынков, должны разработать предложение по единой методологии для этого расчета. Это предложение подлежит консультации в соответствии с разделом 9 части I.
203. Методология должна описывать расчет и, при необходимости, перечислять информацию, которую НОРЭЭ должен предоставить расчетчику запланированных обменов, а также сроки предоставления такой информации.
204. Расчет запланированных обменов основан на чистых сальдо, как это предусмотрено в пп.191.2.
205. В течение двух лет после утверждения регулирующими органами соответствующего региона предложения, предусмотренного в п.202, ОПС, совместно с соответствующими операторами передающих систем, должны пересмотреть методологию. Впоследствии, по запросу компетентных регулирующих органов, ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем должны пересматривать методологию раз в два года.
Раздел 7
Соглашения, касающиеся более чем одного НОРЭЭ в зоне подачи предложений,
и соглашения о межсистемных соединениях, которые не управляются
сертифицированными операторами передающих систем
206. В случае, если в зоне торгов назначено и/или предоставляют торговые услуги несколько НОРЭЭ, или если в зоне подачи предложений имеются межсистемные соединения, не управляемые сертифицированных операторами передающих систем, ОПС должен разработать предложение по распределению межзональных мощностей и другие необходимые соглашения для соответствующей зоны подачи предложений, в сотрудничестве с соответствующими операторами передающих систем, НОРЭЭ и операторами межсистемных соединений, которые не сертифицированы в качестве операторов передающих систем, чтобы убедиться, что соответствующие НОРЭЭ и межсистемные соединения предоставляют необходимые данные и финансовое покрытие таких соглашений. Эти соглашения должны позволять другим операторам передающих систем и НОРЭЭ присоединяться к ним.
207. Предложение передается на утверждение НАРЭ в течение 12 месяцев с даты назначения более чем одного НОРЭЭ и/или было разрешено предлагать торговые услуги более чем одному НОРЭЭ, или с даты становления фунционируемой нового межсистемного соединения, не управляемого сертифицированным оператором передающей системы. Для существующих межсистемных соединений, не управляемых сертифицированными операторами передающих систем, предложение должно быть подано в течение 12 месяцев с даты вступления в силу настоящих Руководств по электросетям.
Раздел 8
Представление входных данных
208. Каждый расчетчик скоординированной мощности должен убедиться в представлении информации о межзональной мощности и ограничениях распределения соответствующим НОРЭЭ по крайней мере за 15 минут до времени открытия межзональных внутрисуточных ворот.
209. В случае необходимости обновления межзональных мощностей и ограничений распределения из-за некоторых операционных изменений в передающей системе, ОПС должен уведомить об этом расчетчика скоординированной мощности в своей области расчета мощностей. Расчетчики скоординированной мощности впоследствии должны уведомить соответствующих НОРЭЭ.
210. Если какой-либо из расчетчиков скоординированной мощности не может соблюдать положения п.208, расчетчик скоординированной мощности должен уведомить соответствующие НОРЭЭ. Соответствующие НОРЭЭ должны опубликовать объявление для всех участников рынка без неоправданных задержек.
Раздел 9
Функционирование единого сопряжения внутрисуточных рынков
211. ОПС и операторы соответствующих передающих систем должны применять время открытия межзональных внутрисуточных ворот и время закрытия межзональных внутрисуточных ворот, предусмотренное в пп.33.11.
212. Время закрытия межзональных внутрисуточных ворот должно быть установлено таким образом, чтобы оно:
212.1. максимально увеличивало возможности участников рынка по корректировке своего баланса, путем транзакции в рамках внутрисуточного рыночного времени, максимально приближенном к реальному времени;
212.2. предоставляло системным операторам и участникам рынка электроэнергии достаточное время для процессов планирования и балансировки в зависимости от сети и надёжности функционирования.
213. Для каждой единицы рыночного времени для данной границы зоны подачи предложений устанавливается одно время закрытия межзональных внутрисуточных ворот. Это время должно быть установлено не позднее, чем за один час до начала соответствующей единицы рыночного времени и должно учитывать соответствующие процессы балансировки с точки зрения надёжности функционирования.
214. Внутрисуточная транзакция электроэнергией в течение определенной единицы рыночного времени для границы между зонами подачи предложений начинается не позднее времени открытия межзональных внутрисуточных ворот для соответствующих границ между зонами подачи предложений и разрешается до времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот.
