Постановление N 643 от 04.11.2025 об утверждении Руководств по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Руководств по электросетям о распределении

мощностей на долгосрочном рынке

№ 643  от  04.11.2025

 (в силу 09.12.2025) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 605-607 ст. 1060 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 распределении мощностей на долгосрочном рынке (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

№ 643/2025

РУКОВОДСТВА ПО ЭЛЕКТРОСЕТЯМ

о распределении мощностей на долгосрочном рынке

Руководства по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке перелагают Регламент (ЕС) 2016/1719 Европейской комиссии от 26 сентября 2016 года об установлении руководства распределения мощностей на долгосрочном рынке (текст, относящийся к ЕЭП), опубликованный в Официальном журнале Европейского Союза (ОЖ) № L 259 от 27 сентября 2016 г., адаптированный и принятый Решением Совета министров Энергетического сообщества D/2022/03/MC-EnC от 15 декабря 2022 г.

Глава I

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Раздел 1

Предмет и область применения

1. Руководства по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке (именуемые в дальнейшем – Руководства по электросетям) устанавливают подробные правила распределения межзональных мощностей на долгосрочных рынках, о разработке общей методологии установления долгосрочных межзональных мощностей, создания единой платформы, обеспечивающей распределение прав на долгосрочную передачу, и возможности возврата прав на долгосрочную передачу для последующего распределения на долгосрочном рынке или передачи этих прав между участниками рынка.

2. Настоящие Руководства по электросетям применяются к электрическим передающим сетям и межсистемным соединениям с соседними транспортными системами в договаривающихся сторонах Энергетического сообщества и в государствах-членах Европейского Союза (в дальнейшем – передающая система).

3. Настоящие Руководства по электросетям применяются к оператору передающей системы (в дальнейшем – ОПС), Национальному агентству по регулированию в энергетике (в дальнейшем – НАРЭ) и участникам рынка, как они определены в Законе № 164/2025 об электроэнергии.

4. В случае если на территории Республики Молдова будут осуществлять свою деятельность два или более ОПС, настоящие Руководства по электросетям будут применяться ко всем ОПС в Республике Молдова. Если ОПС не будет осуществлять одну или несколько функций, относящихся к одному или нескольким обязанностям, предусмотренным настоящими Руководствами по электросетям, соответствующие обязательства будут выполняться одним или несколькими ОПС в Республике Молдова в соответствии с функциями, возложенными на них решением НАРЭ, во исполнение полномочий, предусмотренных статьей 9 Закона № 164/2025 об электроэнергии.

Раздел 2

Определения

5. В настоящих Руководствах по электросетям используются определенные понятия, предусмотренные Законом № 174/2017 об энергетике, Законом № 164/2025 об электроэнергии, Кодексом электрических сетей, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 423/2019 (в дальнейшем – Кодекс о подключении), Руководствами по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками, утвержденными Постановлением НАРЭ № 641/2025, Постановлением НАРЭ № 299/2017 о представлении ENTSO-E информации о рынке электроэнергии Республики Молдова и ее публикации, а также следующие понятия и определения:

аукцион – процесс, посредством которого долгосрочная межзональная мощность предлагается и распределяется между участниками рынка, подавшими заявки;

государства-члены – государства-члены Европейского Союза.

номинация – уведомление об использовании межзональной мощности на долгосрочной основе владельцем физических прав на передачу электроэнергии и его контрагентом или третьим лицом, уполномоченным ОПС;

право на долгосрочную передачу – физическое право на передачу электроэнергии или финансовое право на поставку электроэнергии – опцион (в дальнейшем ­– DFT – опцион) или финансовое право на передачу электроэнергии – обязательство (в дальнейшем ­– DFT – обязательство), приобретенное при распределении долгосрочных мощностей;

правила компенсации – правила, согласно которым каждый оператор передающей системы, ответственный за границу зоны предложения, в которой были распределены долгосрочные права на передачу, компенсирует владельцам прав на передачу сокращение их долгосрочных прав на передачу;

правила номинации – правила, в соответствии с которыми осуществляется уведомление об использовании межзональной мощности на долгосрочной основе владельцем физических прав на передачу электроэнергии и его контрагентом или уполномоченным ОПС третьим лицом;

правила распределения – нормы распределения мощностей на долгосрочном рынке, применяемые единой платформой распределения;

распределение мощностей на долгосрочном рынке – распределение путем аукциона межзональных мощностей на долгосрочной основе до временного интервала рынка на cутки вперед;

региональная платформа распределения – платформа, созданная в соответствии с разделом 39 главы II;

рыночная маржа (market spread) – разница между почасовыми ценами на сутки вперед, в двух зонах предложения для каждой единицы времени рынка в определенном направлении;

UIOSI – принцип, согласно которому межзональная мощность, относящаяся к приобретенным и неноминированным физическим правам на передачу электроэнергии, автоматически предоставляется для распределения мощностей на сутки вперед, и согласно которому владелец этих физических прав на передачу электроэнергии получает вознаграждение от ОПС;

Раздел 3

Цели распределения мощностей на долгосрочном рынке

6. Целями настоящих Руководств по электросетям являются:

6.1. содействие эффективной долгосрочной межзональной торговле с возможностью заключения участниками рынка долгосрочных сделок хеджирования;

6.2. оптимизация расчета и распределения межзональной мощности в долгосрочной перспективе;

6.3. предоставление недискриминационного доступа к межзональной мощности в долгосрочной перспективе;

6.4. обеспечение справедливого и недискриминационного обращения по отношению к ОПС, участникам рынка и заинтересованным органам, включая Агентство по сотрудничеству регулирующих органов в области энергетики (в дальнейшем – ACER), Регулирующий комитет Энергетического сообщества (в дальнейшем – ECRB) и НАРЭ;

6.5. соблюдение необходимости справедливого и упорядоченного распределения мощностей на долгосрочном рынке и упорядоченного формирования цен;

6.6. обеспечение и повышение прозрачности и надежности информации о распределении мощностей на долгосрочном рынке;

6.7. содействие эффективному и долгосрочному функционированию и развитию системы передачи и электроэнергетических секторов договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов.

Раздел 4

Принятие терминов, условий или методологий

7. В соответствии с настоящими Руководствами по электросетям ОПС применяет термины, условия и/или методологии (в дальнейшем – ТУМ), предусмотренные пунктами 16–17 и разработанные и утвержденные в соответствии с настоящим разделом.

8. В соответствии со статьей 39 Закона № 164/2025 об электроэнергии ОПС обязан применять ТУМ, утвержденные ACER и предусмотренные в пункте 16, а также ТУМ, утвержденные ECRB. ОПС разрабатывает и представляет НАРЭ на утверждение Список решений ACER и, соответственно, Список решений ECRB, которыми были утверждены соответствующие ТУМ, которые должны применяться ОПС. Постановление НАРЭ о применении ОПС ТУМ в соответствии со Списком решений ACER и в соответствии со Списком решений ECRB публикуется в Официальном мониторе, а соответствующие ТУМ публикуются на веб-сайте ОПС и на официальном веб-сайте НАРЭ.

9. В случаях и в сроки, предусмотренные настоящими Руководствами по электросетям, ОПС и операторы передающих систем других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов (в дальнейшем – соответствующие операторы передающих систем) разрабатывают ТУМ и представляют их на утверждение НАРЭ и регулирующим органам других договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов (в дальнейшем – соответствующие регулирующие органы), ECRB и, в той мере, в какой задействованы государства-члены, ACER. ОПС обязан тесно сотрудничать с одним или несколькими соответствующими операторами передающих систем, если в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям ОПС обязан разрабатывать предложение по ТУМ совместно с соответствующими операторами передающих систем. ОПС совместно с соответствующими операторами передающих систем через ENTSO-E периодически информирует НАРЭ и соответствующие регулирующие органы, ECRB и, в той мере, в какой это касается государств-членов, ACER о зарегистрированном прогрессе в разработке предложений по ТУМ.

10. Если ОПС и соответствующие операторы передающих систем, принимающие решение по предложению о ТУМ, предусмотренному в пункте 17, не могут прийти к соглашению, а соответствующие регионы состоят более чем из пяти договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, ОПС и операторы передающих систем принимают решение квалифицированным большинством голосов. Принятие квалифицированным большинством голосов предложения о ТУМ, предусмотренного в пункте 17, требует выполнения следующих совокупных требований:

10.1. имеется голосование большинства операторов передающих систем, представляющих не менее 72 % договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или соответствующих государств-членов;

10.2. имеется голос большинства операторов передающих систем из договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или из государств-членов, представляющих не менее 65 % населения соответствующего региона.

11. Считается, что имеется блокирующее меньшинство для принятия решений по предложениям о ТУМ, предусмотренным в пункте 17, если имеется голосование минимального числа операторов транспортных систем, представляющих более 35% населения договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или соответствующих государств-членов, и дополнительно голоса операторов передающих систем, которые представляют еще хотя бы одну договаривающуюся сторону Энергетического сообщества и/или одно соответствующее государство-член. В противном случае квалифицированное большинство считается достигнутым.

