REGULAMENT DE PROGRAMARE din 31 martie 2020

---

Salveaza (0) Vă rugăm să vă conectați la marcaj Închide Adresa de e-mail Parolă Ține-mă minte No account yet? Register

---

Notă …

Aprobat prin ORDINUL nr. 61 din 31 martie 2020, publicat în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 287 din 6 aprilie 2020.

ANEXA nr. l

REGULAMENTUL DE PROGRAMARE A UNITĂŢILOR DE PRODUCŢIE DISPECERIZABILE, A CONSUMATORILOR DISPECERIZABILI ŞI A INSTALAŢIILOR DE STOCARE DISPECERIZABILE

CAPITOLUL 1

SCOP ŞI DOMENIU DE APLICARE

Art. 1 Obiectivul Regulamentului este stabilirea cadrului pentru transmiterea informaţiilor la operatorul de transport şi de sistem de către participanţi, privind programul şi disponibilitatea de producţie/consum a unităţilor de producţie, de consum sau de stocare dispecerizabile, disponibilitatea serviciilor tehnologice de sistem, programul de schimburi interne şi externe şi prognoza agregată de producţie/consum pentru ziua următoare şi pentru pregătirea funcţionării Sistemul Electroenergetic Naţional de către operatorul de transport şi de sistem, pe criterii de prioritate economică şi siguranţă, pe baza acestor informaţii, înaintea zilei/intervalului de livrare.

Art. 2 Prezentul regulament se aplică participanţilor la piaţa de echilibrare, operatorului de transport şi de sistem şi operatorului pieţei de energie electrică.

Art. 3 Regulamentul completează prevederile Regulamentului de funcţionare şi de decontare a pieţei de echilibrare şi pe cele ale Regulamentului de calcul şi de decontare a dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea.

Art. 4 Operatorul de transport şi de sistem elaborează în urma unui proces de consultare publică şi publică pe pagina proprie de internet procedurile necesare pentru aplicarea prezentului Regulament.

Art. 5 În prezentul Regulament sunt utilizate următoarele abrevieri:

ANRE – Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei CD – Consumator dispecerizabil

D – Ziua de livrare

DD – Declaraţie de disponibilitate ID – Interval de decontare

ISD – Instalaţie de stocare dispecerizabilă NF – Notificare fizică

OM – Operator de măsurare

OPEE – Operatorul pieţei de energie electrică OR – Operator de reţea

OTS – Operatorul de transport şi de sistem PE – Piaţa de echilibrare

PI – Piaţa intrazilnică

PPE – Participant la piaţa de echilibrare PRE – Parte responsabilă cu echilibrarea PZU – Piaţa pentru ziua următoare

Regulament PE – Regulamentul de funcţionare şi de decontare a pieţei de echilibrare, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE

Regulament PRE – Regulamentul de calcul şi de decontare a dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE

Regulament PZU – Regulamentul de organizare şi funcţionare a pieţei pentru ziua următoare de energie electrică cu respectarea mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE

Regulile de măsurare – Regulile comerciale privind colectarea, agregarea şi transmiterea valorilor măsurate de energie electrică, aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE

SEN – Sistem Electroenergetic Naţional SB – Schimb bloc

UD – Unitate de producţie dispecerizabilă

Art. 6 (l) Termenii şi expresiile utilizate în prezentul Regulament au semnificaţia prevăzută în Directiva (UE) 20l9/944 a Parlamentului European şi a Consiliului din 5 iunie 20l9 privind normele comune pentru piaţa internă de energie electrică şi de modificare a Directivei 20l2/27/UE, în Regulamentul (UE) 20l9/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 20l9 privind piaţa internă de energie electrică (reformare) şi cea din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. l23/20l2 cu modificările şi completările ulterioare, precum şi cea prevăzută în Regulamentul PE, Regulamentul PRE, Regulamentul PZU şi în Regulile de măsurare.

(2) În înţelesul specific prezentului Regulament, termenii şi expresiile de mai jos au următoarele semnificaţii:

l. Agregator – Participant la piaţă implicat în agregare care îndeplineşte funcţia definită la art. 2 pct. 43 din Regulamentul (UE) 20l9/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 20l9 privind piaţa internă de energie electrică

1. Caracteristici tehnice ale unităţilor de producţie dispecerizabile şi/sau consumatorilor dispecerizabili şi/sau instalaţiilor de stocare dispecerizabile – Caracteristici tehnice de proiect şi rezultate din măsurătorile cele mai recente (de exemplu: puterea minimă/maximă, consum minim/maxim, viteză de încărcare/descărcare etc.);

2. Consumator dispecerizabil – Consumator (Client final) sau grup de consumatori a căror putere consumată poate fi modificată conform cerinţelor OTS, posibilitate certificată în urma aplicării procedurilor OTS corespunzătoare;

3. Cod de identificare a părţii responsabile cu echilibrarea – Cod alfanumeric alocat fiecărei PRE de către OTS;

4. Centrală cu acumulare prin pompare – Centrală care în unele ID acumulează energie primară consumând energie electrică, iar în alte ID generează energie electrică din energia primară acumulată;

5. Centrală cu motoare cu ardere internă – Centrală electrică compusă din grupuri generatoare antrenate de motoare cu ardere internă;

6. Centrală de producţie – Ansamblu de instalaţii ce conţin grupuri generatoare amplasate într-o incintă/zonă comună şi racordate în acelaşi punct la reţeaua electrică de interes public;

7. Centrală electrică eoliană – Ansamblu de grupuri generatoare care transformă energia cinetică a vântului în energie electrică, racordate în acelaşi punct la reţeaua electrică de interes public;

8. Centrală fotovoltaică – Ansamblu de panouri fotovoltaice care convertesc energia solară în energie electrică prin efectul fotovoltaic, racordate în acelaşi punct la reţeaua electrică de interes public;

l0. Codul tehnic al reţelei electrice de transport – Document care face parte din sistemul de reglementări specific transportului energiei electrice şi conducerii prin dispecer a SEN;

ll. Consum de referinţă – Cea mai bună aproximare pentru fiecare valoare a consumului la un loc de consum în fiecare ID din cadrul perioadei în care consumatorul participă activ la piaţă individual sau agregat, care se consideră că ar fi înregistrată în situaţia în care consumatorul nu ar activa pe piaţa respectivă în acea perioadă, stabilită conform unei metodologii specifice elaborate şi aprobate de ANRE;

l2. Declaraţie de disponibilitate – Document transmis OTS de către PPE specificând disponibilitatea UD sau CD sau ISD pe care le exploatează;

l3. Dispoziţie de dispecer – Comanda dată de către Dispecerul Energetic Naţional, de a modifica puterea generată/consumată, modul de funcţionare a unei unităţi de producţie dispecerizabile/consumator dispecerizabil/instalaţii de stocare dispecerizabile sau configuraţia de funcţionare a reţelei;