215. До времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот участники рынка должны передать НОРЭЭ все предложения на данную единицу рыночного времени. НОРЭЭ, совместно с соответствующими НОРЭЭ, передает предложения за определенную единицу времени рынка для единой корреляции сразу после того, как предложения были получены от участников рынка.
216. Предложения, скоррелированные в рамках единого сопряжения внутрисуточных рынков, считаются стойкими.
217. Функции OCP должны обеспечивать анонимность предложений, поданных через общий реестр предложений.
Раздел 10
Представление результатов
218. Все НОРЭЭ, исполняющие функции OCP, должны предоставлять результаты алгоритма транзакции путем непрерывной корреляции:
218.1. всем другим соответствующим НОРЭЭ, для результатов по статусу исполнения каждой транзакции, как предусмотрено в пп.191.1;
218.2. всем ОПС и расчетчикам запланированных обменов, для результатов по единым чистым сальдо, предусмотренным в пп.191.2.
219. Если в соответствии с пп.218.1 НОРЭЭ по не зависящим от него причинам не может представить эти результаты алгоритма транзакции путем непрерывной корреляции, он обязан уведомить об этом всех других соответствующих НОРЭЭ.
220. Если в соответствии с пп.218.2 НОРЭЭ по не зависящим от него причинам не может представить эти результаты алгоритма транзакции путем непрерывной корреляции, он обязан уведомить об этом всех соответствующих ОПС и каждого расчетчика запланированных обменов, в разумные сроки и как можно скорее. НОРЭЭ и соответствующие НОРЭЭ обязаны информировать об этом соответствующих участников рынка.
221. НОРЭЭ и соответствующие НОРЭЭ обязаны без неоправданной задержки направлять участникам рынка необходимую информацию для обеспечения возможности принятия мер, предусмотренных в разделе 1 настоящей главы и п.252.
Раздел 11
Расчет запланированных обменов, возникающих в результате
единого сопряжения внутрисуточных рынков
222. Расчетчик запланированных обменов рассчитывает запланированные обмены между зонами торгов для каждой единицы рыночного времени в соответствии с методологией, установленной в соответствии с разделом 6 настоящей главы.
223. Расчетчик запланированных обменов уведомляет НОРЭЭ, центрального контрагента, агента передачи и ОПС о согласованных запланированных обменах.
Раздел 12
Публикация информации о рынке
224. Сразу после коррелирования предложений НОРЭЭ должен опубликовать для соответствующих участников рынка как минимум информацию о статусе исполнения предложений и ценах по каждой сделке, проведенной с помощью алгоритма торговли путем непрерывной корреляции в соответствии с пп.191.1.
225. НОРЭЭ должен убедиться, в том, чтобы информация об агрегированных исполненных объемах и ценах была доступна общественности в легкодоступном формате в течение как минимум 5 лет.
Раздел 13
Дополнительные региональные аукционы
226. НОРЭЭ и соответствующие НОРЭЭ, а также ОПС и соответствующие операторы передающих систем на границах зон подачи оферт могут представить совместное предложение по разработке и проведению дополнительных региональных внутрисуточных аукционов. Предложение должно соответствовать единой методологии установления цен межзональных внутрисуточных мощностей, отражать перегрузку рынка и основываться на фактических офертах. Это предложение подлежит согласованиям в соответствии с разделом 9 части I.
227. Дополнительные региональные внутрисуточные аукционы могут проводиться в пределах зоны подачи оферт или между зонами подачи оферт в дополнение к единому решению по сопряжению внутрисуточного рынка, предусмотренному в разделе 1 настоящей главы. Для организации региональных внутрисуточных аукционов, непрерывная торговля внутри соответствующих зон подачи оферт и между ними может быть приостановлена на ограниченный период времени до времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот, который не может превышать минимального времени, необходимого для организации аукциона, и, в любом случае, не может превышать 10 минут.
228. Для дополнительных региональных внутрисуточных аукционов может использоваться иная методология установления цен для межзональной внутрисуточной мощности, чем методология, предусмотренная в п.200. В этом случае используемая методология должна соответствовать принципам отражения перегрузки рынка и основываться на реальных офертах.
