Постановление N 853 от 29.12.2025 об утверждении Положения о правилах и условиях для поставщиков услуг балансировки и Положения о правилах и условиях для Сторон, ответственных за балансировку

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Положения о правилах и условиях для поставщиков

услуг балансировки и Положения о правилах и условиях для

Сторон, ответственных за балансировку

№ 853  от  29.12.2025

 (в силу 01.07.2026) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 139-141 ст. 223 от 26.03.2026

* * *

На основании ч.(9) и ч.(13) ст.39 Закона № 164/2025 об электроэнергии (Официальный монитор Республики Молдова, 2025 г., № 437-440, ст.598) и обосновывающей записки, разработанной Департаментом электроэнергии и возобновляемых источников энергии, Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Положение о правилах и условиях для поставщиков услуг балансировки (прилагается).

2. Утвердить Положение о правилах и условиях для Сторон, ответственных за балансировку (прилагается).

3. Настоящее постановление опубликовать в Официальном мониторе Республики Молдова, на официальном веб-сайте Национального агентства по регулированию в энергетике и на официальном веб-сайте ГП "Moldelectrica".

4. Настоящее постановление вступает в силу с 1 июля 2026 года.

[Пкт.4 в редакции Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

Утверждено

Постановлением Административного совета

Национального агентства по регулированию в энергетике

№ 853/2025

ПОЛОЖЕНИЕ

о правилах и условиях для поставщиков услуг балансировки

Глава I

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Целью настоящего положения является установление правил закупок и использования балансировочной мощности и электроэнергии, необходимой для балансировки национальной электроэнергетической системы в режиме реального времени, а также для осуществления расчётов и выполнения платежей за соответствующие сделки.

Задачи настоящего положения состоят в установлении правил и условий, применяемых к Оператору передающей системы и поставщикам услуг по балансировке для:

a) Обеспечения эффективной работы рынка услуг по балансировке; повышения эффективности балансировки путём использования общих платформ европейских балансировочных рынков;

b) Интеграции балансировочных рынков и продвижения возможностей обмена услугами по балансировке, что также будет способствовать безопасности функционирования национальной электроэнергетической системы;

c) Управления и эффективного развития в долгосрочной перспективе электроэнергетической передающей системы;

d) Обеспечения закупки услуг по балансировке с помощью справедливых, объективных, прозрачных механизмов на рыночной основе; исключения необоснованных препятствий на пути введения на рынок новых участников; продвижения ликвидности балансировочного рынка и одновременного предотвращения необоснованных искажений на внутреннем рынке электроэнергии;

e) Облегчения участия в балансировке электроэнергетической системы мест потребления, в том числе установок по агрегации и хранению энергии, что также гарантирует их конкурентоспособность с другими услугами по балансировке на равных условиях и, при необходимости, самостоятельное функционирование при обслуживании одного-единственного места потребления;

f) Облегчения введения на оптовый рынок электроэнергии возобновляемых источников возобновляемой энергии и поддержки в достижении задач по развитию производства энергии из возобновляемых источников;

g) Установления правил управления перегрузками, в том числе тех для оплаты

Глава II

СОКРАЩЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2. В настоящем положении приведённые ниже сокращения имеют следующее значение:

a) НАРЭ – Национальное агентство по регулированию в энергетике Республики Молдова;

b) Правила и условия для СОБ – Положение о правилах и условиях для сторон, ответственных за балансировку;

c) ДД – декларация о доступности;

d) СУЭ-SCADA – SCADA-система Оператора передающей системы (система управления энергией – диспетчерское управление и сбор данных);

e) ENTSO-E (ЕССОПЭ) – Европейская сеть системных операторов передачи электроэнергии;

f) ПУБ – поставщик услуги по балансировке;

g) ГПР – группа поставки резервов;

h) ИР – интервал расчёта, соответствующий интервалу диспетчеризации;

i) ИБ – интервал балансировки;

j) ОРС – Оператор распределительной системы;

k) ОПС – Оператор передающей системы;

l) БРЭ – балансировочный рынок электроэнергии;

m) РСУ – рынок системных услуг;

n) ВР – внутрисуточный рынок;

o) СОБ – сторона, ответственная за балансировку;

p) ЗР – замещающие резервы;

q) РОСЧ – резервы для обеспечения стабильности частоты;

r) РОСЧа – резервы для обеспечения стабильности частоты с автоматической активацией;

s) РОСЧр – резервы для обеспечения стабильности частоты с ручной активацией;

t) РСЧ – резервы для стабилизации частоты;

u) НЭС – национальная электроэнергетическая система;

v) ЕПР – единица по поставке резервов.

3. В настоящем положении используемые понятия и выражения имеют значение, которое определяется:

a) Законом № 164 от 26.06.2025 об электроэнергии;

b) Постановлением НАРЭ № 299 от 26.06.2017 о представлении ENTSO-E информации о рынке электрической энергии Республики Молдова и её опубликовании;

c) Постановлением НАРЭ № 423 от 22.11.2019 об утверждении Кодекса электрических сетей о подключении к электрическим сетям;

d) Постановлением НАРЭ № 642 от 04.11.2025 об утверждении Руководств по электросетям о балансировке электроэнергетической системы;

e) Постановлением НАРЭ № 641 от 04.11.2025 об утверждении Руководств по электросетям о распределении мощностей и управлении перегрузками;

f) Постановлением НАРЭ № 643 от 04.11.2025 об утверждении Руководств по электросетям о распределении мощностей на долгосрочном рынке;

g) Постановлением НАРЭ № 644 от 04.11.2025 об утверждении Руководств по электросетям об эксплуатации передающей системы;

h) Постановлением НАРЭ № 645 от 04.11.2025 об утверждении Кодекса электрических сетей о чрезвычайных ситуациях и восстановлении электроэнергетической системы.

4. В настоящем положении приведённые ниже понятия и выражения имеют следующее значение:

a) расчётный банк – коммерческий банк, в котором ПУБ/ОПС открыл счёт, с/на который оплачиваются платёжные обязательства/права на взыскание, установленные в пояснительных расчётных ордерах, выдаваемых ОПС;

b) чистое потребление – энергия, которую потребитель электроэнергии получает из сетей электропередачи/распределительных электросетей НЭС;

c) декларация о доступности – документ, который ПУБ передаёт ОПС, с указанием доступности используемой им ЕПР/ГПР;

d) Договор на участие на балансировочном рынке электроэнергии – типовой договор, предусматривающий взаимные права и обязанности ОПС и ПУБ на балансировочном рынке электроэнергии, разработанный ОПС по результатам консультаций с общественностью и утверждённый НАРЭ;

e) месяц поставки – месяц, в котором действительно поставлялась/ потреблялась балансировочная энергия;

f) метка времени – информация в электронном формате, единоразово проставляемая на предложение и подтверждающая, что ОПС получил предложение в точно определяемый момент времени;

g) ежемесячный ордер по БРЭ – расчётный ордер, который составляет ОПС на каждого ПУБ и в котором представлены как все платёжные обязательства, так и права на взыскание, подлежащие оплате и, соответственно, получению через банковские счета, которые открывает каждый ПУБ;

h) ежемесячный ордер по РСУ – расчётный ордер, который ОПС составляет на каждого ПУБ и в котором представлены все платёжные обязательства к оплате через банковские счета, открытые каждым из ПУБ, и в котором приводится сводка по сделкам, совершённым ПУБ на РСУ, на каждый календарный месяц;

i) предложение на балансировочную энергию – твёрдое обязательство, которое передаёт ПУБ для поставки балансировочной энергии, соответствующей увеличению мощности/понижению мощности, при условии согласия ОПС с ценой, запрошенной в общем порядке преимущества /местном порядке преимущества;

j) время закрытия балансировочных энергетических ворот – момент, когда ПУБ больше не разрешается передавать либо обновлять предложение на балансировочную энергию на стандартный продукт;

k) порядок преимущества – упорядочивание по цене пар "цена-количество" в подтверждённых предложениях на балансировочную энергию, которое устанавливает и использует ОПС для определения тех пар "цена-количество", которые будут приняты для поставки балансировочной энергии;

l) общий порядок преимущества – порядок преимущества, сформированный из предложений, передаваемых ОПС на информационных платформах, предназначенных для европейских балансировочных рынков;

m) европейские платформы – платформы для обмена балансировочной энергией из резервов для обеспечения стабильности частоты, с ручной и автоматической активацией, установленных в соответствии с пунктами 87 и 88 Руководств о балансировке электроэнергетической системы;

n) процедура технической квалификации – процедура технической квалификации для поставки системных услуг;

o) Необходимая регулировка – объём балансировочной энергии, которая необходима ОПС для обеспечения баланса НЭС в заданный интервал расчёта;

p) ответственность за балансировку – ответственность каждого участника балансировочного рынка перед ОПС за поддержание баланса между выполненными и законтрактованными показателями производства, потребления и, по необходимости, обмена собственной электроэнергией, а также за финансовое обеспечение возможных дисбалансов;

q) резервы – сумма мощностей ЕПР/ГПР, которые ПУБ предоставляет в распоряжение ОПС для процесса балансировки энергосистем, начиная с гарантированного уровня, если ОПС заранее законтрактовал услуги по балансировке с ЕПР/ГПР в соответствии с положениями о закупке, до уровня, следующего из программных уведомлений ЕПР/ГПР;

r) ситуация неработоспособности – ситуация, в которой нельзя использовать информационные и коммуникационные системы оптового рынка (полная или частичная неработоспособность либо их иное повреждение);

s) передача мощности для балансировки – передача мощности для балансировки от ПУБ, который изначально законтрактовал мощность для балансировки у другого ПУБ;

t) сделка – твёрдое обязательство двух сторон на коммерческую передачу электрической энергии в соответствии с настоящим положением.

Глава III

ПРАВИЛА БРЭ

Раздел 3.1.

Общие правила функционирования БРЭ

5. ОПС применяет модель самодиспетчеризации для определения программ производства и потребления.

6. Чтобы иметь возможность участия на балансировочном рынке, ПУБ должен заранее пройти процесс квалификации.

7. По результатам консультаций с общественностью ОПС определяет содержание типового договора на участие на балансировочном рынке электроэнергии, который включает взаимные права и обязанности ОПС и ПУБ. ОПС публикует типовой договор на участие в балансировочном рынке электроэнергии на официальном веб-сайте.

8. Заключаемые на БРЭ сделки устанавливают обязательство соответствующего ПУБ по поставке услуги, соответствующей определённому виду стандартного балансировочного резервного продукта, в пользу ОПС в соответствии со спецификациями из предложении на балансировочную энергию и из диспетчерскими распоряжениями, выданными ОПС. Сделки соответствуют какому-либо определённому ИР.

9. Балансировочная энергия может использоваться для:

a) Увеличения поставляемой мощности посредством роста производства ЕПР/ГПР либо посредством уменьшения потребления ЕПР/ГПР;

b) Понижения поставляемой мощности посредством уменьшения производства ЕПР/ГПР либо посредством роста потребления ЕПР/ГПР.

Балансировочная энергия, торгуемая на БРЭ, физически поставляется в день поставки:

a) В точки подключения, где ЕПР или ГПР подключаются к НЭС;

b) В моменты, для которых ОПС выдаёт диспетчерские распоряжения и которые должны находиться в ИР/ИБ, указанном в принятой предложении.

10. ОПС следит за тем, как ПУБ выполняет требования, установленные в настоящем положении в том, что касается правил и условий балансировки, в рамках своей программной зоны.

11. Поставщики РСЧ, которые прошли у ОПС техническую квалификацию только для РСЧ согласно процедуре технической квалификации для поставки системных услуг, не обязаны регистрироваться на БРЭ как ПУБ.

Раздел 3.2.

Этапы квалификации ПУБ

Подраздел 3.2.1. Общие положения

12. Процесс квалификации ПУБ включает два этапа:

a) Техническую квалификацию, осуществляемую в соответствии с процедурой технической квалификации для поставки системных услуг, утверждённых НАРЭ;

b) Регистрацию на БРЭ путём подписания договора на участие в балансировочном рынке электроэнергии.

Подраздел 3.2.2. Техническая квалификация ПУБ

13. В качестве ПУБ могут выступать электроэнергетические предприятия, имеющие места потребления, электростанции и/или единицы для хранения энергии, а также агрегаторы.

14. Чтобы стать ПУБ, согласно положениям пункта 66 Руководств о балансировке электроэнергетической системы, ЕПР/ГПР должна успешно пройти процесс технической квалификации.

15. Процесс технической квалификации подчиняется положениям Разделов 3 и 6 Части четвёртой Книги VI Руководств об эксплуатации передающей системы и осуществляется в соответствии с процедурой технической квалификации для поставки системных услуг, предусмотренной в подпункте а) пункта 12.

16. Каждая ЕПР/ГПР должна пройти техническую квалификацию как минимум для одного стандартного продукта. Виды стандартных продуктов устанавливаются по обоюдному согласию со всеми ОПС-участниками европейских балансировочных рынков энергии в зависимости от балансировочной мощности для РОСЧр и РОСЧа и ЗР и утверждаются НАРЭ.

17. Сведения и информация, которые заявитель передаёт ОПС для оценки объёма оказания балансировочных услуг, подчиняются условиям пункта 573 Руководств о балансировке электроэнергетической системы и подробно описываются в процедуре технической квалификации для оказания системных услуг, предусмотренной в подпункте а) пункта 12.

Подраздел 3.2.3. Регистрация на БРЭ

18. После получения технической квалификации регистрация на балансировочном рынке осуществляется путём подписания обладателем ЕПР/ГПР типового договора на участие в балансировочном рынке электроэнергии.

19. Каждый ПУБ отвечает за соблюдение своих обязательств на БРЭ в соответствии с применимыми положениями и условиями типового договора на участие в балансировочном рынке электроэнергии.

20. Заявитель подаёт ОПС письменное заявление с надлежащим образом заполненной формой, к которому прилагается соответствующая сопроводительная документация и которое должно быть подписано законным представителем заявителя.

21. Содержание и формат формы из пункта 20, как и порядок её передачи и проверки предусматриваются процедурой регистрации, отзыва и отмены участника балансировочного рынка. ОПС публикует соответствующую процедуру на официальном веб-сайте.

22. ПУБ, подписавшие договор на участие в балансировочном рынке электроэнергии, регистрируются как участники балансировочного рынка электроэнергии в Реестре участников БРЭ, который составляет и обновляет ОПС.

23. Каждый ПУБ имеет право изучать касающуюся его информацию в Реестре участников БРЭ и требовать внесения исправлений в любые найденные неточности.

24. ПУБ может по собственной инициативе уйти с БРЭ путём письменного уведомления, подписанного законным представителем ПУБ. Данное уведомление должно быть направлено ОПС не менее чем за месяц до приблизительной даты отзыва регистрации ПУБ.

25. ОПС может отозвать регистрацию ПУБ в любом из следующих случаев:

a) ПУБ в тот или иной момент более не соответствует одному или нескольким условиями, необходимым для регистрации в качестве ПУБ;

b) ПУБ не соблюдает положения рамочного договора на участие на балансировочном рынке электроэнергии;

c) По требованию НАРЭ, если ПУБ неоднократно не выполняет условия настоящей главы, что и было установлено НАРЭ.

26. Если ПУБ уходит с БРЭ в соответствии с условиями пункта 24 или если ОПС отзывает регистрацию ПУБ в соответствии с условиями пункта 25:

a) ПУБ осуществляет все платежи, причитающиеся ОПС в соответствии с условиями о расчётах на БРЭ из настоящего положения;

b) ОПС осуществляет все платежи, причитающиеся ПУБ за период, предшествующий уходу/отзыву ПУБ;

c) ОПС отменяет его регистрацию в Реестре участников БРЭ и соответствующим образом сообщает об этом ПУБ.

27. Процедура, указанная в пункте 21, включает всю информацию, необходимую для отзыва или ухода ПУБ с БРЭ, подробные инструкции, в том числе наибольшие сроки, установленные для платежей из пункта 26.

Раздел 3.3.

Сведения и информация, которые ПУБ передаёт в ходе функционирования на БРЭ

Подраздел 3.3.1. Передача ДД для ЕПР/ГПР

28. Все ПУБ, которые эксплуатируют ЕПР/ГПР, должны передавать ОПС соответствующую ДД.

29. ДД ЕПР/ГПР на день D должна передаваться ОПС не ранее 10 дней до дня D и не позднее 16:30 дня D-1 и может быть обновлена в любой момент до намеченного ИР.

Подраздел 3.3.2. Формат и содержание ДД ЕПР/ГПР

30. ДД включает как минимум следующую информацию:

a) Доступная мощность каждой ЕПР/ГПР для каждого ИР на каждый день поставки;

b) Обоснования и подробности (в том числе номер заявления, утверждённого диспетчером) об уменьшении доступности каждой ЕПР/ГПР вследствие какого-либо случайной остановки либо запланированной остановки для технического обслуживания, о повторном вводе в эксплуатации ранее установленного срока и пр. ЕПР/ГПР, производящие электрическую энергию из энергии ветра или солнца, соответственно, ЕПР/ГПР, состоящие из потребляющих единиц, единиц для хранения энергии либо любого рода их совокупности, освобождаются от предоставления обоснований.

Подраздел 3.3.3. Проверка и принятие ДД ЕПР/ГПР

31. Проверка формы и содержания ДД осуществляется автоматически информационной системой балансировочного рынка, а ОПС передаёт подтверждение в стандартном формате тому, кто выдал данное заявление, тем же способом, каким оно было получено.

32. ДД могут быть просмотрены с помощью информационной системы балансировочного рынка.

Подраздел 3.3.4. Внесение изменений в ДД ЕПР/ГПР в течение дня поставки

33. ПУБ отвечает за информирование ОПС о внесении изменений в резервы балансировки на каждый ИР дня поставки.

34. ПУБ может вносить изменения в ДД в любой момент дня поставки для ИР, следующих за тем интервалом, в который вносится такое изменение.

Раздел 3.4.

Контроль за порядком оказания услуг по балансировке

35. ОПС контролирует порядок того, как каждый отдельный ПУБ оказывает услуги по балансировке – в отношении каждой из услуг по балансировке в отдельности так, что:

a) На этапе технической квалификации для оказания ПУБ услуги по балансировке ОПС сравнивает данные, полученные с помощью тестов, с показателями ПУБ для каждого резерва в отдельности, определяемого как стандартный продукт, в порядке, указанном в пунктах 55, 57 и 60;

b) В рамках процесса контроля ОПС время от времени оценивает показатели ПУБ.

36. Для контроля за порядком оказания услуг по балансировке квалифицированным ПУБ ОПС разрабатывает и публикует процедуру контроля за соответствием техническим характеристикам стандартных продуктов в процессе оказания ПУБ услуг по балансировке. Процедура должна пройти процесс консультаций с общественностью и публикуется на официальном веб-сайте ОПС.

Глава IV

ПОКУПКА БАЛАНСИРОВОЧНОЙ ЭНЕРГИИ НА БРЭ

Раздел 4.1.

Выставление предложений на БРЭ

37. Каждый ПУБ, у которого есть договор на предоставление балансировочных мощностей, передаёт ОПС предложения на балансировочную энергию в отношении балансировочной мощности, определяемой в соответствии с положениями Главы VII.

38. Каждый ПУБ имеет право передавать ОПС предложения на энергию в отношении балансировочной мощности, на которую не был заключён договор с ОПС.

39. ПУБ предоставляет предложения на балансировочную энергию только для тех СОБ, в которые он входит, согласно Правилам и условиям для данной СОБ, соответственно, в случае агрегатора, который берёт на себя роль ПУБ для ГПР с точками измерения у нескольких СОБ, данный агрегатор корректирует чистое сальдо по договору между такими СОБ путём направления уведомлений, следующих за ИР поставки.

40. В ситуациях, когда того требует надёжность функционирования НЭС, если ОПС обнаруживает необходимость в дополнительных предложениях на балансировочную энергию после времени закрытия ворот внутрисуточного рынка – для определённого ИР, ОПС может передать ПУБ запрос на предоставление энергии, связанной с неиспользованной балансировочной мощности. В таких случаях ПУБ может выставить на балансировочном рынке предложение на всё оставшуюся доступную балансировочную энергию, в любом направлении, для указанного ИР/ИБ.

41. ПУБ может передавать ценовые предложения отдельно на каждую ЕПР/ГПР, на балансировочную энергию на следующих условиях:

a) Для каждого вида стандартного продукта ЗР, РОСЧр или РОСЧа:

(i) предложения на балансировочную энергию для увеличения мощности;

(ii) предложения на балансировочную энергию для понижения мощности;

b) За неделю до дня поставки, до времени закрытия балансировочных энергетических ворот, соответствующих каждому из видов стандартного продукта, согласно процедуре содержания и типового формата предложения на балансировочную энергию для стандартных продуктов.

42. предложения могут быть изменены или отменены в любой момент до времени закрытия балансировочных энергетических ворот. Любое изменение устанавливает новое предложение на балансировочную энергию и автоматически отменяет предложение, которое было подтверждено раньше для того же ИР.

43. Предложения передаются в электронном формате с помощью средств связи, которые указал ОПС.

44. Предложение считается официально переданной в момент поступления в информационную систему балансировочного рынка. Время передачи указывается в метке времени.

45. Как только новое предложение поступает в информационную систему балансировочного рынка, ОПС подтверждает соответствующему ПУБ её получение. Такое подтверждение включает регистрационный номер и время поступления данного предложения в информационную систему балансировочного рынка.

46. Если в течение 5 минут после передачи нового предложения на балансировочную энергию какой-либо ПУБ не получает от ОПС подтверждение получения данного предложения, то ПУБ должен сразу же связаться с ОПС.

47. ОПС разрабатывает и публикует на официальном веб-сайте содержание и типовую форму предложения на балансировочную энергию для стандартных продуктов, а также порядок передачи предложения/сообщения о недоступных объёмах. Процедура должна пройти процесс консультаций с общественностью.

48. Цены предложений на балансировочную энергию могут быть представлены положительными, нулевыми или отрицательными числами, с двумя знаками после запятой, и выражаются в молдавских леях/МВт*ч.

49. В момент получения предложений ОПС проверяет, не превышает ли представленный в предложении ЕПР/ГПР объём того или иного стандартного продукта то значение, для которого данная ЕПР/ГПР получила техническую квалификацию.

50. ОПС может отметить как не доступные для сделок те предложения, активация/деактивация которых ведёт ко внутренним перегрузкам.

51. Если предложения, активация которых может привести ко внутренней перегрузке, принадлежат нескольким ЕПР/ГПР в определённой зоне НЭС, то такие предложения отмечаются как недоступные в порядке преимущества.

52. ОПС рассматривает без дискриминации все полученные предложения на балансировочную энергию. После времени закрытия балансировочных энергетических ворот ОПС передаёт все предложения на балансировочную энергию на стандартные продукты РОСЧр и РОСЧа на европейские платформы для оптимизации активации предложений на балансировочную энергию в списках общего порядка преимущества на европейском уровне.

53. Если используется информационная система ОПС для балансировочного рынка или если европейские платформы не работают в течение ограниченного срока, предложения на балансировочную энергию в отношении стандартных продуктов РОСЧр и РОСЧа активируются ОПС в порядке преимущества на местном уровне.

54. Любая частичная или полная активация предложения на балансировочную энергию из списков общего порядка преимущества на европейском/местном уровне представляет собой сделку/договор между соответствующими ПУБ и ОПС.

55. Каждое предложение на балансировочную энергию в отношении стандартного продукта ЗР должна соответствовать статическим характеристикам, указанным в Таблице №1:

Таблица № 1 – Статические характеристики и их значения для предложения на балансировочную энергию для стандартного продукта ЗР

56. Переменные характеристики предложения на балансировочную энергию для стандартного продукта ЗР, которые определяет ПУБ в ходе технической квалификации либо при передаче предложения на ЗР, должны включать:

a) Параметры, определяемые в Таблице №2:

Таблица № 2 – Параметры переменных характеристик предложения на балансировочную энергию для стандартного продукта ЗР

(b) Объём предложения;

(c) Направление предложения: положительная балансировочная энергия (увеличение мощности)/отрицательная предложения балансировочная энергия (понижение мощности).