l4. Energie de echilibrare – Cantitate de energie electrică corespunzătoare reglajului secundar, terţiar rapid şi terţiar lent, rezultată din executarea dispoziţiilor de dispecer;

l5. Export – Export declarat înseamnă livrarea de energie electrică din România, pe baza unui acord contractual care să prevadă că preluarea corespunzătoare simultană (import declarat) de energie electrică va avea loc în alt stat membru al Uniunii Europene sau într-o ţară terţă;

l6. Grup generator – Ansamblu de maşini rotative (turbină – generator, motor – generator) sau statice (panou fotovoltaic), destinat să transforme energia de altă formă în energie electrică;

l7. Grup dispecerizabil – Grup generator care poate răspunde unei dispoziţii de dispecer, posibilitate certificată în urma aplicării procedurilor OTS corespunzătoare;

l8. Grup hidroenergetic – Grup (generator) care transformă energia hidraulică în energie electrică;

l9. Import – Import declarat înseamnă introducerea de energie electrică în România simultan cu livrarea de energie electrică (export declarat) într-un alt stat;

20. Instalaţie de stocare dispecerizabilă – Instalaţie de stocare sau grup de instalaţii de stocare a căror putere injectată în reţea şi al căror consum de energie electrică din reţea pot fi modificate la cererea OTS, posibilitate certificată în urma aplicării procedurilor OTS corespunzătoare;

2l. Interval de decontare – Perioadă pentru care are loc decontarea PE şi a dezechilibrelor PRE şi pentru care fiecare producător de energie electrică ce exploatează UD, participant la piaţă care operează CD sau ISD, precum şi PRE, trebuie să furnizeze informaţii sau, după caz, să transmită NF conform prevederilor din prezentul regulament;

1. Notificare fizică aprobată – NF validată de OTS;

2. Notificare fizică – Informaţie transmisă formalizat de o PRE, care cuprinde programul privind producţia netă, SB şi consumul de energie electrică, precum şi importurile, exporturile şi tranzitele aferente participanţilor la piaţă pentru care PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării; în mod convenţional, consumul asigurat de către furnizorul care nu-şi asumă responsabilitatea echilibrării pentru un loc de consum aflat în portofoliul mai multor furnizori este considerat de valoare zero;

3. Ofertă validată – Ofertă pentru activarea de energie de echilibrare corespunzătoare/echivalente creşterii de putere sau ofertă pentru activarea energiei de echilibrare corespunzătoare/echivalente reducerii de putere pe PE, transmisă de un PPE şi validată de OTS;

4. Ordine de merit pentru PE – Ordonarea dupa preţ a perechilor preţ-cantitate din ofertele validate, stabilită şi utilizată de OTS pentru determinarea perechilor preţ-cantitate care vor fi acceptate pentru furnizarea energiei de echilibrare;

5. Oră de închidere a PE – Ora până la care ofertele pe PE pentru fiecare ID pot fi transmise către OTS;

6. Oră de închidere a PI de energie electrică – Ora până la care ofertele pe PI de energie electrică pot fi transmise OPEE în vederea tranzacţionării intrazilnice;

7. Oră de transmitere – Moment la care o ofertă sau o NF, după caz, a intrat în sistemul de tranzacţionare corespunzător sau în sistemul de programare, aşa cum a fost înregistrată prin marca de timp;

8. Participant la piaţa de echilibrare – Participantul la piaţă care exploatează UD sau CD sau ISD sau client final deţinător de CD sau care are dreptul de a tranzacţiona energia aferentă acestor capacităţi, cu respectarea cerinţelor legale şi de reglementare corespunzătoare şi care ofertează energie de echilibrare pe PE, în vederea utilizării acesteia de către OTS în scopul echilibrării SEN;

9. Producţie netă – Energia electrică ce este livrată în reţele de o centrală de producţie, egală cu diferenţa dintre energia produsă, măsurată la bornele generatoarelor şi consumul propriu tehnologic asigurat din producţia proprie;

3l. Reglaj secundar – Reglaj automat centralizat al frecvenţei (puterii de schimb cu corecţia de frecvenţă) pentru aducerea frecvenţei/puterii de schimb la valorile de consemn în cel mult l5 minute;

1. Schimb bloc – Schimb de energie electrică între două PRE-uri, rezultat din însumarea pe vânzare, respectiv pe cumpărare a tuturor tranzacţiilor dintre participanţii din cele două PRE-uri într-un ID; în mod convenţional, cantitatea de energie electrică corespunzătoare consumului asigurat de către furnizorul care nu-şi asumă responsabilitatea echilibrării pentru un loc de consum aflat în portofoliul mai multor furnizori se consideră şi se notifică drept SB între PRE din care face parte acesta şi PRE a furnizorului principal;

2. Săptămână calendaristică – O perioadă de şapte zile calendaristice consecutive, prima zi fiind luni;

3. Sistemul pieţei de echilibrare – Sistem informaţional stabilit şi menţinut de OTS în scopul programării UD, CD şi ISD şi administrării PE, în scopul menţinerii nivelului de siguranţă în funcţionare a SEN;

4. Sistemul de tranzacţionare – Sistem informatic stabilit şi menţinut de OPEE în scopul administrării PZU şi/sau PI de energie electrică;

5. Situaţie de nefuncţionare – Situaţie în care nu pot fi utilizate sistemele informatice, informaţionale şi de comunicaţii ale PE (de ex.: incapacitatea totală sau parţială de funcţionare sau altă defecţiune a acestora);

6. Tranzit declarat – O situatie în care apare un "export declarat" de energie electrică şi în care, pe traseul desemnat al tranzacţiei, se află o ţară în care nu va avea loc nici livrarea, nici introducerea concomitentă a energiei electrice;

7. Unitate dispecerizabilă – Un grup dispecerizabil sau mai multe grupuri generatoare, a căror putere de ansamblu poate fi modificată conform cerinţelor OTS, posibilitate certificată în urma aplicării procedurilor OTS corespunzătoare;

8. Zi de livrare – Ziua calendaristică în care are loc livrarea efectivă şi consumul de energie electrică;

9. Zi de tranzacţionare – Orice zi calendaristică;

4l. Zonă naţională de tranzacţionare – Acea parte a SEN la care sunt conectaţi consumatorii de energie electrică şi producătorii de energie electrică din România;

42. Zonă de tranzacţionare de frontieră – Zonă de tranzacţionare diferită de zona naţională de tranzacţionare, aparţinând sistemului energetic al unui alt stat.

CAPITOLUL 2 DECLARAŢII DE DISPONIBILITATE

Secţiunea 2.1. Transmiterea DD

Art. 7 PPE care au în exploatare UD/CD/ISD sau PRE-ul din care aceştia fac parte, dacă a fost mandatat în acest sens de către PPE şi are acordul OTS, trebuie să transmită DD pentru acestea la OTS. Transmiterea DD face obiectul procedurilor prevăzute la Art. 4.