12. Решения по предложениям о ТУМ, предусмотренным в пункте 17, которые касаются регионов, состоящих не более чем из 5 договаривающихся сторон Энергетического сообщества и/или государств-членов, требуют консенсуса операторов передающих систем.

13. При принятии решений операторами передающих систем по предложениям о ТУМ, предусмотренным в пункте 17, каждой договаривающейся стороне Энергетического сообщества или каждому государству-члену предоставляется один голос. Если на территории одной из договаривающихся сторон Энергетического сообщества или одного из государств-членов имеется несколько операторов транспортных систем, соответствующая договаривающаяся сторона Энергетического сообщества или соответствующее государство-член распределяет право голоса между соответствующими операторами передающих систем.

14. Если ОПС и соответствующие операторы передающих систем не представят НАРЭ и соответствующим регулирующим органам, ECRB или ACER в конечные сроки, установленные настоящими Руководствами по электросетям, первоначальное предложение или предложение об изменении ТУМ в соответствии с пунктом 17 и пунктами 23-24, они должны представить указанным органам соответствующие предложения по ТУМ, а также разъяснить причины, по которым не было достигнуто соглашение. В этом случае НАРЭ и другие соответствующие регулирующие органы, ECRB или, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER, действуя в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, принимают необходимые меры для утверждения ТУМ, предусмотренных пунктом 17, например, путем запроса изменений или пересмотра и дополнения предложений, представленных на основании настоящего пункта, в том числе в случае, если предложения по ТУМ не были представлены, и утверждают их.

15. НАРЭ и соответствующие регулирующие органы, ECRB и, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER, действуя в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, утверждают ТУМ, предусмотренные в пунктах 16 и 17. До утверждения ТУМ НАРЭ и соответствующие регулирующие органы, ECRB или, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER при необходимости пересматривают предложение по ТУМ, консультируясь с ОПС и соответствующими операторами передающих систем, чтобы убедиться, что данное ТУМ соответствует целям настоящих Руководящих принципов, а также чтобы убедиться, что данное ТУМ способствует интеграции рынка, недискриминации, эффективной конкуренции и надлежащему функционированию рынков электроэнергии.

16. ОПС применяет ТУМ и любые их изменения, утвержденные ACER и включенные в национальную нормативную базу в соответствии с пунктом 8, а именно:

16.1. методологию предоставления данных о производстве и потреблении, внедренную на уровне Европейского Союза;

16.2. методологию для общей модели сети, внедренную на уровне Европейского Союза;

16.3. требования к единой платформе распределения, внедренной на уровне Европейского Союза;

16.4. гармонизированные правила распределения, предусмотренные в разделе 42 главы II;

16.5. методологию распределения доходов от сетевых перегрузок, внедренную на уровне Европейского Союза;

16.6. методологию распределения затрат на создание, развитие и эксплуатацию единой платформы распределения, внедренную на уровне Европейского Союза и применяемую ОПС согласно условиям пунктов 148 или 150;

16.7. методологию распределения затрат, понесенных для обеспечения надежности и вознаграждения за долгосрочные права на передачу, внедренную на уровне Европейского Союза.

17. Предложения относительно следующих ТУМ, а также любые изменения к ним, подлежат утверждению НАРЭ совместно со всеми регулирующими органами в соответствующем регионе:

17.1. методология расчета мощностей в соответствии с разделом 3 главы II;

17.2. методология распределения межзональных мощностей на долгосрочной основе в соответствии с разделом 9 главы II;

17.3. разработка на региональном уровне прав на долгосрочную передачу в соответствии с разделом 22 главы II;

17.4. установление процедур резерва в соответствии с разделом 33 главы II;

17.5. региональные требования гармонизированных правил распределения в соответствии с разделом 43 главы II, включая региональные положения о компенсации в соответствии с разделом 46 главы II;

17.6. требования к региональной платформе распределения в соответствии с разделом 40 главы II;

17.7. методология распределения затрат на создание, развитие и эксплуатацию региональной платформы распределения в соответствии с разделом 49 главы II.

18. Предложения по ТУМ должны включать предлагаемый график их реализации, а также описание предполагаемого воздействия ТУМ на цели настоящих Руководств по электросетям. Предложения по ТУМ, предусмотренные в пункте 17, которые утверждаются НАРЭ совместно с другими соответствующими регулирующими органами, представляются ECRB и, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER, действующим в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, в течение одной недели с момента их представления НАРЭ или, в зависимости от случая, последнему соответствующему регулирующему органу.

19. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, по запросу НАРЭ и соответствующих регулирующих органов, ECRB или, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER в течение 3 месяцев выдает заключение по предложению ТУМ.

20. Если утверждение ТУМ, предусмотренных в пункте 17, или изменение ТУМ в соответствии с пунктами 23–24 требует совместного решения НАРЭ и соответствующих регулирующих органов, НАРЭ консультируется и тесно сотрудничает с соответствующими регулирующими органами, чтобы достичь единогласного соглашения по предложению ТУМ в соответствии с частью (12) статьи 39 Закона № 164/2025 об электроэнергии. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, в случае если ECRB или ACER выдает заключение, данное заключение принимается во внимание НАРЭ и соответствующими регулирующими органами.

21. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, НАРЭ и другие соответствующие регулирующие органы, ECRB или, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER принимают решение по предложению о ТУМ, представленному в соответствии с пунктом 17, в течение 6 месяцев с момента получения соответствующего предложения о ТУМ НАРЭ или последним соответствующим регулирующим органом, ECRB или ACER. Срок в 6 месяцев начинает исчисляться со следующего дня после того, как предложение о ТУМ было представлено в ECRB, ACER или НАРЭ или последнему соответствующему регулирующему органу в соответствии с пунктом 17.

22. Если в течение срока, предусмотренного в пункте 21, НАРЭ и соответствующие регулирующие органы не достигнут единогласного соглашения по предложению ТУМ или по совместному запросу соответствующих регулирующих органов, ECRB или, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER, действующие в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, принимают решение по предложению о ТУМ в течение 6 месяцев с даты обращения.

23. Если НАРЭ и все соответствующие регулирующие органы, ECRB или, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER запрашивают изменение ТУМ, предусмотренного в пункте 17, ОПС и соответствующие операторы передающих систем обязаны представить предложение об изменении ТУМ в течение 2 месяцев с даты получения совместного запроса от НАРЭ и соответствующих регулирующих органов, или от ECRB либо ACER.

24. НАРЭ и соответствующие регулирующие органы, ECRB или, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER рассматривают предложение об изменении ТУМ и принимают соответствующее решение в течение 2 месяцев с момента его представления. Если в течение срока, предусмотренного в настоящем пункте, НАРЭ и соответствующие регулирующие органы не достигают соглашения по предложению об изменении ТУМ, предусмотренному в пункте 17, или по совместному запросу соответствующих регулирующих органов, предложение об изменении ТУМ направляется на утверждение ECRB или, в той мере, в какой это затрагивает государства-члены, ACER, которое действует в соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества. В этом случае ECRB или ACER принимают решение по предложению об изменении ТУМ в течение 6 месяцев. Если ОПС и соответствующие операторы передающих систем не представляют предложение об изменении ТУМ, применяются положения пункта 14.

25. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, ACER, ECRB и НАРЭ совместно со всеми соответствующими регулирующими органами в случае ТУМ, предусмотренных в пункте 17, вправе запросить ОПС и соответствующих операторов передающих систем сформулировать предложения по изменению соответствующих ТУМ и установить срок для представления таких предложений. ОПС совместно с соответствующими операторами передающих систем, ответственными за разработку предложений по ТУМ, могут представлять предложения по изменению ТУМ НАРЭ и соответствующим регулирующим органам или ACER.

26. Предложения об изменении ТУМ подлежат публичному обсуждению в соответствии с процедурой, предусмотренной в разделе 5 настоящей главы, и утверждаются с соблюдением процедуры, установленной в настоящем разделе.

27. ОПС публикует на своем веб-сайте ТУМ, утвержденные ACER и ECRB и включенные в национальную нормативную базу, в соответствии с пунктом 8, а также ТУМ, утвержденные НАРЭ в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям, или в случае, если такое утверждение не требуется, после их установления, за исключением случая, когда эта информация считается конфиденциальной в соответствии с разделом 6 настоящей главы.

Раздел 5

Консультации

28. В случаях, прямо предусмотренных в настоящих Руководств по электросетям, ОПС и соответствующие операторы передающих систем, ответственные за представление первоначальных предложений или предложений по изменению ТУМ, обязаны консультироваться с заинтересованными сторонами, включая соответствующие органы договаривающихся сторон Энергетического сообщества и государств-членов, по проектам предложений по ТУМ. Процедура консультаций должна длиться не менее одного месяца.

