Постановление N 642 от 04.11.2025 об утверждении Руководств по электросетям о балансировке электроэнергетической системы

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Руководств по электросетям о балансировке

электроэнергетической системы

№ 642  от  04.11.2025

 (в силу 09.12.2025) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 605-607 ст. 1059 от 09.12.2025

* * *

На основании ч.(3) ст.9 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 балансировке электроэнергетической системы (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.

Утверждены

Постановлением Административного совета Национального

агентства по регулированию в энергетике

№ 642/2025

РУКОВОДСТВА ПО ЭЛЕКТРОСЕТЯМ

о балансировке электроэнергетической системы

Руководства по электросетям о балансировке электроэнергетической системы транспонируют Регламент Европейской Комиссии 2017/2195(ЕС) от 23 ноября 2017 г. об установлении руководящих принципов для электроэнергетической балансировки (Текст, имеющий отношение к ЕЭП), опубликованный в Официальном журнале Европейского Союза (JO) № L 312/6 от 28 октября 2017 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. Настоящие Руководства по электросетям о балансировке электроэнергетической системы (далее – Руководства по электросетям) устанавливают подробные руководства по балансировке электроэнергетической системы, включая общие принципы закупки и оплаты резервов для обеспечения стабильности частоты, для восстановления частоты и замещающих резервов, а также общую методологию активации резервов для восстановления частоты и замещающих резервов.

2. Настоящие Руководства по электросетям применимы к оператору передающей системы (далее – ОПС), операторам распределительных систем (далее – ОРС), в том числе к операторам закрытых распределительных систем, как определено в Законе № 164/2025 об электроэнергии, к Национальному агентству по регулированию в энергетике (далее – НАРЭ), к третьим сторонам, которым были делегированы или на которые были возложены обязанности, к другим участникам рынка, в сотрудничестве с Агентством по сотрудничеству регуляторов энергетики (далее – ACER), Регулирующим комитетом Энергетического сообщества (далее – ECRB), Европейской сетью операторов передающих систем электроэнергии (далее – ENTSO-E).

3. Настоящие Руководства по электросетям применимы ко всем сетям электропередачи и межсистемным соединениям, за исключением сетей электропередачи, не подключенных к другим сетям электропередачи посредством межсистемных соединений (далее – передающая система).

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 ОПС в Республике Молдова, в соответствии с функциями, возложенными постановлением НАРЭ, осуществляющим полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

5. Если зона регулирования частоты-мощности (далее – зона РЧМ) состоит из передающей системы ОПС и передающих систем одного или нескольких операторов передающих систем, ОПС и все операторы передающих систем в этой зоне РЧМ могут, при условии утверждения соответствующими регулирующими органами, принять на себя одно или несколько обязательств, изложенных в настоящих Руководствах по электросетям, скоординированным образом для всех областей программирования зоны РЧМ.

6. Настоящие Руководства по электросетям применимы ко всем состояниям электроэнергетической системы, как определено в Разделе 1 Главы I Книги I Части II. Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

7. В настоящих Руководств по электросетям применяются понятия, предусмотренные в Законе № 164/2025 об электроэнергии, в Руководствах по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками, утвержденных Постановлением НАРЭ № 641/2025, в Кодексе электрических сетей о подключении к электрическим сетям, утвержденном Постановлением НАРЭ № 423/2019, в Руководствах по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке, утвержденных Постановлением НАРЭ № 643/2025, в Руководствах по электросетям об эксплуатации передающей системы, утвержденных Постановлением НАРЭ № 644/2025, в Кодексе электрических сетей о чрезвычайном положении и восстановлении электроэнергетической системы, утвержденным Постановлением НАРЭ № 645/2025, а также в Постановлении НАРЭ № 299 от 26.06.2017 г. о представлении ENTSO-E информации о рынке электрической энергии Республики Молдова и ее опубликовании, а также следующие понятия и определения:

Балансировочная мощность – объем резервной мощности, которую поставщик услуг балансировки согласился поддерживать и в отношении которой поставщик услуг балансировки согласился предоставить ОПС во время действия договора, предложения соответствующего количества балансировочной энергии;

Балансировочная энергия – энергия, используемая ОПС для балансировки и поставляемая одним поставщиком услуг балансировки;

Балансировочный рынок – совокупность институциональных, коммерческих и операционных положений, устанавливающих управление балансировкой на основе рыночных механизмов;

Время закрытия балансировочных энергетических ворот – время, когда больше не разрешается передавать или обновлять предложение на балансировочную энергию для стандартного продукта из списка общего порядка преимущества;

Время закрытия ворот для интегрированного процесса планирования – момент, когда передача или обновление предложений, относящихся к интегрированному процессу планирования, больше не допускается для данных итераций интегрированного процесса планирования;

Время закрытия ворот для передачи предложений энергии ОПС – последний момент, когда соединяющий ОПС может передать функции оптимизации активации предложений балансировочной энергии, полученные от поставщика услуг балансировки;

Распределённый объем – объем энергии, введенный или физически извлеченный из электроэнергетической системы и назначенный стороне, ответственной за балансировку, для расчета дисбаланса соответствующей ответственной балансировочной стороны;

Государства-члены – государства – члены Европейского Союза;

Делимость – возможность для ОПС на использования только части предложений на балансировочную энергию или предложений на балансировочную мощность, представленных поставщиком услуг балансировки, либо с точки зрения активации мощности, либо с точки зрения продолжительности времени;

Дисбаланс – объем энергии, рассчитанный для ответственной стороны за балансировку, который представляет собой разницу между объемом, назначенным этой ответственной стороне за балансировку, и финальной позицией, соответствующей ответственной стороне за балансировку, включая любую корректировку дисбаланса, применяемой к данной ответственной стороне за балансировку в определенном интервале оплаты дисбалансов;

Продолжительность полной активации – период времени между представлением запроса на активацию соединяющим ОПС, в случае модели ОПС-ОПС, или заключившего договор ОПС, в случае модели ОПС-ПУБ, и соответствующей полной поставки целевого продукта;

Заключивший договор ОПС – ОПС, заключивший договор на услуги балансировки с поставщиком услуг балансировки из другой зоны программирования;

Зона дисбаланса – зона, в которой рассчитывается дисбаланс;

Зона цены дисбаланса – зона, относящиеся к рассчитываемой цене дисбаланса;

Интегрированный процесс планирования – итеративный процесс, использующий, как минимум, предложения, относящиеся к интегрированному процессу планирования, которые содержат коммерческие данные, полные технические данные об установках для производства электроэнергии и индивидуальных местах потребления и которые явно включают в качестве входных данных процесса характеристики запуска, последний анализ адекватности соответствующей зоны контроля и пределы надёжности функционирования;

Интервал оплаты дисбалансов – период времени, за который рассчитывается дисбаланс сторон, ответственных за балансировку;

Корректировка дисбаланса – объем энергии, который представляет собой балансировочную энергию от поставщика услуг балансировки и который применяется соединяющим ОПС, в течение интервала оплаты дисбаланса, к соответствующей ответственной стороне за балансировку и который используется для расчета дисбаланса этой ответственной за балансировку стороне;

Модель ОПС-ОПС – модель обмена услугами балансировки, в рамках которой поставщик услуг балансировки поставляет услуги балансировки своему соединяющему ОПС, который затем предоставляет эти услуги балансировки запрашивающему ОПС;

Модель ОПС-ПУБ – модель обмена услугами балансировки, в рамках которой поставщик услуг балансировки (в дальнейшем – ПУБ) поставляет услуги балансировки непосредственно заключившему договор ОПС, который затем предоставляет эти услуги балансировки запрашивающему ОПС;

Модель самодиспетчеризации – модель программирования и диспетчеризации, согласно которой программы производства и потребления электроэнергии, а также диспетчеризация электростанций и мест потребления определяются программными агентствами соответствующих установок;

Обмен балансировочной мощности – поставка балансировочной мощности к ОПС из зоны программирования, отличной от той, в которой подключен поставщик приобретенных услуг балансировки;

Обмен балансировочной энергией – активация предложений балансировочной энергии для поставки балансировочной энергии к ОПС в зоне программирования, отличной от той, в которой подключен поставщик активированных услуг балансировки;

Обмен услугами балансировки – обмен балансировочной энергией или обмен балансировочной мощностью, либо и то, и другое;

Оплата дисбалансов – механизм финансовых расчетов для выставления счетов-фактур или осуществления платежей сторонам, ответственным за балансировку и дисбалансов;

ОПС заявитель – ОПС, запрашивающий поставку балансировочной энергии;

Период дезактивации – период изменения электрической нагрузки от полной поставки до заданного значения или от полного извлечения обратно до заданного значения;

Период подготовки – временной интервал между формулировкой запроса соединяющего ОПС, в случае модели ОПС-ОПС, или заключившего договор ОПС, в случае модели ОПС-ПУБ, и началом периода изменения электрической нагрузки;

Период поставки – период, в течение которого поставщик услуг балансировки поставляет в систему или потребляет всю запрошенную мощность из системы;

Передача балансировочной мощности – передача балансировочной мощности от изначально заключившего договор поставщика услуг балансировки, другому поставщику услуг балансировки;

Позиция – заявленный объем энергии стороны, ответственной за балансировку, использованный для расчета ее дисбаланса;

Поставщик услуг балансировки – участник рынка с единицами поставки резервов или с группами поставки резервов, способный оказывать услуги балансировки ОПС;

Цена дисбаланса – цена, положительная, нулевая или отрицательная, каждого интервала оплаты дисбаланса, соответствующая дисбалансу в каждом направлении;

Режим активации – режим активации предложений балансировочной энергии, который может быть ручным или автоматическим, в зависимости от того, как достигается активация балансировочной энергии: вручную, оператором или автоматически, в замкнутом контуре;

Соединяющий ОПС – ОПС, управляющий зоной программирования, в которой поставщики услуг балансировки и стороны, ответственные за балансировку, должны соблюдать положения и условия, связанные с балансировкой;

Специфический продукт – продукт, отличный от стандартного продукта;

Список общего порядка преимущества – список предложений балансировочной энергии, отсортированных по цене предложений, используемый для активации этих предложений;

Стандартный продукт – гармонизированный балансировочный продукт, определенный ОПС и всеми операторами передающих систем, задействованными для обмена услугами балансировки;

Сторона, ответственная за балансировку – участник рынка или его назначенный представитель, ответственный за его дисбалансы на рынке электроэнергии;

Период действия – период, в течение которого предложение балансировочной энергии может быть активирована поставщиком услуг балансировки, при условии соблюдения всех характеристик продукта. Период действия ограничен временем начала и временем закрытия;

Услуги балансировки – балансировочная энергия или балансировочная мощность либо и то, и другое;

Функция оптимизации активации – рабочая функция алгоритма, применяемого для оптимизации активации предложений балансировочной энергии;

Функция оптимизации закупки мощности – рабочая функция алгоритма, применяемая для оптимизации закупки балансировочной мощности, для ОПС, обменивающихся балансировочной мощностью;

Функция оплаты ОПС-ОПС – функция осуществления оплаты процессов сотрудничества между ОПС;

Функция процесса компенсации дисбалансов – использования алгоритма, применяемого для реализации процесса компенсации дисбалансов.

Раздел 2

Цели и сфера регламентирования

8. Настоящие Руководства по электросетям направлены на:

8.1. содействие эффективной конкуренции, недискриминации и прозрачности балансировочного рынка;

8.2. повышение эффективности балансировки, а также эффективности национальных и европейских балансировочных рынков;

8.3. интеграцию балансировочного рынка и продвижение возможностей реализации обменов услугами балансировки, одновременно способствуя надёжному функционированию электроэнергетической системы;

8.4. вклад в эффективном и долгосрочном функционировании и развитие передающей системы и электроэнергетического сектора, одновременно способствуя эффективному и согласованному функционированию рынков электроэнергии на сутки вперед и внутрисуточных рынков, а также балансировочного рынка;

8.5. обеспечение справедливого, объективного, прозрачного и основанного на рыночных механизмах характера закупок услуг балансировки, недопущение необоснованных барьеров для входа на рынки электроэнергии новых участников и содействие ликвидности балансировочного рынка при одновременном предотвращении необоснованных искажений на рынках электроэнергии;

8.6. содействие участию в диспетчируемом потреблении, включая агрегацию и установок для хранения энергии, при этом гарантируя, что они конкурируют с другими услугами балансировки на условиях справедливой конкуренции и, при необходимости, действуют независимо, когда обслуживают одно место потребления;

8.7. содействие участию возобновляемых источников энергии и поддержку достижения целей по интеграции электроэнергии из возобновляемых источников.

9. При внедрении настоящих Руководств по электросетям, НАРЭ и ОПС должны:

9.1. применять принцип пропорциональности и недискриминации;

9.2. обеспечивать прозрачность;

9.3. применять принцип оптимизации между наивысшей степенью глобальной эффективности и наименьшим уровнем совокупных затрат для всех участвующих сторон;

9.4. убедиться, чтобы ОПС использовал, насколько это возможно, рыночные механизмы для обеспечения безопасности и стабильности передающей системы;

9.5. убедиться, чтобы развитие форвардных рынков, рынков на сутки вперед и внутрисуточных рынков не было поставлено под угрозу;

9.6. соблюдать ответственность, возложенную на ОПС, в целях обеспечения безопасности системы, в том числе в соответствии с требованиями национального законодательства;

9.7. консультироваться с ОРС и учитывают потенциальное воздействие на их распределительные электрические сети;

9.8. учитывать согласованные на европейском уровне стандарты и технические характеристики.