Art. 8 DD pentru o/un UD/CD/ISD în ziua D trebuie să fie transmisă la OTS cel mai devreme cu 30 de zile înainte de ziua D, cel mai târziu până la ora l6:30 a zilei D-l şi poate fi actualizată în orice moment anterior ID afectat.

Art. 9 Componenţa UD/CD/ISD se aprobă de către OTS la propunerea PPE care le exploatează, în baza verificării, pe baza unei proceduri realizate conform Art. 4, a respectării criteriilor tehnice şi de siguranţă necesare pentru aprobarea agregării mai multor grupuri generatoare sau consumatori sau instalaţii de stocare într-o UD/CD/ISD.

Art. 10 PPE care agregă UD şi grupuri generatoare sau CD şi consumatori sau ISD şi instalaţii de stocare îşi asumă responsabilitatea echilibrării pentru tranzacţiile realizate pe seama acestora într-o singură PRE, în ID respectiv.

Art. 11 În cazul în care dintr-o UD/CD/ISD fac parte unităţi aflate în exploatarea/responsabilitatea de tranzacţionare a mai multor participanţi la piaţă, se încheie o convenţie între aceştia, avizată de OTS, prin care se stabileşte PPE responsabil pentru transmiterea DD, modalitatea de determinare a informaţiilor aferente DD şi modul de rezolvare a neînţelegerilor între părţi, astfel încât să fie asigurată corectitudinea informaţiilor transmise.

Secţiunea 2.2. Formatul şi conţinutul DD

Art. 12 (l) DD conţine cel puţin următoarele informaţii:

1. puterea disponibilă a fiecărei UD, separat pentru fiecare ID din fiecare D;

2. consumul minim şi maxim comandabil al fiecărui CD, separat pentru fiecare ID din fiecare D;

3. consumul maxim şi producţia maximă al fiecărei ISD, separat pentru fiecare ID din fiecare D;

4. motivaţii şi detalii (inclusiv numărul cererii aprobate de dispecer) privind reducerile orare de disponibilitate ale fiecărei UD/CD/ISD, ca urmare a: oricărei opriri accidentale anterioare sau opriri planificate pentru mentenanţă, redării în exploatare înainte de termenul aprobat, programului de funcţionare convenit cu Administraţia Naţională Apele Române etc.;

(2) UD care produc energie electrică din energie eoliană, UD care produc energie electrică din energie solară, precum şi CD sunt exceptate de la furnizarea motivaţiilor prevăzute la alin. (l) lit. d) în cazul modificării declaraţiilor lor de disponibilitate.

Secţiunea 2.3. Verificarea şi acceptarea DD

Art. 13 Verificarea formei şi conţinutului DD se face automat de către sistemul pieţei de echilibrare, iar confirmarea este transmisă emitentului de către OTS într-un format standard, pe aceeaşi cale pe care a fost recepţionată.

Art. 14 Dacă DD pentru o UD într-un ID indică o capacitate mai mică decât puterea maximă a UD, prevăzută ca dată de configuraţie în sistemul PE sau dacă nu există nicio DD în sistemul PE pentru UD respectivă pentru ziua D, atunci OTS verifică existenţa cererii aprobate de dispecer, conform Art. l2 alin. (l) lit. d). Dacă aceasta nu există, OTS refuză DD pentru UD respective, iar emitentul este informat prin intermediul Sistemului PE. Procesul se reia până la validarea DD de către OTS.

Art. 15 DD sunt accesibile pentru vizualizare, prin intermediul sistemului PE, PPE-ului respectiv şi PRE-ului din care face parte.

CAPITOLUL 3 NOTIFICĂRILE FIZICE

Secţiunea 3.1. Conţinutul şi formatul NF

Art. 16 NF conţin cel puţin următoarele informaţii:

(l) Codul de identificare al PRE care a transmis respectiva NF;

1. Ziua de livrare şi date separate pentru fiecare ID din respectiva D, şi anume:

   1. producţia planificată, pentru fiecare UD; suplimentar, OTS poate solicita programul de producţie planificat pentru fiecare unitate aferentă UD;

   2. producţia planificată, separat pentru fiecare unitate de producţie nedispecerizabilă cu o putere instalată semnificativă (convenite cu OTS);

   3. producţia planificată agregată pentru toate unităţile de producţie nedispecerizabile, altele decât cele prevăzute la lit.b;

   4. producţia/consumul planificat pentru fiecare ISD, inclusiv al celor de tipul centralelor cu acumulare prin pompare, separat faţă de cele prevăzute la lit. a); suplimentar, OTS poate solicita programul de producţie/consum planificat pentru fiecare unitate aferentă ISD;

   5. consumul planificat pentru fiecare CD, alţii decât cei de tipul centralelor cu acumulare prin pompare prevăzute la lit. d), notificat de către PRE în care se află furnizorul acestuia; suplimentar, OTS poate solicita programul de consum planificat pentru fiecare unitate aferentă CD;

   6. prognoza agregată de consum pentru toţi consumatorii de energie electrică nedispecerizabili;

   7. SB cu alte PRE-uri în zona naţională de tranzacţionare, separat pentru fiecare PRE cu care s-au stabilit SB, inclusiv SB dintre PRE ale furnizorilor aceluiaşi consumator şi cele aferente transferului de energie între PRE al furnizorului unui consumator şi PRE al agregatorului acestuia, dacă aceste PRE sunt diferite, iar agregatorul a realizat tranzacţii de vânzare sau de cumpărare pe pieţele anterioare PE pe seama consumului acestuia sau agregatorul activ ca PPE a realizat tranzacţii pe PE pe seama consumului acestuia, după cum urmează:

      1. cantitatea de energie electrică corespunzătoare consumului asigurat de către furnizorul care nu-şi asumă responsabilitatea echilibrării pentru un loc de consum aflat în portofoliul mai multor furnizori se consideră şi se notifică drept schimb bloc între PRE din care face parte acesta şi PRE a furnizorului principal;

      2. în cazul în care agregatorul a realizat tranzacţii pe pieţele anterioare PE, SB corespunzătoare transferului de energie sunt egale cu diferenţa dintre consumul măsurat al consumatorului şi consumul său de referinţă aferent pieţelor anterioare PE şi au sensul dinspre PRE al furnizorului către PRE al agregatorului, dacă diferenţa de mai sus este negativă şi dinspre PRE al agregatorului către PRE al furnizorului, dacă diferenţa este pozitivă; agregatorul notifică pe furnizorul fiecărui consumator pe baza consumului căruia a realizat tranzacţiile în fiecare ID privind datele de identificare ale consumatorului, precum şi pe OM şi OR, cel târziu în ziua lucrătoare următoare celei de primire a valorilor măsurate ale consumului, prevăzută în Regulile de măsurare.