29. Первоначальные предложения или предложения по изменению ТУМ, имеющие региональное применение, должны быть предметом консультаций по крайней мере на региональном уровне. Стороны, представляющие предложения на двустороннем или многостороннем уровне, должны проконсультироваться по крайней мере с соответствующими договаривающимися сторонами Энергетического сообщества и/или государствами-членами.

30. До представления предложения по ТУМ для принятия в соответствии с разделом 4 настоящей главы или до публикации во всех других случаях, ОПС и соответствующие операторы передающих систем учитывают мнения заинтересованных сторон, полученные в результате консультаций, организованных в соответствии с пунктом 28. Предложения по ТУМ, представленные для принятия, должны сопровождаться во всех случаях обоснованным объяснением принятия или отклонения мнений, собранных в результате консультаций, которое публикуется в оптимальный срок, до или одновременно с публикацией предложения по ТУМ.

Раздел 6

Обязанности по обеспечению конфиденциальности

31. На всю конфиденциальную информацию, полученную, измененную или переданную на основании настоящих Руководств по электросетям, распространяются требования о соблюдении профессиональной тайны, предусмотренные пунктами 32-34.

32. Обязанность соблюдать профессиональную тайну распространяется на сотрудников ОПС, сотрудников ACER или сотрудников любого другого юридического лица, организации или органа, которые получили информацию в соответствии с настоящими Руководствами по электросетям. ОПС, НАРЭ, соответствующие юридические лица, организации или органы должны принять необходимые меры для обеспечения конфиденциальности, целостности и защиты соответствующей информации, а также меры, направленные на предотвращение ненадлежащего использования этой информации и несанкционированного доступа к ней.

33. Конфиденциальная информация, полученная лицами, указанными в пункте 32, в рамках и в связи с осуществлением своих полномочий, не может быть раскрыта каким-либо другим лицам, организациям или органам, за исключением случаев, предусмотренных настоящими Руководствами по электросетям или другими национальными нормативными актами, а также нормативной базой Энергетического сообщества.

34. Лица, указанные в пункте 32, которые получают конфиденциальную информацию на основании настоящих Руководствам по электросетям, могут использовать ее только для целей осуществления полномочий, предусмотренных настоящими Руководствами по электросетям, за исключением случаев, предусмотренных другими национальными нормативными актами или нормативной базой Энергетического сообщества.

Глава II

ТРЕБОВАНИЯ К ТЕРМИНАМ, УСЛОВИЯМ, И МЕТОДИКАМ

Раздел 1

Регионы расчета мощностей

35. В контексте настоящих Руководствам по электросетям регионами расчета мощностей являются регионы, предусмотренные в Приложении к Руководствам по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками.

Раздел 2

Временные интервалы расчета мощностей

36. ОПС совместно с другими операторами передающих систем в регионе расчета мощностей обеспечивает расчет межзональной мощности на долгосрочной основе для каждого периода распределения мощностей на долгосрочном рынке и, как минимум, на годовой и месячный периоды.

Раздел 3

Методология расчета мощностей

37. Не позднее чем через шесть месяцев после утверждения общей методологии расчета мощностей согласно условиям, предусмотренным пунктом 34 Руководства по электросетям распределения мощностей и управления перегрузками, ОПС совместно с другими операторами передающих систем в регионе расчета пропускной способности разрабатывает предложение по общей методологии расчета пропускной способности для периодов долгосрочного распределения в данном регионе. Предложение подлежит публичному обсуждению в соответствии с разделом 5 главы I.

38. Подход, используемый в общей методологии расчета мощностей, должен быть методом, основанным на скоординированной чистой пропускной способности, или методом, основанным на потоках энергии.

39. Методология расчета мощностей должна быть совместима с методологией расчета мощностей для временных интервалов рынка на сутки вперед и внутрисуточного, установленной в соответствии с пунктом 84 Руководства по электросетям распределения мощностей и управления перегрузками.

40. Неопределенность, относящаяся к временным интервалам расчета долгосрочных мощностей, будет учитываться при применении:

40.1. анализа надежности на основе нескольких сценариев и с использованием входных данных, используемых при расчете мощностей, метода расчета мощностей, указанного в подпункте 84.2, и методологии проверки межзональной мощности, предусмотренной в подпункте 84.3 Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками;

40.2. статистический подход, основанный на исторических межзональных мощностях для временных интервалов на сутки вперед или внутрисуточных интервалов, если можно продемонстрировать, что этот подход:

40.2.1. может повысить эффективность методологии расчета мощностей;

40.2.2. может учитывать неопределенности, относящиеся к расчету межзональной мощности в долгосрочной перспективе, лучше, чем анализ надежности в соответствии с подпунктом 40.1;

40.2.3. может повысить экономическую эффективность, сохраняя тот же уровень надежности в работе системы передачи.

41. ОПС совместно с другими операторами транспортных систем в регионе расчета мощностей могут совместно применять метод, основанный на потоках энергии, для временных интервалов расчета долгосрочных мощностей, если соблюдаются следующие условия:

41.1. Метод, основанный на энергетических потоках, приводит к повышению экономической эффективности в регионе расчета мощностей при сохранении того же уровня безопасности;

41.2. прозрачность и корректность результатов, основанных на потоках, были подтверждены в регионе расчета мощностей;

41.3. ОПС предоставляет участникам рынка шестимесячный период для адаптации своих процессов.

42. В случае если для разработки методологии расчета мощностей в зоне расчета мощностей применяется анализ надежности на основе нескольких сценариев, применяются требования в отношении входных данных, используемых при расчете мощностей, метода расчета мощностей и методологии утверждения межзональной мощности, предусмотренные в подпункте 84.1 Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками, за исключением подпункта 84.1.4, если это применимо.

43. При разработке методологии расчета мощностей будут учитываться требования в отношении резервных процедур и требование, предусмотренное в пункте 86 Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками.

Раздел 4

Методология расчета маржи надежности

44. Предложение по общей методологии расчета мощностей должно включать методологию расчета маржи надежности, которая должна соответствовать требованиям, установленные в разделе 8 главы I книги II Руководства по электросетям распределения мощностей и управления перегрузками.

Раздел 5

Методологии для пределов безопасности в эксплуатации и непредвиденных ситуаций

45. Предложение по общей методологии расчета мощностей должно включать методологию для пределов безопасности в эксплуатации и непредвиденных ситуаций, которая должна соответствовать требованиям, установленным в пунктах 93 и 94 Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками.

Раздел 6

Методология для механизмов изменения генерации (generation shift keys)

46. Предложение по общей методологии расчета мощностей должно включать методологию установления механизмов изменения генерации, которые должны соответствовать требованиям, установленным в разделе 10 главы I книги II Руководства по электросетям распределения мощностей и управления перегрузками.

Раздел 7

Методология принятия мер по исправлению ситуации

47. Если при расчете долгосрочных мощностей учитываются меры по устранению неисправностей, ОПС должен убедится, что эти меры являются технически доступны для работы в режиме реального времени и соответствовали требованиям, установленным в разделе 11 главы I книги II Руководства по электросетям распределения мощностей и управления перегрузками.

Раздел 8

Методология проверки межзональной мощности

48. Предложение по общей методологии расчета мощностей включает методологию расчета межзональной мощности, которая должна соответствовать требованиям, установленным в разделе 12 главы I книги II Руководства по электросетям распределения мощностей и управления перегрузками.

Раздел 9

Методология распределения межзональной мощности на долгосрочной основе

49. Не позднее момента представления методологии расчета мощностей, предусмотренной в разделе 3 главы II, ОПС совместно с операторами передающих систем в регионе расчета мощностей разрабатывают совместное предложение по методологии распределения межзональных мощностей на долгосрочной основе скоординированным образом между различными периодами долгосрочного распределения в соответствующем регионе. Предложение является предметом консультации в соответствии с разделом 5 главы I.

50. Методология распределения межзональной мощности на долгосрочной основе должна соответствовать следующим требованиям:

50.1. отвечать потребностям участников рынка в покрытии рисков;

50.2. соответствовать методологии расчета мощностей;

50.3. не приводить к ограничению конкуренции, в частности в отношении доступа к долгосрочным правам на передачу.

Раздел 10

Сценарии

51. Если ОПС совместно с другими операторами передающих систем в регионе расчета мощностей применяет анализ надежности на основе нескольких сценариев в соответствии с разделом 3 главы II, ОПС и соответствующие операторы передающих систем должны совместно применять общий набор сценариев, разработанных в соответствии с разделом 4 главы I книги II Руководства по электросетям распределения мощностей и управления перегрузками, которые должны использоваться в общей модели сети для каждого временного интервала расчета долгосрочных мощностей.