57. Каждая оферта на балансировочную энергию для стандартного продукта РОСЧр должна соответствовать следующим статическим характеристикам, приведённым в Таблице №3:

Таблица № 3 – Статические характеристики и их значения для оферты на балансировочную энергию для стандартного продукта РОСЧр

58. Поставка балансировочной энергии для стандартного продукта РОСЧр из активируемой напрямую предложения также включает и ИР, следующий за интервалом, который указывается в оферте.

59. Переменные характеристики предложения на балансировочную энергию для стандартного продукта РОСЧр, которые определяет ПУБ в ходе технической квалификации либо при передаче предложения на РОСЧр, должны включать:

a) Параметры, определяемые в Таблице №4:

Таблица № 4 – Параметры переменных характеристик предложения на балансировочную энергию для стандартного продукта РОСЧр

(b) Объём предложения;

(c) Направление предложения положительная балансировочная энергия (увеличение мощности)/отрицательная балансировочная энергия (понижение мощности).

60. Каждое предложение на балансировочную энергию для стандартного продукта РОСЧа должна соответствовать следующим статическим характеристикам из Таблицы №5:

Таблица № 5 – Статические характеристики и их значения для предложения на балансировочную энергию для стандартного продукта РОСЧа

61. Переменные характеристики предложения на балансировочную энергию для стандартного продукта РОСЧа, которые определяет ПУБ в ходе технической квалификации либо при передаче предложения на РОСЧа, должны включать:

(a) Параметры, определяемые в Таблице № 6:

Таблица № 6 – Параметры переменных характеристик предложения на балансировочную энергию для стандартного продукта РОСЧа

(b) Объём предложения;

(c) Направление предложения: положительная балансировочная энергия (увеличение мощности)/отрицательная балансировочная энергия (понижение мощности);

(d) Срок действия, указанный в предложении на продукт РОСЧа.

Раздел 4.2.

Правила выбора предложения на балансировочную энергию

62. Предложение на балансировочную энергию для любого вида стандартного продукта выбирается в зависимости от цены предложения в порядке преимущества для каждого продукта и для каждого из направлений следующим образом:

a) В восходящем порядке преимущества выставляются предложения по возрастанию цены, а выбор осуществляется, начиная с предложения с наименьшей ценой, пока не будет обеспечен тот объём балансировочной энергии, который запросил ОПС;

b) В нисходящем порядке преимущества выставляются предложения по уменьшению цены, а выбор осуществляется, начиная с предложения с наибольшей ценой, пока не будет покрыт тот объём балансировочной энергии, который запросил ОПС, использующий европейские платформы балансировки.

63. Предложение на балансировочную энергию для стандартных продуктов РОСЧр и РОСЧа выбирается в общем порядке преимущества на европейском уровне для каждого из видов продукта. Функция оптимизации каждой европейской платформы для торговли стандартными продуктами балансировочной энергии отбирает их по цене и мощности, доступной в межсистемных сетях.

64. ОПС торгует стандартным продуктом ЗР балансировочной энергии на информационной платформе балансировочного рынка.

65. Для каждого часового интервала дня поставки D ОПС устанавливает необходимый объём балансировочной энергии в зависимости от видов регулировки для интервалов балансировки текущего интервала диспетчеризации и следующего интервала диспетчеризации.

66. В интервале расчёта, составляющем 50 минут, но не позднее 40 минут, ОПС устанавливает необходимый объём ЗР, отбирает предложения на информационной платформе балансировочного рынка ОПС и передаёт ПУБ диспетчерские распоряжения для данного вида продукта в любой момент в промежутке от 50 минут до 40 минут для ИР.

67. При использовании европейских балансировочных платформ после времени закрытия балансировочных энергетических ворот, в ИР в 25 минут для стандартных продуктов РОСЧр и РОСЧа, ОПС оценивает и фильтрует полученные от ПУБ предложения и передаёт на специальные европейский информационные платформы следующие данные:

a) для стандартного продукта РОСЧр:

(i) предложения на балансировочную энергию, необходимый объём балансировочной энергии для запрограммированной активации продукта РОСЧр и объём, доступный в межсистемных сетях для соответствующего ИР;

(ii) время закрытия ворот для передачи данных из пункта (i), т.е. ИР, составляет 12 минут;

(iii) необходимый объём балансировочной энергии для прямой активации стандартного продукта РОСЧр может быть передан в любой момент дня поставки;

(iv) передача диспетчерских распоряжений осуществляется в ИР от 10 минут до 7,5 минуты в случае запрограммированной активации стандартного продукта РОСЧр и сразу же после получения объёмов балансировочной энергии, выбранных алгоритмом оптимизации европейской платформы в случае прямой активации.

b) для стандартного продукта РОСЧа:

(i) предложения на балансировочную энергию, полученные от ПУБ, и доступный объём в межсистемных сетях;

(ii) время закрытия ворот для передачи данных из пункта (i), т.е. ИР, составляет 10 минут.

68. В случае использования информационной платформы балансировочного рынка ОПС, либо если европейские платформы не работают в течение ограниченного времени, диспетчерские распоряжения по активации РОСЧр передаются в ИР от 15 минут до 7,5 минуты для запрограммированной активации и в любой момент дня поставки D при прямой активации.

69. В случае внутренних перегрузок, которые могут возникнуть только рядом с ИР/ИБ и которые требуют выбора определённых ЕПР/ГПР для увеличения или понижения мощности, ОПС выбирает предложения, отмеченные как недоступные для европейских платформ указанных ЕПР/ГПР, в соответствии с пунктами 50-51.

Раздел 4.3.

Сделки, ангажированные на БРЭ

70. Сделки, ангажированные на БРЭ, заключаемые согласно разделу 4.2, исполняются ОПС путём выдачи надлежащих диспетчерских распоряжений соответствующему ПУБ.

71. Соблюдение диспетчерских распоряжений, выданных ОПС, является обязательным для данного ПУБ.

72. В первый календарный день, следующий за соответствующим днём поставки, ОПС передаёт подтверждения сделки, ангажированной соответствующим ПУБ на каждый день поставки и на каждую ЕПР/ГПР каждого ПУБ.

73. Каждое подтверждение ангажированной сделки включает как минимум следующую информацию:

a) Идентификационный код ПУБ на БРЭ;

b) Идентификационный код ЕПР либо, по обстоятельствам, ГПР на БРЭ;

c) День поставки, временной интервал поставки, ИР;

d) все элементы, характерные для ангажированной сделки: активируемый объём, цена, направление увеличения/уменьшения балансировочной энергии, выбранной из предлагаемого объёма РОСЧа;

e) все элементы, характерные для ангажированной сделки: активируемый объём, цена, направление увеличения/уменьшения балансировочной энергии, выбранной из предлагаемого объёма РОСЧр;

f) все элементы, характерные для ангажированной сделки: активируемый объём, цена, направление увеличения/уменьшения балансировочной энергии, выбранной из предлагаемого объёма ЗР.

74. Цена ангажированной сделки – это предельная цена, установленная согласно надлежащим Правилам, условиям и методологиям, утверждённым Агентством по сотрудничеству органов регулирования энергетики и включённым в перечень правил, условий и методологий, утверждённых НАРЭ для их применения согласно части (1) статьи 39 Закона о электроэнергии.

75. Жалоба на содержание подтверждений ангажированной сделки принимается исключительно в случае ошибок, переданных с европейских платформ либо вытекающих из действий ОПС.

76. Ответственный ПУБ передаёт ОПС любую жалобу на содержание подтверждения ангажированной сделки не позднее 2 (двух) календарных дней после передачи ОПС соответствующего подтверждения ангажированной сделки.

77. ОПС сообщает ПУБ о принятии либо отклонении соответствующей жалобы не позднее 2 (двух) рабочих дней после её получения. В случае удовлетворения жалобы ОПС передаёт ПУБ исправленное подтверждение ангажированной сделки.

78. Если в срок, указанный в пункте 76, ПУБ не передаёт каких бы то ни было жалоб в отношении полученного подтверждения ангажированной сделки, то подтверждение считается принятым.

79. Любая поданная жалоба не освобождает соответствующий ПУБ от исполнения обязательств, вытекающих из обжалуемой ангажированной сделки, будь то исправленной или нет.

80. Если нельзя произвести закупку системных услуг либо скоординировано активировать балансировочную энергию, применяются окончательные процедуры, которые ОПС разрабатывает и публикует на официальном веб-сайте.

81. ОПС и ПУБ применяют окончательные процедуры в случае нерабочего состояния, а именно:

a) полная либо частичная неработоспособность или иное повреждение информационной системы балансировочного рынка либо иной информационной системы, которую ОПС использует для получения, проверки и подтверждения оферт на БРЭ;

b) полная либо частичная неработоспособность или иное повреждение информационной системы балансировочного рынка либо иной информационной системы, которую ОПС использует для обработки и отбора предложений на БРЭ, а также для выдачи диспетчерских распоряжений;

c) перебои на линиях связи ОПС в течение менее 30 минут;

d) полная либо частичная неработоспособность европейских платформ, которые использует ОПС.

82. Окончательные процедуры могут предусматривать использование альтернативных средств связи, равно как и продление либо смещение любых предельных сроков, которые должны соблюдать ОПС и ПУБ, в том числе время закрытия БРЭ.

83. Как ОПС, так и ПУБ указывают в договоре на участие на балансировочном рынке электроэнергии одно или нескольких контактных лиц для ситуаций сбоя в работе, а также соответствующие номера телефонов, адреса электронной почты и номер факса. Как ОПС, так и ПУБ сообщают друг другу об изменении указанных данных.

Глава V

ПРАВИЛА РАСЧЁТА ЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ, КОТОРУЮ ПОСТАВИЛ ПУБ

Раздел 5.1.

Общие положения

84. Правила расчёта в настоящем разделе обеспечивают базу для расчётов по сделкам и установления между ПУБ и ОПС платёжных обязательств и прав на взыскание, вытекающих из условий настоящего положения.

85. Сделки по БРЭ устанавливают обязательство соответствующего ПУБ по поставке ОПС балансировочной энергии в соответствии со спецификациями оферты и диспетчерскими распоряжениями, которые выдал ОПС. Каждая сделка соответствует конкретному ИР/ИБ.

86. Правила настоящего раздела создают базу для:

a) Установления программы определения, подтверждения/подачи жалоб и передачи информации, необходимой для фактурирования и расчётов по БРЭ;

b) Выполнения расчётов для определения прав взыскания и платёжных обязательств по сделкам, заключаемым на БРЭ;

c) Информирования сторон о их платёжных обязательствах и, соответственно, о их правах взыскания;

d) Фактурирования и осуществления платежей;

e) Установления и применения гарантий;

f) Мер в случае неисполнения обязательств.

Раздел 5.2.

Правила расчёта для ПУБ для балансировочной энергии

в отношении стандартных продуктов ЗР, РОСЧр, РОСЧа

87. Расчёт за балансировочную энергию производится совокупно за объём балансировочной энергии, законтрактованный на каждый ИР/ИБ, без учёта объёмов балансировочной энергии, следующих из перепадов нагрузок, длящихся дольше 5 (пяти) минут, в интервалы, граничащие с ИР, для которого осуществляются подсчёты.

88. Платёжные обязательства/права взыскания на балансировочном рынке определяются на основе законтрактованного объёма из принятых предложений на балансировочную энергию в порядке преимущества и предельных цен на каждый стандартный продукт.

89. ОПС является стороной по договору для каждого из ПУБ по всем сделкам, ангажированным на БРЭ.

90. Оплата балансировочной энергии осуществляется следующим образом:

a) положительная балансировочная энергия (увеличение мощности) оплачивается ОПС в пользу ПУБ, если цена является положительной;

b) отрицательная балансировочная энергия (понижение мощности) оплачивается ОПС в пользу ПУБ, если цена является отрицательной;

c) положительная балансировочная энергия (увеличение мощности) оплачивается ПУБ в пользу ОПС, если цена является отрицательной;

d) отрицательная балансировочная энергия (понижение мощности) оплачивается ПУБ в пользу ОПС, если цена является положительной.

Раздел 5.3.

Правила расчёта вне балансировочного рынка для регулирования перегрузок

91. Платёжные обязательства/права взыскания для регулирования перегрузок осуществляются на основе законтрактованного объёма предложений, принятых в порядке преимущества, и цены из предложения на активированные продукты.

Раздел 5.4.

Ежемесячные расчётные ордеры по БРЭ

92. ОПС составляет для каждого ПУБ ежемесячный расчётный ордер, включающий как минимум следующую информацию:

a) Ежемесячную ситуацию с объёмами балансировочной энергии, законтрактованными ПУБ с ОПС, с разбивкой по видам балансировочных продуктов, отдельно для увеличения мощности и для понижения мощности, а также с соответствующими ценами;

b) Стоимость ежемесячных прав взыскания за балансировку и ежемесячных платёжных обязательств за балансировку;

c) Ежемесячную ситуацию с объёмами энергии для управления перегрузками, законтрактованными с ОПС, с разбивкой по видам предложений, если для этого выбирались предложения на БРЭ, отдельно для увеличения мощности и для понижения мощности, также с соответствующими ценами;

d) Стоимость ежемесячных прав взыскания и ежемесячных платёжных обязательств за управление перегрузками.

93. ОПС передаёт ПУБ ежемесячные расчётные ордеры по БРЭ в течение 7 (семи) рабочих дней после окончания месяца поставки.

94. Каждый ПУБ проверяет ежемесячные расчётные ордеры по БРЭ и в случае обнаружения несоответствий с применимыми положениями передаёт ОПС обоснованные жалобы в течение 2 (двух) рабочих дней после получения ордеров.

95. ОПС анализирует жалобу ПУБ и даёт на неё обоснованный ответ в течение 5 (пяти) рабочих дней после её получения, выполняя перерасчёты и внося исправления в неправильные ежемесячные расчётные ордеры по БРЭ.

96. ОПС передаёт ПУБ ежемесячный расчётный ордер по БРЭ, включающий корректировки по результатам анализа полученных жалоб, в срок, указанный в пункте 95; для тех ПУБ, которые не подавали жалобы, действительными считаются ежемесячные расчётные ордеры по БРЭ, переданные в изначальный срок.

97. На специальной информационной платформе отмечается и сохраняется дата, когда любой ордер, составленный ОПС в соответствии с настоящим положением, сделался доступным для участвующих сторон.

Раздел 5.5.

Фактурирование платёжных обязательств/прав взыскания

98. ОПС выдаёт каждому ПУБ счета-фактуры в национальной валюте Республики Молдова (молдавских леях), с указанием сумм платёжных обязательств/прав взыскания соответствующего ПУБ в пользу ОПС, согласно информации из ежемесячного расчётного ордера по БРЭ.

99. Каждый ПУБ выставляет ОПС счёт-фактуру, с указанием соответствующих сумм платёжных обязательств ОПС в пользу данного ПУБ, согласно информации из ежемесячного расчётного ордера по БРЭ.

100. Счета-фактуры выставляются в первый рабочий день после выдачи ежемесячного расчётного ордера по БРЭ.

101. Счета-фактуры выставляются следующим образом:

a) На балансировочную энергию для увеличения мощности:

(i) ПУБ выставляет ОПС счёт-фактуру на права взыскания на стоимость объёмов балансировочной энергии для увеличения мощности, соответствующую положительным ценам ангажированных сделок и установленную согласно ежемесячному расчётному ордеру по БРЭ;

(ii) ОПС выставляет счёт-фактуру на платёжное обязательство ПУБ на стоимость объёмов балансировочной энергии для увеличения мощности, соответствующую отрицательным ценам ангажированных сделок и установленную согласно ежемесячному расчётному ордеру по БРЭ;

(iii) ПУБ выставляет счёт-фактуру ОПС на поставку по нулевой цене на стоимость объёмов балансировочной энергии для увеличения мощности, соответствующую отрицательным ценам ангажированных сделок и установленную согласно ежемесячному расчётному ордеру по БРЭ.

b) На балансировочную энергию для понижения мощности:

(i) ОПС выставляет счёт-фактуру ПУБ на платёжные обязательства на стоимость объёмов балансировочной энергии для понижения мощности, соответствующую положительным ценам ангажированных сделок и установленную согласно ежемесячному расчётному ордеру по БРЭ;

(ii) ПУБ выставляет счёт-фактуру ОПС на права взыскания на стоимость объёмов балансировочной энергии для понижения мощности, соответствующую отрицательным ценам ангажированных сделок и установленную согласно ежемесячному расчётному ордеру по БРЭ;

(iii) ОПС выставляет счёт-фактуру ПУБ на поставку по нулевой цене на стоимость объёмов балансировочной энергии для понижения мощности, соответствующую отрицательным ценам ангажированных сделок и установленную согласно ежемесячному расчётному ордеру по БРЭ.

102. Налоговая накладная на платёжное обязательство ПУБ/ОПС выдаётся на бумажном носителе и/или в электронном формате через Автоматизированную информационную систему "e-Factura".

103. Счета-фактуры оплачиваются в течение 7 (семи) рабочих дней с даты их выдачи.

104. Если сумма, на которую одна из сторон выставляет счёт-фактуру, полностью или частично оспаривается другой стороной, сторона-должник осуществляет оплату в полном объёме на условиях пункта 103 и в течение одного рабочего дня с даты получения расчётных ордеров, указанных в пункте 92, подаёт стороне-кредитору пояснительную записку со своими возражениями. Сторона-должник анализирует полученную жалобу и в случае установления ошибочной информации осуществляет перерасчёт и передаёт корректировочный ордер на все соответствующие платежи не позднее 10 (десяти) рабочих дней с даты передачи ПУБ ошибочного ордера.

105. ПУБ/ОПС осуществляет оплату счетов-фактур, указанных в пункте 103, банковским переводом. Платежи считаются выполненными в день списания или поступления надлежащих сумм с/на соответствующий банковский счёт.

Раздел 5.6.

Осуществление платежей, исполнение гарантий и пеней за просрочку на БРЭ

106. Каждый контрагент, получающий счёт-фактуру, должен оплатить указанную в ней сумму на дату окончания платежа, независимо от наличия либо отсутствия спора о соответствующих суммах.

107. Каждый из ПУБ, равно как и каждый из ОПС должен уплатить другой стороне пеню за просрочку в любом из следующих случаев:

a) если данный ПУБ либо ОПС не уплатил причитающиеся суммы до дня окончания платежа;

b) если данный ПУБ либо ОПС должен внести оплату за разрешение спора, из которого и следуют пени за просрочку;

c) если данный ПУБ либо ОПС должен внести оплату за разрешение спора, за который суммы-предмет спора были уплачены вовремя, однако были обоснованно оспорены другой стороной.

108. Процентная ставка, применяющаяся во всех случаях, указанных в пункте 107, за каждый день просрочки, начиная с первого рабочего дня после даты окончания платежа, равняется размеру пени за просрочку, взимаемой за неоплату в срок обязательств в государственный бюджет, при условии что общая стоимость пеней не превышает стоимость причитающейся суммы.

109. ПУБ считается не исполняющим свои платёжные обязательства в любом из следующих случаев:

a) Если он не исполняет требования к гарантиям;

b) Если он не исполняет свои обязательства, вытекающие из расчётов, в соответствии с условиями настоящего положения до надлежащих дат окончания платежей;

c) Если он становится банкротом.

110. По результатам консультаций с общественностью ОПС разрабатывает процедуры, применимые в случае неисполнения платёжных обязательств. Данные процедуры включают, но не ограничиваются: инструкциями по обновлению гарантии, блокированием платежей, причитающихся соответствующей стороне, либо возмещением платёжных обязательств правами взыскания, либо использованием доступной гарантии по обеспечению платежей.

Раздел 5.7.

Жалобы на ежемесячные расчётные ордеры по БРЭ

111. Если расчётный ордер, переданный ОПС в соответствии с условиями настоящего положения, является неправильным, любая из сторон-участников может обжаловать его ОПС и может обсудить любые элементы либо расчёты из соответствующего ордера.

112. Любая жалоба передаётся стороной-участником ОПС посредством уведомления на электронную почту либо по факсу. В уведомлении должны быть чётко указаны соответствующий период времени, например, день поставки, ИР/ИБ, дата выдачи соответствующего ордера, обжалуемый элемент, причина обжалования, по обстоятельствам – затребованная сумма; уведомление сопровождается любым доступным доказательством, которое может обосновать жалобу.

113. Любая сторона-участник может обжаловать расчётный ордер, выданный ОПС на условиях настоящего положения, в течение 2 (двух) рабочих дней с даты передачи обжалуемого ордера.

114. Если в срок, указанный в пункте 113, сторона-участник не передала какую бы то ни было жалобу по расчётному ордеру, выданному на условиях настоящего положения, соответствующий ордер считается принятым данной стороной-участником.

115. ОПС анализирует любые жалобы, переданные согласно пункту 113, в течение 5 (пяти) рабочих дней после их получения.

116. В ходе проверки расчётного ордера выдающий орган может затребовать дополнительную информацию у сторон-участников. Если сторона-участник не предоставляет запрошенную дополнительную информацию, выдающий орган вправе отклонить соответствующую жалобу.

117. Выдающий орган сообщает сторонам-участникам о результатах проведённых проверок. Если обжалуемый ордер был неправильный, выдающий орган осуществляет перерасчёты и направляет всем сторонам-участникам исправленный ордер.

118. Если ОПС устанавливает наличие в расчётном ордере, переданном на условиях настоящего положения, ошибочной информации, то он осуществляет перерасчёты и направляет исправленный ордер всем сторонам-участникам как можно скорее, но не позднее 10 (десяти) рабочих дней с даты передачи ПУБ ошибочного ордера и/или его опубликования ОПС.

119. В случае несоблюдения сроков выдачи, обжалования, проверки, исправления, передачи и/или опубликования расчётных ордеров, предусмотренных настоящим положением, стороны-участники могут обратиться в НАРЭ в письменном виде в течение 3 (трёх) рабочих дней с даты установления подобных нарушений.

Раздел 5.8.

Банковские счета

120. Каждый участник, регистрирующийся в качестве ПУБ, открывает банковский счёт для работы на БРЭ.

121. В целях исполнения своих обязательств по настоящему положению ОПС открывает банковский счёт в коммерческом банке на территории Республики Молдова для получения и оплаты средств по сделкам, заключённым на БРЭ.

122. Владельцы счёта обеспечивают платёжеспособность своих собственных банковских счетов на даты окончания платежей, установленные на условиях настоящего положения.

123. Банковские счета, указанные в пунктах 120-121, открываются в молдавских леях.

Раздел 5.9.

Платёжные гарантии по обязательствам на БРЭ

124. ОПС вправе требовать установления платёжной гарантии до того, как соответствующий участник рынка будет зарегистрирован как ПУБ. ОПС может принять общую гарантию платёжных обязательств участника рынка, выступающего и как ПУБ, и как СОБ.

125. По результатам консультаций с общественностью ОПС разрабатывает процедуры для определения объёма и видов запрашиваемых платёжных гарантий, процедуры для подачи и проверки установления платёжных гарантий и, по необходимости, их обновления, а также процедуры исполнения платёжной гарантии, предоставленной ПУБ. В размере запрошенной платёжной гарантии учитывается вероятность того, что разница между платёжными обязательствами и правами взыскания ПУБ по отношению к ОПС будет положительной за месяц и будет изменена в зависимости от возможных просрочек платежей, зарегистрированных за прошедшие периоды. ОПС публикует процедуры на официальном веб-сайте.

Глава VI

АГРЕГАЦИЯ МЕСТ ПОТРЕБЛЕНИЯ, УСТАНОВОК ПО ХРАНЕНИЮ

ЭНЕРГИИ И УСТАНОВОК ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

126. Условиями агрегации генерирующих модулей и установок потребления, относящихся к нескольким местам потребления либо местам потребления и производства, единиц по хранению энергии и/или единиц по поставке резервов, являются:

a) Могут быть агрегированы либо генерирующие единицы, либо единицы потребления либо единицы по хранению любых категорий (A, B, C, D), классифицированные в соответствии с положениями Кодекса электрических сетей о подключении к электрическим сетям, утверждённого Постановлением Административного совета НАРЭ №423/2019;

b) В случае ГПР, образованной из нескольких генерирующих единиц, мест потребления либо единиц для хранения энергии и/или единиц по поставке резервов, расположенных в разных зонах сети, при возникновении сетевой перегрузки увеличение/понижение мощности осуществляется по распоряжению диспетчера путём указания входящих в состав единиц, где должна быть изменена рабочая точка для устранения перегрузки;

127. ГПР должна соблюдать все условия и требования к технической квалификации ГПР в соответствии с разделом 3.2 главы III настоящего положения.