      3. în cazul în care un agregator activ ca PPE a realizat tranzacţii pe PE, SB sunt egale cu energia efectiv livrată la creştere, respectiv la reducere stabilită conform prevederilor Regulamentului PE şi defalcată de către agregatorul activ ca PPE pe fiecare furnizor al consumatorilor din cadrul agregării, având sens de ieşire din PRE furnizor şi de intrare în PRE agregator în cazul tranzacţiilor definitive la creştere şi sens de intrare în PRE furnizor şi de ieşire din PRE agregator în cazul tranzacţiilor definitive la reducere; agregatorul activ ca PPE transmite fiecărui furnizor defalcarea energiei efectiv livrate cel târziu în ziua lucrătoare următoare celei de primire a Notelor lunare de regularizare pe PE de la OTS, prevăzută în Regulamentul PE;

   8. exporturile şi importurile stabilite cu alte ţări, separat pentru fiecare zonă de tranzacţionare de frontieră.

Art. 17 Suplimentar faţă de informaţiile prevăzute la Art. l6, NF ale OPEE conţin SB cu fiecare PRE în zona naţională de tranzacţionare corespunzătoare tranzacţiilor de vânzare/cumpărare pe PZU şi separat pe PI, respectiv cu fiecare PRE Agent de Transfer înfiinţat de OTS pentru administrarea tranzacţiilor transfrontaliere pe aceste pieţe.

Secţiunea 3.2. Transmiterea şi anularea NF

Art. 18 (l) Fiecare PRE, precum şi OPEE transmit la OTS NF ale producţiilor, consumurilor şi SB pentru un ID al zilei de livrare până la ora l6:30 în D-l; acestea pot fi modificate de către emitent pentru ziua D, astfel:

1. cel târziu cu 50 minute înaintea ID de livrare, pentru SB ale PRE, altele decât cele rezultate din tranzacţiile pe PI, inclusiv cele prevăzute la Art. l6 alin. (2) lit. g) pct. i;

2. cel târziu cu l5 minute înaintea ID de livrare, pentru SB ale PRE rezultate din tranzacţiile pe PI;

3. cel târziu cu 50 de minute înaintea ID de livrare, pentru NF privind producţia UD sau consumul CD, respectiv producţia sau consumul ISD, ţinând seama inclusiv de tranzacţiile pe PI;

1. Transmiterea NF se poate efectua cel mai devreme cu 30 de zile înaintea zilei de livrare.

2. Modul de transmitere a NF către OTS se realizeză conform procedurilor prevăzute la Art. 4.

Art. 19 Responsabilitatea corectitudinii NF privind producţiile şi consumurile UD/CD/ISD din contur aparţine fiecărui PPE conform Art. 40.

Art. 20 NF se transmit în format electronic, prin canalele de comunicaţie stabilite de OTS.

Art. 21 O NF este considerată transmisă în momentul intrării în sistemul PE. Imediat ce o nouă NF intră în sistemul PE, PRE care a transmis-o va primi electronic confirmarea de primire.

Art. 22 Sistemul PE verifică îndeplinirea condiţiilor de respectare a formatului NF, prevăzute în procedura aplicabilă.

Art. 23 Dacă sistemul PE nu acceptă o NF, PRE care a transmis-o primeşte imediat un mesaj de eroare cu specificarea neconformităţii constatate, iar NF respectivă este considerată anulată.

Secţiunea 3.3. Modificarea după termenele prevăzute la Secţiunea 3.2 a NF aprobate Art. 24 Modificarea NF aprobate este permisă numai în următoarele cazuri:

1. în cazul selectării de către OTS pe PE a unei perechi preţ-cantitate (emiterii unei dispoziţii de dispecer);

2. cel târziu în a zecea zi lucrătoare a lunii care urmează lunii de livrare, pentru SB corespunzătoare transferului de energie dintre furnizor/furnizori şi agregatorul activ ca PPE aflat în altă PRE, în cazul participării CD pe PE prin intermediul acestuia, prevăzute la Art. l6 alin. (2) lit. g) pct. iii;

3. cel târziu în a zecea zi lucrătoare a lunii care urmează lunii de livrare, pentru SB corespunzătoare transferului de energie dintre furnizor/furnizori şi agregatorul aflat în altă PRE, în cazul participării unui consumator pe pieţele anterioare PE prin intermediul acestuia, prevăzute la Art. l6 alin. (2) lit. g) pct. ii;

4. în cazul reducerilor de putere accidentale ale UD, parţiale sau totale, anunţate la OTS;

5. în cazul constatării şi corectării unor erori ale SB, în intervalul destinat corecţiilor, conform prevederilor Art. 32;

Art. 25 NF care au fost modificate conform prevederilor prezentei secţiuni înlocuiesc NF aprobate anterioare, se aplică pentru D în ID corespunzătoare şi constituie obligaţii ferme pentru respectiva PRE.

Secţiunea 3.4. Validarea NF

Art. 26 Sistemul PE verifică automat toate NF din punct de vedere al corectitudinii conţinutului. Eroarea este transmisă automat emitentului.

Art. 27 Modul de validare a NF în conformitate cu prevederile Art. 29 se realizează de către OTS conform procedurilor prevăzute la Art. 4.

Art. 28 NF ale unei PRE sunt disponibile pentru vizualizarea de către PRE respectivă prin intermediul sistemului PE.

Art. 29 Sistemul PE analizează dacă o NF este completă, precum şi corectitudinea, coerenţa şi fezabilitatea fiecărei NF şi ale ansamblului acestora, verificând dacă:

1. există egalitatea SB reciproce între PRE pe fiecare ID;

2. producţia programată pe fiecare UD se încadrează în DD a UD pentru aceeaşi D şi acelaşi ID;

3. consumul programat al fiecărui CD se încadrează în DD a CD pentru aceeaşi D şi acelaşi ID;

4. producţia programată/consumul programat al fiecărei ISD se încadrează în DD pentru aceeaşi D şi acelaşi ID;

5. schimburile de energie cu alte sisteme (exportul şi importul) se încadrează în capacitatea de schimb agregată alocată PRE respective pe fiecare graniţă şi direcţie;

6. sunt respectate limitele definite de caracteristicile tehnice ale unităţilor de producţie dispecerizabile şi/sau consumatorilor dispecerizabili.

Art. 30 Fiecare participant la piaţă depune toate eforturile în vederea adaptării producţiei şi/sau a încheierii de tranzacţii de vânzare şi/sau cumpărare de energie electrică astfel încât suma dintre producţie, import şi achiziţie să fie egală cu suma dintre consum, export şi vânzare la nivelul fiecărui ID. Participanţii la piaţă trimit înainte de ID-55 minute valorile acestor mărimi la PRE căreia şi-au delegat responsabilitatea echilibrării, precum şi la OTS. O NF este considerată ca fiind în dezechilibru dacă suma producţiei, importurilor şi SB primite nu este egală cu suma consumului, exporturilor şi SB livrate, separat pentru fiecare zonă de tranzacţionare şi ID, ţinând seama de completarea SB cu cele aferente tranzacţiilor pe PI, transmise până la ID-l5 minute.