Раздел 3

Термины, условия и/или методологии

10. В соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, ОПС и операторы передающих систем в других договаривающихся сторонах Энергетического сообщества и/или в государствах-членах (далее – операторы соответствующих передающих систем) должны разработать термины, условия и/или методологии (далее – TУM и представить их на утверждение НАРЭ и регулирующим органам других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов (далее – соответствующих регулирующих органов), ECRB, и, если участвуют государства-члены, – ACER, в сроки, установленные в настоящих Руководствах по электросетям. В исключительных случаях, в частности, в случаях, когда крайний срок не может быть соблюден по причинам, не зависящим от ОПС, крайний срок для разработки ТУМ, предусмотренный в п.22, НАРЭ может продлить. В случае, если, в соответствии с пунктом 20, предложение по ТУМ требует утверждения НАРЭ совместно с соответствующими регулирующими органами, НАРЭ координирует с соответствующими регулирующими органами решение о продлении срока разработки предложения по ТУМ.

11. В случае, если, в соответствии с пунктом 20, предложение по ТУМ должно быть разработано и согласовано ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем, ОПС должен тесно сотрудничать с операторами соответствующих передающих систем. ОПС совместно с операторами передающих систем региона должен регулярно информировать при поддержке ENTSO-E, соответствующие регулирующие органы, ECRB или ACER, если участвуют государства-члены, о прогрессе, достигнутом в разработке рассматриваемых ТУМ.

12. В случае отсутствия консенсуса среди ОПС и операторов соответствующих передающих систем, принимающих решения относительно предложений по ТУМ, предусмотренных в пункте 20, они должны принять решение путем голосования квалифицированным большинством. Принятие квалифицированным большинством предложений по ТУМ, предусмотренное в п.20, требует выполнения следующих требований в совокупности:

12.1. наличие большинства голосов операторов передающих систем, представляющих не менее 72% договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или соответствующих государств-членов;

12.2. наличие большинства голосов операторов передающих систем других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, представляющих не менее 65% населения соответствующего региона.

13. Считается, что существует блокирующее меньшинство для принятия решений о предложениях по ТУМ, предусмотренного в п.20, 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 считается, что квалифицированное большинство было достигнуто.

14. Решения о предложениях по ТУМ, предусмотренных в пункте 20, касающихся регионов, состоящих не более чем из пяти договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, требуют консенсуса операторов передающих систем.

15. В связи с решениями операторов передающих систем относительно предложений по ТУМ, предусмотренных в пункте 20, один голос назначается каждой договаривающейся стороне Энергетического сообщества и каждому государству-члену. 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.

16. В случае, если ОПС и/или операторы соответствующих передающих систем не представляют НАРЭ и/или соответствующим регулирующим органам, ECRB или ACER, в сроки, установленные в разделах 4 и 5 настоящей Книги, первоначальное или измененное предложение по ТУМ, предусмотренное в пунктах 20 и 22, ОПС и/или операторы соответствующих передающих систем должны представить указанным органам проекты предложений по соответствующим ТУМ и объяснить причины, по которым не было достигнуто соглашение. В этом случае НАРЭ и/или соответствующие регулирующие органы ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER, принимают необходимые меры для утверждения ТУМ, предусмотренные пунктами 20 и 22, например, запросив внесение изменений, пересмотр и дополнение проектов ТУМ в соответствии с настоящим пунктом, в том числе в случаях, когда проекты ТУМ не были представлены, и, соответственно, утвердив их.

17. В соответствии со ст.39 Закона № 164/2025 об электроэнергии, ОПС обязаны применять ТУМ, одобренные ACER и предусмотренные в пункте 19, а также ТУМ, одобренные ECRB. ОПС должен составить и представить в НАРЭ для утверждения список ТУМ, утвержденных ACER, и список ТУМ, утвержденных ECRB. Постановления НАРЭ о внедрении решений ACER и решений ECRB об утверждении соответствующих ТУМ, публикуются в Официальном мониторе Республики Молдова, а соответствующие ТУМ публикуются на официальном веб-сайте Агентства и на веб-сайте оператора передающей системы.

Раздел 4

Утверждение ТУМ

18. НАРЭ, ECRB или ACER должны утверждать ТУМ, разработанные ОПС совместно с соответствующими операторами передающих системы в случае ТУМ, предусмотренных в пункте 20, или ОПС в случае ТУМ, предусмотренных в пункте 22. Перед утверждением ТУМ ECRB, ACER и НАРЭ должны, при необходимости, рассмотреть предложения по ТУМ, консультируясь с ОПС, чтобы убедиться, что эти ТУМ соответствуют целям настоящих Руководств по электросетям и способствуют рыночной интеграции, недискриминации, эффективной конкуренции и надлежащему функционированию рынков электроэнергии.

19. ОПС должен применять ТУМ и любые их изменения, утвержденные ACER и включенные в национальную нормативную базу в соответствии с пунктом 17, а именно:

19.1. рамочные условия для создания европейских платформ, в соответствии с пунктами 87 – 89;

19.2. изменения типовых условий для создания европейских платформ, в соответствии с пунктами 87 – 88;

19.3. стандартные продукты для балансировочной мощности, которые должны быть применены ОПС в соответствии с п.101;

19.4. методология классификации с целью активации предложений балансировочной энергии;

19.5. оценка возможного увеличения минимального объема предложений балансировочной энергии, которые передаются европейским платформам в соответствии с пунктом 120;

19.6. методологии ценообразования для балансировочной энергии и межзональной мощности, используемой для обмена балансировочной энергией или для реализации процесса компенсации дисбалансов;

19.7. гармонизованная методология процесса межзонального распределения мощностей для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов;

19.8. методология для процесса совместной оптимизации межзонального распределения мощности;

19.9. правила оплаты ОПС-ОПС для запланированного обмена энергией;

19.10. гармонизированные положения основных элементов оплаты дисбалансов;

19.11. рамки для географической зоны, включающей ОПС и всех операторов передающих систем, осуществляющих процесс замещения резервов в соответствии с Частью 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, в связи с установлением европейской платформы для обмена балансировочной энергией из резервов замещения, в соответствии с п.86;

19.12. для географической зоны, включающей ОПС, и всех операторов передающих систем, осуществляющих плановые энергетические обмены в синхронной зоне континентальной Европы, правила оплаты ОПС-ОПС для запланированного обмена энергией, согласно п.192;

19.13. правила оплаты ОПС-ОПС для незапланированного обмена энергией согласно п.198, для синхронной зоны континентальной Европы.

20. Предложения по следующим ТУМ и любые их изменения подлежат утверждению НАРЭ совместно со всеми соответствующими регулирующими органами в затрагиваемом регионе:

20.1. для географической зоны, включающей ОПС и одного или нескольких операторов передающих систем, которые обмениваются или желают обмениваться балансировочной мощностью, установление общих и гармонизированных правил и процессов обмена балансировочной мощностью и закупки балансировочной мощности, в соответствии с п.140;

20.2. для географической зоны, включающей ОПС, который обменивается балансировочной мощностью, методология расчета вероятности доступности межзональной мощности после времени закрытия внутрисуточных межзональных ворот, в соответствии с пп.143.1;

20.3. исключение для географической зоны, в которой осуществлялась закупка балансировочной мощности, в отношении запрета поставщикам услуг балансировки передавать свои обязательства по предоставлению балансировочной мощности, в соответствии с пунктом 147;

20.4. применение модели ОПС-ПУБ в географической области, включающей ОПС и одного или нескольких операторов передающих систем, в соответствии с пунктом 152;

20.5. методология расчета межзональной мощности для каждого региона расчета мощности, в соответствии с пунктом 162;

20.6. в географической зоне, включающей ОПС и одного или нескольких операторов передающих систем, применение процесса межзонального распределения мощностей для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов, в соответствии с пунктом 163;

20.7. для географической зоны, включающей одного или более ОПС, которые обмениваются балансировочной мощностью, принципы для алгоритмов балансировки, в соответствии с пунктом 218.

21. Договаривающаяся сторона Энергетического сообщества или государство-член может представить НАРЭ заключение относительно предложения по ТУМ, предусмотренного в пункте 20, которое НАРЭ должно рассмотреть.

22. Предложения по следующим ТУМ подлежат утверждению НАРЭ, в каждом конкретном случае:

22.1. отступление от требования о публикации информации о ценах, предлагаемых в предложениях балансировочной энергии или балансировочной мощности, в связи с опасениями по поводу злоупотреблений на рынке, в соответствии с пунктом 53;

22.2. при необходимости, методология распределения затрат, возникших в результате мер, принятых ОРС, в соответствии с пунктом 64;

22.3. условия, связанные с балансировкой, в соответствии с разделом 5 Главы I Книги II;

22.4. определение и использование специфических продуктов для балансировочной энергии и балансировочной мощности в соответствии с пунктом 103;

22.5. ограничение объема из предложений, направляемых на европейские платформы, в соответствии с пунктом 119;

22.6. отступление от раздельной закупки балансировочной мощности для увеличения и понижения мощности, в соответствии с пунктом 139;

22.7. при необходимости, дополнительный механизм урегулирования, отдельный от урегулирования дисбалансов, используемый для урегулирования расходов на закупку балансировочной мощности, административных расходов и других расходов, связанных с балансировкой, со сторонами, ответственными за балансировку, в соответствии с пунктом 178;

22.8. отступления от одного или нескольких положений настоящих Руководств по электросетям, в соответствии с пунктом 228;

22.9. расходы, отнесенные к обязательствам, возложенными на ОПС или назначенных третьих лиц, в соответствии с пунктом 37.

23. Договаривающаяся сторона Энергетического сообщества или государство-член может представить НАРЭ заключение относительно предложения по ТУМ, предусмотренного в пункте 22, которое НАРЭ должно рассмотреть.

24. Предложение по ТУМ должно включать предлагаемый график реализации, а также описание ожидаемого влияния этих ТУМ на цели настоящих Руководств по электросетям. Сроки внедрения не должны превышать 12 месяцев с момента утверждения ТУМ НАРЭ в случае ТУМ, предусмотренных пунктом 20, или 12 месяцев после утверждения ТУМ НАРЭ совместно с соответствующими регулирующими органами, в случае ТУМ, предусмотренных пунктом 20, за исключением ситуации, когда НАРЭ или, в зависимости от обстоятельств, НАРЭ и все соответствующие регулирующие органы соглашаются продлить указанный график внедрения по предложению ОПС, или за исключением ситуации, когда в настоящих Руководствах по электросетям установлены иные сроки внедрения.

25. Предложения по ТУМ, предусмотренные в пункте 20, которые утверждаются НАРЭ совместно с другими соответствующими регулирующими органами, должны быть представлены в ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER, в течение одной недели с момента представление их НАРЭ или, где это уместно, последнему соответствующему регулирующему органу.

26. Предложения по ТУМ, утвержденные НАРЭ, в соответствии с пунктом 22 могут быть представлены ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER, в течение одного месяца после их представления в НАРЭ. Если ECRB и, если затронуты государства-члены, – ACER, считают, что предложение по ТУМ оказывает трансграничное воздействие, НАРЭ по запросу этих организаций представляет соответствующее предложение по ТУМ.

27. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, по запросу НАРЭ и/или других соответствующих регулирующих органов, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, в течение трех месяцев публикуют мнение относительно предложения по ТУМ.

28. Если одобрение ТУМ, предусмотренное в пункте 20, или изменение ТУМ в соответствии с Разделом 5 настоящей Книги требует единогласного решения НАРЭ и соответствующих регулирующих органов, НАРЭ консультируется и тесно сотрудничает с соответствующими регулирующими органами для достижения единогласного согласия относительно данного предложения по ТУМ.

29. Если ACER или ECRB высказывают мнение в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, НАРЭ принимает это мнение во внимание.

30. НАРЭ и/или другие соответствующие регулирующие органы, ECRB, в соответствии с компетенцией, или, если затронуты государства-члены, – ACER, принимают решение о предложении по ТУМ, представленном в соответствии с пунктами 20 и 22, 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 это предложение по ТУМ было представлено в НАРЭ, в случае ТУМ, предусмотренных пунктом 22, или в последнем соответствующем регулирующем органе, в случае ТУМ, предусмотренных пунктом 20, в ECRB или ACER.

31. Если в течение срока, предусмотренного пункте 30, НАРЭ и соответствующие регулирующие органы не достигли единогласного согласия относительно предложения по 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.

32. Любая сторона может подать жалобу на ОПС в отношении его обязательств или решений в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям. Жалобу можно направить ОПС, в соответствии со ст.143 Закона № 164/2025 об электроэнергии, или в НАРЭ, которое, действуя в качестве органа по разрешению споров в соответствии со ст.142 Закона № 164/2025 об электроэнергии, должно вынести решение в течение двух месяцев с момента регистрации жалобы. При наличии уважительной причины, этот срок может быть продлен еще на два месяца, если НАРЭ запросит дополнительную информацию, сообщив об этом заявителю, подавшему жалобу, при условии, что заявитель выразил свое согласие на это. Решение НАРЭ по предполагаемому спору является обязательным до вынесения возможного безотзывного решения суда вследствие рассмотрения обжалования.

Раздел 5

Внесение изменений в ТУМ

33. Если ACER, ECRB, НАРЭ совместно со всеми соответствующими регулирующими органами, или НАРЭ требуется внесение изменений для утверждения ТУМ, представленный в соответствии с пунктами 20 и 22, ОПС или, в зависимости от обстоятельств, ОПС совместно с соответствующими операторами передающих систем должны представить на утверждение предложение о внесении изменений в ТУМ в течение двух месяцев после получения запроса от ACER, ECRB или соответствующих регулирующих органов. ECRB, или, если затронуты государства-члены, – ACER, действуя в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, или соответствующие регулирующие органы должны принять решение о внесении изменений в ТУМ в течение 2 месяцев с момента их представления.

34. Если НАРЭ и соответствующие регулирующие органы не смогли достичь соглашения в отношении измененных ТУМ в срок, указанный в пункте 33, либо по совместному запросу соответствующих регулирующих органов, либо по инициативе ECRB, либо, если затронуты государства-члены, – ACER, действующего в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического Сообщества, предложения о внесении изменений в ТУМ передаются на утверждение ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER. Если ОПС или, при необходимости, ОПС и операторы соответствующих передающих систем не представляют предложения о внесении изменений в ТУМ, применяется процедура, предусмотренная Разделом 3 настоящей Книги.

35. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ACER, ECRB, НАРЭ совместно с соответствующими регулирующими органами, в случае ТУМ, предусмотренных пунктом 20, или НАРЭ – в случае ТУМ, предусмотренных в пункте 22, вправе запрашивать у ОПС предложения о внесении изменений в соответствующие ТУМ и установить крайний срок для представления этих предложений. ОПС или, при необходимости, ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем, ответственными за разработку предложений по ТУМ, могут представить НАРЭ или, где применимо, НАРЭ и соответствующим регулирующим органам, ECRB или, если затронуты государства-члены, – ACER, предложения по изменению ТУМ. Предложения о внесении изменений в ТУМ подлежат публичной консультации в соответствии с процедурой, предусмотренной в разделе 8 настоящей Книги, и утверждаются с соблюдением процедуры, установленной в настоящей Книги.

Раздел 6

Публикация ТУМ на официальном сайте

36. ОПС публикует на своем веб-сайте ТУМ, утвержденные ACER и ECRB и включенные в национальную нормативную базу, согласно пункту 17, 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 9 настоящей Книги.

Раздел 7

Возмещение затрат

37. Расходы, связанные с выполнением обязательств, возложенных на ОПС или назначенных третьих лиц в соответствии с настоящими Руководствам по электросетям, рассматриваются НАРЭ в соответствии с методологией расчета, утверждения и применения регламентируемых тарифов на услуги по передаче электроэнергии, предусмотренной в п.k) ч.(1) ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

38. Затраты, оцененные НАРЭ как разумные, эффективные и соразмерные, возмещаются за счет тарифов на услуги по передаче электроэнергии или посредством других соответствующих механизмов, установленных НАРЭ в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии.

39. По запросу НАРЭ, ОПС или назначенные третьи лица представляют в течение трех месяцев после подачи заявки информацию, необходимую для облегчения проверки и оценки понесенных затрат.

40. Любые расходы, связанные с выполнением участниками рынка требований настоящих Руководств по электросетям, несут соответствующие участники рынка.

Раздел 8

Общественные консультации

41. ОПС и операторы соответствующих передающих систем, ответственные за представление предложений по ТУМ или предложений по их изменению, в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям консультируются с заинтересованными сторонами, включая соответствующие органы договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, относительно проектов предложений по ТУМ, а также по мерам внедрения.

42. Общественные консультации должны длиться не менее месяца.

43. ОПС и операторы соответствующих передающих систем, предусмотренных в п.41, организуют общественные консультации на уровне региона, как минимум, относительно предложений по ТУМ, разработанных на основании пункта 20.

44. ОПС должен организовать общественные консультации, как минимум, относительно предложений по ТУМ, разработанных на основании пп.22.1 – 22.7 и 22.9.

45. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, перед представлением предложений по ТУМ на утверждение НАРЭ и, при необходимости, соответствующим регулирующим органам, ОПС и операторы соответствующих передающих систем, предусмотренные в п.41, должны учитывать мнения заинтересованных сторон, высказанные в результате общественных консультаций, организованных в соответствии с пунктами 42 – 44. Предложения по ТУМ, представленные на утверждение, во всех случаях должны сопровождаться обоснованным разъяснением причин принятия или отклонения мнений, полученных в результате общественных консультаций, которое публикуется своевременно, до или одновременно с публикацией предложения по ТУМ.

Раздел 9

Обязательства по соблюдению конфиденциальности

46. Вся конфиденциальная информация, полученная, измененная или переданная в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, подпадает под требования сохранения профессиональной тайны, предусмотренные в пунктах 47–49.

47. Обязательство по соблюдению профессиональной тайны распространяется на НАРЭ, а также на любой орган, лицо или организацию, подпадающие под действие настоящих Руководств по электросетям.

48. Конфиденциальная информация, полученная НАРЭ, органами власти, физическими или юридическими лицами, предусмотренными п.47, в связи с выполнением служебных обязанностей и в рамках их исполнения, не может быть раскрыта никакому органу, лицу или организации, без ущерба для случаев, регламентируемых настоящими Руководствами по электросетям, другими нормативными актами в этой области, а также нормативной базой Энергетического сообщества и Европейского союза, транспонированной в национальное законодательство.

49. Без ущерба для случаев, регламентируемых законодательством, предусмотренным в п.48, НАРЭ, органы власти, лица или организации, получающие конфиденциальную информацию в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, могут использовать ее только в целях осуществления своих официальных обязанностей в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, за исключением случаев, когда основной владелец данных выразил свое согласие в письменной форме.

Раздел 10

Публикация информации

50. Все органы власти и организации, предусмотренные в п.2, предоставляют ОПС всю соответствующую информацию, необходимую для выполнения своих обязательств, предусмотренных в пунктах 52–54.

51. Все органы власти и организации, предусмотренные в п.2, должны убедиться, что публикация информации, указанной в пунктах 52–54, в такое время и в таком формате, которые не создают фактического или потенциального конкурентного преимущества или недостатка для какого-либо лица или предприятия.

52. ОПС должен публиковать следующую информацию, как только она становится доступной:

52.1. информацию о текущем балансе системы в своей зоне или зонах программирования, как можно скорее, но не позднее, чем через 30 минут после получения информации в режиме реального времени;

52.2. информацию обо всех предложениях балансировочной энергии из своей области или областей программирования, на анонимной основе при необходимости, не позднее, чем через 30 минут после окончания соответствующего рыночного периода. Эта информация должна включать:

52.2.1. тип продукта;

52.2.2. срок действия;

52.2.3. предлагаемые объемы;

52.2.4. предлагаемые цены;

52.2.5. информацию о том, было ли предложение объявлено ​​недоступной;

52.3. информацию о том, было ли предложение балансировочной энергии преобразовано из специфического продукта или из интегрированного процесса планирования, не позднее, чем через 30 минут после окончания соответствующего рыночного периода;

52.4. информация о том, как предложения балансировочной энергии из специфических продуктов или из интегрированного процесса планирования были преобразованы в предложениях балансировочной энергии из стандартных продуктов, не позднее, чем через 30 минут после окончания соответствующего рыночного периода;

52.5. агрегированную информацию об предложениях балансировочной энергии, не позднее 30 минут после окончания соответствующего рыночного периода, которая должна включать:

52.5.1. общий объем поданных предложений балансировочной энергии;

52.5.2. общий объем поданных предложений балансировочной энергии, отдельно по типу резервов;

52.5.3. общий объем поданных и активированных предложений балансировочной энергии, отдельно по стандартным и специфическим продуктам;

52.5.4. объем недоступных предложений, отдельно по типу резервов;

52.6. информацию о предлагаемых объемах, а также предлагаемых ценах на закупаемую балансировочную мощность, на анонимной основе при необходимости, не позднее, чем через час после уведомления офертантов о результатах закупки;

52.7. первоначальные условия, связанные с балансировкой, предусмотренные разделом 6 главы I Книги II, по крайней мере, за один месяц до их применения, и любые изменения в условиях, сразу после их утверждения НАРЭ, осуществляющего полномочия, предусмотренные ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии;

52.8. информацию о распределении межзональной мощности для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов, в соответствии с разделом 1 главы II Книги IV, не позднее, чем через 24 часа после распределения и не позднее, чем за 6 часов до использования выделенной межзональной мощности:

52.8.1. дата и время принятия решения о распределении;

52.8.2. период распределения;

52.8.3. выделенные объемы;

52.8.4. рыночная стоимость, используемая в качестве основы для процесса распределения;

52.9. информацию об использовании межзональной мощности, выделенной для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов, в соответствии с разделом 1 главы II Книги IV, не позднее, чем через неделю после использования выделенной межзональной мощности:

52.9.1. объем выделенной и использованной межзональной мощности за рыночный период;

52.9.2. объем межзональной мощности, высвобождаемой для последующих интервалов за рыночный период;

52.9.3. предполагаемые реализованные затраты и выгоды, отнесённые к процессу распределения;

52.10. при необходимости, методологию для процесса совместной оптимизации межзонального распределения мощности, методологию процесса межзонального распределения мощности на основании рыночных принципов для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов, методологию процесса межзонального распределения мощности на основе анализа экономической эффективности, не менее чем за один месяц до применения;

52.11. описание требований любого сложного алгоритма и любых внесенных в него изменений, как указано в пунктах 218 – 219, не менее чем за один месяц до применения;

52.12. общий годовой отчет, предусмотренный разделом 1 Книги VII.

53. При условии получения разрешения в соответствии с разделом 5 главы I Книги II, ОПС может приостановить публикацию информации о ценах и объемах предложений балансировочной мощности или предложений балансировочной энергии, если это оправдано причинами, связанными с опасениями по поводу злоупотреблений на рынке и если это не влияет на эффективное функционирование рынков электроэнергии. ОПС должен не реже одного раза в год сообщать о таких приостановках НАРЭ, соответственно обладающему полномочиями, возложенными на него согласно ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

54. ОПС должен публиковать информацию, установленную в п.52, в формате, согласованном с соответствующими операторами передающих систем в регионе, или в гармонизированном формате, применяемом, по крайней мере, через центральную платформу для прозрачности информации ENTSO-E, применимую к договаривающимся сторонам Энергетического сообщества в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.

Раздел 11

Делегирование и назначение задач

55. ОПС может полностью или частично делегировать любую задачу, возложенную на него в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, одной или нескольким третьим сторонам, при условии, что третья сторона может выполнять соответствующую функцию как минимум так же эффективно, как делегирующий ОПС. ОПС, делегирующий задачу, по-прежнему несет ответственность за обеспечение соблюдения обязательств, возложенных на него в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, включая обеспечение доступа к необходимой информации НАРЭ, осуществляющего полномочия мониторинга, предусмотренные ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

56. До делегирования задач соответствующая третья сторона должна продемонстрировать ОПС свою способность выполнять делегируемые ей задачи.

57. Если какая-либо задача, предусмотренная в настоящих Руководствах по электросетям, полностью или частично делегирована третьей стороне, ОПС должен убедиться, чтобы до делегирования задач были заключены соответствующие соглашения о конфиденциальности в соответствии с обязательствами по конфиденциальности ОПС, делегирующего задачу. После полного или частичного делегирования какой-либо задачи третьей стороне ОПС, делегировавший задачу, должен уведомить НАРЭ и опубликовать это решение на официальном веб-сайте.

58. Без ущерба для задач и обязательств, возложенных на ОПС в соответствии с Законом об электроэнергии, НАРЭ, может поручить одному или нескольким третьим лицам задачи или обязательства, возложенные на ОПС в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям. НАРЭ может поручить только те задачи и обязательства ОПС, которые не требуют прямого сотрудничества, совместного принятия решений или заключения договоров с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов. До поручения задач соответствующая третья сторона должна продемонстрировать НАРЭ свою способность выполнять делегируемые им задачи.

59. В случае, если НАРЭ поручает задачи и обязательства третьей стороне, ссылки на ОПС в настоящих Руководствах по электросетям должны пониматься как относящиеся к назначенному субъекту. НАРЭ обеспечивает регулирующий надзор за назначенным субъектом в отношении выполнения возложенных на него задач и обязательств.

КНИГА II

БАЛАНСИРОВОЧНЫЙ РЫНОК

Глава I

ФУНКЦИИ И ОБЯЗАННОСТИ

Раздел 1

Роль ОПС

60. ОПС отвечает за закупку услуг балансировки у поставщиков услуг балансировки, для обеспечения безопасности работы электроэнергетической системы.

61. ОПС применяет модель самодиспетчеризации для создания программ производства и потребления электроэнергии.

Раздел 2

Сотрудничество с ОРС

62. ОПС, ОРС, поставщики услуг балансировки и стороны, ответственные за балансировку, должны сотрудничать для обеспечения эффективной и действенной балансировки электроэнергетической системы.

63. Каждый ОРС должен своевременно представить соединяющему ОПС всю информацию, необходимую последнему для урегулирования дисбаланса в соответствии с условиями балансировки, разработанными на основании Раздела 5 настоящей главы.

64. ОПС может совместно с ОРС, объединяющими резервы, в пределах своей зоны контроля разработать методологию распределения затрат, возникающих в результате действий ОРС на основании пунктов 670 и 671 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы. Такая методология должна предусматривать справедливое распределение затрат с учетом обязанностей вовлеченных сторон.

65. ОРС отчитывается ОПС о любых ограничениях, определенных в соответствии с положениями пунктов 670 и 671 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, которые могут повлиять на требования, изложенные в настоящих Руководствах по электросетям.

Раздел 3

Роль поставщиков услуг балансировки

66. Поставщик услуг балансировки должен иметь право на передачу предложений для балансировочной энергии или для балансировки мощности, которые активированы или закуплены соединяющим ОПС или, в рамках модели ОПС-ПУБ, – ОПС, заключившим договор. Успешное завершение предварительной квалификации, обеспечиваемой соединяющим ОПС и обработанной в соответствии с разделами 3 и 6 Книги VI Части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, считается предпосылкой успешного завершения квалификационного процесса, необходимого для того, чтобы стать поставщиком услуг балансировки в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям.

67. Каждый поставщик услуг балансировки должен передать соединяющему ОПС свои оферты балансировочных мощностей, которые влияют на одну или несколько сторон, ответственных за балансировку.

68. Каждый поставщик услуг балансировки, участвующий в процессе закупки балансировочной мощности, передает и имеет право обновлять свои предложения балансировочной мощности до времени закрытия ворот для процесса покупки.

69. Каждый поставщик услуг балансировки, имеющий договор на поставку балансировочной мощности, передает своему соединяющему ОПС предложения балансировочной энергии или предложения, связанные с интегрированными процессами планирования, соответствующие объему, продуктам и другим требованиям, изложенным в договоре на поставку балансировочной мощности.