128. В ходе текущей работы ГПР ОПС имеет право ограничивать либо исключать генерирующие единицы, места потребления с регулированным потреблением, установки по хранению, принадлежащие данной ГРП, из поставки одного или нескольких балансировочных резервов, в том числе из РСЧ, на основе технических аргументов, таких как географическое распределение единиц, входящих в состав ГПР, для обеспечения надёжности в работе НЭС.

Глава VII

ПРАВИЛА ЗАКУПКИ И ПЕРЕДАЧИ БАЛАНСИРОВОЧНОЙ

БАЛАНСИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ

Раздел 7.1.

Закупка балансировочной мощности

129. ОПС закупает у квалифицированных ПУБ, подписавших с ОПС рамочный договор на поставку балансировочной мощности, балансировочную мощность с помощью рыночных механизмов и на условиях прозрачности, беспрепятственного доступа и экономической эффективности. По результатам консультаций с общественностью ОПС разрабатывает типовой договор на поставку балансировочной мощности и публикует его на официальном веб-сайте.

130. Перед закупкой необходимой балансировочной мощности ОПС:

a) Устанавливает один или несколько периодов закупки;

b) Время от времени определяет необходимые балансировочные мощности для каждого из видов резерва для обеспечения стабильности частоты и замещающих резервов, отдельно для увеличения и понижения, для каждого из интервалов расчёта соответствующего периода закупки – на основании норм определения размера, предусмотренных разделом 1 книги VI части четвёртой Руководств об эксплуатации передающей системы.

131. Основные характеристики предложения на балансировочную мощность определяются в Таблице №7:

Таблица № 7 – Основные характеристики предложения на балансировочную мощность

132. Каждое предложение на балансировочную мощность, переданная ПУБ, должна включать:

a) объём предложения, в МВт;

b) цену предложения, в молд. леях/МВт*ч;

c) наименьшую продолжительность между периодом деактивации и следующей активацией;

d) вид предложения: делимая, с дробностью в 1 МВт, либо неделимая;

e) местоположение предложении.

133. Закупки балансировочной мощности осуществляются на ежедневном аукционе на договорной срок, составляющий не более одного дня, в том числе для стандартных продуктов согласно соответствующим Правилам, условиям и методологиям, утверждённым Агентством по сотрудничеству органов регулирования энергетики и включённым в перечень правил, условий и методологий, утверждённых НАРЭ для их применения согласно части (14) статьи 39 Закона о электроэнергии.

134. Период закупки может быть ограничен одним днём или/и интервалам расчёта в рамках соответствующего периода, дневными или ночными часами, пиковыми или непиковыми часами нагрузки либо другими видами интервалов.

135. Необходимые объёмы балансировочных мощностей приобретаются ОПС с помощью рыночных механизмов на конкурсном аукционе на весь период закупки, отдельно для увеличения и понижения мощности, для каждой категории балансировочной мощности и для каждого интервала расчёта соответствующего периода.

136. ОПС публикует объём балансировочной мощности, который необходимо закупить в соответствующий период закупки, и сообщает подробную информацию об аукционе не более чем за день до того дня, когда он проводится.

137. Каждый ПУБ передаёт ОПС свои предложения на балансировочную мощность. Предложения на балансировочную мощность передаются совокупно для всех квалифицированных единиц по поставке резервов/групп поставки резервов для каждого вида стандартных продуктов, для которого ПУБ прошёл техническую квалификацию.

138. Каждый ПУБ, участвующий в процессе закупки балансировочной мощности, передаёт и имеет право обновлять предложения на балансировочную мощность до времени закрытия ворот закупки.

139. ОПС устанавливает и публикует содержание и типовую форму предложений, порядок их передачи и подтверждения в рамках разработанной им процедуры.

140. ОПС подтверждает предложения ПУБ сразу же после их получения и отклоняет предложения, которые не соответствуют требованиям к типовой форме, и/или те, где предлагаемая мощность превышает общую величину, для которой был квалифицирован ПУБ для того или иного вида стандартного продукта. В случае отклонения предложении ОПС сообщает о том соответствующему ПУБ, с указанием причин отклонения.

141. Сразу же после времени закрытия ворот закупки ОПС выделяет балансировочную мощность, предложенную на соответствующем аукционе, на основе предельной цены, а именно:

a) Предложения располагаются в порядке возрастания цены, а предложения с той же ценой располагаются в хронологическом порядке в зависимости от метки времени;

b) Если сумма мощностей, которые предлагает ПУБ, меньше либо равна балансировочной мощности, которую надо выделить на данном аукционе, все предложения принимаются полностью;

c) Если сумма мощностей, которые предлагает ПУБ, больше балансировочной мощности, которую надо выделить на данном аукционе, предложения принимаются в порядке, указанном в пункте a), до последнего предложения, которое дополняет необходимую балансировочную мощность и которое может быть принято полностью или частично.

142. Цена последнего принятого предложения представляет собой аукционную цену, которую ОПС уплачивает всем ПУБ, чьи оферты были приняты.

143. ПУБ может опротестовать результаты аукциона только при наличии обоснованных признаков несоответствия в ходе оценки аукциона. Жалоба передаётся в течение часа после опубликования результатов аукциона.

144. Результаты анализа жалобы сообщаются ОПС в течение 3 (трёх) часов после получения жалобы.

145. Каждый ПУБ, у которого имеется договор на предоставление балансировочных мощностей, передаёт ОПС предложения на балансировочную энергию, соответствующую объёму, продуктам и другим требованиям, указанным в договоре на поставку балансировочной мощности.

146. Результаты всех аукционов на балансировочную мощность указываются в приложениях к договорам на предоставление балансировочных мощностей, заключённым между ОПС и ПУБ.

147. В первый календарный день, следующий за соответствующим днём поставки, ОПС передаёт на день поставки и для каждой ЕПР/ГПР каждого ПУБ подтверждения использованного объёма (который был предоставлен ОПС) из общего объёма законтрактованных мощностей.

148. Жалобы на содержание подтверждений использованного объёма принимаются исключительно в случае ошибок, вытекающих из действий ОПС.

149. Ответственный ПУБ передаёт ОПС любую жалобу на содержание подтверждения использованных объёмов не позднее одного рабочего дня после передачи ОПС соответствующего подтверждения использованных объёмов.

150. ОПС сообщает ПУБ о принятии либо отклонении соответствующей жалобы не позднее одного рабочего дня после её получения. В случае принятия жалобы ОПС в тот же день направляет ПУБ исправленное подтверждение использованных объёмов.

151. Если в указанный в пункте 149 срок ПУБ не подаёт какую бы то ни было жалобу на полученные подтверждения использованных объёмов, то данные из подтверждения считаются принятыми.

152. Любая переданная жалоба не освобождает соответствующий ПУБ от исполнения обязательств, вытекающих из заключённых договоров.

153. ОПС составляет для каждого ПУБ ежемесячный расчётный ордер по РСУ, с разбивкой по объёмам законтрактованной и использованной мощности и по аукционным ценам, в течение 3 (трёх) рабочих дней после окончания месяца поставки.

154. Каждый ПУБ, у которого был заключён договор с ОПС на предоставление балансировочных мощностей, проверяет ежемесячный расчётный ордер по РСУ и в случае установления расхождений с применимыми положениями передаёт ОПС – в течение одного рабочего дня после получения ордера – обоснованные жалобы на ежемесячный расчётный ордер по РСУ.

155. ОПС анализирует жалобу ПУБ и даёт на неё обоснованный ответ в течение 5 (пяти) рабочих дней после её получения, произведя перерасчёт и внеся исправления в ошибочные ежемесячные расчётные ордеры.

156. Для ПУБ, которые не подавали жалобы, действительными считаются ежемесячные расчётные ордеры по РСУ, переданные в изначальный срок.

157. За законтрактованные, но не доступные для БРЭ балансировочные мощности, в том числе за отсутствие предложений цены соответствующих мощностей на БРЭ, ПУБ уплачивает ОПС специальную пеню, равную 100% стоимости договора, являющегося следствием аукциона.

158. Каждый ПУБ выставляет ОПС счёт-фактуру с суммами, соответствующими использованному объёму законтрактованных балансировочных мощностей, согласно информации из ежемесячного расчётного ордера по РСУ, указанного в пункте 153.

159. Счета-фактуры выставляются в первый рабочий день после предоставления в распоряжение ежемесячного расчётного ордера по РСУ либо, по необходимости, согласно пересмотренному ежемесячному расчётному ордеру по РСУ, с исправлениями.

160. ОПС уплачивает суммы за использованные балансировочной мощности в течение 30 (тридцати) календарных дней после получения счетов-фактур от ПУБ.

В случае неисполнения обязательств в течение 30 дней с даты их наступления покупатель уплачивает, помимо причитающейся суммы, также прибавки за просрочку к указанной сумме, соответствующие процентам за просрочку за неуплату в срок обязательств в государственный бюджет, за каждый день просрочки до дня платежа (без его учёта). Общая стоимостей пеней не может превышать стоимость причитающейся суммы.

161. ОПС разрабатывает и публикует на официальном веб-сайте процедуру закупок балансировочной мощности, которая должна пройти процесс консультаций с общественностью.

Раздел 7.2.

Передача балансировочной мощности

162. ПУБ может передавать свои обязательства по поставке балансировочной мощности.

163. Передача балансировочной мощности разрешается, пока до начала дня поставки остаётся не менее одного часа, а ПУБ обязан незамедлительно сообщить ОПС о подобной передаче.

164. Передача балансировочной мощности разрешается при выполнении следующих условий:

a) ПУБ, берущий на себя обязательство по поставке мощности, имеет техническую квалификацию для балансировочной мощности, являющейся предметом передачи;

b) передача балансировочной мощности не поставит под угрозу надежность функционирования.

165. Если ОПС не разрешает передачу балансировочной мощности, то он должен обосновать отказ для всех участников-ПУБ.

166. Передача балансировочной мощности отмечается в приложениях к договорам на предоставление балансировочных мощностей, заключённых между ОПС и ПУБ, участвующих в передаче.

Глава VIII

ПОСЛЕДСТВИЯ НЕСОБЛЮДЕНИЯ ПРАВИЛ И УСЛОВИЙ, ПРИМЕНИМЫХ

К ПОСТАВЩИКАМ УСЛУГИ ПО БАЛАНСИРОВКЕ ДЛЯ РОСЧР И РОСЧА

167. Если ПУБ не менее двух раз за месяц не соблюдает технические условия поставки стандартных продуктов, для которых он прошёл квалификацию, то ОПС может принять решение о понижении квалифицированной балансировочной мощности соответствующей ЕПР/ГПР либо может отозвать техническую квалификацию ПУБ для резервов по балансировке несоответствующей ЕПР/ГПР, согласно процедуре, указанной в пункте 36. Во всех случаях ОПС анализирует заявленные ПУБ причины и принимает аргументированное решение.

168. Если ПУБ не соблюдает условия, установленные настоящим положением для платежей на БРЭ, то применяются меры, указанные в разделе 5.6 главы V в том, что касается осуществления платежей, исполнения гарантий и пеней за просрочку на БРЭ.

169. Если ПУБ не соблюдает обязательство по предоставлению на БРЭ законтрактованной балансировочной мощности, то применяются условия, относящиеся к неисполнению договорных обязательств из настоящего положения и из договора на предоставление балансировочных мощностей.

Глава IX

ПРАВИЛА ЗАКУПКИ, ПЕРЕДАЧИ МОЩНОСТИ И РАСЧЁТОВ РСЧ

Раздел 9.1

Правила и условия для поставщиков РСЧ

170. ОПС закупает мощности типа РСЧ с помощью рыночных механизмов у квалифицированных поставщиков РСЧ, подписавших с ОПС типовой договор на поставку данного вида резерва мощности, на условиях прозрачности, беспрепятственного доступа и экономической эффективности.

171. Участие на рынке мощностей по типу РСЧ могут принимать только те поставщики РСЧ, которые прошли техническую квалификацию для данного вида резерва. Процесс квалификации для РСЧ описывается в процедуре технической квалификации на поставку системных услуг, утверждённой НАРЭ.

172. Сделки, заключаемые между поставщиком РСЧ и ОПС, устанавливают обязательство соответствующего поставщика РСЧ по поставке энергии, соответствующей присуждённой мощности РСЧ для данного ИР.

173. Энергия, соответствующая присуждённой мощности РСЧ, используется в НЭС в зависимости от колебаний частоты в данном ИР и от характеристик квалифицированного РСЧ.

174. Энергия, соответствующая присуждённой мощности РСЧ, поставляется физически и контролируется в интервале диспетчеризации в точках поставки, где единицы, входящие в состав поставщика РСЧ, подключаются к НЭС.

175. ОПС и поставщики РСЧ обязаны контролировать РСЧ, которые необходимо активировать или которые были активированы, "постфактум" и/или в режиме реального времени.

176. Поставщики РСЧ должны обеспечивать возможность контроля активации на уровне поставляющих единиц, равно как и на уровне ЕПР либо ГПР, а также возможность передачи ОПС в режиме реального времени запрашиваемых данных/записей.

177. В случае недоступности единицы, входящей в состав поставщика РСЧ, либо если ЕПР или ГПР с техническими единицами с ограниченным накопителем энергии должны компенсировать возможное отсутствие РСЧ, они могут изменить активацию РСЧ на собственных доступных технических единицах либо могут переуступить недоступную мощность для обеспечения поставки РСЧ. Изменение активации РСЧ должно гарантировать бесперебойность поставки РСЧ.

178. Наибольший резерв РСЧ должен соответствовать условиям Руководств об эксплуатации передающей системы, а также Правилам, условиям и методологиям, утверждённым НАРЭ.

179. Если часть ЕПР или ГПР становится недоступной для данной услуги, передача РСЧ может осуществляться для всего законтрактованного объёма либо частично, в виде объёмов, минимально равных замещаемым; передача может осуществляться между единицами, входящими в состав ЕПР и, соответственно, ГПР, в общих квалифицированных пределах.

Раздел 9.2.

Закупка и расчёт мощностей на РСЧ

180. Общая мощность РСЧ, выставленная на аукцион, определяется ежегодно для ОПС на уровне ЕССОПЭ и соответствует колебаниям частоты в +/-200 мГц.

181. Закупка мощности РСЧ осуществляется симметрично на ежедневном аукционе на договорной срок, составляющий не более одного дня.

182. До 1 января каждого года ОПС сообщает наименьшее количество РСЧ, которое необходимо приобрести. Количество одинаково для всех ИР и представляет собой наименьший объём.

183. Наименьшее количество, приобретаемое в одном направлении у одной ЕПР/ГПР, составляет 1 МВт, что соответствует колебаниям частоты в 200 мГц.

184. Общая квалифицированная мощность поставщиков РСЧ публикуется на официальном веб-сайте.

185. Перед закупкой мощности РСЧ ОПС:

a) Определяет один или несколько периодов закупки на день поставки;

b) Сообщает об общем объёме резервной мощности, которую необходимо закупить.

186. ОПС публикует объёмы РСЧ, которые необходимо закупить в соответствующий период закупки, и сообщает информацию об аукционе:

a) Не более чем за два рабочих дня до начала периода закупки в случае аукционов со сроками закупки на один день;

b) За два часа до начала периода закупки в случае аукционов со сроками закупки на один или несколько интервалов.

187. Если в первом раунде аукциона не приобретается весь необходимый объём РСЧ, ОПС принимает следующие меры:

a) Организует новый раунд аукциона на непокрытые ИР;

b) В случае отсутствия оферты на РСЧ, из которых ОПС мог бы покрыть необходимый объём РСЧ, либо в случае недоступности резерва, который нельзя было заменить в течение часа, ОПС имеет право запросить оферты на всю мощность РСЧ для нового раунда аукциона у всех квалифицированных поставщиков РСЧ, у которых нет законтрактованных РСЧ на непокрытые ИР.

188. ОПС устанавливает и публикует содержание и типовую форму предложений, порядок их передачи и подтверждения на официальном веб-сайте.

189. Каждый поставщик РСЧ передаёт ОПС свои предложения на мощность РСЧ. Предложения на мощность РСЧ передаются совокупно для всех ЕПР/ГПР.

190. Каждый поставщик РСЧ, участвующий в процессе закупки мощности РСЧ, может передавать и имеет право обновлять свои предложения на мощность РСЧ до времени закрытия ворот закупки.

191. ОПС подтверждает предложения поставщиков РСЧ сразу же после их получения и отклоняет предложения, не соответствующие требованиям к типовой форме, и/или оферты, в которых предлагаемая мощность превышает общее квалифицированное значение для поставщиков РСЧ. В случае отклонения предложения ОПС сообщает об этом соответствующему поставщику РСЧ, с указанием причин для отклонения.

192. Сразу же после времени закрытия ворот закупки ОПС выделяет мощность РСЧ, предлагаемую на соответствующем аукционе на основе предельной цены, следующим образом:

a) Предложения располагаются в порядке возрастания цены, а предложения с той же ценой располагаются в хронологическом порядке в зависимости от метки времени;

b) Если сумма мощностей, которые предлагают поставщики РСЧ, меньше либо равна мощности РСЧ, которую надо выделить на данном аукционе, все предложения принимаются полностью;

c) Если сумма мощностей, которые предлагают поставщики РСЧ, больше мощности РСЧ, которую надо выделить на данном аукционе, предложения принимаются в порядке, указанном в пункте a), до последнего предложения, которое дополняет необходимую мощность РСЧ и которое может быть принято полностью или частично. Поскольку, с технической точки зрения, нельзя обеспечить большую гибкость максимальных значений РСЧ, которые предоставляются поставщиком РСЧ, общий резерв может быть больше минимально необходимого РСЧ.

193. Цена последней принятого предложения – это цена закрытия аукциона для каждого из ИР, которую ОПС уплачивает поставщикам РСЧ с принятыми предложениями.

194. Поставщики РСЧ могут обжаловать результаты аукциона только при наличии обоснованных указаний на несоответствия в процессе оценки аукциона. Жалоба передаётся ОПС в течение часа после опубликования результатов аукциона.

195. ОПС сообщает результаты анализа жалобы в течение 3 (трёх) часов после получения жалобы ОПС.

196. Результаты каждого аукциона по присвоению мощности РСЧ вносятся в приложения к договорам на предоставление балансировочных мощностей, заключённым между ОПС и поставщиками РСЧ.

197. ОПС составляет на каждого поставщика РСЧ ежемесячный расчётный ордер по РСУ, с разбивкой по объёмам использованной законтрактованной мощности и по аукционным ценам, в течение 3 (трёх) рабочих дней после окончания месяца поставки.

198. Каждый поставщик РСЧ, у которого был заключён договор с ОПС на предоставление мощности, проверяет ежемесячный расчётный ордер и в случае установления расхождений с применимыми положениями передаёт ОПС – в течение одного рабочего дня после получения ордера – обоснованные жалобы на ежемесячный расчётный ордер.

199. ОПС анализирует жалобу поставщика РСЧ и даёт на неё обоснованный ответ в течение 5 (пяти) рабочих дней после её получения, произведя перерасчёт и внеся исправления в ошибочные ежемесячные расчётные ордеры.

200. Для поставщиков РСЧ, которые не подавали жалобы, действительными считаются ежемесячные расчётные ордеры, переданные в изначальный срок.

201. За мощности РСЧ, законтрактованные, но не использованные при колебаниях частоты в НЭС, поставщик РСЧ уплачивает ОПС пеню в соответствии с условиями пункта 217.

202. Каждый поставщик РСЧ выставляет ОПС счёт-фактуру с суммами, соответствующими использованному объёму мощностей РСЧ, согласно информации из ежемесячного расчётного ордера, указанного в пункте 197.

203. Счета-фактуры выставляются в первый рабочий день после предоставления в распоряжение ежемесячного расчётного ордера либо, по обстоятельствам, согласно пересмотренному ежемесячному расчётному ордеру, с исправлениями.

204. ОПС уплачивает суммы за использованные мощности РСЧ в течение 30 (тридцати) календарных дней после получения счетов-фактур от поставщиков РСЧ.

В случае неисполнения обязательств в течение 30 дней с даты их наступления покупатель уплачивает, помимо причитающейся суммы, также прибавки за просрочку к указанной сумме, соответствующие процентам за просрочку за неуплату в срок обязательств в государственный бюджет, за каждый день просрочки до дня платежа (без его учёта). Общая стоимостей пеней не может превышать стоимость причитающейся суммы.

205. В случае полной или частичной утери мощности РСЧ поставщик РСЧ передаёт обязательство по поставке соответствующей мощности в течение не более одного часа и сообщает о том ОПС. Если поставщик РСЧ не находит другого участника, который возьмёт на себя это количество, то применяется процедура, указанная в пункте 187.

Раздел 9.3.

Передача мощности РСЧ

206. Поставщики РСЧ могут передавать свои обязательства по поставке мощности РСЧ.

207. Передача мощности РСЧ разрешается за день до либо в течение дня поставки, пока до начала интервала поставки не останется один час, а поставщики РСЧ обязаны незамедлительно сообщить ОПС о данной передаче.

208. Передача мощности РСЧ разрешается при выполнении следующих условий:

a) поставщик РСЧ, берущий на себя обязательство по поставке мощности РСЧ, имеет квалификацию для данного вида резерва;

b) передача мощности РСЧ не поставит под угрозу надёжность функционирования.

209. Если ОПС не разрешает передачу мощности РСЧ, то он должен обосновать отказ для всех участников-поставщиков РСЧ.

210. Передача мощности РСЧ отмечается в приложениях к договорам на оказание услуг, заключённым между ОПС и поставщиками РСЧ, которые участвуют в передаче. Оплата переданной мощности осуществляется по цене из договора поставщика РСЧ, который переуступает обязательство, независимо от обязательств, оговоренных между цедентом-поставщиком РСЧ и цессионарием-поставщиком РСЧ.

Раздел 9.4.

Активация энергии из РСЧ

211. РСЧ активируется в зависимости от колебаний частоты НЭС и технических параметров ПУБ.

212. Поставщик РСЧ обязан беспрерывно поставлять весь законтрактованный объём РСЧ в течение такого времени, сколько сохраняются колебания частоты, но не менее 15/30 минут, согласно процедуре технической квалификации.

213. Согласно разделу 1 книги V Руководств об эксплуатации передающей системы, поставщик РСЧ с ограниченным накопителем энергии, который ограничивает его способность поставлять РСЧ, обеспечивает восстановление накопителей энергии в положительном либо отрицательном направлении как можно скорее, в течение 2 (двух) часов после завершения аварийной ситуации в НЭС.

214. В случае случайного срабатывания ЕПР/ГПР в ходе оказания услуги поставщик РСЧ прилагает все усилия для передачи этой информации ОПС в режиме реального времени.

215. Балансировочная энергия, использованная поставщиком РСЧ, пропорциональна среднему значению колебаний частоты в ИР при превышении показателя в 10 мГц, замеренного на уровне центрального регулятора частоты-мощности, и определяется следующим образом:

E_FCR = - Δf * R_FCR/200,

где:

E_FCR – энергия, поставляемая ЕПР/ГПР в процессе стабилизации частоты. E_FCR не рассчитывается на балансировочном рынке электроэнергии. Определяется количественно с целью учёта работы в процессе стабилизации частоты в ходе расчётов на балансировочном рынке электроэнергии в отношении ЕПР/ГПР, обеспечивающей регулировку стабилизации частоты на основе сделок на рынке системных услуг;

R_FCP – резерв для стабилизации частоты соответствующей ЕПР/ГПР, законтрактованный на рынке системных услуг.

216. Балансировочная энергия, использованная поставщиком РСЧ, принимается в расчёт при определении чистого сальдо по договору для СОБ, в которую входят ЕПР или ГПР.

Раздел 9.5.

Последствия несоблюдения правил и условий, применимых к поставщикам РСЧ

217. В случае законтрактованных, но не обеспеченных уведомлением мощностей поставщик РСЧ уплачивает ОПС специальную пеню, равную 100% стоимости договора, являющегося следствием аукциона.