Art. 31 Realizarea sistematică de NF în dezechilibru, precum şi transmiterea cu bună ştiinţă de informaţii false în cadrul NF de către o PRE, care să indice în mod fals existenţa echilibrului, se consideră nerespectare a prevederilor prezentului Regulament şi este comunicată de către OTS la ANRE, în vederea sancţionării conform legii; frecvenţa şi mărimea dezechilibrelor care să declanşeze o astfel de atenţionare se stabilesc de către OTS într-o procedură realizată conform Art. 4. Prevederile prezentului articol nu se aplică în cazul PRE-urilor din care fac parte agregatorul, respectiv furnizorul unui consumator, dacă aceste PRE sunt diferite, în situaţia în care agregatorul a încheiat tranzacţii pe seama consumului acestuia.

Art. 32 În cazul unor nepotriviri între SB reciproce ale PRE constatate în ultimele NF transmise conform termenelor prevăzute la Secţiunea 3.2, PRE în cauză sunt atenţionate automat, iar dacă în intervalul destinat corecţiilor, definit în procedurile realizate conform Art. 4, PRE nu reuşesc să corecteze NF, OTS ia următoarele măsuri:

1. în cazul unui SB între OPEE şi o PRE, este acceptată cantitatea transmisă prin NF de către OPEE;

2. dacă sensul prevăzut în NF de către fiecare din cele două PRE al SB dintre ele este acelaşi, cantitatea corespunzătoare SB între cele două PRE este considerată egală cu cea mai mică dintre cele două valori;

3. dacă NF ale celor două PRE prevăd SB dintre ele în sensuri diferite sau numai una dintre PRE a prevăzut în NF un SB cu cealaltă, cantitatea corespunzătoare SB între cele două PRE este considerată zero.

Art. 33 OTS nu este responsabilă pentru consecinţele economice ale corecţiilor NF realizate conform prevederilor Art. 32.

Art. 34 Orice NF acceptată în sistemul pieţei de echilibrare, inclusiv cea modificată de OTS conform regulilor anterioare, devine notificare fizică aprobată.

Art. 35 NF aprobate reprezintă obligaţii ferme pentru PRE respective, ele putând fi modificate doar în cazurile prevăzute la Secţiunea 3.3.

Art. 36 În cazul în care, în urma modificărilor realizate conform Secţiunii 3.3, se constată nepotriviri ale SB reciproce ale PRE, sistemul PE aduce SB la valorile din NF aprobate şi anunţă PRE respective cu privire la această acţiune.

Art. 37 Dacă o PRE nu a reuşit să-şi transmită NF înainte de ora ID-50 minute, sistemul PE transmite automat un mesaj în acest sens către PRE respectivă şi către PRE care au notificat SB cu aceasta; dacă PRE nu transmite o NF până la ID-l5 minute, sistemul PE generează automat o NF implicită pentru aceasta în acel ID, cu toate valorile egale cu zero, aceasta fiind disponibilă pentru vizualizare în sistemul PE pentru PRE partenere.

CAPITOLUL 4

OBLIGAŢIILE PRODUCĂTORILOR ŞI CONSUMATORILOR CARE EXPLOATEAZĂ UD/CD/ISD

Art. 38 La stabilirea programului de funcţionare a UD/CD/ISD, PPE sunt obligaţi să asigure rezervele şi alte servicii de sistem conform contractelor încheiate.

Art. 39 Pentru UD/CD/ISD capabile să funcţioneze în reglaj secundar, programarea se face astfel încât să se asigure rezerva de reglaj secundar contractată de respectivul PPE.

Art. 40 (l) Programul de funcţionare al UD/ISD, precum şi consumul prognozat al CD, este comunicat OTS de către PPE care tranzacţionează pe seama lor prin intermediul NF ale PRE de care aparţine fiecare unitate care constituie aceste UD/ISD, respectiv de care aparţine furnizorul fiecărui consumator care constituie CD.

1. PPE transmit aceste informaţii către PRE respective cel târziu la ID- 55 minute.

   CAPITOLUL 5

   PREGĂTIREA PROGRAMULUI DE PRODUCŢIE/CONSUM REALIZATĂ DE OTS

   Art. 41 Eventualele restricţii de reţea în funcţionarea SEN rezultate din autoprogramarea PPE se soluţionează de către OTS prin mecanismele de management al restricţiilor de reţea, conform prevederilor Regulamentului PE.

   Art. 42 După ora l6:30 a zilei D-l şi înainte de momentul livrării/consumului, OTS desfăşoară următoarele activităţi:

   1. determină disponibilul orar al UD/CD/ISD pe fiecare ID al zilei D şi verifică asigurarea rezervelor conform contractelor;

   2. prognozează consumul SEN pe fiecare ID al zilei D;

   3. determină dezechilibrul SEN prognozat pentru fiecare ID luând în considerare schimburile externe, precum şi posibilele perioade şi zone în care ar putea apărea dezechilibre importante şi/sau congestii;

Art. 43 În situaţia în care intervin modificări de DD sau NF, procesul de pregătire desfăşurat de OTS este reevaluat şi reluat, dacă este cazul.

Art. 44 (l) Orice dispoziţie de dispecer care afectează NF ale UD este înregistrată automat de sistemul PE cu marca de timp a momentului luării deciziei. Aceste înregistrări sunt protejate la ştergere;

1. Dispoziţiile de dispecer se bazează pe respectarea ordinii de merit;

2. Excepţiile de la respectarea ordinii de merit sunt înregistrate de către sistemul PE drept restricţii de reţea, cu excepţia cazurilor pentru care există derogări speciale prevăzute în cadrul Regulamentului PE.

CAPITOLUL 6

PROCEDURI PENTRU PROGRAMAREA ÎN SITUAŢII DE NEFUNCŢIONARE

Art. 45 OTS elaborează procedurile pentru programarea în situaţii de nefuncţionare conform Art. 4.

Art. 46 Procedurile pentru programarea în situaţii de nefuncţionare prevăd utilizarea unor mijloace alternative de comunicaţie, precum şi extinderea sau decalarea oricăror termene limită care trebuie să fie respectate de părţile care transmit DD sau NF către OTS, inclusiv decalarea primului termen de transmitere obligatorie a NF (l6:30 a zilei D-l).

Art. 47 Atât OTS, cât şi fiecare parte care trebuie să transmită DD şi/sau NF nominalizează una sau mai multe persoane de contact în cazul apariţiei unei situaţii de nefuncţionare, precum şi numerele corespunzătoare de telefon şi fax. Atât OTS, cât şi respectivele părţi se informează reciproc în cazul schimbării acestor informaţii.