70. Каждый поставщик услуг балансировки имеет право передавать своему соединяющему ОПС предложения балансировочной энергии из стандартных продуктов либо специфических продуктов или предложения, связанные с интегрированными процессами планирования, для которых прошел процесс предварительной квалификации в соответствии с разделами 3 и 6 Книги VI Части 4 Руководствами по электросетям об управлении передающей системы.

71. Цена предложений балансировочной энергии или предложений, связанных с интегрированными процессами планирования из стандартных и специфических продуктов в соответствии с п.69, не должна быть заранее определена в договоре о поставке балансировочной мощности. ОПС может предложить отступление от этого правила в предложении по условиям балансировки, разработанном в соответствии с Разделом 5 настоящей Главы. Данное отступление применяется только к специфическим продуктам на основании пп.105.2 и должно сопровождаться обоснованием, демонстрирующим более высокий уровень экономической эффективности.

72. Не допускается дискриминация между предложениями балансировочной энергии или предложениями, связанными с интегрированными процессами планирования, представленными в соответствии с пунктом 69, и предложениями балансировочной энергии или предложениями, связанными с интегрированными процессами планирования, представленными в соответствии с пунктом 70.

73. В случае каждого продукта для балансировки энергии или балансировочной мощности, единицы поставки резервов, группы поставки резервов, места потребления или третья сторона и связанные с ними стороны, ответственные за балансировку в соответствии с пп.81.4, должны относиться к одной и той же зоне программирования.

Раздел 4

Роль сторон, ответственных за балансировку

74. В режиме реального времени каждая сторона, отвечающая за балансировку, должна прилагать усилия для достижения баланса или содействия балансировке электроэнергетической системы. Подробные требования, относящиеся к данному обязательству, должны быть определены в предложении по срокам и условиям относительно балансировки, разработанном в соответствии с разделом 5 настоящей Главы.

75. Каждая сторона, ответственная за балансировку, несет финансовую ответственность за дисбалансы, возникающий в электросети, который должен быть урегулирован соединяющим ОПС.

76. До закрытия межзональных внутрисуточных ворот, каждая сторона, ответственная за балансировку, может изменить физические уведомления, необходимые для расчета своей позиции в соответствии с разделом 3 Главы IV Книги V.

77. После времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот, каждая сторона, ответственная за балансировку, может изменить физические уведомления для внутренних сделок с электроэнергией, необходимых для расчета их позиции в соответствии с разделом 3 главы IV Книги V, в соответствии с правилами, установленными в сроках и условиях балансировки, разработанными в соответствии с разделом 5 настоящей главы.

Раздел 5

Термины и условия балансировки

78. ОПС должен разработать предложение по срокам и условиям для поставщиков услуг балансировки, а также по срокам и условиям для сторон, ответственных за балансировку.

79. Термины и условия, предусмотренные в п.78, также должны включать правила приостановления и возобновления деятельности на рынке, установленные в разделе 2 главы IV Кодексе электрических сетей о чрезвычайном положении и восстановлении системы, а также правила расчетов в случае приостановки рынка, установленные в разделе 5 главы IV Кодекса электрических сетей о чрезвычайном положении и восстановлении системы, после утверждения соответствующих правил в соответствии с принципами, предусмотренными в разделе 2 главы I указанного Кодекса электрических сетей.

80. При разработке предложений по срокам и условиям для поставщиков услуг балансировки и сторон, ответственных за балансировку, ОПС должен:

80.1. координировать свои действия с другими операторами передающих систем и ОРС, на которые могут повлиять соответствующие сроки и условия;

80.2. соблюдать типовые сроки и условия создания европейских платформ для обмена балансировочной энергией и процесса компенсации дисбалансов, предусмотренные в пунктах 86 – 89;

80.3. привлекать других ОРС и другие заинтересованные стороны в процессе разработки предложения и учитывать их мнения, без ущерба для принципов организации публичных консультаций, установленных в разделе 8 Книги I.

81. Термины и условия для поставщиков услуг балансировки должны:

81.1. определять разумные и обоснованные требования к предоставлению услуг балансировки;

81.2. позволять агрегировать места потребления, установок для хранения энергии и электростанций в зоне программирования, для предоставления услуг балансировки в соответствии с условиями, предусмотренными в пп.82.3;

81.3. позволять управляющим мест потребления, третьим сторонам и управляющим электростанций из обычных и возобновляемых источников энергии, а также управляющим установок для хранения энергии, становиться поставщиками услуг балансировки;

81.4. требовать, чтобы каждое предложение балансировочной энергии, поданная поставщиком услуг балансировки, было назначено одной или нескольким сторонам, ответственным за балансировку, для обеспечения возможности расчета корректировки дисбаланса в соответствии с разделом 5 главы II Книги V.

82. Термины и условия для поставщиков услуг балансировки должны содержать:

82.1. правила процесса квалификации для получения статуса поставщика услуг балансировки в соответствии с разделом 3 настоящей Книги;

82.2. правила, требования и сроки закупки и передачи балансировочной мощности в соответствии с разделами 1, 2 и 3 главы II Книги III;

82.3. правила и условия агрегации мест потребления, установок для хранения энергии и электростанций в зоне программирования, которые должны соблюдаться для получения статуса поставщика услуг балансировки;

82.4. требования к данным и информации, которые должны предоставляться соединяющему ОПС и при необходимости, соединяющему ОРС, в процессе предварительной квалификации и функционирования балансировочного рынка;

82.5. правила и условия назначения каждого предложения для балансировочной энергии от поставщика услуг балансировки одной или нескольким сторонам, ответственным за балансировку, в соответствии с пп.81.4;

82.6. требования к данным и информации, которые должны предоставляться соединяющему ОПС и при необходимости, соединяющему ОРС, для оценки предоставления услуг балансировки в соответствии с пунктами 533, 540, пп.566.5, 569.2, 585.6 и 588.2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы;

82.7. определение местоположения для каждого стандартного продукта и для каждого специфического продукта с учетом положений пп.82.3;

82.8. правила определения объема балансировочной энергии, который должен быть урегулирован с поставщиком услуг балансировки в соответствии с разделом 1 главы II Книги V;

82.9. правила расчетов с поставщиками услуг балансировки, определенные в соответствии с главами II и V Книги V;

82.10. максимальный период для завершения оплаты за балансировочную энергию с поставщиком услуг балансировки, в соответствии с разделом 1 главы II Книги V, для любого заданного периода урегулирования дисбалансов;

82.11. последствия в случае несоблюдения сроков и условий, применимых к поставщикам услуг балансировки.

83. Термины и условия для сторон, ответственных за балансировку, должны содержать:

83.1. определение ответственности за балансировку для каждой точки подключения, чтобы избежать любых пропусков или дублирования с точки зрения ответственности за балансировку различных участников рынка, предоставляющих услуги в этой точке подключения;

83.2. требования, необходимые для того, чтобы стать стороной, ответственной за балансировку;

83.3. требование, чтобы все стороны, ответственные за балансировку, несли финансовую ответственность за свои дисбалансы, и чтобы дисбалансы были урегулированы соединяющим ОПС;

83.4. требования к данным и информации, которые должны предоставляться соединяющему ОПС для расчета дисбалансов;

83.5. правила для сторон, ответственных за балансировку, по изменению своих физических уведомлений до и после времени закрытия внутрисуточных ворот, на основании пунктов 76 и 77;

83.6. правила расчета со сторонами, ответственными за балансировку, определенные на основании главы IV Книги V;

83.7. разграничение зоны дисбаланса в соответствии с пунктом 201 и зоны цены дисбаланса;

83.8. максимальный срок для завершения урегулирования дисбалансов со сторонами, ответственными за балансировку для любого заданного интервала урегулирования дисбалансов, в соответствии с разделом 2 главы IV Книги V;

83.9. последствия в случае несоблюдения условий и положений, применимых к сторонам, ответственным за балансировку;

83.10. обязанность сторон, ответственных за балансировку, передавать соединяющему ОПС любое изменение позиции;

83.11. правила урегулирования в соответствии с разделами 1 – 4 главы IV Книги V;

83.12. положения об исключении дисбалансов, если таковые имеются, из урегулирования дисбалансов, когда они связаны с введением ограничений на изменение электрической нагрузки с целью уменьшения детерминированных отклонений частоты в соответствии с пунктом 452 Руководств по электросетям об управлении передающей системы.

84. Соединяющий ОПС может включать следующие элементы в предложение по условиям для поставщиков услуг балансировки или в условия для сторон, ответственных за балансировку:

84.1. требование к поставщикам услуг балансировки предоставлять информацию о неиспользованной производственной мощности и других ресурсах балансировки от поставщиков услуг балансировки, после времени закрытия ворот рынка на сутки вперед и после времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот;

84.2. когда это обосновано, требование к поставщикам услуг балансировки предлагать неиспользованную производственную мощность или другие ресурсы балансировки посредством предложений для балансировочной энергии или предложений, отнесенные к интегрированным процессам планирования на балансировочных рынках, после момента закрытия ворот рынка на сутки вперед, без ущерба для возможности поставщиков услуг балансировки изменять оферты балансировочной энергии до времени закрытия балансировочных энергетических ворот или до времени закрытия ворот для интегрированного процесса планирования в связи с торговлей на внутрисуточном рынке;

84.3. когда это обосновано, требование к поставщикам услуг балансировки предлагать неиспользованную производственную мощность или другие ресурсы балансировки посредством предложений на балансировочную энергию или предложений, отнесенных к интегрированным процессам планирования на балансировочном рынке после времени закрытия внутрисуточных межзональных ворот;

84.4. специальные требования относительно позиции сторон, ответственных за балансировку, переданной после окончания интервала времени рынка на сутки вперед, для обеспечения того, чтобы сумма их графиков внешних и внутренних транзакций электроэнергии была равна сумме их физических графиков производства и потребления, с учетом компенсации потерь электроэнергии, при необходимости;

84.5. отступление от требования о публикации информации о ценах, предлагаемых в предложениях на балансировочной энергии или в предложениях на балансировочной мощности, в связи с опасениями по поводу злоупотреблений на рынке, в соответствии с пунктом 53;

84.6. отступление для специфических продуктов, определенных в подпункте 105.2, в отношении предварительного определения цены в рамках предложений для балансировочной энергии в договоре на поставку балансировочной мощности, на основании п.71;

84.7. запрос на применение двойного ценообразования для всех дисбалансов на основе условий, установленных в соответствии с п.197 и соответствующей методологии применения двойного ценообразования.

85. ОПС должен контролировать выполнение всеми сторонами требований, установленных в условиях балансировки, в пределах своей зоны или зон программирования.

Глава II

ЕВРОПЕЙСКИЕ ПЛАТФОРМЫ ДЛЯ ОБМЕНА

БАЛАНСИРОВОЧНОЙ ЭНЕРГИЕЙ

Раздел 1

Европейская платформа для обмена балансировочной

энергией из резервов замещения

86. При осуществлении процесса замещения резервов на основании Части IV Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы и наличии по меньшей мере одного оператора соседней взаимосвязанной передающей системы, осуществляющего процесс замещения резервов, ОПС должен использовать европейскую платформу для обмена балансировочной энергией из резервов замещения, платформу, применимую к договаривающимся сторонам Энергетического сообщества в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, для:

86.1. передачи всех предложений для балансировочной энергии из всех стандартных продуктов резервов замещения;

86.2. обмена всеми предложениями для балансировочной энергии из всех стандартных продуктов резервов замещения, за исключением предложений, недоступных в соответствии с п.124;

86.3. попытки удовлетворить все свои потребности в балансировочной энергии из резервов замещения.

Раздел 2

Европейская платформа для обмена балансировочной энергией из резервов

замещения для восстановления частоты с ручной активацией

87. ОПС должен внедрить меры доступа и использовать Европейскую платформу для обмена балансировочной энергией из резервов для восстановления частоты ручной активацией, платформу, применимую к договаривающимся сторонам Энергетического сообщества в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, для:

87.1. передачи всех предложений на балансировочную энергию из всех стандартных резервных продуктов для восстановления частоты с ручной активацией;

87.2. обмена всеми предложениями на балансировочную энергию из всех стандартных продуктов резервов для восстановления частоты с ручной активацией, за исключением предложений, недоступных в соответствии с п.124;

87.3. попытки удовлетворить все свои потребности в балансировочной энергии из резервов для восстановления частоты с ручной активацией.

Раздел 3

Европейская платформа для обмена балансировочной энергией из резервов

замещения для восстановления частоты с автоматической активацией

88. В случае осуществления процесса автоматического восстановления частоты в соответствии с Частью IV Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, ОПС должен использовать Европейскую платформу для обмена балансировочной энергией из резервов для восстановления частоты с автоматической активацией, платформу, применимую к договаривающимся сторонам Энергетического сообщества в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, для:

88.1. передачи всех предложений на балансировочную энергию из всех стандартных резервных продуктов для восстановления частоты с автоматической активацией;

88.2. обмена всеми предложениями на балансировочную энергию из всех стандартных продуктов резервов для восстановления частоты с автоматической активацией, за исключением предложений, недоступных в соответствии с п.124;

88.3. попытки удовлетворить все свои потребности в балансировочной энергии из резервов для восстановления частоты с автоматической активацией.

Раздел 4

Европейская платформа для процесса компенсации дисбалансов

89. В случае осуществления автоматического процесса восстановления частоты на основании Части IV Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, ОСП должен использовать, по крайней мере для синхронной зоны континентальной Европы, европейскую платформу для процесса компенсации дисбалансов, применимую к договаривающимся сторонам Энергетического сообщества в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.

Раздел 5

Распределение затрат между операторами передающих систем разных

договаривающихся сторон и государств-членов Энергетического сообщества

90. ОПС совместно с соответствующими операторами передающих систем должен представить НАРЭ, соответственно обладающему полномочиями, возложенными на него согласно ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, годовой отчет, составленный совместно со всеми операторами соответствующих передающих систем, подробно описывающий понесенные им расходы в связи с использованием европейских платформ, предусмотренным пунктами 86 – 89.