Раздел 11

Индивидуальная модель сети

52. При разработке индивидуальной модели сети для временного периода расчета долгосрочных мощностей, если ОПС совместно с другими операторами передающих систем в регионе расчета мощностей, к которому он принадлежит, применяет анализ надежности и на основе нескольких сценариев в соответствии с разделом 3 главы II настоящих Руководств по электросетям, ОПС обязан применять положения раздела 5 главы I книги II Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками.

Раздел 12

Общие положения, касающиеся процесса расчета мощностей

53. ОПС совместно с другими операторами передающих систем в регионе расчета мощностей, к которому он принадлежит, разрабатывает совместные операционные правила для временных интервалов расчета долгосрочных мощностей в дополнение к правилам для процесса слияния индивидуальных сетевых моделей, предусмотренных в разделе 13 главы I книги II Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками.

54. Расчетчики скоординированной мощности, предусмотренные в разделе 13 главы I книги II Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками, должны рассчитывать долгосрочные межзональные мощности для своего региона расчета мощностей. С этой целью не позднее чем через шесть месяцев после принятия методологии расчета мощностей, предусмотренной в разделе 3 главы II настоящего Руководства по электросетям, ОПС совместно с другими операторами передающих систем в регионе расчета мощностей, к которому они относятся, совместно разрабатывают операционные правила для временных интервалов расчета долгосрочных мощностей, дополняя правила функционирования расчетчиков мощностей, предусмотренные в разделе 13 главы I книги II Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками.

55. Соответствующие требования, установленные в разделе 13 главы I книги II Руководящих принципов распределения мощностей и управления перегрузками, применяются также к временным интервалам расчета долгосрочных мощностей.

Раздел 13

Создание общей модели сети

56. Если в регионе расчета мощностей применяется анализ надежности на основе нескольких сценариев в соответствии с разделом 3 главы II настоящего Руководства по электросетям, при создании общей модели сети на временных интервалах расчета долгосрочных мощностей применяются процесс и требования по объединению в общую модель сети, установленные в разделе 14 главы II книги I Руководства по электросетям по распределению мощностей и управлению перегрузками.

Раздел 14

Региональные расчеты межзональных мощностей на долгосрочную перспективу

57. Если ОПС применяет статистический подход в соответствии с разделом 3 главы II, процесс расчета долгосрочной межзональной мощности должен включать как минимум:

57.1. выбор наборов данных об исторической межзональной мощности на сутки вперед или в внутресуточной, полученных за один период или за ряд периодов, и упорядочение данных по кривой продолжительности;

57.2. расчет мощности, соответствующий уровню риска для выбранного набора данных;

57.3. расчет долгосрочной межзональной мощности, которая будет предлагаться при распределении пропускной способности на долгосрочном рынке, с учетом маржи, отражающей разницу между историческими значениями межзональной мощности и прогнозируемыми значениями долгосрочной межзональной мощности;

57.4. общие правила, учитывающие имеющуюся информацию о планируемых выводах из эксплуатации, о новой инфраструктуре и о модели производства и потребления для временных интервалов расчета долгосрочных мощностей.

58. Если ОПС и другие операторы передающих систем в расчетном регионе, к которому он принадлежит, применяют анализ надежности на основе нескольких сценариев в соответствии с разделом 3 настоящей главы, требования, предусмотренные разделом 15 части I главы II Руководства по электросетям распределения мощностей и управления перегрузками, применяются также в отношении временных интервалов расчета долгосрочных мощностей, за исключением требований, установленных в пункте 121 соответствующего Руководства по электросетям, если это применимо.

59. Каждый расчетчик мощности распределяет рассчитанную долгосрочную межзональную мощность для каждого долгосрочного распределения мощности, применяя методологию распределения межзональной мощности в соответствии с разделом 9 настоящей главы.

60. Каждый расчетчик мощности передает рассчитанную долгосрочную межзональную мощность и распределяет долгосрочную межзональную мощность для утверждения каждому оператору передающей системы в регионе расчета мощностей в соответствии с разделом 15 настоящей главы.

Раздел 15

Подтверждение и предоставление межзональной мощности

и распределенной межзональной мощности

61. ОПС подтверждает результаты расчета долгосрочных межзональных мощностей на границах своей зоны предложения или на критических элементах сети для каждого временного интервала расчета долгосрочных мощностей в соответствии с разделом 8 настоящей главы.

62. ОПС подтверждает результаты расчета распределения долгосрочных межзональных мощностей на границах своей зоны предложения или на критических элементах сети в соответствии с разделом 9 настоящей главы.

63. ОПС передает подтверждение мощностей и подтверждение распределения этих мощностей для каждого периода распределения мощностей на долгосрочном рынке соответствующим расчетчикам скоординированных мощностей и другим операторам передающих систем в регионе расчета мощностей.

64. Каждый расчетчик скоординированных мощностей поставляет подтвержденное распределение межзональных мощностей на долгосрочном рынке для выполнения распределения мощностей на долгосрочном рынке в соответствии с разделом 20 настоящей главы.

65. ОПС поставляет НАРЭ по запросу отчет, в котором подробно описывается метод получения значении долгосрочной межзональной мощности для определенного периода времени расчета долгосрочных мощностей.

Раздел 16

Координированное сокращение межзональных мощностей

66. OST координирует сокращения уже выделенных долгосрочных межзональных мощностей, если сокращения касаются временного интервала более 48 часов до начала дня поставки. В случае сокращения долгосрочных прав на передачу, включая номинации в отношении этих прав, в течение 48 часов до начала дня поставки ОПС применяет процесс расчета мощностей на сутки вперед и внутрисуточных мощностей, установленный в разделе 15 главыI книги II Руководства по электросетямраспределения мощностей и управления перегрузками.

67. В случае необходимости сокращения уже выделенной долгосрочной межзональной мощности ОПС направляет запрос ответственному расчетчику скоординированной мощности с целью начала скоординированного расчета необходимых сокращений долгосрочной межзональной мощности для региона расчета мощностей. ОПС обосновывает свой запрос всей необходимой информацией.

68. Расчетчик скоординированной мощности направляет обновленную межзональную мощность соответствующим операторам передающих систем для утверждения.

69. ОПС утверждает обновленную межзональную мощность на границах своей зоны предложения или на критических элементах сети в соответствии с разделом 15 настоящей главы.

70. Расчетчик скоординированной мощности поставляет подтвержденную и обновленную межзональную мощность соответствующим операторам передающих систем и единой платформе распределения с целью осуществления сокращений в соответствии с разделом 44 настоящей главы.

Раздел 17

Двухгодичный отчет о расчете и распределении мощностей

71. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества ENTSO-E расширяет отчет о расчете и распределении долгосрочных мощностей, чтобы включить в него договаривающиеся стороны Энергетического сообщества, в том числе Республику Молдова. ОПС обязан предоставлять ENTSO-E все данные, необходимые для составления соответствующих отчетов.

72. Для каждой зоны предложения, для каждой границы зоны предложения или для каждого региона расчета мощностей отчет о расчете и распределении мощностей содержит как минимум:

72.1. используемый метод расчета мощностей;

72.2. статистические показатели запаса надежности;

72.3. статистические показатели межзональной мощности, если применимо, для каждого временного интервала расчета мощностей;

72.4. показатели качества информации, используемой для расчета мощностей;

72.5. при необходимости, предлагаемые меры по улучшению расчета мощностей;

72.6. рекомендации по дальнейшему развитию расчета мощностей на долгосрочном рынке, включая дальнейшую гармонизацию методологий, процессов и принципов управления.

73. Для отчетности ОПС использует статистические и качественные показатели, согласованные операторами передающих систем на уровне Европейского Союза. В соответствии с нормативной базой Энергетического сообщества, ACER может запросить об изменении соответствующих показателей в течение периода их применения.

Раздел 18

Общие положения, касающиеся зон предложения

74. Те же зоны предложения, в которых осуществляются торги на сутки вперед и внутрисуточные торги, используются также для расчета и распределения мощностей на долгосрочном рынке.

75. В случае упразднения границы зоны предложения, владельцы прав на долгосрочную передачу на этой границе зоны предложения имеют право на выплату компенсации со стороны операторов соответствующих передающих систем на основе первоначальной цены, уплаченной за права на долгосрочную передачу.

Раздел 19

Общие принципы распределения мощностей на долгосрочном рынке

76. Процесс распределения мощностей на долгосрочном рынке должен осуществляться таким образом, чтобы:

76.1. использовать принцип установления предельного ценообразования для получения результатов для каждой границы зоны предложения, направления использования и временной единицы рынка;

76.2. не распределять больше, чем межзональная мощность, предлагаемая на долгосрочной основе, в соответствии с разделом 30 настоящей главы;

76.3. являлся повторяемым.

Раздел 20

Входные данные и результаты

77. Единая платформа распределения использует следующие входные данные для определения распределения мощностей на долгосрочном рынке в соответствии с пунктом 78:

77.1. утвержденное распределение межзональных долгосрочных мощностей, представленное каждым расчетчиком скоординированных мощностей, и мощности, относящиеся к долгосрочным правам на передачу, возвращенными в соответствии с разделом 34 настоящей главы;

77.2. предложения, поданные участниками рынка.