229. НАРЭ одобряет предложение по дополнительным региональным внутрисуточным аукционам при соблюдении следующих условий:
229.1. региональные аукционы не оказывают негативного влияния на ликвидность единого сопряжения внутрисуточных рынков;
229.2. вся межзональная мощность распределяется через модуль управления мощностями;
229.3. региональный аукцион не вносит необоснованной дискриминации среди участников рынка в соседних регионах;
229.4. региональные аукционные календари согласуются с единым сопряжением внутрисуточных рынков, чтобы позволить участникам рынка совершать транзакции максимально близко к реальному времени;
229.5. с участниками рынка проведены согласования.
230. Не реже одного раза в два года после принятия решения о дополнительных региональных аукционах НАРЭ должно пересматривать совместимость любого регионального решения с единым сопряжением внутрисуточных рынков, чтобы обеспечить дальнейшее выполнение вышеуказанных условий.
Глава VII
КОМПЕНСАЦИЯ И УРЕГУЛИРОВАНИЕ ЗА ЕДИНОЕ СОПРЯЖЕНИЕ
РЫНКОВ НА СУТКИ ВПЕРЕД И ВНУТРИСУТОЧНЫХ РЫНКОВ
Раздел 1
Компенсация и расчет
231. Центральный контрагент обеспечивает своевременную компенсацию и урегулирование всех скоррелированных оферт. Центральный контрагент выступает в качестве контрагента для участников рынка по отношению ко всем их сделкам с точки зрения финансовых прав и обязательств, вытекающих из этих сделок.
232. Центральный контрагент сохраняет анонимность участников рынка.
233. Центральные контрагенты действуют в качестве контрагентов друг для друга при обмене энергией между зонами подачи оферт, в отношении финансовых прав и обязательств, возникающих в результате этих сделок.
234. Такие обмены должны учитывать:
234.1. чистые сальдо, сформированные в соответствии с пп.156.2 и пп.191.2;
234.2. запланированные обмены, рассчитанные в соответствии с разделом 12 главы V и разделом 11 главы VI настоящей части.
235. Центральный контрагент должен обеспечить, чтобы в каждую единицу рыночного времени:
235.1. во всех зонах подачи оферт, принимая во внимание, при необходимости, ограничения распределения, не было отклонений между суммой энергии, переданной из всех зон подачи оферт с избытком, и суммой энергии, переданной во все зоны подачи оферт с дефицитом;
235.2. экспорт и импорт электроэнергии между зонами подачи оферт равны, и любые отклонения являются результатом только ограничений распределения, где это применимо.
236. Несмотря на положения п.233, агент передачи может выступать в качестве контрагента между различными центральными контрагентами по обмену электроэнергией, если заинтересованные стороны заключат специальное соглашение об этом. При отсутствии такого соглашения порядок передачи устанавливается регулирующими органами, ответственными за зоны подачи оферт, между которыми требуется компенсация и урегулирование по обмену энергией.
237. Центральный контрагент или агент передачи должны собирать доходы от перегрузок, возникающих в результате единого сопряжения рынков на сутки вперед, предусмотренного в разделах 9 – 11 главы V настоящей части, и те, которые являются результатом единого сопряжения внутрисуточных рынков, предусмотренного в разделах 8 – 10 главы VI настоящей части.
238. Центральный контрагент или агент передачи обеспечивают передачу ОПС собранных доходов от перегрузок в течение не более двух недель с даты урегулирования.
239. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, если сроки платежей не согласованы между двумя зонами подачи оферт, несоответствия времени обрабатываются организацией, назначенной НАРЭ, в соответствии с п.b) ч.(1) ст.8 Закона № 164/2025 об электроэнергии, назначает организацию для управления и покрытия связанных с этих расходов.
Глава VIII
УСТОЙЧИВОСТЬ РАСПРЕДЛЕННОЙ МЕЖЗОНАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ
Раздел 1
Предложение по сроку устойчивости на сутки вперед
240. ОПС и операторы соответствующих передающих систем совместно применяют единый срок для устойчивости на следующий день, который не может быть раньше, чем за полчаса до времени закрытия ворот рынка на сутки вперед.
Раздел 2
Устойчивость мощности на сутки вперед и ограничения распределение
241. До наступления срока устойчивости на сутки вперед, каждый расчетчик скоординированной мощности может регулировать межзональную мощность и ограничения распределения, которые должны быть переданы НОРЭЭ.