91. Расходы, предусмотренные в пункте 90 включают:

91.1. общие расходы, понесенные в результате скоординированной деятельности ОПС и всех операторов передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, участвующих в соответствующих платформах;

91.2. региональные расходы, понесенные в результате деятельности ОПС и нескольких соответствующих операторов передающих систем, участвующих в соответствующих платформах, но не всех операторов передающих систем;

91.3. национальные расходы, возникающие в результате деятельности ОПС, участвующих в соответствующих платформах.

92. Общие расходы, предусмотренные в пп.91.1, делятся между ОПС и операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, участвующих в соответствующих европейских платформах. Сумма, подлежащая оплате, рассчитывается в соответствии с процедурами соответствующей европейской платформы.

93. Для учета изменений общих расходов или изменений в составе участвующих операторов передающих систем расчет общих расходов периодически корректируется.

94. ОПС должны сотрудничать с соответствующими операторами передающих систем в регионе, к которому они принадлежат, и взаимно согласовывать предложение о распределении региональных затрат, предусмотренное в пп.91.2. Затем 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.

95. Принципы распределения затрат применяются к затратам, связанным с созданием, модификацией и эксплуатацией европейских платформ, с момента утверждения типовых сроков реализации соответствующих европейских платформ. В случаях, когда в соответствии с типовыми сроками реализации предлагается преобразовать существующие проекты в европейскую платформу, соответствующие операторы передающих систем, при условии их участия в существующих проектах, могут предложить, чтобы часть затрат, понесенных до утверждения предложения о типовых сроков реализации, которые непосредственно связаны с разработкой и реализацией этих проектов, оцененных как разумные, эффективные и пропорциональные, рассматривалась как часть общих затрат, предусмотренных в пп.91.1.

Раздел 6

Время закрытия ворот балансировочной энергии

96. ОПС должен гармонизировать время закрытия ворот балансировочной энергии для стандартных продуктов со временем закрытия ворот балансировочной энергии на уровне Европейского Союза, как минимум, в отношении каждого из процессов, связанных с:

96.1. резервами замещения;

96.2. резервами для восстановления частоты с ручной активацией;

96.3. резервами для восстановления частоты с автоматической активацией.

97. Время закрытия балансировочных энергетических ворот должно:

97.1. быть максимально приближенным к реальному времени;

97.2. не быть раньше времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот балансировочной энергии;

97.3. обеспечивать достаточное время для необходимых процессов балансировки.

98. После времени закрытия ворот балансировочной энергии поставщики услуг балансировки не могут подавать или обновлять предложения для балансировочной энергии.

99. После времени закрытия ворот балансировочной энергии, поставщики услуг балансировки обязаны без неоправданной задержки сообщать соединяющему ОПС о любых объемах, недоступных в предложениях для балансировочной энергии, в соответствии с пп.569.2 и 588.2 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы. Если поставщик услуг балансировки подключен к распределительной электрической сети ОРС и, если ОРС требует этого, поставщик услуг балансировки также обязан без неоправданной задержки сообщать ОРС о любом недоступном объеме из предложений для балансировочной энергии.

Раздел 7

Требования к стандартным продуктам

100. Стандартные продукты для балансировочной энергии должны применяться в контексте внедрения европейских платформ, предусмотренных в пунктах 86– 88. С момента использования ОПС соответствующей европейской платформы, он обязан использовать только стандартные продукты и, если это оправдано, специфические продукты балансировочной энергии для поддержания баланса электроэнергетической системы в соответствии с разделом 1 Книги II и разделами 1 и 4 Книги VI Части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

101. ОПС обязан применять список стандартных продуктов для балансировочной мощности для резервов восстановления частоты и резервов замещения, утвержденный ACER, как предусмотрено в пп.19.3.

102.Стандартные продукты для балансировочной энергии и балансировочной мощности должны:

102.1. обеспечивать эффективную стандартизацию, стимулировать трансграничную конкуренцию и ликвидность, а также препятствовать чрезмерной фрагментации рынка электроэнергии;

102.2. способствовать участию в качестве поставщиков услуг по балансировке управляющих мест потребления, третьи стороны и управляющих электростанциями, производящими электроэнергию из возобновляемых источников, а также управляющих объектами хранения энергии.

Раздел 8

Требования к специфическим продуктам

103. Для внедрения европейских платформ, предусмотренных в пунктах 86–88, ОПС может разработать предложение по определению и использованию специфических продуктов для балансировочной энергии и балансировочной мощности. Предложение должно включать как минимум:

103.1. определение специфических продуктов и сроки их использования;

103.2. обоснование того, что стандартных продуктов недостаточно для обеспечения надёжного функционирования и эффективного поддержания баланса электроэнергетической системы или что некоторые балансировочные ресурсы не могут участвовать в балансировочном рынке посредством стандартных продуктов;

103.3. описание мер, предлагаемых для минимизации использования специфических продуктов с учетом экономической эффективности;

103.4. при необходимости, правила преобразования предложений балансировочной энергии в предложениях для балансировочной энергии для стандартных продуктов;

103.5. где применимо, информацию о процессе преобразования предложений балансировочной энергии для специфических продуктов в предложениях балансировочной энергии для стандартных продуктов, а также информацию об общем списке законов, в рамках которого будет осуществляться преобразование;

103.6. обоснование того, что специфические продукты не создают существенной неэффективности и искажений на рынке балансирующей энергии в пределах и за пределами зоны программирования.

104. При использовании специфических продуктов ОПС обязан не реже одного раза в два года пересматривать необходимость использования специфических продуктов в соответствии с критериями, изложенными в п.103.

105. Внедрение специфических продуктов происходит параллельно с внедрением стандартных продуктов. В контексте использования специфических продуктов, в качестве альтернативы, ОПС может:

105.1. преобразовывать предложения балансировочной энергии для специфических продуктов в предложениях балансировочной энергии для стандартных продуктов;

105.2. активировать на местном уровне предложения балансировочной энергии для специфических продуктов, без обмена ими.

106. Правила преобразования оферт балансировочной энергии в предложения балансировочной энергии для стандартных продуктов на основании пп.103.4 должны;

106.1. быть справедливыми, прозрачными и недискриминационными;

106.2. не создавать препятствий для обмена услугами балансировки;

106.3. обеспечивать финансовую нейтральность ОПС.

Раздел 9

Процедуры последней инстанции

107. ОПС должен обеспечить наличие альтернативных решений на случай неудачи процедур, указанных в пунктах 108 – 109.

108. В случае неудачи при закупке услуг балансировки, ОСП должен повторить процедуру закупки. ОПС должен как можно скорее уведомить участников рынка о применении процедур последней инстанции.

109. В случае неудачи в скоординированной активации балансировочной электроэнергии, ОПС может уклониться от активации общего порядка преимущества и должен как можно скорее уведомить об этом участников рынка.

КНИГА III

ЗАКУПКА УСЛУГ БАЛАНСИРОВКИ

Глава I

БАЛАНСИРОВОЧНАЯ ЭНЕРГИЯ

Раздел 1

Активация предложений балансировочной энергии

из общих списков преимущественного порядка

110. Для поддержания баланса электроэнергетической системы в соответствии с разделом 1 Книги II и разделами 1 и 4 Книги VI Части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, ОПС должен использовать экономически эффективные предложения для балансировочной энергии, которые доступны для поставки в его зону контроля на основе общих списков преимущественного порядка или на основе другой модели, применяемой в условиях п.19.

111. ОПС не должен активировать предложения для балансировочной энергии до соответствующего времени закрытия балансировочных энергетических ворот, за исключением случаев, когда энергосистема находится в состоянии тревоги или чрезвычайной ситуации, когда такая активация способствует смягчению строгости соответствующих состояний энергосистемы, и за исключением случая, когда предложения служат целям, отличным от балансировки, в соответствии с положениями пп.19.4.

112. ОПС совместно со всеми операторами соответствующих передающих систем применяет методологию классификации целей активации предложений для балансировочной энергии, предусмотренную в пп.19.4.

113. Для каждой активированного предложения для балансировочной энергии из общего порядкового преимущества, ОПС, активирующий предложение, должен определять цель активации на основе методологии, изложенной в пп.19.4. Цель активации должна быть доведена до сведения ОПС и всех соответствующих операторов передающих систем, и должна быть видна им посредством функции оптимизации активации.

114. В случае отклонения активации предложений для балансировочной энергии от результатов функции оптимизации активации, ОПС обязан своевременно публиковать информацию о причинах отклонения.

115. Запрос на активацию одного предложения для балансировочной энергии, поданного в рамках функции оптимизации активации, обязывает запрашивающего ОПС и соединяющего ОПС принять гарантированный обмен балансировочной энергией. Соединяющий ОПС должен обеспечить активацию предложения для балансировочной энергии, выбранной функцией оптимизации активации. Расчеты балансировочной энергии осуществляются в соответствии с разделом 1 главы III Книги V, а между соединяющим ОПС и поставщиком услуг балансировки – в соответствии с главой II Книги V.

116. Активация предложений для балансировочной энергии осуществляется на основе модели ОПС-ОПС, со списком общего порядкового преимущества.

117. ОПС должен предоставить все необходимые данные для работы алгоритма, предусмотренного пунктами 218-219, для активации функции оптимизации в соответствии с положениями п.128.

118. ОПС обязан до времени закрытия ворот для передачи предложений энергии ОПС передать функции оптимизации активации все предложения для балансировочной энергии, полученные от поставщиков услуг балансировки, в соответствии с требованиями, предусмотренными в разделе 8 главы II Книги II. Соединяющий ОПС не имеет права изменять или приостанавливать предложения для балансировочной энергии, за исключением:

118.1. предложений для балансировочной энергии, связанных с разделом 8 главы II Книги II;

118.2. предложений для балансировочной энергии, которые явно ошибочны и содержат невыполнимый объем поставки;

118.3. предложения для балансировочной энергии, которые не передаются европейским платформам в соответствии с п.119.

119. ОПС, применяющий модель самодиспетчеризации и работающий в зоне программирования с местным временем закрытия внутрисуточных ворот после времени закрытия ворот балансировочной энергии, как это предусмотрено разделом 6 главы II Книги II, может разработать и представить на утверждение НАРЭ предложение об ограничении объема предложений, направляемых на европейские платформы в соответствии с пунктами 86-88. Предложения, направляемые на европейские платформы, всегда должны быть самыми дешевыми. Это предложение включает в себя:

119.1. определение минимального объема, подлежащего направлению на европейские платформы. Минимальный объем предложений, подаваемых ОПС, должен быть равен или превышать сумму требований к резервной мощности для его блока РЧМ, в соответствии с разделами 1 и 4 Книги VI Части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы и обязательств, вытекающих из обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов;

119.2. правила публикации предложений, не переданных на европейские платформы, и определение момента времени, в который соответствующие поставщики услуг балансировки должны быть проинформированы о публикации своих предложений.

120. Не реже одного раза в два года после утверждения НАРЭ предложения, предусмотренного в п.119, ОПС и операторы соответствующих передающих систем должны оценивать влияние ограничения объема предложений, направляемых на европейские платформы, на функционирование внутрисуточного рынка. Эта оценка должна включать:

120.1. оценку минимального объема предложений, направляемых на европейские платформы в соответствии с пп.119.1;

120.2. рекомендация операторам соответствующих передающих систем относительно ограничения предложений для балансировочной энергии.

121. На основании анализа, предусмотренного в п.120, ОПС и соответствующие операторы передающих систем должны представить НАРЭ и соответствующим регулирующим органам предложение о пересмотре минимального объема предложений для балансировочной энергии, которые должны быть направлены на европейские платформы в соответствии с пп.119.1.

122. Запрашивающий ОПС может запросить активацию предложений для балансировочной энергии из списка общих заказов до общего объема балансировочной энергии. Общий объем балансировочной энергии, который может быть активирован запрашивающим ОПС из предложений для балансировочной энергии, включенных в списки общих заказов, рассчитывается как сумма объемов:

122.1. предложений для балансировочной энергии, поданных запрашивающим ОПС, не являющихся результатом совместного использования резервов или обмена балансирующей мощностью;

122.2. предложений для балансировочной энергии, поданных другими ОПС в результате закупки балансирующей мощности от имени запрашивающего ОПС;

122.3. предложений для балансировочной энергии, поданных в результате совместного использования резервов, при условии, что другие ОПС, участвующие в совместном использовании резервов, еще не запросили активацию этих общих объемов.

123. Если ОПС запрашивает предложения для балансировочной энергии, превышающие лимит, установленный в п.122, все остальные ОПС должны быть об этом проинформированы.

124. ОПС может объявить предложения ля балансировочной энергии, поданные в функцию оптимизации активации, недоступными для активации другими ОПС, поскольку они ограничены внутренней перегрузкой или эксплуатационными ограничениями безопасности в области программирования ОПС.

Раздел 2

Ценообразование для балансировочной энергии и межзональной мощности,

используемой для обмена балансировочной энергией или для реализации

процесса компенсации дисбалансов

125. ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем должны применять методологию ценообразования для балансировочной энергии, предусмотренную в пп.19.6, цену, полученную в результате активации предложений для балансировочной энергии для процесса восстановления частоты, как установлено в разделах 5 и 9 Книги III Части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы, и процесс замещения резервов, как определено в разделах 6 и 10 Книги III Части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

126. Гармонизированный метод ценообразования, определенный в п.125, применяется по отношению к балансировочной энергии, относящейся ко всем стандартным продуктам и всем специфическим продуктам, в соответствии с условиями пп.105.1. Для специфических продуктов, предусмотренных в пп.105.2, ОПС может предложить другой метод ценообразования в рамках предложения по специфическим продуктам, разработанного в соответствии с разделом 8 главы II Книги II.

127. В случае выявления неэффективности применения методологии ценообразования для балансировочной энергии и межзональной мощности, используемой для обмена балансировочной энергией или для реализации процесса компенсации дисбалансов, в части, касающейся использования принципа pay as cleared, ОПС может, совместно с другими соответствующими операторами передающих систем, запросить изменение и предложить альтернативный метод ценообразования. В этом случае ОПС обязан провести совместно с соответствующими операторами передающей системы детальный анализ, подтверждающий более высокую эффективность альтернативного метода ценообразования.