218. Если законтрактованная мощность была обеспечена, но ЕПР/ГПР не реагирует на колебания частоты, поставщик РСЧ, соответственно, уплачивает ОПС специальную пеню, равную 100% стоимости договора, являющегося следствием аукциона по мощности.

Глава X

ПРИОСТАНОВЛЕНИЕ И ВОЗОБНОВЛЕНИЕ РЫНОЧНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

219. Правила приостановления и возобновления рыночной деятельности на БРЭ и порядок действий ОПС в этой ситуации устанавливаются в Правилах приостановления и возобновления рыночной деятельности, которые разрабатывает ОПС и утверждает НАРЭ.

220. Правила расчётов за балансировочную мощность и балансировочную энергию в случае приостановления рыночной деятельности и порядок действия ОПС в этой ситуации устанавливаются в Правилах приостановления и возобновления рыночной деятельности, которые разрабатывает ОПС и утверждает НАРЭ.

Глава XI

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

221. ОПС публикует настоящее положение на официальном веб-сайте в течение 2 (двух) дней после его утверждения НАРЭ.

222. ОПС разрабатывает, проводит консультации с общественностью и публикует на официальном веб-сайте указанные в настоящем положении процедуры в течение 6 месяцев после утверждения положения.

223. До даты применения настоящего положения ОПС, ОРС и ПУБ осуществляют следующие мероприятия по его внедрению:

a) Переоценка мощностей, необходимых и доступных для поставки каждого вида резервов балансировочных услуг;

b) Квалификация ПУБ для каждого вида стандартных продуктов и квалификация для поставки РСЧ на условиях Процедуры технической квалификации;

c) Разработка и внедрение новых функций в системе СУЭ-SCADA, необходимых для того, чтобы ОПС мог использовать европейскую платформу для стандартного продукта РОСЧа;

d) Изменение конфигурации существующей информационной платформы балансировочного рынка в соответствии с требованиями настоящего положения в течение 12 месяцев после даты его утверждения.

Утверждено

Постановлением Административного совета

Национального агентства по регулированию в энергетике

№ 853/2025

ПОЛОЖЕНИЕ

о правилах и условиях для сторон, ответственных за балансировку

Глава I

ЦЕЛЬ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1. Настоящее положение применяется ко всем участникам оптового рынка электроэнергии для установления правил для:

(a) Регистрации в качестве стороны, ответственной за балансировку, отзыва/отмены регистрации в качестве стороны, ответственной за балансировку, передачи обязанностей по балансировке другим сторонам, ответственным за балансировку, а также для установления последствий в случае несоблюдения правил и условий, применимых к сторонам, ответственным за балансировку;

(b) Передачи данных и информации, которые должны быть предоставлены оператору передающей системы, в контексте выполнения расчётов по дисбалансам сторон, ответственных за балансировку, для вычисления дисбаланса на каждый интервал расчёта дисбалансов;

(c) Определения дисбаланса, вызванного одной из сторон, ответственных за балансировку, в национальной электроэнергетической системе на каждом из интервалов расчёта дисбалансов;

(d) Расчёта дисбалансов для сторон, ответственных за балансировку, так, чтобы были отражены расходы на балансировку национальной электроэнергетической системы, чтобы поощрять ответственные стороны осуществлять балансировку до момента поставки и не усугублять дисбаланс системы.

Глава II

СОКРАЩЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2. В настоящем положении приведённые ниже сокращения имеют следующее значение:

a) НАРЭ – Национальное агентство по регулированию в энергетике Республики Молдова;

b) Правила и условия для ПУБ – Положение о правилах и условиях для поставщиков услуг по балансировке;

c) СТП – собственное технологическое потребление и потери электроэнергии;

d) ДД – декларация о доступности;

e) КЭИ (EIC) – код энергетической идентификации Европейской сети системных операторов передачи электроэнергии (European network of transmission system операторs for electricity Identification Code);

f) ENTSO-E (ЕССОПЭ) – Европейская сеть системных операторов передачи электроэнергии;

g) ПУБ – поставщик услуг по балансировке;

h) FSKAR – Европейская платформа, предназначенная для расчета объема непреднамеренных обменов энергией для стабилизации частоты в синхронной зоне континентальной Европы, ошибки регулирования в этой зоне и периода, соответствующего скачкам;

i) ГПР – группа поставки резервов;

j) ИР – интервал расчёта, соответствующий интервалу диспетчеризации;

k) ОРС – оператор распределительной системы;

l) ФУ – физическое уведомление;

m) ОРЭ – оператор рынка электроэнергии;

n) СО – системный оператор;

o) ОПС – оператор передающей системы;

p) БР – балансировочный рынок;

q) ВР – внутрисуточный рынок;

r) СОБ – сторона, ответственная за балансировку;

s) СОБ-ВР – сторона, ответственная за балансировку, учреждённая ОРЭ как контрагент для сделок, заключаемых на внутрисуточном рынке;

t) СОБ-РСВ – сторона, ответственная за балансировку, учреждённая ОРЭ как контрагент для сделок, заключаемых на рынке на сутки вперёд;

u) РСВ – рынок на сутки вперёд;

v) РСЧ – резервы для стабилизации частоты;

w) ОЭ – обмен электроэнергией между СОБ;

x) НЭС – национальная электроэнергетическая система;

y) НО – непреднамеренный обмен;

z) ЕПР – единица по поставке резервов.

а¹) RRFa – автоматически активируемые резервы восстановления частоты;

b¹) RRFm – резервы восстановления частоты, активируемые вручную;

c¹) RI – резервы замещения.

[Пкт.2 изменен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

3. В настоящем положении используются понятия, термины и выражения, предусмотренные:

a) Законом № 164 от 26.06.2025 об электроэнергии;

b) Законом № 10/2016 о продвижении использования энергии из возобновляемых источников;

c) Постановлением НАРЭ № 642 от 04.11.2025 об утверждении Руководств о балансировке электроэнергетической системы;

d) Постановлением НАРЭ № 423 от 22.11.2019 об утверждении Кодекса электрических сетей о подключении к электрическим сетям;

e) Постановлением НАРЭ № 283 от 07.08.2020 об утверждении Правил рынка электрической энергии;

f) Постановлением НАРЭ № 74 от 25.02.2022 об утверждении Положения об измерении электрической энергии в коммерческих целях.

g) Постановление НАРЭ № 644 от 04.11.2025 г. об утверждении Руководства по электросетям об эксплуатации передающей системы.

[Пкт.3 дополнен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

4. В настоящем положении приведённые ниже понятия и выражения имеют следующее значение:

a) Агрегатор – участник оптового рынка электроэнергии, участвующий в агрегации, согласно определению из Закона о электроэнергии;

b) Расчётный банк – банк, в котором ПУБ/ОПС открыл счёт, с/на который оплачиваются платёжные обязательства/права взыскания, установленные в расчётных ордерах, выдаваемых ОПС, и указанные в счетах-фактурах;

c) Чистое потребление – энергия, которую потребитель электроэнергии получает из сетей электропередачи/распределительных электросетей НЭС;

d) Собственное технологическое потребление сетей – разница между электроэнергией, измеренной на входе в электросеть, и электроэнергией, измеренной на выходе из соответствующей электросети, представляющая собой потери электроэнергии в сети;

e) Договор на балансировку – типовой договор на балансировку и принятие ответственности за балансировку, разработанный ОПС по результатам консультаций с общественностью в соответствии с условиями настоящего положения, предусматривающий взаимные права и обязанности ОПС и СОБ и подписанный ОПС и тем участником, который просит зарегистрировать его в качестве СОБ;

f) Оборудование поинтервального учёта – измерительное оборудование, которое может заменять, сохранять и передавать измеренные показания количеств активной и реактивной энергии в точке измерения на каждый ИР;

g) Поставка по договору – количество электроэнергии, которая считается поставленной от или для СОБ на основании обязательств по договору, заключённому участниками оптового рынка электроэнергии, входящими в состав СОБ, в соответствии с положениями закона, в том числе импорт и экспорт, сообщённые сделки, заключаемые на РСВ и на ВР, а также сделки, заключаемые на БР в какой-либо ИР;

h) Место производства – помещение либо зона, где расположены электростанции пользователя системы;

i) Месяц поставки – месяц действительной поставки/потребления электроэнергии;

j) Чистое сальдо по договору (ЧСД) – разница между обязательствами СОБ по поставке по договору и обязательствами данной СОБ по закупке по договору в течение какого-либо интервала расчёта;

k) Чистое измеренное сальдо (ЧИС) – разница между чистым производством, включающим производство всех электростанций, в отношении которых соответствующая СОБ взяла на себя обязательства по балансировке, и чистым потреблением, включающим всех потребителей электроэнергии, в отношении которых соответствующая СОБ взяла на себя обязательства по балансировке, в том числе СТП электросети СО, если последний передал свои обязательства по балансировке СТП данной СОБ на определённый ИР;

l) Процесс компенсации дисбалансов (IN) – процесс, о котором договариваются ОПС и который позволяет исключать одновременную активацию резервов по обеспечению стабильности частоты в противоположных направлениях, с учётом соответствующих отклонений в регулировке при обеспечении стабильности частоты, а также резервов по восстановлению активированной частоты, с соответствующей корректировкой участия процессов по обеспечению стабильности задействованной частоты;

m) Чистое производство – электроэнергия, поставляемая электростанцией в передающие/распределительные электросети НЭС, равная разнице между произведённой энергией, измеренной на выходе генераторов, и СТП, обеспечиваемым из собственного производства;

n) Точка измерения – место подключения, к которому подключаются аппаратура и совокупность установок, служащих для измерения мощности и электроэнергии;

o) Реестр учёта СОБ – реестр, который составляет и обновляет ОПС и который включает особую информацию о зарегистрированных СОБ;

p) Реестр пользователей системы – реестр, который составляет и обновляет каждый СО и который содержит особую информацию о зарегистрированных пользователях электроэнергетической системы;

q) Ответственность за балансировку – ответственность каждого из участников оптового рынка электроэнергии перед ОПС за поддержание баланса между реализованными и законтрактованными показаниями производства, собственными расходом и, по обстоятельствам, обменом электроэнергией, а также за финансовое обеспечение возможных дисбалансов;

r) Непреднамеренный обмен – количество электроэнергии, которым НЭС непреднамеренно обменивается с соседними электроэнергетическими системами в синхронизированной зоне континентальной Европы и который рассчитывается европейской информационной платформой, предназначенной для такого непреднамеренного обмена;

s) Транзакция – соглашение, заключаемое между двумя сторонами в отношении торговой передачи электроэнергии на условиях настоящего положения;

t) Транзакция, ангажированная на БР, – транзакция устанавливаемая на БР между ОПС и ПУБ для поставки балансировочной электроэнергии;

u) День поставки – день действительной поставки/потребления электроэнергии;

v) Информационная система балансировочного рынка – информационная платформа, которой управляет ОПС в целях руководства балансировочным рынком (ввод и подтверждение ФУ, расчёт по дисбалансам СОБ, ввод и подтверждение ДД, руководство рынком балансировочной энергии и рынком системных услуг, а также другими процессами, связанными с рынками, которыми руководит ОПС).

w) Главный поставщик – поставщик, взявший на себя ответственность за балансировку места потребления, обслуживаемого несколькими поставщиками;

[Пкт.4 дополнен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

Глава III

ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА БАЛАНСИРОВКУ ДЛЯ СОБ

Раздел. 3.1.

Общие принципы

5. Понятие ответственности за балансировку и определение СОБ обеспечивает:

a) Упорядоченное и справедливое определение сальдо сделок с электроэнергией на оптовом рынке электроэнергии;

b) Определение баланса электроэнергии в НЭС до интервала расчёта;

c) Отделение финансовых транзакций от физических транзакций;

d) Правильный расчёт транзакций с электроэнергией на оптовом рынке электроэнергии.

6. Участники оптового рынка электроэнергии берут на себя финансовую ответственность за дисбалансы, которые они создают в электроэнергетической системе. Они прилагают усилия для собственной балансировки и/или оказывают содействие в балансировке НЭС.

7. Целью применения понятия ответственности за балансировку в настоящем положении является стимулирование участников для проведения собственной балансировки до интервала расчёта посредством установления финансовой ответственности за дисбалансы между чистым производством/ осуществлённым потреблением и сообщённым обменом электроэнергии по договорам; это также способствует уменьшению финансового воздействия на участников оптового рынка электроэнергии в пределах, предусмотренных настоящим положением.

8. В настоящей главе определяются правила и условия:

a) Регистрации СОБ, передачи ответственности другой СОБ, отзыва/ отмены СОБ;

b) Прав и обязанностей СОБ;

c) Присвоения сторонам, ответственным за балансировку, электростанций/мест потребления/установок по хранению, в том числе СТП, передающей или распределительной электросети, а также совокупного потребления, обеспечиваемого поставщиками электроэнергии;

d) Создания и заполнения ОПС Реестра учёта СОБ.

Раздел 3.2.

Обязательство по принятию ответственности за балансировку, права и ограничения

9. Участники оптового рынка электроэнергии несут ответственность за балансировку за:

a) Обеспечение баланса между производством, измеренным в точках подключения электростанций и установок по хранению, сообщёнными законтрактованными закупками/балансировочной энергией, активированной на рынке балансировочной электроэнергии, и сообщённым законтрактованным импортом электроэнергии, с одной стороны, и потреблением, измеренным в точках подключения мест потребления, установок по хранению и установленного СТП для сети и электрических установок, за которые участники несут ответственность, сообщёнными законтрактованными продажами/балансировочной энергией, активированной на рынке балансировочной электроэнергии, и сообщённым законтрактованным экспортом электроэнергии, с другой стороны;

b) Принятие финансовой ответственности перед ОПС за все дисбалансы, возникающие из-за отсутствия равенства между чистым производством, измеренным в точках подключения электростанций, сообщённой законтрактованной закупкой/балансировочной энергией, активированной на рынке балансировочной электроэнергии, сообщённым законтрактованным импортом, с одной стороны, и потреблением, измеренным в точках подключения мест потребления (в том числе СТП), за которые участники несут ответственность, сообщёнными законтрактованными продажами/балансировочной энергией, активированной на рынке балансировочной электроэнергии, и сообщённым законтрактованным экспортом электроэнергии, с другой стороны.

[Пкт.9 дополнен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

10. Участник оптового рынка электроэнергии, регистрируясь в качестве СОБ, берёт на себя по договору финансовую ответственность перед ОПС за балансировку. В случае участников, не являющихся субъектами оптового рынка электроэнергии, ответственность за балансировку обеспечивается путём передачи по умолчанию данной ответственности той СОБ, которая была зарегистрирована поставщиком/одним из её поставщиков. После их регистрации в качестве СОБ участники, являющиеся субъектами оптового рынка электроэнергии, имеют право полностью (либо частично, в случае электростанций) передать ответственность за балансировку другой СОБ.

11. Поставщики электроэнергии, приобретающие электроэнергию, которая была произведена и поставлена в электросеть профессиональными потребителями электроэнергии из возобновляемых источников на основе заключённых с ними договоров купли-продажи электроэнергии, обязаны принять на себя финансовую ответственность за оплату дисбалансов, вызванных на оптовом рынке электроэнергии соответствующими профессиональными потребителями. Потребители, в местах потребления которых установлены электростанции и которые не являются профессиональными потребителями, обязаны взять на себя финансовую ответственность перед ОПС за свои дисбалансы, с возможностью её передачи другой СОБ на условиях настоящего положения.

12. Если статус СОБ одного из участников оптового рынка электроэнергии отменяется, то будет считаться, что данный участник имеет все обязанности зарегистрированной СОБ и несёт ответственность за все соответствующие подлежащие оплате расходы, но без права участия на оптовом рынке электроэнергии, и его ОЭ с другими СОБ будет считаться равным нулю.

13. Участник оптового рынка электроэнергии может взять на себя ответственность за балансировку посредством одной-единственной СОБ за все виды деятельности в электроэнергетическом секторе, которые он осуществляет, или же может передать ответственность за балансировку одной-единственной СОБ. В случае эксплуатируемых им электростанций либо установок по хранению участник оптового рынка электроэнергии может передать ответственность за балансировку нескольким СОБ при условии, что электростанция либо установка по хранению относятся к одной-единственной СОБ и что была обеспечена техническая возможность для измерения электроэнергии, введённой/выведенной из сети для соответствующей электростанции/установки по хранению.

14. Электростанция, установка по хранению и место потребления на оптовом рынке (в том числе СТП СО) находятся в зоне ответственности одной-единственной СОБ в течение того или иного интервала расчёта.

15. В случае места потребления и производства, установки по хранению либо места производства/потребления с установкой по хранению они считаются местом производства в том интервале расчёта, в котором показание, измеренное в точке разграничения, указывает на вход электроэнергии в сети и место потребления в интервале расчёта, в котором измеренные показания указывают на выход электроэнергии из сетей.

16. Каждая точка разграничения между сетями двух СО учитывается при определении СТП каждого из двух данных СО в рамках каждой СОБ, которые несут ответственность за балансировку в отношении каждого из операторов.

17. В случае потребителя, которого одновременно обслуживают несколько поставщиков в одном месте потребления, только главный поставщик берет на себя ответственность за балансировку соответствующего места потребления.

[Пкт.17 в редакции Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

18. В случае потребителя, который принимает активное участие на оптовом рынке электроэнергии посредством независимого агрегатора, главный поставщик берёт на себя ответственность за балансировку данного места потребления, а ответственность за балансировку агрегатора осуществляется через передачу энергии между той СОБ, в которой он зарегистрирован, и СОБ, в которой зарегистрирован главный поставщик.

19. Передача ответственности за балансировку одного участника оптового рынка электроэнергии, зарегистрированного в качестве СОБ, в пользу другой СОБ разрешается с соблюдением условий, установленных в разделе 3.6 настоящей главы.

20. Если в течение периода, в который должна быть передана ответственность за балансировку, ОЭ установит, что СОБ больше не соблюдает условия, установленные в разделе 3.6 настоящей главы, ОПС имеет право ограничить для данной СОБ принятие ответственности за балансировку в отношении других участников оптового рынка электроэнергии, с уведомлением об обязанности по соответствию пределам, установленным ОПС.

21. ОРЭ берёт на себя ответственность за балансировку в отношении всех торговых сделок, в которых участвует в качестве контрагента, – отдельно для сделок на РСВ и отдельно для сделок на ВР.

22. ОРЭ не имеет права брать на себя ответственность за балансировку за:

a) Ни одну/ни одно электростанцию/установку по хранению/место потребления, в том числе за СТП одного из СО; либо

b) Ни за одну другую СОБ.

23. ОПС создаёт отдельные СОБ для:

a) Управления разницами между количеством электроэнергии, приобретённой для покрытия СТП передающей электросети, и СТП, использованным в течение каждого из интервалов расчёта;

b) Торговых операций, осуществляемых на оптовом рынке для снабжения собственных мест потребления, отличных от СТП.

24. Каждый ОРС регистрируется как отдельная СОБ для управления разницами между количеством электроэнергии, приобретённым для покрытия СТП своей электросети, и СТП соответствующей сети за каждый интервал расчёта.

25. Каждая СОБ передаёт физические уведомления в соответствии с условиями главы IV настоящего положения.

26. Каждая СОБ берёт на себя финансовую ответственность перед ОПС за сумму дисбалансов между производством, закупкой, импортом, потреблением, продажами и экспортом для участников оптового рынка электроэнергии, в отношении которых она взяла на себя ответственность за балансировку. Количественные и финансовые дисбалансы определяются и рассчитываются на условиях настоящего положения.

27. Каждая СОБ поддерживает за свой собственный счёт все системы связи, необходимые для передачи ФУ, равно как и для получения уведомлений от ОПС на условиях настоящего положения.

28. Каждая СОБ уполномочивает как минимум одно контактное лицо, которое будет выступать от её имени и которое будет связываться с ОПС.

29. Каждая СОБ предоставляет ОПС финансовые гарантии для покрытия рисков неоплаты в пользу ОПС обязательств, вытекающих из зарегистрированных дисбалансов, в соответствии с процедурой, разработанной ОПС и прошедшей процесс консультаций с общественностью.

30. В дополнение к предусмотренным настоящим положением условиям каждая СОБ имеет права и должна исполнять обязанности, предусмотренные договором на балансировку, заключённым с ОПС.

31. Права и обязанности СОБ, предусмотренные договором на балансировку, могут быть переданы исключительно на условиях, предусмотренных настоящим положением, и с согласия ОПС.

Раздел 3.3.

Регистрация участников рынка в качестве СОБ

32. Участник рынка должен потребовать от ОПС в письменном виде регистрацию в качестве СОБ. Заявление о регистрации СОБ заполняется в соответствии с процедурой, разработанной ОПС, прошедшей процесс консультаций с общественностью и опубликованной на официальном веб-сайте ОПС.

33. Каждое заявление о регистрации в качестве СОБ включает как минимум следующую информацию:

a) Полное наименование, местоположение и контактные данные заявителя, код КЭИ;

b) Номер и серию лицензии (по необходимости);

c) Контактные данные лиц, уполномоченных действовать от имени заявителя;

d) Перечень электростанций и установок по хранению, с информацией по ним, включая идентификатор, установленную мощность, утверждённую мощность на входе/выходе каждой электростанции либо установок по хранению, эксплуатируемых заявителем;

e) В случае потребителей-участников оптового рынка электроэнергии – перечень мест потребления, находящихся в собственности потребителя, и информацию по ним, включая идентификатор места потребления и утверждённую мощность.

34. В течение 10 (десяти) рабочих дней после получения заявления о регистрации в качестве СОБ, ОПС:

a) Проверяет правильность информации, предоставленной заявителем;

b) Устанавливает первоначальное значение финансовой гарантии, которую должен предоставить заявитель, и сообщает ему о её величине;

c) Передаёт заявителю договор на балансировку.

35. Если не была передана вся информация, предусмотренная в пункте 33, ОПС запрашивает дополнения/исправления, а срок, указанный в пункте 34, приостанавливается до выполнения требования ОПС. Если в течение 10 (десяти) рабочих дней после требования о дополнении/исправлении заявка СОБ не будет дополнена/исправлена либо если в течение 20 (двадцати) рабочих дней после уведомления о подаче финансовой гарантии не будет подана финансовая гарантия, ОПС отменяет заявление о регистрации СОБ, а участник рынка имеет право подать повторное заявление о регистрации в качестве СОБ.

36. ОПС утверждает заявление о регистрации в качестве СОБ в течение не более 10 (десяти) рабочих дней, если были выполнены следующие условия:

a) Информация, которую заявитель передал ОПС, является полной;

b) Заявитель обладает действующей лицензией – для участников оптового рынка электроэнергии, выступающих в качестве обладателей лицензии в соответствии с Законом о электроэнергии;

c) Заявитель учредил первоначальную финансовую гарантию;

d) Заявитель заполнил и подписал договор на балансировку.

37. ОПС имеет право отклонить заявление о регистрации в качестве СОБ, с обоснованным сообщением о том заявителю. В случае обоснованного отклонения заявки (по причине отсутствия информации либо представления неверной информации) указанный в пункте 36 срок продлевается не более чем на 5 (пять) рабочих дней после отправки ОПС уведомления об отсутствующей информации, однако общий срок не должен превышать 15 (пятнадцать) рабочих дней после получения заявки.

38. После утверждения заявки ОПС:

a) Передаёт вновь созданной СОБ копию подписанного договора на балансировку;

b) Вносит вновь созданную СОБ в Реестр учёта СОБ;

c) Сообщает ОРС (по по необходимости) и ОРЭ о регистрации вновь созданной СОБ по электронной почте и/или на официальном веб-сайте.

39. Вновь созданная СОБ может осуществлять свои права и обязанности после того, как ОПС утвердит заявление о регистрации в качестве СОБ и внесёт соответствующую запись в Реестр учёта СОБ.

40. ОПС постоянно обновляет информацию, внесённую в Реестр учёта СОБ, и публикует её на официальном веб-сайте.

Раздел 3.4.

Платёжные гарантии по обязательствам СОБ

41. ОПС требует от участников оптового рынка электроэнергии подачу гарантии до того, как соответствующий участник оптового рынка электроэнергии будет зарегистрирован в качестве СОБ, в качестве ПУБ либо в качестве участника БР, согласно Положению о правилах и условиях для поставщиков услуг по балансировке. ОПС может принять общую гарантию в отношении платёжных обязательств СОБ, участника БР, а также ПУБ.