78. Для каждого распределения мощностей на долгосрочном рынке единая платформа распределения одновременно определяет, как минимум следующие результаты для каждой границы зоны предложения, направления использования и единицы времени рынка:

78.1. объем распределенных долгосрочных прав на передачу, выраженный в МВт;

78.2. цена долгосрочных прав на передачу на основании раздела 31 настоящей главы;

78.3. статус исполнения предложений.

79. Единая платформа распределения должна убедиться в точности результатов аукциона.

80. ОПС должен убедиться в соответствие результатов аукциона входным данным, представленным единой платформой распределения, в соответствии с пунктом 77.

Раздел 21

Решения о возможностях покрытия рисков при межзональной передаче

81. ОПС и операторы передающих систем на границе зоны предложения выдают долгосрочные права на передачу, за исключением случаев, когда в соответствии со статьей 88 Закона № 164/2025 об электроэнергии, НАРЭ совместно с регулирующими органами границы зоны предложения приняли скоординированные решения не выдавать долгосрочные права на передачу на границе соответствующих зон предложения. При принятии соответствующих решений, НАРЭ совместно с регулирующими органами границы зоны предложения консультируется с регулирующими органами региона расчета мощностей и соответственным образом учитывает их мнения.

82. В случае отсутствия долгосрочных прав на передачу на границе зоны предложения на дату вступления в силу настоящего Руководства по электросетям, НАРЭ сотрудничает с регулирующими органами на границе зоны предложения с целью принятия скоординированных решений о введении долгосрочных прав на передачу.

83. Решения, принятые на основании пунктов 81 и 82, должны основываться на оценке, определяющей, предоставляет ли фьючерсный рынок достаточные возможности для хеджирования рисков в соответствующих зонах предложения. Оценка проводится скоординированным образом НАРЭ и регулирующими органами границы зоны предложения и должна включать как минимум:

83.1. консультации с участниками рынка относительно их потребностей в покрытии межзональных рисков на границах соответствующих зон предложения;

83.2. оценку.

84. Оценка, упомянутая в подпункте 83.2, анализирует функционирование оптовых рынков электроэнергии и основана на прозрачных критериях, которые включают, как минимум:

84.1. анализ возможности того, что некоторые продукты или комбинации продуктов, предлагаемые на фьючерсных рынках, могут служить хеджированием от волатильности цен на сутки вперед в соответствующей зоне предложения. Такие продукты или комбинации продуктов считаются имеющими адекватный уровень хеджирования риска изменения цены на сутки вперед в соответствующей зоне предложения, когда существует достаточная корреляция между ценами на сутки вперед в соответствующей зоне предложения и эталонной ценой, по которой рассчитываются продукты или комбинации продуктов;

84.2. анализ степени эффективности продуктов или комбинаций продуктов, предлагаемых на фьючерсных рынках. Для этой цели будут оцениваться, по крайней мере, следующие показатели:

84.2.1. период торговли;

84.2.2. аукционная маржа;

84.2.3. объемы торговли по отношению к физическому потреблению;

84.2.4. общий объем открытых позиций по отношению к физическому потреблению.

85. Если оценка, указанная в пункте 83, показывает, что в одной или нескольких зонах предложения нет достаточных возможностей для покрытия рисков, НАРЭ и соответствующие регулирующие органы могут потребовать от ОПС и соответствующих операторов передающих систем:

85.1. выдавать долгосрочные права на передачу;

85.2. обеспечить наличие других продуктов долгосрочного межзонального хеджирования рисков для поддержки функционирования оптовых рынков электроэнергии.

86. В случае, если НАРЭ и соответствующие регулирующие органы принимают решение о составлении запроса в соответствии с подпунктом 85.2, ОПС и соответствующие операторы передающих систем разрабатывают необходимые меры и представляют их на утверждение НАРЭ и соответствующим регулирующим органам в течение не более шести месяцев с момента запроса. Данные меры должны быть реализованы в течение не более шести месяцев с момента их утверждения. НАРЭ и соответствующие регулирующие органы могут принять решение о продлении срока реализации по запросу ОПС и соответствующих операторов передающих систем на период, не превышающий шести месяцев.

87. Положения разделов 9, 19, 20, 22-47, 49 и 51 настоящей главы не применяются в отношении ОПС и операторов передающих систем на границах зоны предложения, если НАРЭ и регулирующие органы границы зоны предложения принимают решение о том, что ОПС и соответствующие операторы передающих систем не будут выдавать долгосрочные права на передачу или что заинтересованные операторы передающих систем предоставят другие долгосрочные продукты для снижения межзональных рисков.

88. По совместному запросу системного оператора и операторов передающих систем на границе зоны предложения или по собственной инициативе и не реже одного раза в 4 года НАРЭ и регулирующие органы границы зоны предложения должны провести в сотрудничестве с ECRB и в той мере, в которой это касается государств-членов, в сотрудничестве с ACER оценку в соответствии с пунктами 83–85.

Раздел 22

Региональная структура долгосрочных прав передачи

89. Долгосрочная межзональная мощность распределяется участникам рынка платформой распределения в форме физических прав на передачу электроэнергии (в дальнейшем – физические права на передачу) на основе принципа UIOSI или в форме DFT-опционов или DFT-обязательств.

90. При выпуске долгосрочных прав передачи ОПС предлагает долгосрочную межзональную мощность через единую платформу распределения, установленную в соответствии с разделом 39 настоящей главы, как минимум для годовых и месячных периодов. ОПС и операторы передающей системы региона расчета мощности могут совместно предлагать долгосрочную межзональную мощность на дополнительные периоды распределения.

91. В случае выпуска долгосрочных прав передачи в регионе расчета мощности ОПС и операторы передающей системы в регионе расчета мощности совместно разрабатывают предложение по региональной структуре долгосрочных прав передачи, которые будут выпускаться для каждой границы зоны торгов в регионе расчета мощности.

92. В течение шести месяцев с момента вынесения согласованных решений НАРЭ и регулирующих органов границы зоны торгов о введении, в соответствии с пунктом 82, долгосрочных прав на передачу на границах между соответствующими зонами торгов, ОПС и операторы передающей системы в регионе расчета мощности совместно разрабатывают предложение по региональной структуре долгосрочных прав на передачу, выдаваемых для каждой границы зоны торгов в регионе расчета мощности.

93. В случае, когда действующая региональная структура долгосрочных прав на передачу является частью соглашения о трансграничной передиспетчеризации оператора передающей системы в целях обеспечения соблюдения пределов эксплуатационной безопасности, НАРЭ и соответствующие регулирующие органы могут принять решение о сохранении долгосрочных физических прав на передачу на границах своей зоны торгов.

94. Предложения, указанные в пунктах 91–93, должны включать график реализации и как минимум описание следующих элементов, указанных в правилах распределения:

94.1. тип долгосрочных прав на передачу;

94.2. период распределения мощностей на долгосрочном рынке;

94.3. тип продукта (базовая нагрузка, пиковая нагрузка, непиковая нагрузка);

94.4. покрываемые границы зоны торгов.

95. Предложения подлежат консультациям в соответствии с разделом 5 главы I. При выдаче предлагаемых долгосрочных прав на передачу, ОПС должным образом учитывает результаты консультаций.

96. Параллельное распределение физических прав на передачу и DFT-опционов на одной границе зоны торгов не допускается. Параллельное распределение физических прав на передачу электроэнергии и DFT-обязательств на одной границе зоны торгов не допускается.

97. Пересмотр долгосрочных прав на передачу электроэнергии, предоставленных на границе зоны торгов, может быть инициирован:

97.1. всеми регулирующими органами границы зоны торгов по собственной инициативе;

97.2. всеми регулирующими органами границы зоны торгов на основании рекомендации ECRB или, в той мере, в какой это касается государств-членов, ACER, или на основании совместного запроса всех операторов передающих систем соответствующей границы зоны торгов.

98. ОПС и операторы передающей системы в регионе расчета мощности несут ответственность за проведение пересмотра в соответствии с пунктом 99.

99. При пересмотре долгосрочных прав передачи ОПС должен:

99.1. оценить предлагаемые долгосрочные права передачи с учетом характеристик, указанных в пункте 94;

99.2. если сочтет необходимым, предложить альтернативные долгосрочные права по передаче с учетом результатов оценки, указанной в пункте 99.1;

99.3. провести консультации в соответствии с разделом 5 главы I относительно:

99.3.1. результатов оценки предлагаемых долгосрочных прав передачи;

99.3.2. если применимо, предложения по альтернативным долгосрочным правам передачи.

100. После консультаций, указанных в подпункте 99.3, и в течение трех месяцев с момента принятия решения о начале проверки, ОПС и операторы передающей системы в регионе расчета мощности должны совместно представить в НАРЭ и соответствующие регулирующие органы предложение о сохранении или изменении типа долгосрочных прав на передачу.