Раздел 3

Функция оптимизации активации

128. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ОПС совместно с соответствующими операторами передающих систем использует функцию оптимизации активации для оптимизации активации предложений для балансировочной энергии из различных списков общих порядков преимущества.

129. Списки общих преимущественных порядков должны содержать предложения для балансировочной энергии из стандартных продуктов. ОПС совместно с соответствующими операторами передающих систем разрабатывает списки преимущественных порядков, необходимые для стандартных продуктов. предложения для балансировочной энергии на увеличение и уменьшение мощности должны быть включены отдельно в различные списки преимущественных порядков.

130. ОПС должен обеспечить, чтобы предложения для балансировочной энергии, включенные в списки преимущественных порядков, были выражены в евро и привязаны к единице рыночного времени.

131. В зависимости от спроса на стандартные продукты для балансировочной энергии, ОПС может разработать несколько списков преимущественных порядков.

132. ОПС должен направлять свои запросы на активацию предложений для балансировочной энергии в функцию оптимизации активации.

133. Активированные поставщики услуг балансировки несут ответственность за поставку объемов балансировочной энергии до конца периода поставки.

134. ОПС, совместно с операторами соответствующих передающих систем, осуществляющие процесс восстановления частоты и процесс замещения резерва для балансировки своей зоны РЧМ, должны стремиться использовать все предложения для балансировочной энергии из соответствующих списков порядков преимущества для балансировки системы наиболее эффективным способом с учетом надёжности функционирования.

135. ОПС, не использующие процесс замещения резерва для балансировки своей зоны РЧМ, должен стремиться использовать все предложения для балансировочной энергии из соответствующих списков преимущественных порядков, для резервов восстановления частоты для балансировки системы наиболее эффективным способом с учетом надёжности функционирования.

136. За исключением случаев штатного состояния, ОПС может принять решение о балансировке системы, используя только предложения для балансировочной энергии, полученные от поставщиков услуг балансировки в своей зоне управления, если такое решение поможет снизить тяжесть текущего состояния системы. ОПС должен опубликовать обоснование такого решения без неоправданной задержки.

Глава II

БАЛАНСИРОВОЧНАЯ МОЩНОСТЬ

Раздел 1

Правила закупки

137. ОПС совместно с операторами передающей системы блока РЧМ обязан периодически, не реже одного раза в год, пересматривать и определять требования к резервной мощности для блока RFP или для зон программирования блока РЧМ, принимая во внимание правила определения размеров, предусмотренные разделом 1 Книги II и разделами 1 и 4 Книги VI Части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы. ОПС должен провести анализ оптимального предоставления резервной мощности с целью минимизации затрат, связанных с предоставлением резервной мощности. В рамках данного анализа должны быть учтены следующие варианты предоставления резервной мощности:

137.1. закупка балансировочной мощности в пределах зоны контроля и обмен балансировочной мощностью с соседними операторами передающих систем, когда это применимо;

137.2. совместное использование резервов, когда это применимо;

137.3. объем бездоговорных предложений для балансировочной энергии, которые, как ожидается, будут доступны как в пределах своей зоны контроля, так и в пределах европейских платформ, с учетом доступной межзональной мощности.

138. В целях закупки балансировочной мощности ОПС обязан устанавливать правила закупки балансировочной мощности в предложении об сроках и условиях для поставщиков услуг балансировки, разработанном в соответствии с разделом 5 главы II Книги II. Правила закупки балансировочной мощности должны соответствовать следующим принципам:

138.1. метод закупки должен основываться на рыночных механизмах, как минимум в отношении резервов для восстановления частоты и резервов замещения;

138.2. процесс закупки должен осуществляться в краткосрочной перспективе, насколько это возможно и экономически эффективно;

138.3. объем, подлежащий заключению договора, может быть разделен на несколько периодов действия договора.

139. Закупка балансировочных мощностей в случаях повышения и понижения мощности по крайней мере для резервов восстановления частоты и резервов замещения осуществляется отдельно. ОПС может передавать НАРЭ, соответственно обладающему полномочиями, возложенными на него согласно ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, предложение об отступлении от требования, изложенного в настоящем пункте. Предложение об отступлении должно включать:

139.1. указание периода времени, в течение которого будет применяться это отступление;

139.2. указание объема балансировочной мощности, к которой будет применяться отступление;

139.3. анализ влияния этого отступления на участие балансирующих ресурсов в соответствии с пп.102.2;

139.4. обоснование отступления, демонстрирующее, что такое отступление приведет к повышению экономической эффективности.

Раздел 2

Обмен балансировочной мощностью

140. Если ОПС и один или несколько соответствующих операторов передающих систем обмениваются или намереваются обменяться балансировочной мощностью, ОПС совместно с соответствующими операторами передающих систем должны разработать предложение по установлению общих и гармонизированных правил и процессов обмена балансировочной мощностью и закупки балансировочной мощности в соответствии с требованиями, предусмотренными разделом 1 настоящей главы.

141. За исключением случаев применения модели ОПС-ПУБ в соответствии с разделом 4 настоящей главы, обмен балансировочной мощностью всегда осуществляется на основе модели ОПС-ОПС, согласно которой два или более операторов передающих систем совместно устанавливают метод закупки балансировочной мощности с учетом доступной межзональной мощности и эксплуатационных ограничений, определенных в Книги VIII Части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

142. ОПС и операторы соответствующих передающих систем, обменивающиеся балансировочной мощностью, должны направлять все заявки на балансирующую мощность из стандартных продуктов в функцию оптимизации закупок мощности. ОПС не имеет права изменять или задерживать предложения для балансировочной мощности и обязан включать эти предложения в процесс закупок, если не применяются условия, предусмотренные разделом 8 главы II Книги II.

143. ОПС и операторы соответствующих передающих систем, обменивающиеся балансировочной мощностью, должны обеспечивать как доступность межзональной мощности, так и соблюдение требований надёжного функционирования, предусмотренных в Руководствах по электросетям об эксплуатации передающей системы, одним из следующих способов:

143.1. применяя методологию расчета вероятности наличия межзональной мощности после времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот, в соответствии с п.145, или

143.2. применяя методологию для распределения межзональной мощности в диапазоне балансировки в соответствии с главой II Книги IV.

144. Применяя методологию расчета вероятности наличия межзональной мощности после времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот, ОПС должен информировать других операторов транспортных систем в своем блоке РЧМ о риске недоступности резервной мощности в зоне или в зонах программирования его зоны контроля, что может повлиять на выполнение требований, установленных в пункте 563 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

145. ОПС совместно с другими операторами передающих систем, обменивающиеся балансировочной мощностью на резервы для восстановления частоты и резервы замещения, могут разработать предложение методологии расчета вероятности наличия межзональной мощности после времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот. Методология должна как минимум описывать:

145.1. процедуры уведомления других операторов передающих систем в блоке РЧМ;

145.2. процесс проведения оценки за соответствующий период для обмена балансировочной мощностью;

145.3. метод оценки риска недоступности межзональной мощности из-за плановых и внеплановых отключений, а также перегрузок;

145.4. метод оценки риска недостаточности резервной мощности из-за недоступности межзональных мощностей;

145.5. требования к решению последней инстанции в случае недоступности межзональной мощности или недостаточной резервной мощности;

145.6. требования к ретроспективному анализу и мониторингу рисков;

145.7. правила, предусмотренные обеспечивать урегулирования в соответствии с Книгой V.

146. ОПС не имеет права увеличивать запас надежности, рассчитанный в соответствии с Руководствам по электросетям о распределении мощности и управлению перегрузками, мотивируя это обменом балансировочной мощности для резервов восстановления частоты и резервов замещения.

Раздел 3

Передача балансировочной мощности

147. В пределах географической зоны, в которой осуществлялась закупка балансировочной мощности, ОПС должен разрешать поставщикам услуг балансировки передавать свои обязательства по предоставлению балансировочной мощности. ОПС совместно с другими операторами соответствующих передающих систем, в случае необходимости, может запросить, отступление, если периоды действия договора на балансировочную мощность, в соответствии с пп.138.2, составляют строго менее одной недели.

148. Передача балансировочной мощности разрешается не позднее, чем за один час до начала рабочего дня поставки.

149. Передача балансировочной способности допускается при соблюдении следующих условий:

149.1. принимающий поставщик услуг балансировки прошел квалификационный процесс относительно балансировочной мощности, для которой осуществляется передача;

149.2. передача балансировочной мощности не должна представлять угрозы надёжности функционирования электроэнергетической системы;

149.3. передача балансировочной мощности не превышает эксплуатационные ограничения, установленные в главах 1 и 2 Книги VIII части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

150. Если для передачи балансировочной мощности требуется использование межзональной мощности, такая передача разрешается только в следующих случаях:

150.1. межзональная мощность, необходимая для осуществления передачи, уже доступна в результате предыдущих процессов распределения в соответствии с главой II Книги IV;

150.2. межзональная мощность доступна в соответствии с методологией расчета вероятности доступности межзональной мощности после времени закрытия межзональных внутрисуточных ворот, предусмотренной п.145.

151. Если ОПС не разрешает передачу балансировочной мощности, он должен объяснить причину отказа соответствующим поставщикам услуг балансировки.

Глава III

МОДЕЛЬ ОПС-ПУБ

Раздел 1

Обмен услугами балансировки

152. ОПС по обоюдному согласию с одним или несколькими операторами передающих систем может разработать предложение о применении модели ОПС-ПУБ, по собственной инициативе или по запросу НАРЭ, осуществляющего полномочия, предусмотренные ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, а также соответствующих регулирующих органов.

153. Предложение о применении модели ОПС-ПУБ должно включать:

153.1. анализ затрат и выгод, выполненный в соответствии с разделом 1 Книги VIII, который определяет рост эффективности применения модели ОПС-ПУБ как минимум для зоны или в зонах программирования ОПС и участвующих операторов передающих систем;

153.2. запрашиваемый период применения;

153.3. описание методологии обеспечения достаточной межзональной мощности, в соответствии с п.145.

154. При применении модели ОПС-ПУБ, ОПС и соответствующие поставщики услуг балансировки могут воспользоваться отступлением от применения требований, предусмотренных в пунктах 67, 69 и 70 и в пункте 118, для соответствующих процессов.

155. При применении модели ОПС-ПУБ ОПС совместно с операторами задействованных передающих систем должны согласовать технические и договорные требования, а также порядок обмена информацией для активации предложений балансировочной энергии. Заключающий договор ОПС и поставщик услуг балансировки должны установить договорные соглашения на основе модели ОПС-ПУБ.

156. Модель ОПС-ПУБ для обмена балансировочной энергией из резервов восстановления частоты может применяться только в том случае, если модель ОПС-ПУБ также применяется для обмена балансировочной энергией для резервов восстановления частоты.

157. Модель ОПС-ПУБ для обмена балансировочной энергией из резервов замещения может применяться, если модель ОПС-ПУБ применяется для обмена балансировочной мощностью на резервы замещения или когда один из двух участвующих ОПС или другой задействованный оператор передающей системы не использует процесс замещения резерва в рамках структуры управления частотой и мощностью, как это предусмотрено в части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

158. Все обмены балансировочной мощностью должны основываться на модели ОПС-ОПС. Это требование не применяется к модели ОПС-ПУБ для резервов замещения, если один из двух участвующих ОПС не использует процесс замещения резерва в рамках структуры управления частотой и мощностью, как это предусмотрено в части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы.

КНИГА IV

МЕЖЗОНАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ДЛЯ УСЛУГ БАЛАНСИРОВКИ

Глава I

ОБМЕН БАЛАНСИРОВОЧНОЙ ЭНЕРГИЕЙ ИЛИ ПРОЦЕСС

КОМПЕНСАЦИИ ДИСБАЛАНСОВ

Раздел 1

Использование межзональной мощности

159. ОПС должен использовать доступную межзональную мощность, рассчитанную в соответствии с пунктами 162 и 241, для обмена балансировочной энергией или для реализации процесса компенсации дисбалансов.

160. При обмене балансировочной мощностью с одним или несколькими операторами передающих систем, ОПС и соответствующие операторы передающих систем могут использовать межзональную мощность для обмена балансировочной энергией, если межзональная мощность:

160.1. доступна в соответствии с п.145;

160.2. освобождена в соответствии с пунктами 171 и 172;

160.3. распределяется после применения методологии процесса совместной оптимизации межзонального распределения мощности для обмена балансировочной мощностью или для совместного использования резервов, методологии рыночного межзонального распределения мощности для обмена балансировочной мощностью или для совместного использования резервов, или методологии межзонального распределения мощности на основе анализа экономической эффективности, как предусмотрено в п.166.

Раздел 2

Расчет межзональной мощности

161. После закрытия межзональных внутрисуточных ворот, ОПС совместно с операторами задействованных передающих систем должны постоянно обновлять доступность межзональной мощности для обмена балансировочной энергией или для реализации процесса компенсации дисбалансов. Межзональная мощность должна обновляться каждый раз после использования части межзональной мощности или при перерасчете межзональной мощности.

162. Перед применением методологии расчета межзональной мощности в интервале балансировки для обмена балансировочной энергией или для реализации процесса компенсации дисбалансов, как предусмотрено в п.241, ОПС должен использовать оставшуюся межзональную мощность после закрытия межзональных внутрисуточных ворот.

Глава II

ОБМЕН БАЛАНСИРОВОЧНОЙ МОЩНОСТЬЮ ИЛИ

СОВМЕСТНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗЕРВОВ

Раздел 1

Общие требования

163. ОПС совместно с одним или несколькими операторами передающих систем может разработать по собственной инициативе или по запросу НАРЭ, осуществляющего полномочия, предусмотренные ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, а также соответствующих регулирующих органов предложение о применении одного из следующих процессов:

163.1. процесс совместной оптимизации распределения;

163.2. процесс распределения, основанный на рыночных механизмах;

163.3. процесс распределения, основанный на анализе экономической эффективности.