42. Гарантии и ограничения:

(1) Гарантия, которую предоставляет СОБ, может ограничивать деятельность СОБ, в том числе возможность передачи для данной СОБ обязанностей других СОБ и/или соответствующего объёма обмена электроэнергией, экспорта и импорта;

(2) ОПС подробно описывает порядок применения условий из части (1) в процедуре, указанной в пункте 43 и имеющей своей целью корреляцию – на уровне поданной гарантии – стоимости чистых продаж, потребления и экспорта соответствующей СОБ в период риска, оценённой на основе информации об объёмах электроэнергии, торгуемой по заключённым договорам купли-продажи, с учётом средней цены дисбаланса за последние 12 (двенадцать) месяцев;

(3) Ограничение, указанное в части (1), запрашивается в случае установления возможных существенных дисбалансов и/или регистрации задержек в оплате, за которыми следует исполнение гарантий.

[Пкт.42 изменен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

43. Процедура в отношении гарантий:

(1) По результатам консультаций с общественностью ОПС разрабатывает процедуру для определения суммы и видов запрашиваемых гарантий для использования и проверки учреждения гарантий и их обновления, равно как и для исполнения финансовой гарантии.

(2) В стоимости запрошенной финансовой гарантии учитываются платёжные обязанности и права взыскания СОБ перед ОПС на ежемесячном уровне; гарантия корректируется в зависимости от возможных задержек в оплате, зарегистрированных в предыдущие периоды.

(3) Процедура включает процесс уведомления и временного приостановления рыночной деятельности в том случае, если участник оптового рынка электроэнергии не внесёт финансовую гарантию в соответствии с положениями Закона о электроэнергии.

(4) ОПС публикует процедуру, указанную в части (1), на официальном веб-сайте.

Раздел 3.5.

Отзыв и отмена регистрации в качестве СОБ

44. СОБ сообщает ОПС в письменном виде о прекращении деятельности на оптовом рынке электроэнергии. Условия отзыва регистрации в качестве СОБ, в том числе типовой формат заявки на выход с рынка, устанавливаются ОПС и публикуются на официальном веб-сайте ОПС в соответствии с процедурой, указанной в пункте 32.

45. Участники рынка, зарегистрированные в качестве СОБ, но более не могущие соблюдать обязанности, вытекающие из настоящего положения, незамедлительно сообщают об этом ОПС.

46. ОПС может по собственной инициативе принять решение об отмене регистрации в качестве СОБ того или иного участника рынка в следующих случаях:

a) ОПС устанавливает, что:

(i) Размер финансовой гарантии, учреждённой СОБ, меньше размера, исчисленного ОПС и сообщённого СОБ;

(ii) СОБ не успела обновить значение гарантий до запрошенной величины в течение 10 (десяти) рабочих дней с даты уведомления;

(iii) СОБ не уменьшила объём своей деятельности, которая определяет значение гарантий, запрашиваемых согласно подпункту (ii), в срок, указанный в подпункте (ii), так чтобы учреждённые финансовые гарантии были достаточными либо чтобы СОБ могла соответствовать условиям процедуры, указанной в пункте 43; и/или

(iv) СОБ в течение 10 (десяти) рабочих дней не передала ответственность за балансировку другой СОБ, которая соответствующим образом увеличила данный интервал финансовых гарантий до суммы, покрывающей предел, запрошенный ОПС; либо

b) ОПС сообщили о банкротстве либо ликвидации участника рынка; либо

c) НАРЭ сообщило ОПС о истечении срока/отзыве/приостановлении лицензии соответствующего участника рынка.

47. ОПС также может отменить регистрацию СОБ, если соответствующий участник рынка повторно (более 2 раз в течение одного и того же года) либо в течение длительного срока (более 2 дней подряд) не исполняет другие обязательства, вытекающие из настоящего положения, в случае существенных и/или частых отклонений, ставящих под угрозу функционирование НЭС. В этом случае ОПС имеет право отменить СОБ только после предварительного уведомления, и только если СОБ не исполняла соответствующие обязанности в течение 10 (десяти) рабочих дней после уведомления, указанного в пункте 48.

48. За 10 (десять) рабочих дней до решения об отмене регистрации какого-либо участника рынка в качестве СОБ, согласно положениям подпункта а) пункта 46 либо пункта 47, ОПС уведомляет участника оптового рынка об отмене.

Если причины отмены не проходят, спустя два рабочих дня после переданного уведомления, ОПС сообщает о возможности и сроке отмены участникам рынка, зарегистрированным в качестве СОБ и несущим ответственность за балансировку, переданную этой СОБ, равно как и другим СОБ, с которыми происходил обмен электроэнергией за последние 6 месяцев.

49. Если причины отмены были устранены до наступления срока соответствия, указанного в подпункте а) пункта 46 либо в пункте 47, ОПС публикует на официальном веб-сайте информацию о сохранении статуса СОБ участника рынка.

50. Если в срок, указанный в подпункте а) пункта 46 либо в пункте 47, причины отмены СОБ не проходят, то на следующий день ОПС отменяет СОБ и:

a) Сообщает на веб-сайте об отмене СОБ и передаёт уведомление всем задействованным ОРС, НАРЭ и ОРЭ;

b) Исключает соответствующую СОБ из Реестр учёта СОБ и публикует обновлённую версию Реестра учёта СОБ.

51. Если регистрация в качестве СОБ того или иного участника рынка отменяется на основании положений подпункта а) пункта 46 либо пункта 47, отмена вступает в силу на следующий день после публикации обновлённой версии Реестра учёта СОБ.

52. В случае ухода СОБ с рынка по заявлению, регистрация в качестве СОБ утрачивает своё действие спустя 5 (пять) рабочих дней после заявки, и одновременно ОПС публикует на веб-сайте дату, когда отзыв статуса СОБ вступает в силу.

Раздел 3.6.

Передача ответственности за балансировку

53. Участник рынка (как зарегистрированный в качестве СОБ, так и подавший заявку на регистрацию), желающий передать ответственность за балансировку, именуемый "передающая СОБ", и та СОБ, которая хочет взять на себя ответственность за балансировку за данного участника, именуемая "запрашивающая СОБ", должны передать ОПС письменную заявку о передаче/принятии ответственности за балансировку, подписанную обеими сторонами.

54. Передающая СОБ вместе с запрашивающей СОБ просят ОПС утвердить передачу ответственности за балансировку, с указанием предполагаемой даты передачи.

55. Запрашивающая СОБ должна сообщить о данном заявлении всем участникам рынка, с которыми она обменивается электроэнергией, равно как и СО, к сетям которого подключены места производства/места потребления, за которые данная СОБ несёт ответственность.

56. В течение 4 (четырёх) рабочих дней с даты получения ОПС заявок на передачу ответственности за балансировку, на отмену передачи ответственности за балансировку (по обстоятельствам), ОПС:

a) Сообщает, по необходимости, отменённой СОБ, что передающая СОБ хочет передать ответственность за балансировку запрашивающей СОБ;

b) Устанавливает новые финансовые гарантии, которые должна обеспечить запрашивающая СОБ, и сообщает о значении новых финансовых гарантий.

57. ОПС утверждает передачу ответственности за балансировку в течение не более 4 (четырёх) рабочих дней на следующих условиях:

a) На дату вступления в силу передачи ответственности за балансировку запрашивающая СОБ зарегистрирована в Реестре учёта СОБ, указанном в пункте 76;

b) Запрашивающая СОБ представляет необходимые финансовые гарантии для передачи ей ответственности за балансировку за передающую СОБ согласно величине, сообщённой ОПС;

c) Отменённая СОБ, если таковая имеется, подтверждает возможность передачи, передающей СОБ.

58. Изменение состава какой-либо/каких-либо СОБ, по требованию задействованных участников рынка, отмечается на дату утверждения заявки в Реестре учёта СОБ, который публикует ОПС.

59. Изменение порядка агрегации измеренных показаний потребления/ производства в рамках какой-либо/каких-либо СОБ осуществляется после того, как ОПС, согласно положениям пункта 57, утвердит заявку на внесение изменений в состав соответствующих СОБ, и применяется СО, начиная со дня, следующего за тем днём, когда была опубликована обновлённая версия Реестра учёта СОБ, в которой и присутствуют данные изменения.

60. Если ОПС не утверждает передачу ответственности за балансировку, то он незамедлительно сообщает об этом как передающей СОБ, так и запрашивающей СОБ, равно как и отменённой СОБ, и обосновывает своё решение. Если отказ обосновывается отсутствием информации либо не учреждением запрашивающей СОБ финансовых гарантий в необходимом значении, срок утверждения, указанный в пункте 57, продлевается не более чем на 2 (два) рабочих дня после получения ОПС отсутствующей информации либо до учреждения запрашиваемой финансовой гарантии; срок, вытекающий из применения положений пунктов 54-57, не может превышать 15 (пятнадцать) рабочих дней.

61. Как только ОПС утверждает передачу ответственности за балансировку, то он:

a) Сообщает об этом передающей СОБ и запрашивающей СОБ, а также отменённой СОБ (по обстоятельствам);

b) Сообщает об этом всем задействованным СО, чтобы они обновили собственные реестры пользователей системы, публикуемые на официальном веб-сайте, той информацией, которая следует из передачи ответственности за балансировку; и

c) Вносит передачу ответственности за балансировку в Реестр учёта СОБ и публикует его обновлённую версию на официальном веб-сайте.

62. Передача ответственности за балансировку вступает в силу с даты подтверждения ОПС, но в течение не более 10 рабочих дней.

63. До даты утверждения передачи, ответственность за балансировку передающей СОБ остаётся обязанностью, отменённой СОБ.

64. Для распределения расходов/доходов, вытекающих из расчёта дисбалансов в рамках СОБ, участники рынка электроэнергии могут принять алгоритм распределения расходов и доходов между участниками СОБ, предусмотренный в Правилах рынка электрической энергии.

Раздел 3.7.

Исключение из СОБ

65. СОБ может отказаться в одностороннем порядке от принятия ответственности за балансировку в отношении участника рынка, зарегистрированного в качестве другой СОБ, входящей в её состав, на следующих условиях:

a) СОБ сообщает участнику рынка о своём решении не менее чем за 25 (двадцать пять) рабочих дней до даты, когда намеревается более не нести ответственность за балансировку за данного участника;

b) СОБ в тот же день сообщает ОПС о своём намерении и предоставляет всю информацию о потреблении в местах потребления участника рынка, о его закупках и продажах по договору за последний месяц, об уровне задолженностей участника рынка перед СОБ, если таковые имеются, а также о дате, с которой СОБ более не берёт на себя ответственность за балансировку в отношении данного участника;

c) СОБ сообщает СО, у которого участник рынка имеет точки измерения, соответствующие местам потребления/электростанциям/установке по хранению, находящимся под ответственностью участника, и в НАРЭ, если у участника рынка имеются конечные потребители.

66. В период с даты уведомления до объявленной даты исключения участника рынка из СОБ – что не может составлять меньше 25 (двадцати пяти) рабочих дней – СОБ продолжает нести финансовую ответственность за все дисбалансы участника.

67. Если в течение максимального срока в 24 (двадцать четыре) рабочих дня с даты уведомления об исключении участник рынка, являющийся предметом исключения, не предоставит гарантию в соответствии с положениями раздела о финансовой гарантии СОБ, чтобы и дальше оставаться зарегистрированным как собственная СОБ, либо не передаёт ответственность за балансировку в качестве передающей СОБ другой СОБ, с соблюдением при этом условий, указанных в пунктах 52–62, то ОПС отменяет регистрацию данного участника рынка в качестве СОБ в день, следующий за днём истечения срока действия, указанного в пункте 50.

Раздел 3.8.

Изменение конфигурации СОБ

68. Участник рынка, зарегистрированный в качестве СОБ, может изменить свою предыдущую конфигурацию в том, что касается электростанций/ установок по хранению/мест потребления – как собственных, так и потребителей, в отношении которых он берёт ответственность за балансировку, – на следующих условиях:

a) Предоставляет соответствующую информацию ОПС, а также ОРС, к электросети которого подключены новые места производства и/или потребления, в отношении которых он берёт на себя ответственность за балансировку и/или в отношении которых он больше не берёт на себя ответственность за балансировку, не менее чем за 4 (четыре) рабочих дней до того дня, начиная с которого он желает, чтобы учитывалась его новая конфигурация;

b) Информация подтверждается СОБ, в конфигурации которой отражаются соответствующие изменения, с проверкой условия, указанного в пункте 84; либо в противном случае изменение надлежащим образом обосновывается для СО той СОБ, которая его запросила, на основе применимых регулируемых положений.

69. По результатам консультаций с общественностью ОПС разрабатывает процедуру, применимую к регистрации в качестве СОБ, к передаче ответственности за балансировку, к исключению из СОБ, к изменению конфигурации СОБ, к отзыву и отмене СОБ. Сюда могут входить предварительные либо одновременные действия, позволяющие участникам соблюсти требования в срок, предусмотренный настоящим положением, и снизить риски для функционирования рынка.

70. ОПС публикует процедуру/процедуры, разработанную/разработанные на условиях пункта 69, на официальном веб-сайте.

Раздел 3.9.

Договор на балансировку

71. Договор на балансировку представляет собой соглашение, которое заключается между ОПС и участником рынка, определение которому даётся в соответствии со статьёй 90 Закона №164/2025 о электроэнергии и которое устанавливает взаимные права и обязанности ОПС и, соответственно, участника рынка как СОБ.

72. ОПС заключает договор на балансировку с каждым из участников рынка, которые запросили регистрацию в качестве СОБ, чтобы они могли осуществлять деятельность на оптовом рынке электроэнергии.

73. Наличие действующего договора на балансировку является условием для регистрации участника рынка в качестве СОБ и, соответственно, его доступа к информационной системе балансировочного рынка. Без договора на балансировку и регистрации на оптовом рынке электроэнергии электростанции/установки по хранению, соответствующая станция/ установка участника рынка/пользователя системы, являющегося производителем энергии либо собственником установки по хранению, не может быть подключена к сети СО и не может оставаться подключённой к электросети.

74. Сразу же после передачи в полном объёме ответственности за балансировку другой СОБ, приостанавливается действие договора на балансировку, подписанного участником рынка, зарегистрированным в качестве СОБ.

75. Договоры на балансировку заключаются на основе типового договора, разработанного ОПС по результатам консультаций с общественностью и опубликованного на официальном веб-сайте.

Раздел 3.10.

Реестр учёта СОБ

76. ОПС создаёт и заполняет Реестр учёта СОБ.

77. СОБ, которых зарегистрировал ОПС, вносятся в Реестр учёта СОБ. Реестр учёта СОБ включает как минимум следующую информацию на каждую СОБ:

a) Полное наименование, код КЭИ, адрес местонахождения и контактные данные участника рынка, который создал данную СОБ;

b) Дату и регистрационный номер договора на балансировку;

c) Идентификационный код СОБ;

d) Имя и контактные данные всех лиц, уполномоченных выступать от имени соответствующего участника рынка;

e) По необходимости – идентификационные данные СОБ, которой была передана ответственность за балансировку, и дату передачи;

f) По необходимости – идентификационные данные СОБ, в отношении которых была принята ответственность за балансировку, и дата каждой из таких передач;

g) Наименование СО, в зоне которого СОБ имеет места потребления/ места производства, в отношении которых она берёт на себя ответственность за балансировку, а также их перечень.

78. Каждая СОБ имеет право изучать Реестр учёта СОБ и требовать внесения исправлений в любые касающиеся её неточные сведения.

79. ОПС хранит историю изменений, внесённых в Реестр учёта СОБ, в течение не менее 12 (двенадцати) месяцев.

80. ОПС сообщает о внесении в Реестр учёта СОБ вновь созданной СОБ, о передаче, приостановлении либо отмене/отзыве существующей СОБ посредством опубликования на официальном веб-сайте перечня всех зарегистрированных СОБ, в том числе обновлённого состава каждой СОБ.

Раздел 3.11.

Реестр пользователей системы

81. Каждый СО создаёт и заполняет Реестр пользователей системы.

82. В дополнение к информации, указанной в части (4) статьи 78 Закона № 164/2025 о электроэнергии, Реестр пользователей системы каждого СО включает как минимум следующую информацию на каждую электростанцию/ установку по хранению электроэнергии, подключённую к его сетям:

a) Уникальное обозначение (код и название) электростанции/установки по хранению/места потребления и производства;

b) Мощность, утверждённую на входе и/или выходе из сети;

c) Идентификационный код СОБ, несущей ответственность за балансировку в отношении соответствующей электростанции/ установки по хранению; только месту потребления и производства либо электростанции/ установке по хранению для собственных услуг может быть назначена СОБ для того интервала расчёта, в котором данные место/станция/установка характеризуются как место производства, и другая СОБ – для интервала расчёта, когда они характеризуются как место потребления.

83. Каждый пользователь системы имеет право изучать касающуюся его информацию в Реестре пользователей системы и обязан требовать внесения исправлений в любые касающиеся его неточности.

84. ОПС запрашивает необходимую информацию, содержащуюся в реестрах пользователей системы СО, и вместе с ними проверяет выполнение того условия, что каждая точка подключения должна соответствовать какой-либо электростанции/установке по хранению, месту потребления либо точке разграничения, а для каждого места потребления, в том числе для СТП сети, соответственно, для электростанции/установки по хранению должна иметься СОБ, но только одна, которая взяла на себя ответственность за балансировку за данные места/установки.

85. В случае отмены и/или отзыва СОБ и начала процесса принятия на себя поставщиком на крайний случай некоторых потребителей условие, указанное в пункте 84, считается выполненным для данных мест потребления, начиная с даты, с которой текущий поставщик более не выполняет условие по принятию финансовой ответственности за оплату дисбалансов; а ответственность за балансировку возлагается на СОБ, зарегистрированную назначенным гарантирующим поставщиком, либо, по обстоятельствам, на СОБ, которой поставщик передал ответственность за балансировку.

Глава IV

ПРАВИЛА ФИЗИЧЕСКИХ УВЕДОМЛЕНИЙ

Раздел 4.1.

Общие принципы

86. Целью правил ФУ в настоящем разделе является создание базы для предоставления информации о чистых объёмах электроэнергии, торгуемой на рынках, предшествующих балансировочному рынку, о импорте/экспорте, о подготовке программы производства и потребления, а также установление доступности резервов балансировочной энергии, необходимой для того, чтобы ОПС мог обеспечивать:

a) Целостность НЭС;

b) Надежность и качество снабжения электроэнергией;

c) Достаточную доступную мощность для обеспечения в любой момент требования НЭС и соответствующего резерва;

d) Управление ограничениями на рынке;

e) Определение дисбалансов после дня поставки.

87. Физическое осуществление обязательств по договору требует передачи ОПС уведомлений обо всех чистых договорных обменах между СОБ.

88. Договорной обмен электроэнергией, который одна СОБ осуществляет с другой, указывается в ФУ под названием "Обмен электроэнергией" (ОЭ).

89. Каждая СОБ обязана передавать ОПС ФУ соответствующей СОБ на каждый интервал расчёта каждого дня поставки. ОРЭ также передаёт ОПС по одному ФУ того же типа – в качестве СОБ в отношении сделок, заключённых им как контрагентом на РСВ, и в качестве СОБ в отношении транзакций, заключённых им как контрагентом на ВР. СОБ обязаны передавать физические уведомления также и в отношении обмена электроэнергией с хозяйствующими субъектами-резидентами, находящимися на территории Республики Молдова, но не имеющими налоговых отношений с её бюджетной системой.

90. ФУ одной СОБ включает на каждый интервал расчёта всю информацию, указанную в разделе о содержании и формате ФУ, а также обмен электроэнергией между СОБ-РСВ/СОБ-ВР.

91. Структура и порядок передачи деклараций о доступности и ФУ являются предметом настоящего положения, а также Правил и условий для ПУБ.

92. По результатам консультаций с общественностью ОПС разрабатывает и публикует на официальном веб-сайте процедуры/руководства пользователя, необходимые для применения условий настоящей главы. Соответствующие процедуры ОЭ завизированы НАРЭ.

Раздел 4.2.

Содержание и формат ФУ

93. ФУ включает как минимум следующую информацию:

1) Идентификационный код СОБ, которая передала соответствующее ФУ;

2) День поставки и отдельные данные для каждого интервала расчёта в соответствующий день поставки, а именно:

a) Программу производства/потребления (инжекции/экстракции), запланированного для каждой ЕПР/ГПР (положительное значение для инжекции, отрицательное значение для экстракции);

b) Программу производства/потребления (инжекции/экстракции), запланированного на каждый компонент в составе ЕПР/ГПР (положительное значение для инжекции, отрицательное значение для экстракции);

c) Запланированное производство для каждой электростанции с утверждённой для инжекции мощностью, равной либо превышающей 1 МВт;

d) Программу производства/потребления, запланированного для каждой электростанции с утверждённой для инжекции или для экстракции мощностью, равной либо превышающей 1 МВт, с установками по хранению электроэнергии в рамках данной станции (положительное значение для инжекции, отрицательное значение для экстракции);

e) Программу функционирования для каждой установки по хранению с утверждённой для инжекции или для экстракции мощностью, равной либо превышающей 1 МВт, которая не входит в состав электростанции;

f) Общее запланированное производство для всех электростанций и установок по хранению, отличных от тех, что указаны в подпунктах a), b), c), d) и e);

g) Совокупный прогноз потребления для всех потребителей электроэнергии;

h) Чистый обмен электроэнергией с другими СОБ, отдельно по каждой СОБ, с которой был установлен обмен электроэнергией;

i) Экспорт и импорт с другими странами, с разбивкой по внешним партнёрам и отдельно для каждой пограничной торговой зоны, соответствующей использованию мощностей межсистемных соединений, выделенных на аукционе.

94. В дополнение к информации, указанной в пункте 93, ФУ ОРЭ также включает чистый обмен электроэнергией с каждой СОБ в национальной торговой зоне, соответствующей транзакциям купли/продажи на РСВ и отдельно на ВР.

Раздел 4.3.

Передача и отмена ФУ

95. Каждая СОБ, равно как и ОРЭ передают ОПС ФУ о производстве, потреблении и чистом обмене электроэнергией на каждый интервал расчёта дня поставки до 15:00 в день D-1. Данные ФУ могут быть изменены для дня D выдавшим их лицом не позднее чем за 60 минут до часа поставки в отношении обмена электроэнергией в том, что касается производства/ потребления, с учётом, в том числе, транзакций на ВР. Последние ФУ, зарегистрированные до интервала диспетчеризации, в котором электроэнергия должна быть поставлена/потреблена, считаются окончательными физическими уведомлениями и используются для определения чистого сальдо СОБ по договору в процессе определения дисбалансов.

96. ФУ для ОПС может быть передано не ранее чем за 30 дней до дня поставки.

97. Порядок передачи ФУ для ОПС осуществляется в соответствии с процедурами/руководствами пользователя, указанными в пункте 92.

98. Ответственность за правильность ФУ о запланированном производстве, соответственно, о потреблении для каждой ЕПР/ГПР возлагается на каждого ПУБ в соответствии с Правилами и условиями для ПУБ.

99. ФУ об ОЭ передаётся в электронном формате по каналам связи, установленным ОПС.

100. ФУ считается переданным в момент поступления в информационную систему балансировочного рынка. Как только новое ФУ поступает в информационную систему балансировочного рынка, передавшая его СОБ получает электронное подтверждение получения.

101. Информационная система балансировочного рынка проверяет выполнение условий, касающихся соблюдения формата ФУ и указанных в процедуре/руководствах пользователя, разработанных ОПС и опубликованных на официальном веб-сайте.

102. Если информационная система балансировочного рынка не принимает ФУ, передавшая его СОБ сразу же получает сообщение об ошибке, с указанием установленных неточностей, а соответствующее ФУ считается непринятым.

Раздел 4.4.

Подтверждение ФУ

103. Информационная система балансировочного рынка автоматически проверяет все ФУ, с точки зрения правильности их содержания. Сообщение о выявленной ошибке автоматически передаётся автору ФУ.