Раздел 23

Физические права на передачу

101. Каждый владелец физических прав на передачу имеет право номинировать, полностью или частично, свои физические права на передачу в соответствии с разделом 27 настоящей главы.

102. Если владельцы физических прав на передачу не представят номинацию в срок, указанный в правилах номинации, они имеют право на получение вознаграждения в соответствии с разделом 26 настоящей главы.

Раздел 24

Финансовые права на передачу электроэнергии – опционы

103. Владельцы DFT-опционов имеют право на получение вознаграждения в соответствии с разделом 26 настоящей главы.

104. Реализация DFT-опционов осуществляется при условии внедрения ценовой связи «на сутки вперед» в соответствии с Главой V Руководства по электросетям о распределении мощности и управлении перегрузками.

Раздел 25

Финансовые права на передачу электроэнергии – обязательства

105. Обладатели DFT-обязательств имеют право получать или обязательство выплачивать вознаграждение в соответствии с разделом 26 настоящей главы.

106. Реализация DFT-обязательств осуществляется при условии внедрения ценовой связи «на сутки вперед» в соответствии с Главой V Руководства по электросетям о распределении мощности и управлении перегрузками.

Раздел 26

Принципы предоставления вознаграждения за долгосрочные правы передачи

107. Операторы передающих систем, распределяющие права на передачу электроэнергии на границе зоны торгов через единую платформу распределения, обязаны выплачивать вознаграждение обладателям долгосрочных прав передачи, если разница в цене положительная в сторону долгосрочных прав передачи.

108. Обладатели DFT-обязательств обязаны выплачивать вознаграждение операторам передающих систем, осуществляющим распределение прав на передачу на границе зоны торгов через единую платформу распределения, если разница в цене отрицательная в сторону DFT-обязательств.

109. Вознаграждение, предоставляемое за долгосрочные правы передачи в соответствии с пунктами 107 и 108, должно соответствовать следующим принципам:

109.1. если межзональные мощности распределяются путем неявного распределения или любым другим методом, возникающим в ситуации, которая запускает процедуру резервирования в рамках неявного распределения для временного интервала рынка «на сутки вперед», вознаграждение, предоставляемое за долгосрочные права передачи, должно быть равно рыночной марже;

109.2. если межзональные мощности распределяются путем явного аукциона для временного интервала рынка «на сутки вперед», вознаграждение, предоставляемое за долгосрочные права передачи, должно быть равно цене закрытия соответствующего суточного аукциона.

110. В случае если ограничения по распределению мощности на межсетевых соединениях между зонами торгов были включены в процесс распределения мощности на сутки вперед в соответствии с пунктом 95 Руководства по электросетям о распределении мощности и управлении перегрузками, они могут быть учтены при расчете вознаграждения за долгосрочные правы передачи в соответствии с пунктом 109.

Раздел 27

Общие положения по номинированию физических прав передачи

111. В случае если ОПС выдает и применяет физические права передачи на границах зон предложений, он должен разрешить обладателям физических прав передачи и/или их контрагентам номинировать свои графики обмена электроэнергией. Обладатели физических прав передачи могут уполномочить правомочных третьих лиц номинировать такие графики обмена электроэнергией от своего имени, в соответствии с правилами номинации, изложенными в пункте 113.

112. ОПС совместно с каждым оператором передающей системы в соседних странах, выдающим физические права передачи на соответствующей границе, должен представить на утверждение в НАРЭ и, соответственно, в соответствующий регулирующий орган предложение по правилам номинации, касающееся графиков обмена электроэнергией между зонами предложений. Предложение подлежит обсуждению в соответствии с разделом 5 главы I. Правила номинации должны содержать, как минимум, следующую информацию:

112.1. право обладателя прав на физическую передачу номинировать графики обмена электроэнергией;

112.2. минимальные технические требования к номинации;

112.3. описание процесса номинации;

112.4. график номинации;

112.5. формат номинации и сообщения.

113. ОПС должны постепенно гармонизировать свои правила номинации на всех границах зон предложений, к которым применяются права на физическую передачу.

114. Обладатели прав на физическую передачу, их контрагенты, в зависимости от обстоятельств, или уполномоченная третья сторона, действующая от их имени, должны номинировать, полностью или частично, права на физическую передачу электроэнергии между зонами предложений в соответствии с правилами номинации.

115. Если ограничения по распределению мощности на соединениях между зонами подачи заявок были включены в процесс распределения мощности на сутки вперед в соответствии с пунктом 95 Руководства по электросетям о распределении мощности и управлении перегрузками, они должны быть учтены в предложении по правилам номинации в соответствии с пунктом 112.

Раздел 28

Условия участия в распределении мощности на долгосрочном рынке

116. Участники рынка должны быть зарегистрированы на единой платформе распределения, применяемой в соответствии с разделом 39 настоящей главы, и должны соответствовать всем требованиям к приемлемости, применимым к ним в соответствии с гармонизированными правилами распределения, прежде чем им будет разрешено участвовать в аукционах или передавать свои долгосрочные права на передачу. Условия о приемлемости должны соответствовать принципам недискриминации и прозрачности.

117. После подачи участником рынка заявления на регистрацию, единая платформа распределения должна сообщить участнику рынка, соответствует ли он всем требованиям к приемлемости и имеет ли он право участвовать в аукционах или передавать свои долгосрочные права на передачу, начиная с указанной даты.

118. Участники рынка должны полностью соблюдать гармонизированные правила распределения. Они должны поддерживать в актуальном состоянии всю информацию, касающуюся их участия, и незамедлительно уведомлять единую платформу распределения о любых изменениях в этой информации.

119. Единая распределительная платформа имеет право приостановить или отозвать право участника рынка на участие в аукционах или на передачу своих долгосрочных прав на передачу в случае нарушения им договорных обязательств в соответствии с гармонизированными правилами распределения.

120. Приостановление или отзыв права участника рынка на участие в аукционе или на передачу своих долгосрочных прав на передачу, предоставленных ему в соответствии с гармонизированными правилами распределения, не освобождает участника рынка или единую распределительную платформу от обязательств, вытекающих из долгосрочных прав на передачу, распределенных и оплаченных до приостановки или отзыва.

Раздел 29

Предоставление исходных данных на единую распределительную платформу

121. ОПС должен убедится, что утвержденное распределение долгосрочной межзональной мощности было передано на единую распределительную платформу до опубликования технического задания аукциона, в соответствии с разделом 30 настоящей главы.

Раздел 30

Проведение процесса распределения мощности на долгосрочном рынке

122. Не позднее даты, предусмотренной гармонизированными правилами распределения, на единой платформе распределения должен быть разработано и опубликовано техничесакое задание для каждого распределения мощности на долгосрочном рынке, содержащие как минимум следующую информацию:

122.1. дату и время открытия и закрытия аукционного окна;

122.2. утвержденное распределение долгосрочной межзональной мощности и тип долгосрочных прав на передачу, выставляемых на аукцион;

122.3. формат предложений;

122.4. дату и время публикации результатов аукциона;

122.5. срок, в течение которого результаты аукциона могут быть оспорены.

123. Опубликованная долгосрочная межзональная мощность не должна изменяться в течение периода до закрытия аукционного окна. Этот срок должен быть указан в гармонизированных правилах распределения.

124. Каждый участник рынка обязан передать предложения на единую распределительную площадку до закрытия аукционного окна и в соответствии с условиями, указанными в техническом задание аукциона.

125. Единая распределительная площадка обеспечивает конфиденциальность поданных предложений.

Раздел 31

Установление цены для долгосрочных прав на передачу

126. Цена долгосрочных прав на передачу для каждой границы зоны торгов, направления использования и единицы рыночного времени определяется на основе принципа предельной цены и выражается в евро за мегаватт. Если спрос на долгосрочную межзональную мощность для границы зоны торгов, направления использования и единицы рыночного времени меньше или равен предложенной долгосрочной межзональной мощности, цена устанавливается равной нулю.

Раздел 32

Финансовые и расчетные требования

127. Единая платформа распределения обеспечивает процедуры выставления счетов или самовыставления счетов для урегулирования дебетовых или кредитовых операций, возникающих в результате распределения долгосрочных прав на передачу, для возврата долгосрочных прав на передачу и выплаты вознаграждения за долгосрочные права на передачу. Соответствующие процедуры должны быть установлены в гармонизированные правила распределения.

128. Для участия в аукционе участник рынка должен обладать достаточными гарантиями для удовлетворения предложений и долгосрочных прав на передачу, распределенных в соответствии с условиями, установленными в гармонизированные правила распределения.

Раздел 33

Установление резервных процедур

129. В случае, если распределение мощностей на долгосрочном рынке не дает результатов, стандартной резервной процедурой является отсрочка распределения мощностей на долгосрочном рынке.