164. Межзональная мощность, распределенная до вступления в силу настоящих Руководств по электросетям для обмена балансировочной мощностью или для совместного использования резервов, может продолжать использоваться в этих целях до истечения срока действия договора.

165. Предложение по применению процесса распределения должно включать:

165.1. границы зоны подачи предложений, временные рамки рынка, продолжительность применения и методология, которая будет применяться;

165.2. в случае процесса распределения, основанного на анализе экономической эффективности, объем распределенной межзональной мощности и фактический анализ экономической эффективности, обосновывающий эффективность такого распределения.

166. ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем должны применять методологию процесса совместной оптимизации распределения межзональной мощности для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов и, при необходимости, методологию процесса распределения межзональной мощности на основе рыночных механизмов для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов и методологию процесса распределения межзональной мощности на основе анализа экономической эффективности, методологий, применимых к договаривающимся сторонам Энергетического сообщества в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.

167. Межзональная мощность, распределенная для обмена балансировочной мощностью или для совместного использования резервов, должна использоваться исключительно в отношении: резервов восстановления частоты с ручной активацией, резервов восстановления частоты с автоматической активацией и резервов замещения. Запас надежности, рассчитанный в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощности и управлении перегрузками, должен использоваться для эксплуатации и обмена резервами стабилизации частоты, за исключением межзональных соединений постоянного тока ("DC"), для которых также может быть распределена межзональная мощность для эксплуатации и обмена резервами стабилизации частоты в соответствии с пунктами 163-164.

168. ОПС совместно с операторами передающих систем сопредельных государств может распределять межзональную мощность для обмена балансировочной мощностью или для совместного использования резервов только в том случае, если межзональная мощность рассчитывается в соответствии с методологиями расчета мощности, разработанными в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощности и управлении перегрузками, и, соответственно, в соответствии с Руководствами по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке.

169. ОПС должен учитывать межзональную мощность, распределенную для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов, в качестве межзональной мощности, уже выделенной при расчетах межзональной мощности.

170. Если держатели физических прав на передачу электроэнергии используют межзональную мощность для обмена балансировочной мощностью, мощность считается заявленной только в целях исключения ее из сферы применения принципа "использовать или продавать".

171. В отношении обмена балансировочной мощностью или обменом резервами, ОПС совместно с операторами задействованных передающих систем обязаны периодически анализировать, требуется ли для этой цели межзональная мощность, выделенная для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов. При применении процесса распределения, основанного на анализе экономической эффективности, такой анализ должен проводиться не реже одного раза в год. Если межзональная мощность, выделенная для обмена балансировочной мощностью или распределения резервов, больше не требуется, она должна быть освобождена как можно скорее и возвращена в последующие интервалы распределения мощности. Эта межзональная мощность больше не должна включаться в качестве уже распределенной межзональной мощности при расчете межзональной мощности.

172. Когда межзональная мощность, распределенная для обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов, не была использована для соответствующего обмена балансировочной энергией, она должна быть освобождена для обмена балансировочной энергией с более короткими периодами активации или для реализации процесса компенсации дисбалансов.

Раздел 2

Использование межзональной мощности поставщиками услуг балансировки

173. Поставщики услуг балансировки, заключившие с ОПС договор на поставку балансировочной мощности на основе модели ОПС-ПУБ, изложенной в разделе 1 главы III Книги III, имеют право использовать межзональную мощность для обмена балансировочной мощностью, если они являются обладателями физических прав на передачу электроэнергии.

174. Поставщики услуг балансировки, использующие межзональную мощность для обмена балансировочной мощностью на основе модели ОПС-ПУБ, предусмотренной в разделе 1 главы III Книги III, должны назначить ОПС физические права на передачу электроэнергии для обмена балансировочной мощностью. Эти физические права на передачу электроэнергии предоставляют их владельцам право назначать обмен балансировочной энергией с соответствующими ОПС и, следовательно, исключаются из сферы применения принципа "используй или продавай".

175. Межзональная мощность, распределенная для обмена балансировочной мощностью в соответствии с п.168, включается в качестве уже распределенной межзональной мощности при расчетах межзональной мощности.

Книга V

ОПЛАТА

Глава I

ПРИНЦИПЫ ОПЛАТЫ

Раздел 1

Общие принципы

176. Процессы оплаты:

176.1. устанавливать соответствующие экономические сигналы, отражающие ситуацию дисбаланса;

176.2. обеспечивать урегулирование дисбалансов по цене, отражающей реальную стоимость балансировочной энергии;

176.3. предоставлять стимулы сторонам, ответственным за балансировку, для балансировки или содействия восстановлению баланса в электроэнергетической системе;

176.4. содействовать гармонизации механизмов оплаты дисбалансов;

176.5. предоставлять стимулы ОПС для выполнения своих обязательств в соответствии с разделом 1 Книги II, разделом 1 Книги V и разделами 1 и 4 Книги VI части 4 Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы;

176.6. избегать предоставления искажающих стимулов сторонам, ответственным за балансировку, поставщикам услуг балансировки и ОПС;

176.7. поддерживать конкуренцию между участниками рынка;

176.8. предоставлять стимулы поставщикам услуг балансировки для предложения и предоставления услуг балансировки ОПС;

176.9. обеспечивать финансовую нейтральность ОПС.

177. НАРЭ, осуществляя полномочия, предусмотренные в ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, должно обеспечить, что в течение регулирующего периода, как определено НАРЭ, ОПС не регистрировал никаких экономических прибылей или убытков в отношении финансового результата оплаты дисбалансов, осуществляемого в соответствии с главами II, III и IV настоящей Книги, и чтобы любой положительный или отрицательный финансовый результат, полученный в результате оплаты дисбалансов в соответствии с главами II, III и IV настоящей Книги, распределялся между пользователями системы в соответствии с применимыми национальными правилами.

178. ОПС может разработать предложение о дополнительном механизме расчетов, отдельно от оплаты дисбалансов, для оплаты расходов на закупку балансировочной мощности, как это предусмотрено в главе V настоящей Книги, административных расходов, а также других расходов, связанных с балансировкой. Дополнительный механизм оплаты должен применяться к сторонам, ответственным за балансировку. Предпочтительно, чтобы это было достигнуто путем введения функции ценообразования на дефицит. Если ОПС выбирает другой механизм, он должен обосновать это в предложении. Такое предложение подлежит утверждению НАРЭ.

179. Каждый ввод в зоне программирования ОПС или извлечение из нее должен быть оплачен в соответствии главой IV указанной Книги.

Глава II

ОПЛАТА БАЛАНСИРОВОЧНОЙ ЭНЕРГИИ

Раздел 1

Расчет балансировочной энергии

180. Для целей расчета балансировочной энергии, по крайней мере, в случае процесса восстановления частоты и процесса замещения резервов, ОПС должен установить порядок для:

180.1. расчета активированного объема балансировочной энергии на основе запрошенного или измеренного объема активации;

180.2. подачи заявления на перерасчет активированного объема балансировочной энергии.

181. ОПС должен рассчитывать активированный объем балансирующей энергии в соответствии с процедурами, предусмотренными пп.180.1, как минимум для:

181.1. каждого интервала оплаты дисбаланса;

181.2. своих зон дисбаланса;

181.3. каждого направления, со знаком "минус", указывающим на относительное извлечение поставщиком услуг балансировки, и знаком "плюс", указывающим на относительный ввод поставщиком услуг балансировки.

182. Соединяющий ОПС должен производить расчеты по всем активированным объемам балансирующей энергии, рассчитанным в соответствии с п.181, с соответствующими поставщиками услуг балансировки.

Раздел 2

Балансировочная энергия для процесса стабилизации частоты

183. Соединяющий ОПС может рассчитать и оплатить активированный объем балансировочной энергии для процесса стабилизации частоты с поставщиками услуг балансировки в соответствии с пунктами 180-181.

184. Цена, будь то положительная, нулевая или отрицательная, активированного объема балансировочной энергии для процесса стабилизации частоты устанавливается для каждого направления, как определено в Таблице 1.

Раздел 3

Балансировочная энергия для процесса восстановления частоты

185. Соединяющий ОПС должен рассчитать и урегулировать активированный объем балансировочной энергии для процесса восстановления частоты с поставщиками услуг балансировки в соответствии с пунктами 180 - 181.

186. Цена, будь то положительная, нулевая или отрицательная, активированного объема балансировочной энергии для процесса восстановления частоты устанавливается для каждого направления в соответствии с разделом 1 главы I Книги III, как определено в Таблице 1.

Раздел 4

Балансировочная энергия для процесса замещения резервов

187. Соединяющий ОПС должен рассчитать и урегулировать активированный объем балансировочной энергии для процесса замещения резервов с поставщиками услуг балансировки в соответствии с пунктами 180 - 181.

188. Цена, будь то положительная, нулевая или отрицательная, активированного объема балансировочной энергии для процесса замещения резервов устанавливается для каждого направления в соответствии с разделом 2 главы I Книги III, как определено в Таблице 1.

Раздел 5

Корректировка дисбаланса для стороны, ответственной за балансировку

189. ОПС должен рассчитать корректировку дисбаланса, применяемую к соответствующим сторонам, ответственным за балансировку, для каждой активированной предложении на балансировочную энергию.

190. Для зон дисбаланса, где рассчитывается несколько финальных позиций для одной стороны, ответственной за баланс, в соответствии с п.202, корректировка дисбаланса может быть рассчитана для каждой позиции.

191. Для каждой корректировки дисбаланса ОПС должен определить активированный объем балансировочной энергии в соответствии с разделом 1 главы I Книги III, а также любой объем, активированный для целей, отличных от балансировки.

Глава III

РАСЧЕТ ПО ОБМЕНУ ЭНЕРГИЕЙ МЕЖДУ

ОПЕРАТОРАМИ ПЕРЕДАЮЩИХ СИСТЕМ

Раздел 1

Запланированные обмены энергией

192. ОПС и операторы соответствующих передающих систем должны применять общие правила урегулирования дисбалансов, применимые ко всем запланированным обменам энергией, в соответствии с разделами 8, 9 и 10 Книги III части 4 Руководств по электросетям об управлении передающей системы.

193. Каждая расчетная функция ОПС-ОПС должна осуществлять расчет в соответствии с правилами расчетов, предусмотренными в пп.19.9.

194. В связи с осуществлением запланированных обменов энергией в пределах синхронной зоны континентальной Европы, ОПС совместно с операторами передающих систем синхронной зоны континентальной Европы должны применять общие правила расчетов ОПС-ОПС для запланированных обменов энергией, предусмотренных пп.19.12.

195. ОПС совместно с операторами передающих систем в синхронной зоне континентальной Европы участвует в скоординированном механизме корректировки расчетов между всеми операторами передающих систем, включая его создание.

Раздел 2

Незапланированные обмены энергией

196. ОПС совместно с операторами передающих систем в синхронной зоне континентальной Европы должны применять общие правила оплаты всех незапланированных энергетических обменов, предусмотренных в пп.19.13.

Глава IV

УРЕГУЛИРОВАНИЕ ДИСБАЛАНСОВ

Раздел 1

Урегулирование дисбалансов

197. ОПС или, где применимо, другая третья сторона в соответствии с Законом об электроэнергии должны производить расчеты в пределах своей зоны или зонах программирования с каждой стороной, ответственной за балансировку, для каждого интервала оплаты дисбаланса, установленного в соответствии с разделом 2 главы IV Книги V, по всем дисбалансам, рассчитанным в соответствии с принципами предусмотренными в разделе 5 главы II настоящей Книги, а также в разделе 3 настоящей главы, по цене дисбаланса, рассчитанной в соответствии с разделом 5 настоящей главы.

198. ОПС совместно с операторами соответствующих передающих систем должен применять согласованные положения основных элементов расчетов дисбалансов, предусмотренных в пп.19.10.

Раздел 2

Интервал оплаты дисбалансов

199. В соответствии с условиями, изложенными в ч.(7) ст.89 Закона № 164/2025 об электроэнергии, ОПС должен применять 15-минутный интервал урегулирования дисбалансов во всех зонах программирования, обеспечивая при этом совпадение всех пределов единиц времени рынка электроэнергии с пределами интервала оплаты дисбалансов.

Раздел 4

Расчет дисбалансов

200. ОПС должен рассчитывать в пределах своей зоны или зонах программирования, при необходимости, конечную позицию, распределенный объем, корректировку дисбалансов и дисбаланс:

200.1. для каждой стороны, ответственной за балансировку;

200.2. для каждого интервала оплаты дисбаланса;

200.3. в каждой зоне дисбаланса.

201. Зона дисбаланса должна быть равна зоне программирования.

202. До реализации положений п.18, ОПС должен рассчитать финальную позицию стороны, ответственной за балансировку, используя один из следующих методов:

202.1. сторона, ответственная за балансировку, имеет одну финальную позицию, равную сумме своих графиков внешних и внутренних транзакций электроэнергии;

202.2. сторона, ответственная за балансировку, имеет две финальные позиции: первая равна сумме ее графиков внешних и внутренних транзакций производственной электроэнергии, а вторая равна сумме ее графиков внешних и внутренних транзакций электроэнергии потребления;

203. ОПС должен разрабатывать правила для:

203.1. расчета финальной позиции;

203.2. определения распределенного объема;

203.3. определения корректировки дисбаланса в соответствии с разделом 5 главы III настоящей Книги;

203.4. расчета дисбаланса;

203.5. требования перерасчета дисбаланса стороной, ответственной за балансировку.

204. Распределенный объем не рассчитывается для стороны, ответственной за балансировку, которая не покрывает ввод или извлечение.

205. Дисбаланс указывает объём и направление расчетной операции между стороной, ответственной за балансировку, и ОПС. Дисбаланс может иметь, в качестве альтернативы:

205.1. отрицательный знак, указывающий на дефицит стороны, ответственной за балансировку;

205.2. положительный знак, указывающий на излишек стороны, ответственной за балансировку.