104. Порядок подтверждения ФУ в соответствии с пунктом 106 описывается в процедуре/руководствах пользователя, разработанных ОПС согласно пункту 92.

105. ФУ СОБ доступны для просмотра соответствующей СОБ посредством информационной системы балансировочного рынка.

106. Информационная система балансировочного рынка анализирует полноту, правильность, обоснованность и возможность реализации каждого ФУ и их совокупности и проверяет:

a) Имеется ли равенство между чистым взаимообменом электроэнергией между СОБ на каждый интервал расчёта;

b) Вписывается ли запрограммированное производство/потребление для каждой ЕПР/ГПР в ДД ЕПР/ГПР на тот же день поставки и тот же интервал расчёта;

c) Соблюдаются ли пределы, установленные техническими характеристиками ЕПР/ГПР;

d) Учитываются ли при обмене энергией с другими системами (экспортом и импортом) физические права на передачу, полученные в результате процесса выделения мощности для каждого предела и направления.

107. Каждая СОБ прилагает все усилия для адаптирования производства и/или заключения транзакции продажи и/или купли электроэнергии таким образом, чтобы сумма производства, импорта и закупки была равна сумме потребления, экспорта и продажи на уровне каждого интервала расчёта. ФУ считается дисбалансом, если сумма производства, импорта и полученного ОЭ не равна сумме потребления, экспорта и поставленного ОЭ, отдельно для каждой торговой зоны и интервала расчёта, с учётом дополнения ОЭ в связи со сделками на ВР. Все участники рынка электроэнергии должны работать согласно окончательным физическим уведомлениям.

108. В случае расхождений между взаимным ОЭ СОБ, указанным в последних ФУ, переданных в срок, установленный в разделе 4.3 настоящей главы, соответствующие СОБ автоматически извещаются о том, а если в интервал, отведённый для корректировки и определённый в процедуре/руководствах пользователя, разработанных и опубликованных согласно пункту 92, СОБ не вносят исправления в ФУ, ОПС предпринимает следующие действия:

a) В случае ОЭ между ОРЭ и СОБ принимается количество, который ОРЭ передал посредством ФУ;

b) Если направление, которое в ФУ указали каждая из двух СОБ для ОЭ между ними, одинаковое, то соответствующее количество ОЭ между данными двумя СОБ считается равным наименьшему из двух показаний;

c) Если в ФУ двух таких СОБ указывается разные направления ОЭ либо если только одна из СОБ указала в ФУ ОЭ с другой СОБ, то соответствующее количество ОЭ между данными двумя СОБ будет считаться равным нулю.

109. ОПС не несёт ответственность за экономические последствия корректировки ФУ, выполненной в соответствии с пунктом 108.

110. Любое ФУ, принятое в информационной системе балансировочного рынка, в том числе то, которое было изменено ОПС в соответствии с правилами настоящей главы, становится окончательным ФУ.

111. Окончательные ФУ – это стойкие обязательства для соответствующих СОБ, они могут быть изменены исключительно в случаях, указанных в разделе о передаче и отмене физических уведомлений.

112. Если в результате изменений, внесённых в соответствии с разделом о передаче и отмене физических уведомлений, ОЭ устанавливает расхождения во взаимном ОЭ СОБ, информационная система балансировочного рынка приводит ОЭ до показаний окончательного ФУ и сообщает соответствующей СОБ о данном действии.

113. Если СОБ не смогла передать ФУ об ОЭ до срока, указанного в пункте 95, информационная система балансировочного рынка автоматически направляет надлежащее сообщение соответствующей СОБ и той СОБ, которая передала уведомление об ОЭ с такой стороной. Одновременно с этим информационная система балансировочного рынка автоматически генерирует ФУ по умолчанию для такой СОБ для того интервала расчёта, со всеми показаниями, равными нулю, а данное ФУ может быть просмотрено в информационной системе балансировочного рынка.

[Пкт.113 изменен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

114. Изменение физических уведомлений разрешается только в следующих случаях:

a) В случае если ОПС выбирает на БР предложение БР (издаёт диспетчерское распоряжение);

b) В случае полного или частичного случайного сокращения мощности ЕПР/ ГПР, о котором сообщили ОПС; могут приниматься только уведомления о ЕПР/ГПР;

с) в случае выявления и исправления ошибок в системе информации о балансирующем рынке, изменения будут зафиксированы в специальном реестре или в системе информации о балансирующем рынке, что обеспечит отслеживаемость внесенных изменений, которые могут быть предоставлены по запросу ANRE.

[Пкт.114 изменен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

115. Физические уведомления, изменения в которые были внесены согласно положениям настоящего раздела, заменяют окончательные физические уведомления, которые были подтверждены ранее согласно пункту 114, применяются на день поставки в соответствующие интервалы расчёта и являются стойкими обязательствами для соответствующей СОБ.

Глава V

СБОР И ПОДТВЕРЖДЕНИЕ ИЗМЕРЕННЫХ ДАННЫХ

Раздел 5.1.

Общие положения

116. Целью настоящей Главы является создание регламентирующей базы для сбора, подтверждения и агрегации данных, необходимых для расчёта количеств, транзакционируемых на оптовом рынке электроэнергии, включая обмен электроэнергией, БР, дисбалансы, системные услуги и любые иные применимые услуги и сборы.

117. Настоящая глава касается:

a) Требований, связанных с измерением и сообщением, в дополнение к требованиям, указанным в Положении об измерении электрической энергии в коммерческих целях, утверждённом Постановлением Административного совета НАРЭ №74/2022;

b) Регистрации измеренных показаний;

c) Сбора, проверки и подтверждения измеренных показаний;

d) Агрегации подтверждённых измеренных показаний;

e) Сообщения измеренных показаний.

118. Расчёты на оптовом рынке электроэнергии основываются на интервалах диспетчеризации, торговых интервалах и интервалах расчёта, для чего необходимо использовать соответствующее измерительное оборудование. В тех случаях, когда поинтервальное использование измерительного оборудования не является экономически обоснованным, применяются требования настоящего положения.

119. Отсылка к понятиям "измеренный", "измерение" и любым другим связанным понятиям считается касающейся исключительно измерительного оборудования, информационных систем и процедур расчёта на оптовом рынке электроэнергии в соответствии с настоящим положением. Настоящее положение не применяется к измерительным системам и оборудованию, используемым исключительно в операционных либо технических целях.

Раздел 5.2.

Требования, связанные с измерением и сообщением

120. Правила технического порядка и условия, применяемые к соответствующим информационным системам и измерительному оборудованию в целях снятия показаний, обработки, передачи и хранения измеренных показаний, а также установки, владения, обслуживания и снятия показаний измерительного оборудования, определяются Положением об измерении электрической энергии в коммерческих целях.

121. Точки измерения должны быть снабжены измерительным оборудованием, соответствующим требованиям Положения об измерении электрической энергии в коммерческих целях.

122. Следующие точки измерения определяются как точки измерения в коммерческих целях и должны быть снабжены коммерческим измерительным оборудованием:

a) Каждая точка подключения установки конечного потребителя и каждая электростанция, установка по хранению и/или ЕПР/ГПР;

b) Каждая точка подключения, в которой осуществляется межсистемное подключение электросети системного оператора к электросети другого системного оператора;

c) Каждая точка подключения, в которой НЭС подключается к электроэнергетической системе другого государства.

123. ОПС несёт ответственность за установление стандарта кодификации для учёта точек измерения в коммерческих целях.

124. Правила и условия определения и присвоения идентификационных кодов точкам измерения согласованы с международными положениями и – в обязательном порядке – с положениями, установленными ЕССОПЭ.

125. ОПС несёт ответственность за выдачу кодов для всех точек измерения, используемых на оптовом рынке электроэнергии. Для выдачи кодов для точек измерения, используемых на оптовом рынке электроэнергии, входящих в сети, отличные от сети ОПС, соответствующий системный оператор передаёт ОПС идентификационные коды, установленные в соответствии со стандартом, указанным в пункте 123.

Раздел 5.3.

Регистрация измеренных данных

126. Системный оператор поддерживает базу данных измерений для хранения данных технического, административного и физического характера, касающихся точек измерения на территории, указанной в лицензии. СО также несёт ответственность за обеспечение безопасности и конфиденциальности в связи с управлением, обработкой, обслуживанием и хранением реестра измерений.

127. База данных включает как минимум следующие данные на каждую точку измерения:

a) Идентификационный код точки измерения;

b) Физическое местоположение, которое представляет собой узел НЭС, к которому подключена точка измерения;

c) Идентификацию и технические характеристики измерительного оборудования, установленного в точке измерения;

d) Периодичность снятия показаний измеренных данных;

e) Тип регистрируемых показаний;

f) Идентификацию стороны, в собственности которой находится измерительное оборудование;

g) Измеренные показания активной и реактивной энергии на каждый интервал диспетчеризации, снятые по интервалам;

h) Показания, рассчитанные на основе измеренных показаний, обработанные СО;

i) Приблизительные и скорректированные либо заменённые показания если в случае отсутствующих или ошибочных данных;

j) Значения, передаваемые для осуществления расчётов.

128. Измеренные показания хранятся в базе измеренных данных в течение не менее 5 (пяти) лет.

129. Каждая сторона имеет доступ к данным из базы измеренных данных, относящихся к её точкам измерения, и имеет право требовать внесения исправлений в любые установленные неточности в связи с указанными данными.

130. ОПС организует базу измеренных данных всего оптового рынка электроэнергии, в которой хранятся измеренные показания его собственной системы и других СО на все точки измерения, на которые он получает данные, а также агрегированные значения и все формулы агрегации, которые он непосредственно использует при вычислениях.

131. СО присваивает каждой точке измерения идентификационный код (КЭИ) в соответствии со стандартом кодификации для учёта точек измерения, разработанным ОПС.

Раздел 5.4.

Сбор, проверка и подтверждение измеренных показаний

Раздел 5.4.1. Общие положения

132. Если не было указано иное, все измеренные показания относятся к чистому количеству электроэнергии, поставленной в или из НЭС в точке подключения в интервал диспетчеризации/интервал расчёта. В случае БР измеренные значения относятся к интервалу балансировки.

133. Каждый СО несёт ответственность за сбор всех измеренных показаний на авторизованной территории.

134. СО по мере возможности собирает измеренные значения путём удалённых закупок, с помощью надлежащих средств передачи, подтверждения, обработки, обеспечения безопасности и хранения данных в базе измеренных данных. Если удалённые закупки невозможны либо становятся недоступными, СО организует получение соответствующих данных посредством снятия показаний на местах.

Раздел 5.4.2. Определение подтверждённых измеренных значений

135. Каждый СО регистрирует измеренные значения не реже раза в месяц либо за более короткий срок и передаёт их участникам рынка электроэнергии, относящимся к указанной точке измерения, согласно своим обязанностям по договору, стороной которого он является.

136. Каждый участник оптового рынка электроэнергии, получающий измеренные значения, может обжаловать их СО в срок, установленный согласно условиям разделов 5.5.7–5.5.9.

137. Если участник оптового рынка электроэнергии не подал жалобу согласно пункту 136, то считается, что измеренные значения были подтверждены соответствующим участником.

138. СО проверяет любые жалобы в срок, указанный в разделах 5.5.7–5.5.9.

139. Измеренные значения, в том числе те, что подлежали исправлению, подтверждённые участниками оптового рынка электроэнергии, становятся подтверждёнными измеренными значениями после последней даты, на которую СО должен был ответить на все жалобы.

Раздел 5.5.

Сообщение и агрегация измеренных значений

Раздел 5.5.1 Сообщение подтверждённых измеренных значений

140. На каждый интервал диспетчеризации месяца поставки СО передаёт как минимум следующие данные сторон, если ОЭ не указывает иное в настоящем положении:

1) Для ОПС:

- подтверждённые измеренные значения я, необходимые для вычисления дисбалансов и утверждённые отдельно для производителей электроэнергии и СО, и агрегированные значения, утверждённые для поставщиков электроэнергии, указанные на уровне участника рынка электроэнергии и электростанции;

- подтверждённое измеренное значение для точки измерения, в которой соответствующий СО измеряет энергию, поставленную электростанцией, установкой по хранению, местом потребления на оптовом рынке либо, по обстоятельствам, составной частью ЕПР/ГПР, по необходимости;

2) Для производителя электроэнергии, либо собственника установок по хранению, либо управляющего ЕПР/ГПР: утверждённое измеренное значение, соответствующее каждой точке измерения, в которой данный СО измеряет энергию, поставляемую электростанцией производителя электроэнергии, и энергию, поставляемую/ потребляемую установкой по хранению либо ЕПР/ГПР;

3) Для поставщика:

- подтверждённое измеренное значения, соответствующее каждой точке подключения к электросети, оснащённой оборудованием поинтервального учёта и способное удалённо передавать информацию от измерительного оборудования, для того потребителя, чьё потребление электроэнергии обеспечивается данным поставщиком;

- подтверждённые рассчитанные агрегированные значения для точек подключения к электроэнергетической системе, где невозможны поинтервальный учёт и удалённая передача информации от измерительного оборудования, для потребителей, чьё потребление электроэнергии обеспечивает данный поставщик;

4) Для СОБ:

- подтверждённые измеренные значения тех участников рынка, которые передали ответственность за балансировку, входят в данную СОБ и находятся на территории, указанной в лицензии СО;

5) Для ОС:

- Подтверждённые измеренные значения по каждому системному оператору, поставляющему электроэнергию на территорию, указанную в лицензии соответствующего СО;

- подтверждённые измеренные значения по каждому системному оператору, получающему электроэнергию с соответствующей территории, указанной в лицензии.

141. На каждый интервал расчёта месяца поставки ОПС передаёт СОБ подтверждённые измеренные значения по участникам рынка, которые передали ответственность за балансировку и входят в соответствующую СОБ.

142. Каждый СО передаёт подтверждённые измеренные значения, соответствующие каждой точке измерения, за которую он несёт ответственность, сторонам, указанным в пункте 140, с соблюдением предельных сроков, установленных в разделах 5.5.7–5.5.9.

Раздел 5.5.2. Агрегация производства либо поставки электроэнергии

143. На основе измеренных значения СО, соблюдая предельные сроки из разделов 5.5.7–5.5.9 настоящей главы, рассчитывает для территории, указанной в лицензии, на каждый интервал диспетчеризации:

1) агрегированное производство, соответствующее каждой электростанции/установке по хранению;

2) агрегированное потребление, соответствующее каждой электростанции/установке по хранению;

3) агрегированное потребление, соответствующее каждому участнику рынка, в том числе поставщику электроэнергии.

144. Агрегированное производство и, соответственно, агрегированное потребление каждого производителя электроэнергии/собственника установки по хранению равно сумме всех подтверждённых измеренных значений в точках подключения к НЭС установок производства/установок по хранению данного производителя электроэнергии на территории, указанной в лицензии данного СО.

145. Агрегированное потребление каждого поставщика электроэнергии/ собственника установки по хранению равно сумме всех подтверждённых измеренных значений конечных потребителей/установок по хранению, чьё потребление электроэнергии обеспечивается данным поставщиком/ собственником установки по хранению, – в точках подключения НЭС на территории, указанной в лицензии данного СО.

Раздел 5.5.3. Агрегация для стороны, ответственной за балансировку

146. ОПС рассчитывает агрегированное производство и, соответственно, агрегированное потребление по каждой СОБ и на каждый интервал диспетчеризации на основе подтверждённых агрегированных значений, которые передаёт каждый СО, с соблюдением предельных сроков согласно разделам 5.5.7–5.5.9.

147. Агрегированное производство какой-либо СОБ равно сумме агрегированного производства, определяемого согласно разделу 5.5.2, по всем электростанциям, в отношении которых данная СОБ взяла на себя ответственность за балансировку.

148. Агрегированное потребление какой-либо СОБ равно сумме агрегированного потребления, которое определяется согласно разделу 5.5.2, во всех местах потребления/установках по хранению, в отношении которых данная СОБ взяла на себя ответственность за балансировку.

[Пкт.148 изменен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

149. Агрегированное производство какой-либо СОБ равно сумме агрегированного производства всех электростанций/установок по хранению, в отношении которых данная СОБ взяла на себя ответственность за балансировку.

150. ОПС рассчитывает агрегированное производство и, соответственно, агрегированное потребление каждой СОБ и на каждый интервал диспетчеризации на основе подтверждённых агрегированных значений, которые передаёт каждый СО.

Раздел 5.5.4. Агрегация для системного оператора

151. Каждый системный оператор на основе подтверждённых измеренных значений определяет полученную и, соответственно, поставленную электроэнергию с/на территорию, указанную в лицензии, на каждый интервал диспетчеризации.

152. Электроэнергия, полученная на территории, указанной лицензии системного оператора, определяется как сумма:

1) подтверждённых измеренных значений по каждому производителю электроэнергии, который поставляет электроэнергию на соответствующую территорию, указанную в лицензии;

2) подтверждённых измеренных значений по каждому системному оператору, который поставляет электроэнергию на территорию, указанную в лицензии соответствующего СО;

3) по необходимости – импорта электроэнергии из электроэнергетических систем соседних стран.

153. Электроэнергия, поставляемая с территории, указанной в лицензии системного оператора, определяется как сумма:

1) подтверждённых измеренных значений по каждому производителю электроэнергии, который получает электроэнергию с соответствующей территории, указанной в лицензии;

2) подтверждённых измеренных значений по каждому системному оператору, который получает электроэнергию с соответствующей территории, указанной в лицензии;

3) подтверждённых измеренных и рассчитанных значений по каждому поставщику электроэнергии, который получает электроэнергию в местах потребления на территории, которая была разрешена лицензией соответствующего СО;

4) по обстоятельствам – экспорта электроэнергии в электроэнергетические системы соседних стран.

Раздел 5.5.5. Определение технологического потребления и потерь электроэнергии в электросетях и поинтервальное распределение электроэнергии, потреблённой в местах потребления без измерительного оборудования

154. Каждый СО рассчитывает СТП в электросетях, соответствующих территории, которая была разрешена лицензией, на каждый интервал диспетчеризации как разницу между электроэнергией, поступившей в электросеть, и электроэнергией, поставляемой из электросети, определяемую согласно разделу 5.5.4.

155. Системный оператор рассчитывает СТП в электросетях, соответствующих территории, которая была разрешена лицензией, на каждый интервал диспетчеризации на основе подтверждённых измеренных и рассчитанных значений.

[Пкт.155 изменен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

156. В случае точек измерения с поинтервальным учётом, где возможны сбор информации от измерительного оборудования и удалённая передача измеренных значений, ОРС передаёт ОПС измеренные значения по каждому интервалу диспетчеризации, агрегированные на уровне участника рынка электроэнергии.

157. СО определяет для своей зоны деятельности суммарную электроэнергию, не распределённую по интервалам и представляющую собой электроэнергию, потреблённую в точках измерения, где нет поинтервального учёта либо где невозможна передача информации от измерительного оборудования, и СТП путём вычета всех значений измерительного оборудования, регистрирующего поинтервальные значения, из показаний электроэнергии, полученной в зоне деятельности данного СО.

158. ОПС ежедневно в течение месяца поставки распределяет на каждый интервал электроэнергию, не распределённую по интервалам, всем поставщикам электроэнергии, которые поставляют электроэнергию конечным потребителям, и системным операторам, исходя из долей электроэнергии, поставленной конечным потребителям за последние три месяца поставщиками электроэнергии без поинтервального учёта. В этих целях технологическим потреблением системного оператора считается электроэнергия, поставленная в виртуальную точку потребления без поинтервального учёта, а на долю СО относится соответствующая доля электроэнергии.

159. До распределения участникам рынка электроэнергии, потреблённой в местах потребления без поинтервального измерительного оборудования, согласно измеренным значениям, ОПС использует в качестве предварительных значений количества, определённые в соответствии с пунктом 158.

160. Для определения долей, указанных в пункте 158, ОРС передаёт ОПС агрегированные количества электроэнергии, потреблённые в местах потребления, где нет поинтервального учёта либо где невозможна передача информации от измерительного оборудования, в сроки, указанные в разделах 5.5.6–5.5.9, а также информацию о количестве электроэнергии, потреблённой за последние 3 месяца в местах потребления, где в течение данного периода произошла смена поставщика электроэнергии, с указанием текущего поставщика, нового поставщика и дня смены поставщика электроэнергии.

161. Для каждого поставщика электроэнергии СО определяет процентные доли соответствующих мест потребления, не оснащённых поинтервальным измерительным оборудованием, исходя из общего количества, зарегистрированного в местах потребления, которые не оснащены поинтервальным измерительным оборудованием либо в которых невозможна передача информации от измерительного оборудования, а также процентные доли соответствующего СТП следующим образом:

1) СО определяет среднесуточное потребление места потребления на основе Правил рынка электрической энергии, используя измеренные значения, зарегистрированные и подтверждённые в соответствии с циклами снятия значений, выполненными системными операторами и относящимися к месяцу поставки, исходя из того, что в период снятия значений потребление электроэнергии является постоянным;

2) СО определяет месячное потребление электроэнергии на каждое место потребления на основе Правил рынка электрической энергии, используя среднесуточное потребление электроэнергии, определяемое для каждого цикла снятия значений, на срок с первого дня до последнего дня месяца поставки;

3) СО осуществляет агрегацию потребления электроэнергии без поинтервальной регистрации на месяц поставки на уровне каждого участника рынка электроэнергии. В этих целях СТП системного оператора считается электроэнергией, поставленной в виртуальную точку потребления без поинтервального учёта и определяемой на основе Правил рынка электрической энергии;

4) СО рассчитывает процентные доли электроэнергии, поставленной в места потребления без поинтервальной регистрации, а также для технологического потребления, согласно формуле:

где:

c(f)_i – процентная доля электроэнергии, поставленной в места потребления без поинтервальной регистрации, относимые к участнику j рынка электроэнергии;

WE(j)_i – агрегированное потребление электроэнергии без поинтервальной регистрации, относимое к месяцу поставки на уровне каждого участника j рынка электроэнергии;

∑_jWE(j)_i – агрегированное потребление электроэнергии без поинтервальной регистрации, относимое ко всем участникам рынка электроэнергии в месяц поставки.

162. СО распределяет электроэнергию, не распределённую по интервалам, по каждому интервалу диспетчеризации месяца для всех поставщиков электроэнергии, которые поставляют электроэнергию конечным потребителям, и для СТП и присваивает ей величину, равную произведению общего объёма электроэнергии, не распределённой по интервалам и поставленной в течение соответствующего интервала диспетчеризации, и процентной доли, определённой согласно пункту 161. В этих целях СТП системного оператора считается электроэнергией, поставленной в виртуальную точку потребления без поинтервального учёта, а на долю СО приходится соответствующая доля электроэнергии. В этих целях технологическое потребление СО определяется на основе Правил рынка электрической энергии.

163. Электроэнергия, которая не распределяется по интервалам, но которую СО относит на каждый интервал диспетчеризации в соответствии с пунктом 162, используется в процессе определения чистого измеренного сальдо участников рынка электроэнергии для интервалов диспетчеризации в течение месяца поставки, а также при определении дисбалансов.

Раздел 5.5.6. Сообщение агрегированных измеренных показаний

164. Каждый СО передаёт агрегированные измеренные значения, соответствующие каждому участнику рынка электроэнергии, с соблюдением предельных сроков, указанных в разделах 5.5.7–5.5.9.

165. СО передаёт участникам рынка электроэнергии как минимум следующие данные, указанные для каждого интервала диспетчеризации месяца поставки:

1) Производителю электроэнергии/собственнику установки по хранению: произведённое количество и потребление, агрегированные отдельно согласно пункту 144;

2) Поставщику электроэнергии: агрегированное потребление электроэнергии, рассчитанное согласно пункту 145, с указанием каждого места потребления;

3) ОПС: подтверждённые агрегированные показания согласно разделам 5.5.2 и 5.5.4.

166. Каждый СО передаёт ОПС СТП в электросетях соответствующей территории, указанной в лицензии, исчисленное согласно разделу 5.5.5.

167. ОПС сообщает каждой СОБ об агрегированных значениях в соответствии с разделом 5.5.3 для их подтверждения, с соблюдением предельных сроков, указанных в разделе 5.5.10.