242. По истечении срока устойчивости на сутки вперед, все межзональные мощности и все ограничения распределения являются твердыми в отношении распределения мощностей на сутки вперед, если не будут выполнены требования п.174, в этом случае межзональные возможности и ограничения распределения становятся твердыми, как только их передали НОРЭЭ.
243. По истечении срока устойчивости на сутки вперед, межзональная емкость, которая не была выделена, может быть скорректирована для последующих распределений.
Раздел 3
Устойчивость внутрисуточной мощности
244. Внутрисуточная мощность становится твердой, как только она была выделена.
Раздел 4
Устойчивость в случае оправдывающего препятствия
или в чрезвычайных ситуациях
245. В случае оправдывающего препятствия или в чрезвычайных ситуациях, когда ОПС должен действовать оперативно, а передиспетчеризация и встречная продажа невозможны, ОПС имеет право сократить выделенную межзональную мощность. Во всех случаях сокращение осуществляется скоординированным образом после связи со всеми непосредственно вовлеченными операторами передающих систем.
246. При возникновении оправдывающего препятствия или чрезвычайной ситуации ОПС должен опубликовать уведомление, разъясняющее характер оправдывающего препятствия или чрезвычайной ситуации и их вероятную продолжительность. Это уведомление должно быть доведено до сведения соответствующих участников рынка через НОРЭЭ. В случае явного распределения мощностей участникам рынка, когда они ссылаются на оправдывающее препятствие или чрезвычайную ситуацию, ОПС должен отправить уведомление непосредственно сторонам договора, владеющим межзональной мощностью в течение соответствующего рыночного периода.
247. В случае сокращения выделенной мощности в связи с оправдывающим препятствием или из-за чрезвычайной ситуации, на которые ссылается ОСП, он возмещает или выплачивает компенсацию за период действия оправдывающего препятствия, указанный в уведомлении о подтверждении или за период чрезвычайной ситуации, в соответствии со следующими требованиями:
247.1. в случае неявного распределения центральный контрагент или агент передачи не должны нести финансовый ущерб или получать финансовую выгоду в результате любого дисбаланса, вызванного этим сокращением;
247.2. в случае оправдывающего препятствия, при котором мощность распределяется путем явного распределения, участники рынка имеют право на возмещение цены, уплаченной за мощность в ходе процесса явного распределения;
247.3. в чрезвычайной ситуации, если мощности распределяются посредством явного распределения, участники рынка имеют право на компенсацию, равную разнице в ценах на соответствующих рынках между соответствующими зонами подачи оферт в соответствующий период времени; или
247.4. в чрезвычайной ситуации, если мощности распределяются посредством явного распределения, но цена зоны подачи оферт не рассчитывается по крайней мере в одной из двух соответствующих зон подачи оферт в соответствующий период времени, участники рынка имеют право на возмещение цены, уплаченной за мощности в ходе процесса явного распределения.
248. ОПС, ссылающийся на оправдывающее препятствие или чрезвычайную ситуацию, должен ограничить последствия и продолжительность оправдывающего препятствия или чрезвычайной ситуации.
249. По запросу ОПС, НАРЭ анализирует, можно ли рассматривать событие как случай оправдывающего препятствия, и высказывает мнение по этому поводу. Мнение НАРЭ не является актом подтверждения оправдывающего препятствия, изданного в соответствии с действующим законодательством.
КНИГА III
ЗАТРАТЫ
Глава I
МЕТОДОЛОГИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДОХОДОВ ОТ ПЕРЕГРУЗОК
ДЛЯ ЕДИНОГО СОПРЯЖЕНИЯ РЫНКОВ НА СУТКИ
ВПЕРЕД И ВНУТРИСУТОЧНЫХ РЫНКОВ
Раздел 1
Методология распределения доходов от перегрузок
250. ОПС, совместно соответствующими операторами передающих систем, применяют методологию распределения доходов от перегрузок, предусмотренную в пп.33.13
251. Методология, предусмотренная в п.250:
251.1. способствует эффективному и долгосрочному функционированию и развитию системы передачи электроэнергии, а также эффективному функционированию рынка электроэнергии договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов;
251.2. соответствует общие принципы управления перегрузками, предусмотренные в ст 44 Закона № 164/2025 об электроэнергии;
251.3. обеспечивает разумное финансовое планирование;
251.4. является единообразной от одного временного интервала к другому;
251.5. устанавливает принципы распределения доходов от перегрузок, возникших из активов передачи, принадлежащих сторонам, не являющимся операторами передающей системы.