130. ОПС и другие операторы передающих систем в регионе расчета мощности имеют право реализовывать альтернативные скоординированные резервные решения. В таких случаях, ОПС и операторы передающих систем в регионе расчета мощности разрабатывают скоординированное предложение по установлению надежных резервных процедур.

Раздел 34

Возврат долгосрочных прав на передачу

131. Обладатели долгосрочных прав на передачу могут вернуть долгосрочные права на передачу ОПС через единую платформу распределения для последующего распределения мощностей на долгосрочном рынке.

132. Обладатели долгосрочных прав на передачу, желающие вернуть эти права для последующего распределения мощностей на долгосрочном рынке, обязаны уведомить об этом единую распределительную платформу, напрямую или косвенно – через третье лицо, в порядке, установленном гармонизированными правилами распределения.

133. Обладателям долгосрочных прав на передачу электроэнергии, возвращающим эти права, ОПС выплачивает вознаграждение, напрямую или косвенно – через третье лицо, посредством единой платформы распределения, применяемой в соответствии с условиями раздела 39 настоящей главы. Данное вознаграждение должно быть равно цене, полученной на аукционе по перераспределению долгосрочных прав на передачу.

Раздел 35

Передача долгосрочных прав передачи

134. Обладатели долгосрочных прав передачи имеют право передавать, полностью или частично, свои долгосрочные права передачи другим участникам рынка в соответствии с гармонизированными правилами распределения.

135. На единой платформе распределения публикуются правила допуска и список участников рынка, зарегистрированных на единой распределительной платформе и имеющих право на передачу долгосрочных прав передачи.

136. Обладатели долгосрочных прав передачи обязаны уведомлять единую платформу распределения о передаче долгосрочных прав передачи, прямо или косвенно – через третью сторону, в соответствии с гармонизированными правилами распределения.

137. Участники рынка, приобретающие долгосрочные права передачи, обязаны подтвердить единой платформе распределения, в соответствии с гармонизированными правилами, прямо или косвенно – через третью сторону, уведомление, направленное бывшим обладателем долгосрочных прав передачи.

Раздел 36

Предоставление результатов

138. Единая платформа распределения, применяемая в соответствии с условиями раздела 39 настоящей главы, информирует оператора передающей системы, ответственного за границу зоны предложений, к которой относятся долгосрочные права на передачу, участников рынка и обладателей долгосрочных прав на передачу о результатах распределения мощностей на долгосрочном рынке в сроки, установленные в техническом задании аукциона.

139. Единая платформа распределения информирует участников рынка о стадии исполнения заявок и ценах закрытия.

Раздел 37

Инициирование резервных процедур

140. Если единая платформа распределения не может предоставить ни технические задания аукциона в соответствии с разделом 30 настоящей главы, ни частичные или полные результаты распределения мощности на долгосрочном рынке в сроки, установленные в гармонизированных правилах распределения, операторы передающей системы, ответственные за границу зоны предложений, применяют резервные процедуры, установленные в разделе 33 настоящей главы.

141. Сразу, как только будет выявлена невозможность предоставления элементов, указанных в разделе 140, единая платформа распределения должна уведомить об этом операторов передающих систем, ответственных за границу зоны предложений. Единая платформа распределения уведомляет участников рынка о возможности применения резервных процедур.

Раздел 38

Публикация информации о рынке

142. На единой платформе распределения для каждой границы зоны торгов и направления использования должна быть опубликована как минимум следующая информация:

142.1. техническое задание аукционов в соответствии со разделом 30 настоящей главы;

142.2. ориентировочный график аукционов с указанием типа долгосрочных прав на передачу, которые будут предложены, и дат, в которые эти долгосрочные права на передачу будут предоставлены участникам рынка;

142.3. результаты распределения мощности на долгосрочном рынке в соответствии с разделом 20 настоящей главы;

142.4. количество участников рынка на каждом аукционе;

142.5. список участников рынка, имеющих право на передачу долгосрочных прав на передачу;

142.6. контактные данные единой платформы распределения.

143. ОПС публикует через единую платформу распределения необходимую информацию, предусмотренную пунктом 142, в соответствии с графиком аукционов, предусмотренным в техническом задании аукционов и в Постановлении НАРЭ № 299/2017 о представлении ENTSO-E информации о рынке электрической энергии Республики Молдова и ее опубликовании.

144. Единая платформа распределения принимает необходимые меры для обеспечения публикации исторических данных за период не менее пяти лет.

Раздел 39

Создание региональной платформы распределения

145. ОПС совместно с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества принимают необходимые меры для обеспечения функционирования региональной платформы распределения и ее соответствия функциональным требованиям, указанным в разделе 40 настоящей главы, в течение 12 месяцев с момента утверждения совместного предложения о наборе требований и создании региональной платформы распределения. По запросу ОПС совместно с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества НАРЭ совместно с другими регулирующими органами договаривающихся сторон Энергетического сообщества может принять решение о продлении этого срока по причине задержек, вызванных процедурами государственных закупок, на срок, не превышающий шести месяцев.

146. Распределение мощности на долгосрочном рынке для межсоединений постоянного тока осуществляется на региональной платформе распределения не позднее 24 месяцев после утверждения общего набора требований, указанного в пункте 145.

147. Региональная платформа распределения открыта для участия операторов передающих систем из государств-членов и третьих стран. Для целей настоящего Руководства по электросетям третья страна означает страну, не являющуюся государством-членом или договаривающейся стороной Энергетического сообщества.

148. Для межсоединений между передающей системой Республики Молдова и передающими системами государств-членов ОПС и операторы передающих систем соседних государств-членов заключают двусторонние соглашения, определяющие, будет ли долгосрочное распределение мощности для этих межсоединений осуществляться на региональной платформе распределения, созданной в соответствии с настоящим разделом, или на единой платформе распределения, внедренной на уровне Европейского союза.

149. Региональная платформа распределения, созданная в соответствии с пунктом 145, выполняет свои функции в тесном сотрудничестве с единой платформой распределения, реализованной на уровне Европейского союза, и гармонизирует свои операционные и распределительные правила с правилами, применяемыми этой единой платформой распределения. С этой целью платформы могут заключать административные соглашения о сотрудничестве.

150. В случае, если ОПС не заключил соглашение, предусмотренное пунктом 148, с оператором передающей системы в государстве-члене, задачи региональной платформы распределения, касающиеся соответствующего межсистемного соединения, следуют быть интегрированы в единую платформу распределения, реализованную на уровне Европейского союза.

Раздел 40

Функциональные требования

151. ОПС совместно с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества передают в НАРЭ и в другие регулирующие органы договаривающихся сторон Энергетического сообщества совместное предложение о наборе требований и создании региональной платформы распределения, которая будет использоваться операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества. В предложении должны быть определены различные варианты создания и управления региональной платформой распределения мощности, в том числе ее развитие операторами передающей системы или третьими лицами от их имени. В предложении, представленном операторами передающей системы, должны быть изложены общие задачи региональной платформы распределения мощности, предусмотренные разделом 41 настоящей главы, и требования к возмещению затрат в соответствии с разделом 49 настоящей главы.

152. Функциональные требования к региональной платформе распределения мощности должны включать как минимум следующее:

152.1. границы предполагаемых зон подачи предложений;

152.2. техническую доступность и надежность предоставляемых услуг;

152.3. операционные процессы;

152.4. предлагаемые продукты;

152.5. периоды распределения мощности на долгосрочном рынке;

152.6. методы и алгоритмы распределения мощности;

152.7. принципы финансовых расчетов и управления рисками относящиеся к распределенным продуктам;

152.8. гармонизированная договорная база с участниками рынка;

152.9. интерфейсы данных.

Раздел 41

Общие задачи

153. ОПС должен использовать региональную платформу распределения как минимум для следующих целей:

153.1. регистрация участников рынка;

153.2. создание единой точки контакта для участников рынка;

153.3. функционирование аукционных процедур;

153.4. урегулирование долгосрочных прав передачи, предоставленных участникам рынка, включая управление гарантиями;

153.5. сотрудничество с клиринговой палатой, если это требуется общими правилами реализации DFT-обязательств в соответствии с разделом 25 настоящей главы;

153.6. организация резервной процедуры в соответствии с разделами 33 и 37 настоящей главы;

153.7. содействие возврату долгосрочных прав на передачу в соответствии с разделом 34 настоящей главы;

153.8. содействие передаче долгосрочных прав на передачу в соответствии с разделом 35 настоящей главы;

153.9. публикация информации о рынке в соответствии с разделом 38 настоящей главы;

153.10. поставка и эксплуатация интерфейсов для обмена данными с участниками рынка.

Раздел 42

Внедрение гармонизированных правил распределения

154. ОПС применяет гармонизированные правила распределения долгосрочных прав передачи, утвержденные на уровне Европейского Союза.