ANEXA nr.2

REGULAMENT DE FUNCŢIONARE ŞI DE DECONTARE A PIEŢEI DE ECHILIBRARE

CAPITOLUL 1 DISPOZIŢII GENERALE

Art. 1 Prezentul regulament are drept scop stabilirea regulilor pentru procurarea şi utilizarea energiei electrice necesare pentru echilibrarea Sistemului Electroenergetic Naţional în timp real în ordinea de prioritate economică, prin mecanisme concurenţiale, transparente, publice şi nediscriminatorii, precum şi pentru decontarea şi plata tranzacţiilor corespunzătoare.

Art. 2 Prezentul regulament se aplică participanţilor la piaţa de echilibrare, operatorului de transport şi de sistem şi operatorului pieţei de energie electrică.

Art. 3 Abrevierile utilizate în cadrul prezentului regulament au următoarele semnificaţii: ANRE – Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei;

BNR – Banca Naţională a României; CD – Consumator dispecerizabil;

Codul RET – Codul Tehnic al Reţelei Electrice de Transport; DD – Declaraţia de disponibilitate;

ENTSO-E – Reţeaua europeană a operatorilor de transport şi de sistem pentru electricitate;

EBGL – Regulamentul (UE) 20l7/2l95 al Comisiei din 23 noiembrie 20l7 de stabilire a unei linii directoare privind echilibrarea sistemului de energie electrică

ID – Interval de decontare

ISD – Instalaţie de stocare dispecerizabilă

NFA – Notificare fizică aprobată

ODPE – Operatorul de decontare a pieţei de echilibrare; OTS – Operatorul de transport şi de sistem;

PE – Piaţa de echilibrare; PI – Piaţa intrazilnică;

PIP – Preţul de închidere al pieţei pentru ziua următoare în zona naţională de ofertare; PPE – Participant la piaţa de echilibrare;

PRE – Parte responsabilă cu echilibrarea; PZU – Piaţa pentru ziua următoare;

Regulamentul PD – Regulamentul de programare a unităţilor de producţie dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili şi a instalaţiilor de stocare dispecerizabile, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE;

Regulament PRE – Regulamentul de calcul şi de decontare a dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE;

Regulament PZU – Regulamentul de organizare şi funcţionare a pieţei pentru ziua următoare de energie electrică cu respectarea mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE;

Regulile de măsurare – Regulile privind măsurarea energiei electrice şi utilizarea informaţiilor aferente în scopuri comerciale, aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE;

SB – Schimb bloc;

SEN – Sistemul Electroenergetic Naţional; SRE – Sursă regenerabilă de energie;

STS – Servicii tehnologice de sistem;

UD – Unitate dispecerizabilă de producere energie electrică;

UD – EE – Unitate dispecerizabilă care produce energie electrică din energie eoliană; UD – EF – Unitate dispecerizabilă care produce energie electrică din energie solară;

UE – Uniunea Europeană

Art. 4 (l) În înţelesul specific prezentului regulament, termenii şi expresiile de mai jos au următoarele semnificaţii:

l. Bancă de decontare – Bancă la care un PPE/OTS şi-a deschis contul din/în care se achită obligaţiile de plată/drepturile de încasare înscrise în notele de informare pentru decontare emise de ODPE

1. Banda disponibilă – Domeniul de putere corespunzătoare reglajului secundar în care o UD/CD/IS poate răspunde la dispoziţiile OTS atât pentru creştere, cât şi pentru reducere de putere, pe durata unui ID

2. Cod de identificare pe PE – Cod alfanumeric alocat fiecărui PPE de către OTS

3. Cont de echilibrare – Cont bancar deschis de un PPE/OTS la o bancă de decontare în scopul utilizării sale exclusive pentru plăţile şi încasările corespunzătoare tranzacţiilor încheiate pe PE şi penalităţilor pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare

4. Consum net – Energia pe care un consumator de energie electrică o preia din reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN

5. Convenţie de participare la PE – Convenţie standardizată elaborată de OTS în urma unui proces de consultare publică, în care sunt prevăzute drepturile şi responsabilităţile reciproce dintre OTS şi un PPE conform prevederilor prezentului regulament

6. Creştere de putere – Livrarea energiei de echilibrare pentru acoperirea unui deficit de producţie/excedent de consum în SEN prin creşterea producţiei unei UD, reducerea consumului unui CD sau injecţia de putere de către o ISD

7. Energie disponibilă pentru echilibrare – Cantitatea de energie de echilibrare ce poate fi pusă la dispoziţia OTS de o UD, de un CD sau de o ISD într-un ID

8. Entitate agregată SRE – Rezultatul asocierii dintre doi sau mai mulţi producători de energie electrică din surse regenerabile, în vederea participării împreună la

piaţa concurenţială, conform prevederilor Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, republicată, cu modificările şi completările ulterioare

l0. Fişă de decontare pentru echilibrare – Situaţie întocmită şi actualizată de OTS pentru fiecare PPE, pentru urmărirea drepturilor de încasare/obligaţiilor de plată şi a încasărilor/plăţilor corespunzătoare acestora, aferente tranzacţiilor definitive încheiate pe PE

ll. Fişă de decontare a penalităţilor pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare – Situaţie întocmită şi actualizată de OTS pentru fiecare PPE, pentru urmărirea obligaţiilor de plată ale acestuia şi a încasărilor corespunzătoare, aferente penalităţilor aplicate pentru livrarea incompletă a energiei electrice angajate pe PE

l2. Instalaţie de stocare dispecerizabilă – Instalaţie de stocare sau grup de instalaţii de stocare a căror putere injectată în reţea şi al căror consum de energie electrică din reţea pot fi modificate la cererea OTS, posibilitate certificată în urma aplicării procedurilor OTS corespunzătoare;

l3. Luna de livrare – Luna în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei de echilibrare

l4. Marca de timp – Informaţie în formă electronică ataşată în mod unic unei oferte, care certifică faptul că aceasta a fost primită de către OTS la un moment de timp bine determinat

l5. Notă de informare pentru decontarea lunară – Notă de informare întocmită de ODPE, în care sunt prezentate toate obligaţiile de plată, respectiv drepturile de încasare ce trebuie plătite, respectiv încasate prin intermediul conturilor bancare deschise de fiecare PPE şi de OTS

l6. Notă lunară de regularizare pe PE – Notă de regularizare lunară întocmită de OTS, pentru fiecare PPE, care sintetizează tranzacţiile angajate şi tranzacţiile definitive de energie de echilibrare ale PPE pe PE în fiecare lună calendaristică

l7. Ofertă – Ofertă pentru creştere de putere şi/sau pentru reducere de putere a unei UD/CD/ISD pentru fiecare ID, specificând preţul minim solicitat de către PPE

pentru creşterea puterii într-un domeniu specificat, respectiv preţul maxim oferit pentru reducerea puterii într-un domeniu specificat

l8. Operator de decontare a pieţei de echilibrare – Entitate organizatorică din cadrul operatorului pieţei de energie electrică care stabileşte obligaţiile de plată şi drepturile de încasare ale PPE şi ale OTS, precum şi dezechilibrele cantitative şi valorice ale PRE

l9. Ordine de merit – Ordonarea după preţ a perechilor preţ-cantitate din ofertele validate, stabilită şi utilizată de OTS pentru determinarea perechilor preţ-cantitate care vor fi acceptate pentru furnizarea energiei de echilibrare