252. ОПС и соответствующие операторы передающих систем должны распределять доходы от перегрузки в соответствии с методологией, изложенной в п.250, в разумные сроки и как можно скорее, но не позднее одной недели после передачи дохода от перегрузки в соответствии с п.238.
Глава II
МЕТОДОЛОГИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАТРАТ НА ПЕРЕДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЮ
И ВСТРЕЧНУЮ ПРОДАЖУ ДЛЯ ЕДИНОГО СОПРЯЖЕНИЯ РЫНКОВ НА
СУТКИ ВПЕРЕД И ВНУТРИСУТОЧНЫХ РЫНКОВ
Раздел 1
Методология распределения затрат на передиспетчеризацию и встречную продажу
253. ОПС, совместно с операторами передающих систем в расчетном регионе мощностей, должны разработать предложение по общей методологии распределения затрат на передиспетчеризацию и встречную продажу.
254. Методология распределения затрат на передиспетчеризацию и встречную продажу включает решения по распределению затрат на действия, имеющие трансграничное значение.
255. Затраты на передиспетчеризацию и встречную продажу, подлежащие распределению между ОПС и соответствующими операторами передающих систем, должны устанавливаться прозрачным и поддающимся аудиту образом.
256. Методология распределения затрат на передиспетчеризацию и встречную продажу должна как минимум:
256.1. определять, какие из затрат, связанных с использованием корректирующих мер, которые были учтены при расчете мощностей, и в случае, если была установлена общая основа для использования таких мер, подлежат распределению между ОСП и другими операторами передающих систем расчетного региона мощностей в соответствии с методологией расчета мощностей, предусмотренной в разделах 6 и 7 главы I книги II;
256.2. определять, какие из затрат, связанных с использованием передиспетчеризацией или встречной продажи, для обеспечения устойчивость и межзональных мощностей, подлежат распределению между ОПС и другими операторами передающих систем расчетного региона мощностей в соответствии с методологией расчета мощностей, предусмотренной в разделах 6 и 7 главы I книги II;
256.3. устанавливать правила распределения затрат на региональном уровне, определяемые в соответствии с подпунктами 256.1 и 256.2.
257. Методология, разработанная в соответствии с п.253, должна включать:
257.1. механизм проверки фактической необходимости в передиспетчеризации и встречной продаже между ОПС и операторами задействованных передающих систем;
257.2. механизм ex post мониторинга применения корректирующих мер, связанных с затратами;
257.3. механизм оценки воздействия корректирующих действий на основе эксплуатационной безопасности и экономических критериев;
257.4. процесс совершенствования корректирующих мер;
257.5. процесс мониторинга каждого региона расчета мощности со стороны НАРЭ и соответствующих регулирующих органов.
258. Также методология, разработанная в соответствии с п.253, должна:
258.1. предусматривать стимулы для управления перегрузками, включая корректирующие действия и стимулы для эффективных инвестиций;
258.2. соответствовать обязанностям и обязательствам ОПС и вовлеченных операторов передающих систем;
258.3. обеспечивать справедливое распределение затрат и выгод между ОПС и вовлеченными операторами передающих систем;
258.4. согласовываться с другими связанными механизмами, включая, по крайней мере:
258.4.1. методологию распределения доходов от перегрузок, предусмотренная в разделе 1 главы 1 настоящей книги;
258.4.2. механизм компенсации между операторами передающих систем, как это предусмотрено в ст.48 Закона № 164/2025 об электроэнергии, а также в нормативно-правовой базе Энергетического сообщества;
258.5. способствовать эффективной и долгосрочной эксплуатации и развитию общеевропейской системы, находящейся в межсистемном соединении, а также эффективной эксплуатации общеевропейского рынка электроэнергии;
258.6. способствовать соблюдению общих принципов управления перегрузками, предусмотренных в ст 44 Закона № 164/2025 об электроэнергии;
258.7. обеспечивать разумное финансовое планирование;
258.8. соответствовать различным временным интервалам рынка на сутки вперед и внутрисуточного рынка;
258.9. соответствовать принципам прозрачности и недискриминации.