155. После вступления в силу региональных требований они имеют приоритет над общими требованиями, определенными в гармонизированных правилах распределения. В случае внесения изменений в общие требования к гармонизированным правилам распределения и их представления на утверждение всем регулирующим органам, региональные требования также подлежат утверждению регулирующими органами региона расчета мощности.

Раздел 43

Требования к гармонизированным правилам распределения

156. За исключением межсистемных соединений с третьими странами, правила распределения долгосрочных прав передачи не могут отличаться от требований гармонизированных правил распределения долгосрочных прав передачи, утвержденных на уровне Европейского Союза.

Раздел 44

Общие положения о стойкости

157. ОПС имеет право сокращать долгосрочные права передачи для обеспечения соблюдения лимитов эксплуатационной безопасности до истечения срока стойкости следующего дня. В этом случае ОПС должен представить НАРЭ подготовленный в этой связи отчет и опубликовать конкретные причины, приведшие к сокращению этих прав.

158. ОПС должен компенсировать обладателям сокращенных долгосрочных прав на передачу электроэнергии в размере рыночной маржи.

Раздел 45

Определение предельных значений

159. ОПС совместно с операторами передающих систем на границе зоны торгов может предложить предельное значение общей компенсации, которая может быть выплачена всем обладателям долгосрочных прав на передачу электроэнергии, сокращенных в соответствующем календарном году или в соответствующем календарном месяце в случае межсистемных соединений постоянного тока.

160. Предельное значение не должен быть ниже общей суммы доходов от перегрузки, полученных в соответствующем календарном году ОПС и операторами передающих систем на границе зоны торгов. В случае межсистемных соединений постоянного тока ОПС и операторы передающей системы на границе зоны торгов могут предложить предельное значение, которое не должно быть ниже общей суммы доходов от перегрузки, собранных соответствующими операторами передающей системы на границе зоны торгов в соответствующем календарном месяце

161. В случае нескольких межсистемных соединений, которые эксплуатируются ОПС и другими операторами передающей системы на одной границе зоны торгов и которые подпадают под действие различных режимов регулирования, контролируемых НАРЭ и соответствующими регулирующими органами, общая сумма доходов от перегрузки, используемая для расчета компенсационного предельного значения в соответствии с пунктом 160, может быть разделена между каждым межсистемным соединением. Такое распределение может быть предложено соответствующими операторами передающей системы и подлежит утверждению НАРЭ и соответствующими регулирующими органами.

Раздел 46

Положения о компенсации

162. В случае если ОПС совместно с заинтересованными операторами передающей системы предлагают применение предельного значения в соответствии с разделом 45 настоящей главы, они должны предложить набор положений о компенсации в отношении применяемого предельного значения.

Раздел 47

Стойкость в случае обоснованного препятствия

163. В случае обоснованного препятствия ОПС может сократить долгосрочные права на передачу. Сокращение должно осуществляться скоординировано после информирования всех непосредственно затронутых операторов передающей системы.

164. При применении обоснованного препятствия ОПС должен опубликовать уведомление с описанием характера препятствия и его вероятной продолжительности.

165. В случае сокращения после обоснованного препятствия владельцы соответствующих долгосрочных прав на передачу получают компенсацию за период препятствия от ОПС, применившего его. В этом случае компенсация должна быть равна сумме, первоначально уплаченной за соответствующее долгосрочное право на передачу в процессе распределения.

166. При применении обоснованного препятствия ОПС должен приложить все возможные усилия для ограничения последствий и продолжительности обоснованного препятствия.

Раздел 48

Общие положения о возмещении затрат

167. Расходы, понесенные ОПС в результате обязательств, вытекающих из настоящего Руководства по электросетям, оцениваются НАРЭ.

168. Расходы, оцененные как разумные, эффективные и соразмерные, должны быть своевременно возмещены посредством тарифа на услуги по передаче электроэнергии или посредством других адекватных механизмов, установленных НАРЭ в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии.

169. По запросу НАРЭ ОПС должен предоставить в течение трех месяцев с момента запроса информацию, необходимую для облегчения оценки понесенных расходов.

Раздел 49

Расходы на создание, развитие и эксплуатацию

единой распределительной платформы

170. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества, ОПС и операторы передающих систем, выдающие долгосрочные права на передачу на единой распределительной платформе, совместно несут расходы, связанные с созданием и эксплуатацией соответствующей распределительной платформы. ОПС совместно с операторами передающих систем договаривающихся сторон Энергетического сообщества разрабатывают и предлагают методологию распределения этих затрат, которая должна быть разумной, эффективной и соразмерной, основанной, например, на принципах, аналогичных изложенным в разделе 6 главы III книги III Руководства по электросетям о распределении мощности и управлении перегрузками.

Раздел 50

Расходы на создание и эксплуатацию скоординированного

процесса расчета мощности

171. ОПС самостоятельно несут расходы на предоставление исходных данных для процесса расчета мощности.

172. ОПС и соответствующие операторы передающих систем совместно несут расходы на создание и эксплуатацию объединения индивидуальных сетевых моделей.

173. ОПС совместно с операторами передающих систем региона расчета мощности несут расходы на создание и эксплуатацию скоординированных калькуляторов мощности.

Раздел 51

Стоимость обеспечения стойкости и вознаграждение за

долгосрочные права на передачу

174. Стоимость обеспечения стойкости включает в себя расходы, связанные с компенсационными механизмами, относящимися к обеспечению стойкости межзональных мощностей, а также расходы на передиспетчеризацию, встречную торговлю и дисбаланс, относящийся к компенсации участникам рынка, которые несет ОПС в максимально возможной степени в соответствии с Законом № 164/2025 об электроэнергии.

175. При установлении или утверждении тарифов на услуги по передаче электроэнергии или иного адекватного механизма, применяемого в соответствии с условиями, установленными Законом № 164/2025 об электроэнергии, НАРЭ учитывает компенсационные выплаты в качестве приемлемых расходов при условии, что они являются разумными, эффективными и соразмерными.

Глава III

ДЕЛЕГИРОВАНИЕ ЗАДАЧ И МОНИТОРИНГ

Раздел 1

Делегирование задач

176. ОПС может делегировать полностью или частично любую задачу, порученную в соответствии с настоящим Руководством по электросетям, одной или нескольким третьим сторонам, при условии, что соответствующая третья сторона может выполнить функцию как минимум так же эффективно, как и ОПС, делегирующий соответствующую задачу. При делегировании полностью или частично своих задач третьей стороне, ОПС продолжает нести ответственность за обеспечение соблюдения своих обязательств в соответствии с настоящим Руководством по электросетям, в том числе за обеспечение доступа к информации, необходимой НАРЭ в связи с осуществлением функции мониторинга.

177. Перед делегированием задач соответствующая третья сторона должна четко продемонстрировать делегирующему ОПС, что она обладает возможностями для выполнения всех обязательств, вытекающих из настоящего Руководство по электросетям.

178. В случае, если задача, предусмотренная в настоящем Руководстве по электросетям, делегируется полностью или частично третьей стороне, ОПС должен убедится, что до делегирования задач были заключены надлежащие соглашения о конфиденциальности в соответствии с обязательствами по конфиденциальности ОПС, который делегировал соответствующую задачу.

Раздел 2

Мониторинг

179. В соответствии с полномочиями, предусмотренными в статье 9 Закона № 164/2025 об электроэнергетике, НАРЭ осуществляет мониторинг реализации настоящего Руководство по электросетям оператором передающей системы.

180. В соответствии с нормативно-правовой базой Энергетического сообщества Секретариат Энергетического сообщества осуществляет мониторинг реализации распределения мощности на долгосрочном рынке и создания региональной платформы распределения, предусмотренной в разделе 39 главы II. Мониторинг включает, в частности, следующие аспекты:

180.1. достигнутый прогресс и возможные проблемы в отношении реализации распределения мощности на долгосрочном рынке, включая справедливый и прозрачный доступ участников рынка к долгосрочным правам на передачу;

180.2. эффективность методологий распределения долгосрочной межзональной мощности в соответствии с разделом 9 главы II;

180.3. отчет о расчете и распределении мощностей в соответствии с разделом 17 главы II;

180.4. эффективность функционирования системы распределения мощностей на долгосрочном рынке и региональной платформы распределения.

181. По совместному запросу ENTSO-E и ECRB или, в той мере, в которой это касается государств-членов, ACER, участники рынка и другие субъекты, имеющие отношение к распределению мощностей на долгосрочном рынке, обязаны передавать в Секретариат Энергетического сообщества информацию, необходимую для осуществления им функции мониторинга, предусмотренной в пункте 180, за исключением информации, уже полученной НАРЭ, ECRB или ACER.

Глава IV

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

182. В отступление от пункта 16, до утверждения ACER TУМ, предусмотренных в подпунктах 16.1 и 16.2, НАРЭ утверждает соответствующие TУM, применяемые на уровне Европейского Союза, согласно соответствующим решениям регулирующих органов государств-членов.