Раздел 5.5.7. Сроки сообщения, подтверждения, обжалования измеренных значений и агрегированных значений, а также разрешения жалоб

168. Каждый СО передаёт участнику рынка электроэнергии – для подтверждения – измеренное значение, соответствующее каждой точке измерения, в которой измеряется электроэнергия, а также агрегированные значения в соответствии с разделом 5.5.6 в течение семи рабочих дней с начала первого календарного месяца, следующего за месяцем поставки. ОПС передаёт ОРС – для вычисления технологического потребления и распределения электроэнергии, не зарегистрированной на каждый интервал диспетчеризации – измеренное значение в соответствии с подпунктом 5) пункта 140 в течение 14 (четырнадцати) рабочих дней с начала первого календарного месяца, следующего за месяцем поставки.

169. Участник рынка электроэнергии, получивший измеренные и, соответственно, агрегированные значения, указанные в пункте 168, передаёт СО в течение двух рабочих дней с даты их получения:

1) жалобу;

2) подтверждение; отсутствие подтверждения в срок считается подтверждением по умолчанию.

170. Каждый СО должен проверить и разрешить жалобу в течение 2 (двух) рабочих дней с даты её получения.

171. Каждый СО передаёт участнику рынка электроэнергии, указанному в пункте 168, подтверждённое измеренное значение, соответствующее каждой точке измерения, где измеряется электроэнергия, и, соответственно, подтверждённые агрегированные значения в день разрешения жалобы, поданной в срок, указанный в пункте 170.

172. Каждый СО передаёт ОПС подтверждённые измеренные значения и подтверждённые агрегированные показания для участников рынка электроэнергии в срок, указанный в пункте 170.

Раздел 5.5.8. Сроки определения, сообщения, обжалования, подтверждения обновлённых значений вследствие определения технологического потребления и потерь электроэнергии в сети

173. В течение 7 (семи) рабочих дней с начала первого календарного месяца, следующего за месяцем поставки, ОС:

1) Определяет СТП в собственной электросети суммарно для месяца поставки и отдельно на каждый интервал диспетчеризации, согласно механизму, установленному в разделе 5.5.5;

2) Определяет на месяц поставки обновлённое агрегированное потребление каждого указанного поставщика на каждый интервал диспетчеризации для точек измерения конечных потребителей, установки по использованию которых подключены к его распределительной сети и которым данный поставщик обеспечивает поставки;

3) Передаёт поставщику определённые значения для их подтверждения.

[Пкт.173 изменен Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

174. В течение 7 (семи) рабочих дней после окончания календарного месяца, следующего за месяцем поставки, СО передаёт ОПС и поставщикам электроэнергии количества электроэнергии, не распределённой по интервалам, которую СО относит к каждому интервалу диспетчеризации месяца поставки для всех поставщиков электроэнергии, поставляющих электроэнергию конечным потребителям, и для СТП в электросетях в соответствии с разделом 5.5.5.

175. Поставщик, получивший значение, определённое в пунктах 173–174, в течение двух рабочих дней с даты его получения передаёт СО:

1) жалобу;

2) подтверждение; отсутствие подтверждения в срок считается подтверждением по умолчанию.

176. Установленное показание становится подтверждённым измеренным значением после подтверждения.

177. СО должен проверить и разрешить жалобу в течение 2 (двух) рабочих дней с даты её получения.

178. СО передаёт каждому поставщику соответствующее подтверждённое измеренное значение в момент получения всех подтверждений от поставщиков, указанных в пунктах 173–174.

179. СО передаёт подтверждённые определённые измеренные значения в момент получения всех подтверждений от соответствующих поставщиков:

1) Оператору передающей системы;

2) Всем поставщикам, указанным в пунктах 173–174, – их соответствующее подтверждённое измеренное значение.

Раздел 5.5.9. Сроки сообщения, подтверждения, обжалования измеренных значений и агрегированных показаний СОБ, срок разрешения жалоб

180. ОПС рассчитывает и публикует агрегированное измеренное значение для каждой СОБ на каждой территории, которая была разрешена лицензией, в течение 3 (трёх) рабочих дней с даты получения подтверждённых измеренных значений для участников рынка электроэнергии, определяемых согласно разделам 5.5.7 и 5.5.8, на месяц поставки.

181. Каждая СОБ, проверив значения, упомянутые в пункте 180, передаёт ОПС в течение 2 (двух) рабочих дней с даты их получения:

1) жалобу;

2) подтверждение; отсутствие подтверждения в срок считается подтверждением по умолчанию.

182. ОПС проверяет и разрешает полученную жалобу в течение 2 (двух) рабочих дней с даты её получения и сообщает СОБ о принятии либо отклонении жалобы.

183. ОПС публикует подтверждённые агрегированные значения (установленные измерением, установленное и общее агрегированное значение, полученное путём их сложения, на каждую зону лицензирования) и передаёт (общее) подтверждённое агрегированное значение, соответствующее каждой СОБ, в момент получения всех подтверждений от данной СОБ.

Глава VI

ПРАВИЛА ВЫЧИСЛЕНИЯ ДИСБАЛАНСОВ СОБ

Раздел 6.1.

Общие положения

184. Цель правил вычисления дисбалансов из настоящего раздела – установить порядок определения разницы между:

a) Измеренными значениями производства/ввода в сеть, плюс сообщённые значения согласно договорам закупки, в том числе импорта, и

b) Измеренными значениями потребления/вывода из сети, плюс сообщённые значения согласно договорам продажи, в том числе экспорта, с учётом – для СОБ, которая взяла на себя ответственность за балансировку – СТП сети и физического обмена между сетями.

185. Значения, которые сообщает СОБ, должны соответствовать договорным обязательствам, которые участники рынка, входящие в СОБ, взяли на себя до интервала расчёта ИР либо по результатам заключения сделок на БР и/или вне БР, а измеренные значения считаются производством/вводом в сеть, потреблением/выводом из сети и обменом, имевшим место физически в ходе интервала расчёта ИР.

186. Дисбалансы определяются совокупно на уровне СОБ для того, чтобы можно было финансово компенсировать индивидуальные дисбалансы между членами СОБ, ограничиваемые ошибками прогнозирования/внеплановыми событиями, а также обоснованные расхождения между измеренными и сообщёнными значениями, без вреда для обязанности участников рынка как можно более точно прогнозировать потребление и производство и прилагать усилия для обеспечения покрытия потребления/поставки производства путём контрактования.

187. Дисбаланс СОБ определяется на основе чистого измеренного сальдо и чистого сальдо данной СОБ по договору.

188. Сообщённое чистое сальдо каждой СОБ по договору определяется на основе всех обменов электроэнергией по договору, о которых сообщалось как об ОЭ с другими СОБ, в том числе на основе договорными обменами, осуществляемых на РСВ и посредством ВР, обменов импорта и/или экспорта, а также на основе транзакций ПУБ на БР и/или предложений, выбранных на БР для управления перегрузками, и транзакций, которые ОПС заключает вне БР для управления перегрузками.

189. О передаче энергии между поставщиком потребителя и агрегатором, торгующим энергией на любом рынке для соответствующего потребителя, сообщается как об ОЭ между их соответствующими СОБ, согласно главе IV, на основе двустороннее согласованного договора.

190. Чистое измеренное сальдо каждой СОБ определяется на основе всех измеренных поставок электроэнергии из или в НЭС либо между разными частями НЭС, согласно утверждённым измеренным значениям в соответствующих точках измерения.

191. Дисбалансы СОБ, указанные в настоящей главе, вычисляет ОПС.

Раздел 6.2.

Чистое сальдо СОБ по договору

192. Следующие обмены электроэнергии определяются как обмен по договору:

a) Чистый ОЭ с другими СОБ, указанный в утверждённых физических уведомлениях;

b) Импорт по договорам, согласно графикам обмена, сообщённым ОПС и указанным в физических уведомлениях СОБ;

c) Экспорт по договорам, согласно графикам обмена, сообщённым ОПС и указанным в физических уведомлениях СОБ;

d) Общие количества из транзакций, ангажированных ПУБ для увеличения мощности на БР;

e) Общие количества из транзакций, ангажированных ПУБ для понижения мощности на БР;

f) Общие количества из транзакций, ангажированных для увеличения мощности, для управления перегрузками тем ПУБ/участником рынка, который получил активацию единиц производства для управления перегрузками;

g) Общие количества из транзакций, ангажированных для понижения мощности, для управления перегрузками тем ПУБ/участником рынка, который получил активацию единиц производства для управления перегрузками;

h) Общие количества балансировочной энергии, использованные ПУБ в процессе стабилизации частоты для увеличения мощности на БР;

i) Общие количества балансировочной энергии, использованные ПУБ в процессе стабилизации частоты для понижения мощности на БР.

193. Для каждой СОБ ОПС определяет – отдельно для каждого ИР – чистое сальдо по договору ЧСД СОБ, согласно формуле:

где:

– PNC (ЧСД) – чистое сальдо СОБ по договору;

– SE_livr – чистый обмен электроэнергией, о которой СОБ сообщила как о продаже в пользу другой СОБ;

– SE_prim – истый обмен электроэнергией, о которой СОБ сообщила как о закупке от другой СОБ;

– общие объёмы балансировочной энергии, использованной для увеличения/понижения мощности на БР тем ПУБ, в отношении которого СОБ взяла на себя ответственность за балансировку;

– общие объёмы энергии, активированной в процессе стабилизации частоты и высчитанной согласно Правилам и условиям для ПУБ;

– общие объёмы энергии, активированной для управления перегрузками, следующей из активации оферт на БР, к которой добавляются общие количества активированной энергии, следующие из активации вне БР;

– EX – экспорт, указанный в ФУ СОБ;

– IM – импорт, указанный в ФУ СОБ.

194. Для вычисления сообщённого чистого сальдо по договору общая энергия, проданная либо закупленная в какой-либо ИР, считается поставленной с постоянной мощностью в течение всего ИР.

195. Законтрактованные количества на каждый ИР указываются в МВт*ч, с 3 знаками после запятой.

Раздел 6.3.

Чистое измеренное сальдо СОБ

196. Измеренные поставки определяются как поставки электроэнергии, измеренные в точке измерения между НЭС и пользователем системы – в точке разграничения между электросетью СО и электросетью другого СО либо между НЭС и сетью СО из другого государства.

197. Следующие обмены электроэнергией определяется как измеренные поставки:

a) Чистое производство, т.е. электроэнергия, поставляемая в передающую/распределительную электросеть НЭС электростанцией либо установкой по хранению;

b) Чистое потребление, т.е. электроэнергия, которую потребитель либо установка по хранению берёт из передающей/распределительной электросети НЭС в соответствующем месте потребления либо в соответствующей установке по хранению;

c) Обмен между электросетями, принадлежащими двум разным операторам сети, используемый для определения СТП передающих/ распределительных электросетей;

d) Экспорт из НЭС в другие страны;

e) Импорт из других стран в НЭС.

198. Чистое измеренное сальдо СОБ, отличной от СОБ, СО либо от СОБ, которая взяла на себя ответственность за балансировку для ОРС, определяется следующим образом:

a) Чистое суммарное производство электростанций и установок по хранению, в отношении которых данная СОБ взяла на себя ответственность за балансировку, минус

b) Чистое суммарное потребление установок по хранению и мест потребления потребителей, в отношении которых данная СОБ взяла на себя ответственность за балансировку; если потребление в каком-либо месте потребления обеспечивается несколькими поставщиками, входящими в разные СОБ, то для СОБ, которая взяла на себя ответственность за балансировку, величина измеренного потребления считается равной нулю.

199. Чистое потребление определяется на основе измеренных поставок, учитывающихся отдельно в соответствии с подпунктом b) пункта 197 для каждой из СОБ, в которую входит участник рынка.

200. Для вычисления чистых измеренных сальдо общая энергия, поставленная либо полученная в какой-либо ИР, считается поставленной с постоянной мощностью в течение всего ИР.

201. Измеренные поставки на каждый ИР указываются в МВт*ч, с 3 знаками после запятой.

202. Чистое измеренное сальдо СОБ, которую СО зарегистрировал для управления разницами между количеством электроэнергии, закупленной для покрытия СТП электросети, и использованным СТП, считается чистым потреблением, т.е. на уровне СТП электросети в зоне ответственности СО, определяемого как разница между общим количеством электроэнергии, поступившей в электросеть соответствующего СО в точках измерения, и общим количеством электроэнергии, поставленной из данной электросети в точки измерения, исходя из измеренных значений, соответственно утверждённых для следующих количеств электроэнергии:

a) Электроэнергия, физически полученная от других СО, что также включает, по обстоятельствам, импорт, плюс

b) Чистое производство всех электростанций, подключённых к электросети соответствующего СО, минус

c) Электроэнергия, физически поставленная другим СО, что также включает, по обстоятельствам, экспорт, минус

d) Чистое потребление всех потребителей и установок по хранению, подключённых к электросети соответствующего СО.

203. Если не все точки измерения в зоне лицензирования оснащены измерительным оборудованием с разрешающей способностью на уровне ИР, то для определения СТП в электросетях в соответствующей зоне лицензирования и его распределения по каждому ИР, равно как и для определения чистого потребления потребителей, не оснащённых измерительным оборудованием с разрешающей способностью на уровне ИР, данный СО применяет положения, описанные в разделе 5.5.5.

204. СТП электросети, а также чистое потребление потребителей, которые не оснащены измерительным оборудованием с разрешающей способностью на уровне ИР, считаются утверждёнными измеренными показаниями.

205. При определении чистого измеренного сальдо СОБ, взявшей на себя ответственность за балансировку для управления СТП СО, потребление также включает чистое потребление для СТП данной электросети.

Раздел 6.4.

Дисбаланс СОБ

206. Дисбаланс СОБ является дисбалансом данной СОБ в каждом ИР и представляет собой сальдо индивидуальных дисбалансов участников рынка, зарегистрированных в качестве СОБ, и участников, в отношении которых данная СОБ взяла на себя ответственность за балансировку.

207. Дисбаланс СОБ определяется отдельно для каждой СОБ j и на каждый ID_i (ИР) как разница между чистым измеренным сальдо СОБ и чистым сальдо данной СОБ по договору:

DezPRE_i,j = PNM_i,j – PNC_i,j

Раздел 6.5.

Дисбаланс НЭС

208. ОПС определяет дисбаланс НЭС на каждый интервал расчёта ID_i для расчёта по дисбалансам СОБ по следующей формуле:

DezSEN_i = SN_i – AR_i + BEx_i

где:

– DezSEN_i – дисбаланс НЭС. Если DezSENi > 0, то НЭС находится в профиците, а если DezSENi < 0, то НЭС находится в дефиците;

– SN_i – объём непреднамеренного обмена с электроэнергетической системой континентальной Европы с межсистемным подключением для интервала расчёта ID_i;

– BEx_i – обмен ОПС-ОПС, осуществляемый ОПС для балансировки, в том числе вытекающий из специальных европейских платформ в соответствии с действующим европейским и национальным законодательством для процесса балансировки, в том числе обмен, вытекающий из двусторонних договоров со внешними взаимосвязанными сторонами, в случае аварии. Для экспорта величина является положительной, а для импорта – отрицательной. BEx_i > 0 означает профицит балансировочной энергии у ОПС по сравнению с необходимой балансировочной энергией, а BEx_i < 0 означает дефицит балансировочной энергии у ОПС по сравнению с необходимой балансировочной энергией;

– AR_i – чистый объём энергии, поставляемой для балансировки (из стандартных продуктов ЗР, РОСЧр и РОСЧа и других специальных продуктов) системы и управления перегрузками в собственную зону контроля регулирующей энергии. ARi > 0 означает чистое регулирование увеличения мощности, а ARi < 0 означает чистое регулирование понижения мощности. ARi определяется по следующей формуле:

где:

– – алгебраическая сумма чистых объёмов, поставляемых каждой ЕПР/ГПР (j), активированной на БР либо вне БР в собственной зоне контроля энергии, в интервале расчёта ID_i; чистый объём энергии, поставляемой при увеличении мощности в собственной зоне контроля регулирующей энергии, считается положительным числом, а чистый объём энергии, поставляемый при понижении мощности в собственной зоне контроля регулирующей энергии, считается отрицательным числом;

– IN_i – объём запланированного обмена энергией вследствие процесса компенсации дисбалансов, устанавливаемый на специальной европейской платформе; для экспорта величина обмена ОЭ считается положительным числом, а для импорта величина обмена ОЭ считает отрицательным числом (Imbalance Netting);

– kΔf_i – объём запланированного обмена энергией для стабилизации частоты в синхронной зоне континентальной Европы; для экспорта величина обмена считается положительным числом, а для импорта величина обмена считается отрицательным числом в соответствующий интервал расчёта (оценка РСЧ).

209. ОПС определяет чистый объём энергии , поставляемой ЕПР/ГПР, электростанцией /установкой по хранению, активированной на БР либо вне БР, в собственной зоне контроля регулирующей энергии на каждый интервал расчёта ID_i следующим образом:

где:

– ∑VC_i,j – сумма всех объёмов, законтрактованных для соответствующей ЕПР/ГПР, электростанции/установки по хранению j для поставки увеличения или, соответственно, понижения мощности в собственной зоне контроля регулирующей энергии;

– M_i,j – измеренное показание для каждой ЕПР/ГПР, электростанции/ установки по хранению j, для которой ПУБ/участник рынка, получивший активацию для управления перегрузками, заключил одну или несколько ангажированных сделок в интервале расчёта ID_i;

– ФУ_i,j – запрограммированный объём (уведомление о запрограммированном производстве) каждой ЕПР/ГПР, электростанции/установки по хранению j, для которой ПУБ/участник рынка, получивший активацию для управления перегрузками, заключил одну или несколько ангажированных сделок в соответствующем интервале расчёта ID_i.

210. Дисбаланс НЭС – для его публикации оператором передающей системы не позднее чем спустя 30 минут после завершения интервала расчёта ID_i – оценивается на основе объёмов балансировочной энергии, законтрактованной в интервале расчёта ID_i, с учётом оценочной стоимости объёма запланированного обмена энергией для стабилизации частоты и незапланированного обмена.

211. ОПС определяет дисбаланс НЭС и публикует не позднее чем спустя 30 минут после завершения интервала расчета ID_i значение и знак приблизительного дисбаланса НЭС. Обязательство по осуществлению публикации может быть выполнено посредством прямого указания на официальном веб-сайте ОПС, ссылки на веб-сайт, где была опубликована данная информация.

[Пкт.211 в редакции Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

212. ОПС определяет и публикует окончательную величину дисбаланса НЭС на каждый интервал расчёта месяца поставки – после подтверждения измеренных/суммарных показаний производства и потребления электроэнергии по каждой СОБ.

213. Объём непреднамеренного обмена с электроэнергетической системой континентальной Европы с межсистемным подключением осуществляется на второй рабочий день после дня поставки на каждый интервал расчёта данного дня, в том числе посредством специальной европейской платформы для данного типа обмена – FSKAR, согласно следующей формуле:

SNi = MV_i - SV_i

где:

– MV_i – это сумма измеренных показаний линий межсистемного соединения, определяемая согласно двусторонним договорённостям о расчёте с соседними ОПС на каждый интервал расчёта ID_i дня поставки; для экспорта данная величина является положительным числом, для импорта данная величина является отрицательным числом;

– SV_i – сальдо запрограммированного/запланированного обмена линий межсистемного соединения, в том числе обмена балансировочной энергией. Для экспорта данная величина является положительным числом, для импорта данная величина является отрицательным числом. SV_i равно алгебраической сумме:

a. Объёма запланированного обмена энергией из резервов для обеспечения стабильности частоты с ручной активацией, а также объёма, вытекающего из торговли продуктом РОСЧр на специальной европейской платформе и указанного в бухгалтерском учёте между ОПС и прочими ОПС из других стран;

b. Объёма запланированного обмена энергией из резервов для обеспечения стабильности частоты с ручной активацией, а также объёма, вытекающего из торговли продуктом РОСЧа на специальной европейской платформе и указанного в бухгалтерском учёте между ОПС и прочими ОПС из других стран;

c. Объёма запланированного обмена энергией вследствие компенсации дисбалансов, установленного на специальной европейской платформе и указанного в бухгалтерском учёте между ОПС и прочими ОПС из других стран;

d. Объёма запланированного обмена энергией вследствие стабилизации частоты;

e. Объёма запланированного обмена энергией по результатам периода колебаний сальдо;

f. Объёма запланированного обмена энергией вследствие двусторонних либо многосторонних соглашений, не покрываемого предыдущими пунктами.

214. ОПС публикует на официальном веб-сайте объём энергии непреднамеренного обмена и его итоговую цену на каждый интервал расчёта месяца поставки.

215. ОПС применяет сведения об объёме энергии и расходах/доходах от объёмов запланированного обмена, объёме энергии для запланированного обмена и обмена ОПС–ОПС на каждый интервал расчёта месяца поставки в национальной валюте Республики Молдова по официальному валютному курсу, публикуемому Национальным банком Молдовы.

Раздел 6.7.

Определение расходов и, соответственно, доходов от балансировки НЭС

216. ОПС определяет расходы и, соответственно, доходы от электроэнергии, активированной для балансировки НЭС.

217. ОПС определяет расходы для балансировки НЭС отдельно на каждый интервал расчёта ID_i месяца поставки по следующей формуле:

где:

– C_EchSEN,i – расходы для балансировки НЭС в интервале расчёта ID_i, используемые под данным наименованием, а также в тех случаях, когда они являются отрицательной величиной;

– – объём балансировочной энергии, соответствующий ангажированной транзакции j для поставки для увеличения мощности в интервале расчёта ID_i для балансировки НЭС – из продуктов для обеспечения стабильности частоты, замещающих продуктов и других продуктов, указанных на БР; считается положительным числом, выраженным в МВт*ч, с 3 знаками после запятой;

– – цена ангажированной транзакции j для поставки для увеличения мощности в интервале расчёта ID_i;

– – расходы, вытекающие из процесса компенсирования дисбалансов в интервале расчёта ID_i, выраженные в леях, с 2 знаками после запятой;

– C_SN,i – расходы на непреднамеренный обмен в интервале расчёта ID_i, выраженные в леях, с 2 знаками после запятой;

– C_SPF,i – расходы на обмен энергией вследствие стабилизации частоты в интервале расчёта ID_i, выраженные в леях, с 2 знаками после запятой.

– C_EA,i – расходы на срочную/аварийную электроэнергию по договорам, заключённым ОПС с ОПС из других стран.

218. ОПС определяет доходы от балансировки НЭС отдельно на каждый интервал расчёта ID_i месяца поставки по следующей формуле:

где:

– V_EchSEN,i – доходы от балансировки НЭС в интервале расчёта ID_i, используемые под данным наименованием, а также в случаях, когда они являются отрицательной величиной;

– – объём балансировочной энергии, соответствующий ангажированной сделке j для поставки для понижения мощности в интервале расчёта ID_i для балансировки НЭС – из продуктов для обеспечения стабильности частоты, замещающих продуктов и других специальных продуктов на БР;

– – цена ангажированной сделки j для поставки для понижения мощности в интервале расчёта ID_i;

– – доходы, вытекающие из процесса компенсирования дисбалансов в интервале расчёта ID_i, переданные оператором передающей системы и выраженные в леях, с 2 знаками после запятой;

– V_SN,i – доходы от непреднамеренного обмена в интервале расчёта ID_i, выраженные в леях, с 2 знаками после запятой;

– C_SPF – доходы от обмена энергией вследствие стабилизации частоты в интервале расчёта ID_i.

Раздел 6.8.

Определение первоначальных цен положительного и отрицательного дисбаланса

219. ОПС определяет первоначальную цена положительного дисбаланса Ppos_i и первоначальную цену отрицательного дисбаланса Pneg_i для всех дисбалансов СОБ на каждый интервал расчёта ID_i по следующим формулам:

где:

– количество и, соответственно, цена энергии, активированной для балансировки НЭС, соответствующая ангажированной сделке j для поставки для увеличения мощности в интервале расчёта ID_i;

– количество и, соответственно, цена энергии, активированной для балансировки НЭС, соответствующая ангажированной сделке j для поставки для понижения мощности в интервале расчёта ID_i;

– – величина активации, которой удалось избежать при увеличении в интервале расчёта ID_i;

– – величина активации, которой удалось избежать при понижении в интервале расчёта ID_i.