20. Pereche preţ-cantitate – O combinaţie între un preţ şi o cantitate, indicând preţul minim la care un PPE intenţionează să vândă, în cazul ofertelor pentru creştere de putere sau preţul maxim la care este dispus să cumpere, în cazul ofertelor pentru reducere de putere, o cantitate de energie electrică ce nu va depăşi cantitatea specificată

2l. Producţie netă – Energia electrică care este livrată de o unitate de producţie în reţelele electrice de transport sau distribuţie ale SEN

1. Punct de racordare – Punctul fizic în care un utilizator este racordat la SEN sau în care s-a convenit formal delimitarea sa, printr-un punct de măsurare

2. Reducere de putere – Livrarea energiei de echilibrare pentru compensarea unui excedent de producţie/deficit de consum în SEN prin reducerea producţiei unei UD/ISD sau creşterea consumului unui CD/ISD

3. Regim de pompare – Regimul de funcţionare a unei centrale hidroelectrice cu acumulare prin pompare, caracterizat de acumularea de energie primară hidro prin ridicarea apei din bazinul inferior în bazinul superior, cu consum de energie electrică

4. Reglaj necesar – Cantitatea de energie de echilibrare pe care OTS are nevoie sa o selecteze într-un anumit moment conform prevederilor prezentului regulament

5. Reglaj terţiar rapid – Reglajul puterilor active ale unor UD/CD/ISD care sunt calificate în condiţiile prevăzute de Codul RET, în scopul refacerii rezervei de reglaj secundar

6. Reglaj terţiar lent – Reglajul puterilor active ale unor UD/CD/ISD care sunt calificate în condiţiile prevăzute de Codul RET, în scopul refacerii rezervei de reglaj terţiar rapid

7. Regulator central – Echipament destinat reglării automate a frecvenţei în SEN prin generarea, ca mărime de execuţie, a semnalelor de repartiţie pe centralele/grupurile reglante selectate, a variaţiei de putere activă necesară

8. Responsabilitatea echilibrării – Responsabilitatea fiecărui PPE faţă de OTS pentru menţinerea echilibrului între valorile realizate şi cele contractate ale producţiei, consumului şi schimburilor de energie electrică proprii, după caz şi pentru suportarea financiară a eventualelor dezechilibre

9. Restricţie de reţea – Sinonim cu termenul de congestie

3l. Rezerve – Disponibilitatea pentru reglajul secundar şi terţiar, la nivelul garantat în cazul în care OTS a contractat în avans servicii tehnologice de sistem cu UD/CD/ISD conform reglementărilor referitoare la achiziţia acestora sau la nivelul rezultat în urma notificărilor fizice ale UD/CD/ISD

1. Scala de preţ – Domeniul între cel mai mic şi cel mai mare preţ, în care trebuie să se situeze preţul unei oferte transmisă pe PE

2. Tranzacţie – Convenţie încheiată între două părţi pentru transferul comercial de energie electrică, în concordanţă cu prezentul regulament

3. Unitate de producţie – Un singur ansamblu de maşini destinat să transforme energia de altă formă în energie electrică

4. Unitate dispecerizabilă termo – Unitate dispecerizabilă formată din grupuri turbogeneratoare care funcţionează pe baza energiei termice provenită din combustibili fosili sau din biomasă, precum şi din combustibil nuclear

5. Ziua de livrare – Ziua în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei de echilibrare

1. În înţelesul prezentului regulament, termenii şi expresiile folosite au semnificaţiile definite în Directiva (UE) 20l9/944 a Parlamentului European şi a Consiliului din 5 iunie 20l9 privind normele comune pentru piaţa internă de energie electrică şi de modificare a Directivei 20l2/27/UE, în Regulamentul (UE) 20l9/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 20l9 privind piaţa internă de energie electrică (reformare), în Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. l23/20l2, cu modificările şi completările ulterioare, în Codul Tehnic al Reţelei Electrice de Transport, în Regulamentul PD, în Regulamentul PZU şi în Regulile de măsurare.

   CAPITOLUL 2

   REGULILE PIEŢEI CENTRALIZATE DE ECHILIBRARE

   Secţiunea 2.1. Principii generale de funcţionare a PE

   Art. 5 Regulile PE creează cadrul legal pentru vânzarea şi cumpărarea de către OTS a energiei de echilibrare, necesare pentru:

   1. asigurarea flexibilităţii şi stabilităţii SEN şi

   2. rezolvarea restricţiilor de reţea din SEN.

      Art. 6 Pentru fiecare PPE care a contractat rezerve cu OTS conform prevederilor reglementărilor referitoare la asigurarea STS, este obligatorie ofertarea pe PE a capacităţii de echilibrare contractate pe fiecare tip de rezervă şi fiecare sens, pe baza capacităţii UD/CD/ISD disponibilă după realizarea programării conform prevederilor Regulamentului PD.

      Art. 7 Orice PPE are dreptul să oferteze pe PE capacitatea disponibilă a UD/CD/ISD pe care le operează şi care au fost calificate în prealabil conform reglementărilor aplicabile. În cazul în care un CD a avut tranzacţii pe o piaţă anterioară PE cu livrare într-un ID, pe acel ID nu mai este permisă ofertarea pe PE pe baza sarcinii acestuia.

      Art. 8 (l) În vederea unei ierarhizări în selectarea de către OTS a ofertelor cu acelaşi preţ, pentru aplicarea dispecerizării prioritare se stabilesc următoarele categorii, în

      ordinea descrescătoare a priorităţii la creştere, respectiv în ordinea crescătoare a priorităţii la reducere:

      1. UD puse în funcţiune înainte de 4 iulie 20l9 şi care la data punerii în funcţiune făceau obiectul dispecerizării cu prioritate cuprinsă în reglementările ANRE în vigoare la data respectivă:

         1. UD – EE;

         2. UD – EF;

         3. UD de producere a energiei electrice în cogenerare, inclusiv pe bază de SRE, pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă, în limita capacităţii electrice de înaltă eficienţă calificate de ANRE;

         4. UD de producere a energiei electrice din surse hidro declarate cu hidraulicitate ridicată. Se consideră situaţie de hidraulicitate ridicată situaţia în care, pentru UD respectivă, există pericol de deversare;

      2. UD care produc energie electrică din SRE, altele decât cele prevăzute la lit. a).

      3. UD care utilizează SRE şi/sau în cogenerare de înaltă eficienţă puse în funcţiune după 4 iulie 20l9 şi care au puterea instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW, pentru care se aplică dispecerizarea prioritară; pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă, dispecerizarea prioritară se aplică în limita capacităţii electrice de înaltă eficienţă calificate de ANRE;

      4. UD altele decât cele prevăzute la lit. a), b) şi c), CD şi ISD, precum şi UD prevăzute la lit. a) şi b) începând cu data de la care acestea suferă modificări semnificative stabilite conform alin. (2) lit. c).