Раздел 5

Цена дисбаланса

206. ОПС устанавливает правила для расчета цены дисбаланса, которая может быть положительной, нулевой или отрицательной, как определено в Таблице 2.

207. Правила, предусмотренные в п.206, включают определение стоимости предотвращенной активации балансировочной энергии из резервов восстановления частоты или резервов замещения.

208. ОПС устанавливает цену дисбаланса для:

208.1. каждого интервала оплаты дисбаланса;

208.2. своих зон цены дисбаланса;

208.3. каждого направления дисбаланса.

209. Цена дисбаланса при отрицательном дисбалансе не должна быть ниже:

209.1. средневзвешенной цены на положительную активированную балансировочную энергию из резервов восстановления частоты и резервов замещения;

209.2. в случае отсутствия активации балансировочной энергии в любом направлении в течение интервала оплаты дисбаланса, стоимости предотвращенной активации балансировочной энергии из резервов восстановления частоты или резервов замещения.

210. Цена при положительном дисбалансе не должна быть выше:

210.1. средневзвешенной цены на отрицательную активированную балансировочную энергию из резервов восстановления частоты и резервов замещения;

210.2. в случае отсутствия активации балансировочной энергии в любом направлении в течение интервала оплаты дисбаланса, стоимости предотвращенной активации балансировочной энергии из резервов восстановления частоты или резервов замещения.

211. В случае, когда как положительная, так и отрицательная балансировочная энергия из резервов восстановления частоты или резервов замещения были активированы в течение одного и того же интервала оплаты дисбаланса, цена урегулирования дисбалансов устанавливается для положительного дисбаланса и отрицательного дисбаланса, используя в качестве основы хотя бы один из принципов, предусмотренных в п.209 и, соответственно, в п.210.

Глава V

РАСЧЕТ БАЛАНСИРОВОЧНОЙ МОЩНОСТИ

Раздел 1

Закупка в рамках зоны программирования

212. При использовании в своей зоне программирования предложения балансировочной мощности, ОПС должен установить правила расчета как минимум резервов восстановления частоты и резервов замещения в соответствии с требованиями, предусмотренными разделом 1 главы II Книги III.

213. При использовании в своей зоне программирования предложения балансировочной мощности, ОПС должен произвести расчет как минимум по всем закупленным резервам восстановления частоты и резервам замещения в соответствии с требованиями, предусмотренными разделом 1 главы II Книги III.

Раздел 2

Закупка вне рамок зоны программирования

214. В отношении обмена балансировочной мощностью, ОПС совместно с операторами передающих систем, участвующими в обмене, должны установить правила расчета закупленной балансировочной мощности, в соответствии с разделом 2 главы II Книги III и разделом 1 главы III указанной Книги.

215. В связи с обменом балансировочной мощностью, ОПС совместно с операторами передающих систем, участвующими в обмене, должны произвести расчеты по закупленной балансировочной мощности, используя функцию расчетов ОПС-ОПС, в соответствии с принципами, установленными разделом 2 главы II Книги III. Если ОПС осуществляет обмен балансировочной мощностью на основе модели ОПС-ПУБ, он должен произвести расчеты по закупленной балансировочной мощности, в соответствии с принципами, установленными разделом 1 главы III Книги III.

216. В отношении обмена балансировочной мощностью, ОПС совместно с операторами передающих систем, участвующими в обмене, должны установить правила расчетов по распределению межзональной мощности в соответствии с главой II Книги IV.

217. В отношении обмена информацией, ОПС совместно с операторами передающих систем, участвующими в обмене, должны произвести расчет выделенной межзональной мощности в соответствии с главой II Книги IV.

КНИГА VI

АЛГОРИТМ

Раздел 1

Алгоритмы балансировки

218. ОПС совместно с операторами передающих систем, участвующими в обмене балансировочной мощностью, должны включить в предложение, разработанное в соответствии с разделом 2 главы II Книги III, алгоритмы, которые будут использоваться функциями оптимизации закупки мощности для закупки предложений балансировочной энергии. Эти алгоритмы должны:

218.1. минимизировать общие затраты на закупку всей совместно закупаемой балансировочной мощности;

218.2. при необходимости, учитывать доступность межзональных мощностей, включая любые расходы, отнесенные к их поставке.

219. Все алгоритмы, разработанные в соответствии с настоящим разделом, должны:

219.1. учитывать ограничения надёжность функционирования;

219.2. учитывать технические и сетевые ограничения;

219.3. при необходимости, учитывать доступную межзональную мощность.

КНИГА VII

ОТЧЕТНОСТЬ

Раздел 1

Отчет ОПС о балансировке

220. Не реже одного раза в два года ОПС должен публиковать на своем веб-сайте отчет о балансировке, охватывающий последние два календарных года, с соблюдением конфиденциальности информации в соответствии с разделом 10 Книги I. Отчет о балансировке должен:

220.1. включать информацию об объемах специфических продуктов, доступных, закупленных и использованных, а также обоснование специфических продуктов, которые подпадают под условия, предусмотренные в разделе 8 главе II Книги II;

220.2. содержать сводный анализ определения резервной мощности, включая обоснование и пояснение требований, применимых к расчетному резерву мощности;

220.3. содержать сводный анализ оптимальной поставки резервной мощности, включая обоснование величины балансировочной мощности;

220.4. анализировать затраты и выгоды, а также возможную неэффективность и искажения, возникающие в результате использования специфических продуктов, с точки зрения влияния на конкуренцию и фрагментацию рынка, участие диспетчеризируемого потребления и возобновляемых источников энергии, интеграцию балансировочных рынков энергии, а также сопутствующие эффекты для других рынков электроэнергии;

220.5. анализировать возможности обмена балансировочной мощностью и совместного использования резервов;

220.6. представлять объяснение и обоснование приобретения балансирующей мощности без обмена балансировочной мощностью или совместного использования резервов;

220.7. анализировать эффективность функций по оптимизации активации балансировочной мощности из резервов восстановления частоты и, где применимо, балансировочной мощности из резервов замещения.

221. Отчет о балансировке должен быть составлен на румынском языке и включать резюме на английском языке.

222. Основываясь на ранее опубликованных отчетах о балансировке, НАРЭ, осуществляющее полномочия, предусмотренные ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, вправе потребовать, чтобы ОПС изменил структуру и содержание следующего отчета о балансировке.

223. ОПС обязан представить в ENTSO-E отчет, подготовленный в соответствии с настоящим разделом.

КНИГА VIII

АНАЛИЗ ЗАТРАТ И ВЫГОД

Раздел 1

Анализ затрат и выгод

224. По запросу НАРЭ и соответствующих регулирующих органов, ОПС должен провести совместно с соответствующими операторами передающих систем анализ затрат и выгод в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям. В этом случае ОПС и операторы соответствующих передающих систем устанавливают критерии и методологию проведения анализа затрат и выгод и представляют их НАРЭ, соответственно обладающему полномочиями, возложенными на него согласно ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, а также соответствующим регулирующим органам за шесть месяцев до начала проведения анализа затрат и выгод. НАРЭ совместно с соответствующими регулирующими органами могут запросить внесение изменений в представленные критерии и методологию.

225. Анализ затрат и выгод должен учитывать, как минимум:

225.1. техническую осуществимость;

225.2. экономическую эффективность;

225.3. влияние на конкуренцию и интеграцию рынков балансировочной энергии;

225.4. затраты и выгоды от внедрения;

225.5. влияние на балансировочные расходы на европейском и национальном уровнях;

225.6. потенциальное влияние на цены на европейских рынках электроэнергии;

225.7. способность OSTОПС и сторон, ответственных за балансировку, выполнять свои обязательства;

225.8. влияние на участников рынка с точки зрения технических требований или дополнительных информационных технологий, оцениваемых в сотрудничестве с затронутыми заинтересованными сторонами.

226. ОПС и операторы соответствующих передающих систем должны представить результаты анализа затрат и выгод НАРЭ и соответствующим регулирующим органам, а также обоснованные предложения по решению любых проблем, выявленных в результате анализа затрат и выгод.

КНИГА IX

ОТСТУПЛЕНИЯ И МОНИТОРИНГ

Раздел 1

Отступления

227. По запросу ОПС или по собственной инициативе, НАРЭ, соответственно обладающее полномочиями, возложенными на него согласно ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, может предоставить ОПС отступление от одного или нескольких положений настоящих Руководств по электросетям в соответствии с пунктами 228 – 238.

228. ОПС может запросить отступление от следующих требований:

228.1. крайние сроки, в которые ОПС должны использовать европейские платформы, предусмотренные в пунктах 86-89;

228.2. максимальный объем межзональной мощности, выделяемой на основе рыночных механизмов, или процесса, основанного на анализе экономической эффективности, предусмотренных подпунктами 163.2 и 163.3;

228.3. гармонизация интервала оплаты дисбаланса, предусмотренного в п.199;

228.4. внедрение требований, предусмотренных в Книге V, а именно: разделов 1-5 главы II, разделов 1-2 главы III, разделов 3-4 главы IV и разделов 1-2 главы V.

229. Процесс запроса и, соответственно, предоставления отступления должен быть прозрачным, недискриминационным, беспристрастным, документально подтвержденным и основанным на аргументированном запросе.

230. ОПС должен подать письменный запрос об отступлении в НАРЭ не менее чем за шесть месяцев до даты начала применения положений, относительно которых запрашивается отступление.

231. Заявление об отступлении включает следующую информацию:

231.1. положения, относительно которых запрашивается отступление;

231.2. период, на который запрашивается отступление;

231.3. подробный план и график, определяющие порядок реализации и обеспечения соответствующих положений настоящих Руководств по электросетям после истечения срока отступления;

231.4. анализ последствий запрашиваемого отступления для смежных рынков;

231.5. анализ рисков, которые запрашиваемое отступление может повлечь для интеграции балансирующих рынков на европейском уровне.

232. НАРЭ принимает решение по любому запросу об отступлении в течение шести месяцев с даты регистрации запроса об отступлении. Этот срок может быть продлен за три месяца до его истечения, если НАРЭ запросит у ОПС дополнительную информацию. Дополнительный срок исчисляется с даты получения всей необходимой информации в полном формате.

233. ОПС должен предоставить любую дополнительную информацию, запрошенную НАРЭ, в течение двух месяцев с даты соответствующего запроса. Если ОПС не представляет запрашиваемую информацию в течение этого срока, запрос об отступлении считается отозванным, за исключением случаев, когда до истечения срока:

233.1. НАРЭ примет решение о продлении срока,

233.2. ОПС уведомит НАРЭ посредством мотивированного запроса о том, что запрос на отступление выполнен.

234. При оценке запроса на отступление или перед предоставлением отступления по собственной инициативе, НАРЭ должно учитывать следующие аспекты:

234.1. трудности, связанные с реализацией соответствующего положения или положений;

234.2. риски и последствия применения соответствующего положения или положений для надёжности функционированния;

234.3. меры, принятые для облегчения внедрения соответствующего положения или положений;

234.4. влияние неприменения соответствующего положения или положений на принципы недискриминации и конкуренции по отношению к другим участникам европейского рынка, в частности, в отношении диспетчеризируемого потребления и возобновляемых источников энергии;

234.5. влияние на общую экономическую эффективность и инфраструктуру интеллектуальных сетей;

234.6. влияние на другие зоны программирования и общие последствия для процесса интеграции рынков на европейском уровне.

235. НАРЭ принимает обоснованное решение по запросу на отступление или по отступлению, предоставленному по собственной инициативе. В случае предоставления отступления, НАРЭ указывает его срок действия. Отступление может быть предоставлено только один раз и на максимальный срок в два года, за исключением отступлений, предусмотренных подпунктами 231.1 и 231.3, которые могут быть предоставлены до 1 января 2030 года.

236. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, НАРЭ уведомляет о своем решении Регулирующий комитет Энергетического сообщества и Секретариат Энергетического сообщества. Постановление также публикуется на официальном сайте НАРЭ.

237. НАРЭ ведет реестр всех предоставленных или отклоненных им отступлений и, в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, представляет Регулирующему комитету Энергетического сообщества не реже одного раза в шесть месяцев обновленный и сводный реестр, копия которого передается в ENTSO-E.

238. Реестр должен содержать, в частности:

238.1. положения, в отношении которых предоставляется или отклоняется отступление;

238.2. содержание отступления;

238.3. основания, обосновывающие предоставление или отказ в предоставлении отступления;

238.4. последствия, возникающие в результате предоставления отступления.

Раздел 2

Мониторинг

239. ОПС должен представлять Секретариату Энергетического сообщества информацию, необходимую для выполнения его задач по мониторингу реализации настоящих Руководств по электросетям в соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества.

240. Участники рынка и другие организации, имеющие отношение к интеграции балансировочных рынков, должны представить Секретариату Энергетического сообщества информацию, необходимую для мониторинга, в соответствии с нормативно-правовыми рамками Энергетического сообщества, за исключением информации, уже полученной НАРЭ, при осуществлении своих полномочий, предусмотренных ст.9 Закона № 164/2025 об электроэнергии, ECRB и ACER.

Раздел 3

Специальные положения

241. К 15 декабря 2027 года ОПС совместно с операторами передающих систем региона расчета мощности, к которому принадлежит национальная электроэнергетическая система, должен разработать методологию расчета межзональной мощности в интервале балансировки для обмена балансировочной энергией или для реализации процесса компенсации дисбалансов. Эта методология должна предотвращать искажения рынка и быть совместимой с методологией расчета межзональной мощности, применяемой в течение суток, предусмотренной в Руководствах по электросетям о распределении мощности и управлении перегрузками.

242. В отступление от пункта 19, до утверждения ACER TУМ, предусмотренных в подпунктах 19.11, 19.12 и 19.13, НАРЭ утверждает соответствующие TУM, применяемые на уровне Европейского Союза, согласно соответствующим решениям регулирующих органов государств-членов.