259. ОПС, совместно с операторами передающих систем расчетного региона мощностей, должны, насколько это возможно, дополнительно гармонизировать с другими расчетными регионами мощностей методологию распределения затрат на передиспетчеризацию и встречную продажу, применяемую в их расчетном регионе мощностей.
Глава III
ВОЗМЕЩЕНИЕ ЗАТРАТ, СВЯЗАННЫХ С РАСПРЕДЕЛЕНИЕМ
МОЩНОСТЕЙ И УПРАВЛЕНИЕМ ПЕРЕГРУЗКАМИ
Раздел 1
Общие положения о возмещении затрат
260. Затраты, отнесенные к обязательствам, возложенных на ОПС в соответствии с разделом 6 книги I, включая предусмотренные разделом 1 главы II настоящей книги и разделами 2 – 5 настоящей главы, оцениваются НАРЭ. Затраты, оцененные как разумные, эффективные и соразмерные, возмещаются в установленные сроки посредством тарифа на услуги по передаче электроэнергии или посредством других соответствующих механизмов, установленных НАРЭ в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии.
261. Доля, приходящаяся на договаривающиеся стороны Энергетического сообщества и/или государства-члены в общих расходах, предусмотренных пп.273.1, региональных расходах, предусмотренных пп.273.2 и национальных расходах, предусмотренных пп.273.3, оцененных как разумные, эффективные и пропорциональные, возмещается за счет тарифов НОРЭЭ, регулируемых тарифов на услуги по передаче электроэнергии или других соответствующих механизмов, установленных НАРЭ в соответствии с законом № 164/2025 об электроэнергии.
262. По запросу НАРЭ, ОПС, НОРЭЭ и соответствующие уполномоченные операторы в соответствии с разделом 4 настоящей главы, обязаны в течение трех месяцев с момента запроса предоставить информацию, необходимую для оценки понесенных затрат.
Раздел 2
Расходы на установление, изменение и функционирование единого
сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков
263. НОРЭЭ участвует в покрытии следующих расходов:
263.1. общие, региональные и национальные расходы на создание, обновление или дальнейшее развитие алгоритма объединения по ценам и единого сопряжения рынков на сутки вперед;
263.2. общие, региональные и национальные расходы на установление, обновление или дальнейшее развитие алгоритма торговли путем непрерывного соотнесения и единого сопряжения внутрисуточных рынков;
263.3. общие, региональные и национальные расходы на функционирование единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков.
264. В соответствии с соглашением с НОРЭЭ, ОПС может внести свой вклад в расходы, предусмотренные п.263, при условии утверждения НАРЭ. В таких случаях в течение двух месяцев после получения прогноза от НОРЭЭ, ОПС имеет право представить на утверждение НАРЭ предложение о внесении своего вклада в покрытие расходов. Эти взносы учитываются при установлении регулируемых тарифов на услугу передачи электроэнергии.
265. НОРЭЭ имеет право на возмещение расходов, предусмотренных п.261, которые не были понесены ОПС в соответствии с п.264, за счет тарифов на услуги по управлению рынком электроэнергии или посредством других соответствующих механизмов, в соответствии с положениями Закона № 164/2025 об электроэнергии, если они являются разумными и соразмерными.
Раздел 3
Расходы на компенсацию и урегулирование
266. Все расходы, понесенные центральным контрагентом и агентом передачи, подлежат возмещению за счет тарифов или других соответствующих механизмов, установленных в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии, если они являются разумными и соразмерными.
267. Центральный контрагент и агент передачи должны изыскивать эффективные механизмы компенсации и урегулирования, позволяющие избегать ненужных затрат и отражающие принятый риск. Трансграничные механизмы компенсации и урегулирования должны быть утверждены НАРЭ.
Раздел 4
Расходы на установление и функционирование процесса
расчета скоординированных мощностей
268. ОПС самостоятельно несет расходы на предоставление исходных данных для процесса расчета мощностей.
269. ОПС несет совместно с другими соответствующими операторами передающей системы расходы на объединение индивидуальных моделей сетей. ОПС несет, вместе с другими соответствующими операторами передающих систем в каждом расчетном регионе мощностей, затраты по установлению и функционированию расчетчиков скоординированной мощности.