(3) Условия, указанные в части (2), оцениваются, исходя из объёмов балансировочной энергии, законтрактованных в интервале расчёта ID_i, с учётом оценочной стоимости объёма запланированного обмена энергией для стабилизации частоты и непреднамеренного обмена и приблизительной величины потребления в интервале расчёта ID_i.

220. Величина активаций, которых удалось избежать при увеличении и при понижении , определяется следующим образом:

где:

– – множество цен в офертах на поставку для понижения мощности в интервале расчёта ID_i;

– – множество цен в офертах на поставку для увеличения мощности в интервале расчёта ID_i;

– k^C – коэффициент оценки цены балансировочной энергии при увеличении (k^C =2.0);

– k^R – коэффициент оценки цены балансировочной энергии при понижении (k^R =0.2);

– PIP_i – цена при закрытии рынка на следующий день для интервала расчёта ID_i в день поставки.

Для определения и оперативного опубликования единой первоначальной цены дисбаланса для всех дисбалансов СОБ – на каждый интервал расчёта ИР, в котором не была выбрана балансировочная энергия для увеличения мощности либо для понижения мощности – ОПС определяет величины активаций, которых удалось избежать при увеличении и при понижении , следующим образом:

Раздел 6.9.

Определение единой цены дисбаланса

221. ОПС определяет единую первоначальную цену дисбаланса для всех дисбалансов СОБ на каждый интервал расчёта следующим образом:

a) Если в какой-либо интервал расчёта была активирована только балансировочная энергия для увеличения мощности, то единая первоначальная цена дисбаланса для всех дисбалансов СОБ в данном интервале расчёта будет равна первоначальной цене отрицательного дисбаланса Pneg0i;

b) Если в какой-либо интервал расчёта была активирована только балансировочная энергия для понижения мощности, то единая первоначальная цена дисбаланса для всех дисбалансов СОБ в данный интервал расчёта будет равна первоначальной цене положительного дисбаланса Ppos0i;

c) Если в какой-либо интервал расчёта была активирована балансировочная энергия и для увеличения мощности, и для понижения мощности, единая первоначальная цена дисбаланса для всех дисбалансов СОБ определяется в зависимости от направления дисбаланса НЭС следующим образом:

- Если система испытывала дефицит, единая первоначальная цена дисбаланса для всех дисбалансов СОБ будет равна первоначальной цене отрицательного дисбаланса Pneg0_i;

- Если система испытывала профицит, единая первоначальная цена дисбаланса для всех дисбалансов СОБ будет равна первоначальной цене положительного дисбаланса Ppos0_i;

d) Если в каком-либо интервале расчёта не была активирована балансировочная энергия ни для увеличения мощности, ни для понижения мощности, единая первоначальная цена дисбаланса для всех дисбалансов СОБ устанавливается в зависимости от направления дисбаланса НЭС следующим образом:

- Если система испытывала дефицит, единая первоначальная цена дисбаланса для всех дисбалансов СОБ будет равна первоначальной цене отрицательного дисбаланса Pneg0_i;

- Если система испытывала профицит, единая первоначальная цена дисбаланса для всех дисбалансов СОБ будет равна первоначальной цене положительного дисбаланса Ppos0_i.

где:

– – количество энергии, активированной для балансировки НЭС, соответствующий ангажированной сделке j для поставки для увеличения мощности в интервале расчёта ID_i;

– – количество энергии, активированной для балансировки НЭС, соответствующий ангажированной сделке j для поставки для понижения мощности в интервале расчёта ID_i;

– DezSEN_i – дисбаланс системы в интервале расчёта ID_i;

– Pneg0_i – первоначальная цена отрицательного дисбаланса в интервале расчёта ID_i;

– Ppos0_i – первоначальная цена положительного дисбаланса в интервале расчёта ID_i;

ОПС оперативно публикует единую первоначальную цену в соответствии с положениями Закона о электроэнергии и Правилами рынка электрической энергии.

222. На каждый интервал расчёта ID_i месяца поставки ОПС определяет первоначальный состав финансового нейтралитета ОПС по следующей формуле:

где:

– V_EchSEN,i – доходы для балансировки НЭС в интервале расчёта ID_i;

– C_EchSEN,i – расходы для балансировки НЭС в интервале расчёта ID_i;

– ∑DezPREdef_i,j, ∑DezPREex_i,j – сумма отрицательных дисбалансов (дефицита) и, соответственно, положительных дисбалансов (профицита) СОБ j на каждый интервал расчёта ID_i месяца поставки.

223. На каждый интервал расчета ID_i месяца поставки ОПС определяет состав дефицита (scarcity) по следующей формуле:

где:

– PIP_i – обозначает цену закрытия рынка на следующий день для интервала расчёта ID_i в день поставки;

– FRRDim^C – представляет собой расчетное значение резерва восстановления частоты в направлении увеличения мощности и выражается положительным значением;

– FRRDim^R – представляет собой расчетное значение резерва восстановления частоты в направлении понижения мощности и выражается положительным значением;

– DezSENi – представляет собой дисбаланс системы в интервале расчёта ID_i.

[Пкт.223 в редакции Пост.НАРЭ N 338 от 26.05.2026, в силу 29.05.2026]

224. На каждый интервал расчёта ID_i месяца поставки ОПС определяет окончательный состав финансового нейтралитета ОПС по следующей формуле:

225. ОПС определяет единую цену дисбаланса Pdez_i для всех дисбалансов СОБ на каждый интервал расчёта следующим образом:

Pdez_i = Pdez0_i + Cfn_i + Cs_i

ОПС публикует единую цену дисбаланса, состав финансового нейтралитета и состав дефицита в соответствии с положениями Закона о электроэнергии и Правилами рынка электрической энергии.

226. НАРЭ может установить предельную положительную цену и предельную отрицательную цену для цены дисбаланса. Если НАРЭ установило соответствующие пределы, ОПС ограничивает цену дисбаланса установленными предельными величинами в интервалы расчёта, в которых цена дисбаланса превышает установленные НАРЭ пределы. Предельная величина положительной цены не может быть меньше предельной стоимости предложений на увеличение на рынке балансировочной энергии, а предельная величина отрицательной цены не может быть больше стоимости предложений на понижение на рынке балансировочной энергии.

Глава VII

ПРАВИЛА РАСЧЁТОВ ПО ДИСБАЛАНСАМ СОБ

Раздел 7.1.

Общие принципы

227. Правила для расчётов по дисбалансом СОБ в настоящей главе обеспечивают базу для осуществления расчётов по дисбалансам СОБ и установления платёжных обязательств и прав взыскания, вытекающих из настоящего положения, между СОБ и ОПС.

228. Для облегчения процесса упорядоченного, прозрачного и недискриминационного расчёта настоящая глава также формирует базу для:

a) Установления программы по определению, предоставлению сторонам и подтверждению/обжалованию информации, необходимой для фактурирования и расчётов по дисбалансам СОБ;

b) Осуществления вычислений для установления прав взыскания и платёжных обязательств по дисбалансам СОБ;

c) Предоставления в распоряжение сторон информации о их платёжных обязательствах и, соответственно, о их правах взыскания;

d) Фактурирования и осуществления платежей;

e) Установления и использования гарантий;

f) Мер в случае неисполнения обязательств.

229. ОПС несёт ответственность за осуществление расчётов и выдачу ежемесячных расчётных ордеров для СОБ.

230. ОПС и СОБ в установленные в настоящем положении сроки оплачивают взаимные платёжные обязательства, указанные в ежемесячных расчётных ордерах, на основе своих соответствующих счетов-фактур.

231. В целях исполнения своих обязательств по настоящей главе ОПС открывает балансировочный счёт в расчётном банке на территории Республики Молдова, который используется для платежей по дисбалансам. Балансировочный счёт является тем же, что и счёт, который ОПС открывает в соответствии с Правилами и условиями для ПУБ, т.е. балансировочный банковский счёт для взысканий и платежей по сделкам, заключённым на БР.

232. СОБ должна обеспечивать платёжеспособность собственных банковских счетов на даты наступления сроков платежей по счетам-фактурам, указанным в настоящей главе.

233. Банковские счета открываются в молдавских леях.

Раздел 7.2.

Расчёт по дисбалансам СОБ

234. ОПС осуществляет расчёты по дисбалансам СОБ на каждый календарный месяц после получения измеренных/суммарных показаний производства и потребления электроэнергии.

235. ОПС проверяет правильность расчётов, проверяя закрытие баланса электроэнергии, соответствующего законтрактованным объёмам для балансировки НЭС и законтрактованным объёмам для балансировки других европейских систем, согласно Положению, условиям и методологиям для поставщиков услуг по балансировке, и дисбалансам СОБ, а также объёмам непреднамеренного обмена и объёмам запланированного обмена энергией. Если ОПС устанавливает, что баланс закрыт не был, то оператор требует от всех задействованных сторон проверить данные таким образом, чтобы ошибка была устранена в ходе процесса расчёта, где используются утверждённые измеренные показания, объём энергии непреднамеренного обмена и объём энергии запланированного обмена.

236. Для каждого интервала расчёта ИР месяца поставки для каждой СОБ величина платёжных обязательств/прав взыскания, соответствующая дисбалансам, зарегистрированным каждой из СОБ, рассчитывается по следующей формуле:

DI_i,j  sau  OP_i,j = DezPRE_i,j x Pdez_i

где:

– DI_i,j, OP_i,j – величина прав взыскания или платёжных обязательств СОБ j в интервале расчёта ID_i;

– DezPRE_i,j – дисбаланс СОБ _j, рассчитанный для каждой СОБ на каждый интервал расчёта ID_i месяца поставки;

– Pdez_i – единая цена дисбаланса в интервале расчёта ID_i.

237. ОПС определяет отдельно для каждого месяца поставки и для каждой СОБ величину сумм ежемесячных прав взыскания и ежемесячных платёжных обязательств, соответствующую дисбалансам, зарегистрированным каждой из СОБ, как сумму прав взыскания и сумму платёжных обязательств.

238. При вычислении стоимости платёжных обязательств/прав взыскания учитывается следующее:

a) Если единая цена дисбаланса является положительной и дисбаланс СОБ является положительным (с указанием профицита данной СОБ), то данная СОБ получает единую цену дисбаланса;

b) Если единая цена дисбаланса является положительной, а дисбаланс СОБ является отрицательным (с указанием дефицита данной СОБ), то данная СОБ уплачивает единую цену дисбаланса;

c) Если единая цена дисбаланса является отрицательной, а дисбаланс СОБ является положительным (с указанием профицита данной СОБ), то данная СОБ уплачивает единую цену дисбаланса;

d) Если единая цена дисбаланса является отрицательной и дисбаланс СОБ является отрицательным (с указанием дефицита данной СОБ), то данная СОБ получает единую цену дисбаланса.

239. ОПС составляет на каждую СОБ ежемесячный расчётный ордер, включающий следующую информацию:

a) Положительный либо отрицательный дисбаланс данной СОБ на каждый ИР месяца поставки;

b) Единую цену дисбаланса на каждый ИР месяца поставки;

c) Платёжные обязательства и права взыскания данной СОБ на каждый ИР месяца поставки;

d) Стоимость ежемесячных прав взыскания и стоимость ежемесячных платёжных обязательств.

240. ОПС предоставляет в распоряжение СОБ соответствующие ежемесячные расчётные ордеры по дисбалансам, публикуя их на специальной информационной платформе (либо передавая их непосредственно в соответствии с положениями договора на балансировку) в течение 3 (трёх) рабочих дней после подтверждения измеренных/агрегированных показаний производства и потребления электроэнергии по каждой СОБ.

241. ОПС передаёт возможные исправленные расчётные ордеры в течение срока их обжалования.

242. После передачи расчётных ордеров и завершения срока обжалования ОПС передаёт каждой СОБ уведомление, в котором сообщает о завершении операции (операций) по вычислению дисбалансов и установлении расчётных ордеров и в котором подтверждается возможность выдачи счетов-фактур.

243. ОПС, соответственно, СОБ выписывает счета-фактуры на основе расчётных окончательных ежемесячных ордеров в первый рабочий день, следующий за днём передачи уведомления ОПС согласно пункту 242.

244. Счета-фактуры должны быть оплачены в течение 7 (семи) рабочих дней с даты выдачи. Платежи считаются выполненными на дату, когда соответствующие суммы были списаны либо зачислены с/на банковский счёт ОПС. В случае неосуществления платежей в срок, указанный в счёте-фактуре, ОПС применяет положения договора на балансировку.

245. Если после выдачи счёта-фактуры на дисбалансы будет по объективным причинам установлена необходимость в изменении цены за дисбалансы, дисбаланса либо дополнительных расходов/доходов, ОПС учитывает это в процессе фактурирования следующего месяца, без внесения изменений в выданные и переданные участникам рынка счета-фактуры. Перерасчёты осуществляются по окончании каждого квартала.

Раздел 7.3.

Распределение дополнительных расходов или доходов от балансировки НЭС

246. Дополнительные ежемесячные расходы или доходы от балансировки системы равны:

a. Расходам ОПС на балансировку системы при увеличении мощности, исчисленным как сумма расходов ОПС на балансировку системы для всех интервалов диспетчеризации соответствующего месяца, минус

b. Доходы ОПС от балансировки системы при понижении мощности, определяемые как сумма доходов ОПС от балансировки системы за интервалы диспетчеризации соответствующего месяца, плюс

c. Расходы ОПС на права взыскания за дисбалансы СОБ, минус

d. Доходы ОПС от платёжных обязательств за дисбалансы СОБ, минус, если есть доходы/плюс, если есть расходы

e. Доходы/расходы ОПС от участников БР и СОБ вследствие наложения пеней, плюс, если есть расходы/минус, если есть доходы

f. Расходы/минус доход от управления перегрузками, минус

g. Доходы от применения компонента дефицита.

247. ОПС использует доходы от применения компонента дефицита Vs для компенсирования расходов ОПС на рынке системных услуг для приобретения продуктов резервной мощности для балансировки системы либо в тарифных целях при наличии решения НАРЭ. Доходы от применения дефицита определяются следующим образом:

где:

– DezPRE_i,j – дисбаланс СОБ j, рассчитанный для каждой СОБ на каждый интервал расчёта ID_i месяца поставки;

– Cs_i – компонент дефицита, определяемый для интервала расчёта ID_i месяца поставки.

248. Если величина, следующая из пункта 247, является положительной, то она представляет собой дополнительные расходы на балансировку системы, а если она является отрицательной, то она представляет собой дополнительные доходы от балансировки системы.

249. НАРЭ определяет долю дополнительных расходов или доходов от балансировки электроэнергетической системы, которую удерживает ОПС. Оставшаяся величина "S_res" дополнительных расходов или доходов от балансировки электроэнергетической системы называется "дополнительной величиной" и распределяется между всеми. Она рассчитывается следующим образом:

S_res = RP * (1 –q_OTS)

где:

– RP – дополнительные расходы или доходы от балансировки системы, определяемые согласно пункту 247;

– q_OTS – доля в дополнительных расходах или доходах от балансировки системы, которую удерживает ОПС.

250. Дополнительные доходы и, соответственно, дополнительные расходы на балансировку системы, которые ежемесячно возлагаются на каждую СОБ, определяются на основе вклада данной СОБ в каждый ИР при понижении дисбаланса НЭС и, соответственно, при увеличении дисбаланса НЭС. Величина, относимая к каждой СОБ, определяется следующим образом:

где:

– S_i – величина, относимая к СОБ_i из дополнительных доходов/расходов на балансировку системы;

– n – общее количество СОБ;

– S_res – оставшаяся величина дополнительных расходов или доходов от балансировки системы;

– C_tot,i – вклад в дисбаланс электроэнергетической системы СОБ_i в месяц поставки, определяемый, по необходимости, следующим образом:

a) Для месяца поставки, в котором были зарегистрированы дополнительные доходы от балансировки системы:

где:

– – отрицательный дисбаланс (абсолютная величина) СОБ_i в интервале расчёта ID_i, где DezSENi > 0, и 0 (ноль) в интервале расчёта ID_i, где DezSENi < 0;

– – положительный дисбаланс СОБi в интервале расчёта ID_i, где DezSENi<0, и 0 (ноль) в интервале расчёта ID_i, где DezSENi >0;

– s – число ИР в месяц поставки.

b) Для месяца поставки, в котором были зарегистрированы дополнительные расходы на балансировку системы, применяется формула:

где:

^– – отрицательный дисбаланс (абсолютная величина) СОБ_i в интервале расчёта ID_i, где DezSEN_i <0, 0 (ноль) в интервале расчёта ID_i, где DezSENi >0;

^– – положительный дисбаланс СОБ_i в интервале расчёта ID_i, где DezSENi > 0, и 0 (ноль) в интервале расчёта ID_i, где DezSENi <0;

– s – число ИР в месяц поставки.

251. После вычисления s_j ОПС рассчитывает окончательные дополнительные расходы или доходы, добавляя, по необходимости, налоги на стоимость, определяемую в соответствии с пунктом 248. Право взыскания ОПС равно окончательным дополнительным расходам, а право взыскания СОБ равно окончательным дополнительным доходам.

252. ОПС включает в ежемесячный расчётный ордер на дисбалансы СОБ стоимость для расчёта перераспределения дополнительных доходов/ расходов следующим образом:

a) Общую стоимость прав взыскания или, по обстоятельствам, платёжных обязательств, вытекающих из перераспределения дополнительных расходов или доходов от балансировки системы за соответствующий месяц; а также

b) Сумму отрицательных дисбалансов соответствующей СОБ, установленных для всех ИР, в которых дисбаланс системы был положительным, если в соответствующий месяц были зарегистрированы дополнительные доходы;

c) Сумму положительных дисбалансов соответствующей СОБ, установленных для всех ИР, в которых дисбаланс системы был отрицательным, если в соответствующем месяце были зарегистрированы дополнительные доходы;

d) Сумму отрицательных дисбалансов соответствующей СОБ, установленных для всех ИР, в которых дисбаланс системы был отрицательным, если в соответствующем месяце были зарегистрированы дополнительные расходы; и

e) Сумму положительных дисбалансов соответствующей СОБ, установленных для всех ИР, в которых дисбаланс системы был положительным, если в соответствующем месяце были зарегистрированы дополнительные расходы.

253. ОПС выписывает каждой СОБ счёт-фактуру на своё право взыскания, исчисленное согласно настоящему разделу, в первый рабочий день, следующий за днём передачи каждой СОБ уведомления согласно пункту 242.

254. Каждая СОБ выписывает ОПС счёт-фактуру на своё право взыскания, исчисленное согласно настоящему разделу, в первый рабочий день, следующий за днём передачи каждой СОБ уведомления согласно пункту 242.

255. Платежи считаются выполненными на дату, когда соответствующие суммы были списаны либо зачислены на балансировочный банковский счёт, который открыл ОПС.

Раздел 7.4.

Осуществление платежей за дисбалансы СОБ,

использование гарантий и пеней за просрочку

256. Каждая сторона, получившая счёт-фактуру, должна оплатить его до наступления крайнего срока, независимо от наличия или отсутствия спора относительно соответствующих сумм.

257. Любой участник рынка, зарегистрированный в качестве СОБ, а также ОПС уплачивает другой стороне пеню в любом из следующих случаев:

a) Если участник рынка или ОПС не уплатил причитающиеся суммы до наступления крайнего срока платежа;

b) Если участник рынка или ОПС должен осуществить оплату за разрешение спора, являющегося результатом просрочки платежей;

c) Если участник рынка или ОПС должен осуществить оплату за разрешение спора, за который суммы, составляющие предмет спора, были уплачены другой стороной в срок, однако были обоснованно обжалованы этой стороной.

258. В случаях, указанных в подпунктах a) и b) пункта 257, пени представляют собой дополнительный платёж по отношению к причитающейся сумме, который должен осуществить должник за каждый день просрочки, начиная с первого рабочего дня после даты наступления крайнего срока. значение пеней за каждый день просрочки не может превышать годовую средневзвешенную процентную ставку по новым кредитам, выдаваемым коммерческими банками в национальной валюте сроком на год, зарегистрированную в предыдущем году и опубликованную в отчёте Национального бака Молдовы. В случае, указанном в подпункте c) пункта 257, пени представляют собой дополнительный платёж по отношению к уплаченной сумме, которая была обоснованно опротестована другой стороной, за каждый день просрочки, начиная с первого рабочего дня после того, как платежи были осуществлены стороной, обжаловавшей их, и до предпоследнего рабочего дня, когда обжалованная сумма была действительно возвращена стороне, обжаловавшей её. Значение пеней за каждый день просрочки не может превышать годовую средневзвешенную процентную ставку по новым кредитам, выдаваемым коммерческими банками в национальной валюте сроком на год, зарегистрированную в предыдущем году и опубликованную в отчёте Национального бака Молдовы.

Раздел 7.5.

Жалобы на расчётные ордеры

259. Каждая СОБ имеет право в любой момент требовать у ОПС информацию о ежемесячных расчётных ордерах СОБ, которые выдал ОПС. После получения подобного запроса ОПС передаёт СОБ затребованную информацию в течение не более 3 (трёх) рабочих дней.

260. Если расчётный ордер является неточным, он может быть обжалован.

261. Любая жалоба должна быть передана заинтересованной стороной в письменном уведомлении. В уведомлении должны быть чётко указаны соответствующий срок, например, день поставки, интервал расчёта ИР, дата выдачи расчётного ордера, обжалуемый элемент, причина обжалования, обжалуемая стоимость и уведомление должно сопровождаться любыми доступными доказательствами, которые могут обосновать жалобу.

262. (1) Любая задействованная сторона может обжаловать расчётный ордер, выданный согласно настоящему положению, в срок, не превышающий 5 (пять) рабочих дней с даты передачи ОПС обжалуемого ордера.

(2) Если заинтересованная сторона подала жалобу на ордер, составленный на основе измеренных показаний, но не изменённый после установления утверждённых измеренных показаний, данная сторона не может подать новую жалобу относительно того же предмета.

263. Если задействованная сторона не подала жалобу на расчётный ордер, выданный согласно настоящему положению, в срок, указанный в пункте 262, то будет считаться, что данный ордер был принят.

264. ОПС анализирует любую полученную жалобу не позднее 6 рабочих дней с даты её получения и выносит окончательное решение, с обоснованием. В нетипичной ситуации ОПС может запросить точку зрения НАРЭ.

265. ОПС может потребовать от задействованных сторон дополнительную информацию на этапе проверки обжалуемого расчётного ордера. Если затребованная дополнительная информация не была предоставлена задействованной стороной, ОПС имеет право отклонить данную жалобу.

266. ОПС сообщает задействованным сторонам о результатах выполненных проверок. Если обжалуемый ордер был неправильный, ОПС выполняет перерасчёт и предоставляет всем задействованным сторонам исправленный ордер.

267. Если ОПС устанавливает наличие ошибочной информации в расчётном ордере, предоставленном согласно настоящему положению, то оператор осуществляет перерасчёт и передаёт всем задействованным сторонам исправленный ордер как можно скорее, но не позднее 11 рабочих дней с даты выдачи соответствующего расчётного ордера.

268. В случае обжалования по истечении срока, указанного в пункте 262 или в пункте 267, какой-либо ошибки в процессе расчёта, обоснованной ошибками агрегации, перерывами в работе информационных систем задействованных операторов или ошибкой в измерении обмена между сетями, или какого-либо уведомления об обмене электроэнергией, не соответствующего транзакциям, заключённым до времени закрытия ворот на БР, можно запросить исправления расчётов в течение 6 месяцев с даты выдачи соответствующего расчётного ордера. Для этого участник должен запросить у ОПС исправление в письменном виде, с представлением необходимых аргументов и доводов.

Глава VIII

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

269. ОПС публикует настоящее положение на официальном веб-сайте.

270. ОПС разрабатывает и внедряет информационную систему, осуществляющую расчёты по дисбалансам СОБ в соответствии с настоящим положением.

271. Правила расчётов по дисбалансам СОБ в случае приостановления рыночной деятельности и порядок действия ОПС в данном случае включены в правила приостановления и возобновления рыночной деятельности.

272. ОПС разрабатывает, проводит консультации с общественностью и публикует на официальном веб-сайте указанные в настоящем положении процедуры в течение 6 месяцев после утверждения положения Национальным агентством по регулированию в энергетике.