270. Любые расходы, понесенные участниками рынка для выполнения требований настоящих Руководств по электросетям, несут соответствующие участники рынка.
Раздел 5
Расходы на обеспечение стойкости
271. Расходы, связанные с обеспечением стойкости в соответствии с пунктами 242 и 244, несет ОПС, насколько это возможно, в соответствии с п.a) ч.(2) ст.47 Закона № 164/2025 об электроэнергии. Соответствующие затраты включают затраты, возникающие в результате механизмов компенсации, связанных с обеспечением стойкости межзональных мощностей, а также затраты на передиспетчеризацию, встречную продажу и дисбаланс, связанные с компенсацией участникам рынка.
Раздел 6
Распределение затрат между НОРЭЭ и операторами передающих систем разных
договаривающихся сторон и государств-членов Энергетического сообщества
272. НОРЭЭ и другие соответствующие НОРЭЭ, а также ОПС и соответствующие операторы передающих систем должны представлять НАРЭ и соответствующим регулирующим органам, соответственно, ежегодный отчет, подробно описывающий затраты на установление, модификацию и эксплуатацию единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ACER должен интегрировать этот отчет в свой отчет и публиковать его, принимая во внимание информацию, составляющую коммерческую тайну. Затраты, непосредственно связанные с единым сопряжением рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, должны быть четко и отдельно определены и поддаваться аудиту. В отчете также должна содержаться полная информация о вкладе ОПС в расходы НОРЭЭ в соответствии с п.264.
273. Расходы, предусмотренные в п.272, делятся на:
273.1. совместные расходы, возникающие в результате скоординированной деятельности всех НОРЭЭ или операторов передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов (для их взаимодействия с договаривающимися сторонами Энергетического сообщества), участвующих в едином сопряжении рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков;
273.2. региональные расходы, возникающие в результате деятельности НОРЭЭ и операторов передающих систем, сотрудничающих в данном регионе;
273.3. национальные расходы, возникающие в результате деятельности НОРЭЭ и ОПС.
274. Общие расходы, предусмотренные в пп.273.1, распределяются между ОПС и операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.
275. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, НОРЭЭ и соответствующие НОРЭЭ, а также ОПС и операторы соответствующих передающих систем, сотрудничающие в данном регионе, согласовывают предложение о региональном распределении затрат в соответствии с пп.273.2. Это предложение представляется на утверждение в индивидуальном порядке в НАРЭ и соответствующим национальным органам каждой договаривающейся стороны Энергетического сообщества и, соответственно, каждого государства-члена в регионе. В качестве альтернативы, НОРЭЭ и соответствующие НОРЭЭ, а также ОПС и соответствующие операторы передающих систем, сотрудничающие в данном регионе, могут использовать соглашения о совместном распределении затрат.
276. Принципы распределения затрат применяются к расходам, понесенным с момента вступления в силу настоящих Руководств по электросетям. Это не должно наносить ущерба существующим решениям, используемым для разработки единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, а расходы, понесенные до вступления в силу настоящих Руководств по электросетям, распределяются между НОРЭЭ и соответствующим НОРЭЭ, а также между ОПС и соответствующими операторами передающих систем, на основе действующих соглашений, регулирующих такие решения.
КНИГА IV
ДЕЛЕГИРОВАНИЕ ЗАДАЧ И МОНИТОРИНГ
Раздел 1
Делегирование задач
277. ОПС или НОРЭЭ может делегировать полностью или частично любую задачу, порученную в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, одному или нескольким третьим лицам, при условии, что это третье лицо может выполнить функцию как минимум так же эффективно, как и ОПС или НОРЭЭ, делегирующий эту задачу. Когда НОРЭЭ полностью или частично делегирует свои обязанности третьему лицу, ОПС, НОРЭЭ по-прежнему несет ответственность за обеспечение соблюдения своих обязательств в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, включая обеспечение доступа к информации, необходимой НАРЭ для осуществления функции мониторинга.
278. Перед делегированием задач соответствующее третье лицо должно ясно продемонстрировать ОПС системы или НОРЭЭ свою способность выполнять все обязательства, вытекающие из настоящих Руководств по электросетям.
279. Если задача, предусмотренная в настоящих Руководствах по электросетям, полностью или частично делегирована третьей стороне, ОПС, НОРЭЭ должны убедиться, в том, чтобы до делегирования задач были заключены соответствующие соглашения о конфиденциальности в соответствии с обязательствами по конфиденциальности ОПС или НОРЭЭ, делегирующих задачу.
Раздел 2
Мониторинг внедрения единого сопряжения рынков
на сутки вперед и внутрисуточных рынков
280. Субъект, выполняющий функцию OCP, контролируется НАРЭ. Другие регулирующие органы или соответствующие органы, ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER вносят свой вклад в мониторинг, по мере необходимости. НАРЭ сотрудничает в полной мере с регулирующими органами или другими соответствующими органами, которые несут основную ответственность за мониторинг деятельности НОРЭЭ и функций ОСР, а также обеспечивает доступ к информации другим регулирующим органам, ECRB и ACER, для обеспечения надлежащего мониторинга единого сопряжения рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, в соответствии со ст.12 Закона № 164/2025 об электроэнергии.
281. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ACER совместно с Секретариатом Энергетического сообщества должно контролировать единое сопряжение рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков.
282. ОПС должен предоставлять ACER и Секретариату Энергетического сообщества информацию, необходимую соответствующим органам для выполнения задачи мониторинга, указанной в п.281.
283. По совместному запросу ECRB или, если затронуты государства-члены, – по запросу ACER, и ENTSO-E, OPEED, участники рынка и другие соответствующие организации, имеющие отношение к единому сопряжению рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков, должны передавать в ENTSO-E информацию, необходимую для осуществления мониторинга в соответствии с п.281 за исключением случаев, когда НАРЭ, ECRB, ACER или ENTSO-E уже располагают этой информацией в силу осуществления своих задач по мониторингу соблюдения законодательства.
КНИГА V
СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
284. В отступление от п.33, до тех пор пока ACER не утвердит ТУМ, предусмотренные в пп.33.3, 33.4 и 33.12, НАРЭ утверждает соответствующие ТУМ, применяемые на уровне Европейского Союза, согласно соответствующим решениям всех регулирующих органов в государствах-членах.
Приложение
к Руководствам по электросетям
о распределении мощностей и управлении перегрузками
Утверждены
Постановлением Административного совета Национального
агентства по регулированию в энергетике
№ 641/2025
РАСЧЕТНЫЕ РЕГИОНЫ МОЩНОСТЕЙ
Раздел 1
Тема и сфера применения
1. Расчетные регионы мощностей (CCR) должны охватывать все существующие границы зон подачи предложений между договаривающимися сторонами Энергетического сообщества и/или государствами-членами, как определено в настоящем Приложении.
2. Корректировки конфигурации CCR осуществляется на основе предложений, совместно сформулированных ОПС и другими операторами передающих систем в соответствии с пунктами 61 и 62, по согласованию с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, направленных в ACER.
Раздел 2
Расчетный регион мощностей: CCR EE
3. CCR Восточная Европа включает границу зоны подачи предложений между Украиной и Молдовой (UA-MD), НЭК "Укрэнерго" (Укрэнерго) и ГП "Moldelectrica" (MEL).
4. Что касается границ зоны подачи предложений между договаривающимися сторонами Энергетического сообщества и/или государствами-членами, все операторы передающих систем в CCR EE должны заключить соглашение с операторами передающих систем, прилегающими к CCR EE, которое устанавливает основу для сотрудничества операторов передающих систем ЕС и стран, не входящих в ЕС, в пределах CCR EE. Это соглашение применяется к следующим операторам передающих систем для следующих границ:
4.1. Украина - Польша (UA - PL), НЭК "Укрэнерго" (Укрэнерго) и "PSE" АО (PSE);
4.2. Украина - Словакия (UA-SL), НЭК "Укрэнерго" (Укрэнерго) и "Slovenská elektrizaná prenosová süstava" АО (SEPS);
4.3. Украина - Венгрия (UA-HU), НЭК "Укрэнерго" (Укрэнерго) и "Hungarian Independent Compania operator de transport" ООО (MAVIR);
4.4. Украина - Румыния (UA-RO), НЭК "Укрэнерго" (Укрэнерго) и Национальная компания по передаче электроэнергии "Transelectrica" АО (TEL);
4.5. Молдова - Румыния (MD - RO), ГП "Moldelectrica" (MEL) и Национальная компания по передаче электроэнергии "Transelectrica" S.A. (TEL).