      1. OTS elaborează în urma unui proces de consultare publică, publică pe pagina proprie de internet şi aplică proceduri de verificare a:

         1. energiei electrice ce se încadrează în prevederile alin. (l) lit. a) pct. iii., corespunzător listelor actualizate ale capacităţilor de producere energie electrică şi termică în cogenerare, cu acreditare finală şi/sau preliminară, aprobate de ANRE;

         2. situaţiilor de hidraulicitate ridicată şi a energiei electrice aferente, conform prevederilor alin. (l) lit. a) pct. iv.

         3. menţinerii UD prevăzute la alin. (l) lit. a) şi b) în categoriile beneficiare de dispecerizare prioritară, conform prevederilor art. l2 alin. (6) al Regulamentului (UE)

      2019/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică.

2. PPE transmite la OTS încadrarea fiecărei UD pentru care este responsabil într-una din categoriile prevăzute la alin. (l) conform prevederilor procedurilor prevăzute la alin. (2) şi actualizează aceste informaţii ori de câte ori acestea suferă modificări.

3. OTS elaborează, în urma unui proces de consultare publică, o procedură care să detalieze modul de aplicare a dispecerizării cu prioritate pe baza ierarhizării prevăzută la alin. (l) cu respectarea condiţiilor pentru asigurarea funcţionării în siguranţă a SEN şi o publică pe pagina proprie de internet.

   Art. 9 Pe PE se tranzacţionează energia de echilibrare corespunzătoare:

   1. Reglajului secundar

   2. Reglajului terţiar rapid

   3. Reglajului terţiar lent

Art. 10 În cazul în care nu sunt disponibile suficiente rezerve sau energie de echilibrare, OTS întreprinde acţiuni specifice în conformitate cu prevederile Codului RET.

Art. 11 OTS este responsabil pentru înregistrarea participanţilor la PE, colectarea şi verificarea ofertelor, precum şi pentru realizarea calculelor de cantităţi necesare decontării tranzacţiilor aferente PE.

Art. 12 PE începe după aprobarea notificărilor fizice pentru ziua de livrare şi se termină la sfârşitul zilei de livrare.

Art. 13 Tranzacţiile pe PE sunt încheiate prin acceptarea parţială sau totală a ofertelor de către OTS. În situaţia în care o tranzacţie încheiată pe PE prin acceptarea parţială sau totală a ofertelor de către OTS ar pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, se aplică prevederile privind rezolvarea restricţiilor de reţea din prezentul regulament.

Art. 14 Tranzacţiile încheiate pe PE stabilesc obligaţia respectivului PPE de a furniza serviciul corespunzător către OTS, în conformitate cu specificaţiile din ofertă şi dispoziţiile de dispecer emise de OTS. Tranzacţiile sunt specifice unui anumit ID.

Art. 15 Stabilirea obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare în cazul tranzacţiilor încheiate pe PE se face pe baza:

1. celei mai mici cantităţi dintre cantitatea acceptată de OTS şi cantitatea efectiv livrată de PPE şi

2. preţului marginal sau, în cazul tranzacţiilor folosite pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, preţului de ofertă.

Art. 16 OTS este partea contractantă pentru fiecare PPE, în toate tranzacţiile încheiate pe PE.

Art. 17 Energia de echilibrare poate fi folosită pentru:

1. creşterea de putere, care poate fi furnizată prin creşterea producţiei unei UD/ISD sau prin reducerea consumului unui CD/ISD;

2. reducerea de putere, care poate fi furnizată prin reducerea producţiei unei UD/ISD sau creşterea consumului unui CD/ISD.

Art. 18 Centralele cu acumulare prin pompare sunt considerate CD atunci când sunt exploatate în regim de pompare.

Art. 19 Energia de echilibrare tranzacţionată pe PE se livrează fizic în ziua de livrare:

1. în punctele de racordare unde o UD, un CD sau o ISD, după caz, este racordat/racordată la SEN;

2. în momentele pentru care au fost emise dispoziţiile de dispecer de către OTS, acestea trebuind să fie situate în ID specificat în oferta acceptată.

Art. 20 OTS poate, în colaborare cu OTS din celelalte ţări, să elaboreze proceduri pentru a permite folosirea reciprocă a energiei achiziţionate pe PE sau prin intermediul unor mecanisme asemănătoare existente în alte ţări. Aceste proceduri se elaborează în conformitate cu prevederile din EBGL.

Secţiunea 2.2. Participarea la PE

Art. 21 Participanţii la piaţă trebuie să califice în prealabil unităţile de producţie/consum/instalaţiile de stocare pentru care sunt responsabili şi cu care doresc să participe la PE, ca UD/CD/ISD, pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare

reglajului terţiar lent, terţiar rapid şi/sau reglajului secundar, după caz, în conformitate cu procedurile OTS corespunzătoare.

Art. 22 Participanţii la piaţă care sunt responsabili pentru UD/CD/ISD calificate şi doresc să participe la PE sau care au această obligaţie conform contractelor încheiate pentru asigurarea STS sub forma capacităţii de echilibrare trebuie să se înregistreze ca PPE.

Art. 23 (l) Un PPE înregistrat poate să delege drepturile şi responsabilităţile care îi revin în această calitate, altui/altor PPE, prin includerea uneia sau a mai multora dintre UD/grupurile generatoare pe care le exploatează/ISD în una sau mai multe UD/ISD exploatate de acel/acei PPE, respectiv prin includerea CD/ISD pe care îl exploatează în CD/ISD exploatat de acel/acei PPE, în conformitate cu prevederile Regulamentului PD, cu condiţia ca rezultatul acestei operaţiuni să constituie o UD sau un CD sau o ISD.

1. În cazul în care delegarea drepturilor şi responsabilităţilor conform prevederilor alin.

   (l) are ca efect constituirea unei UD formate doar din grupuri generatoare aparţinând membrilor unei entităţi agregate SRE, această UD este încadrată, în conformitate cu prevederile Art. 8, de către PPE desemnat de entitatea agregată SRE, în categoria corespunzătoare tehnologiei care are puterea instalată cea mai mare în cadrul entităţii agregate SRE.

2. Participantul desemnat al unei entităţi agregate SRE trebuie să deţină calitatea de producător ce exploatează UD şi acestuia îi revin integral toate responsabilităţile şi drepturile corespunzătoare participării la PE.

Art. 24 Prevederile care urmează din cadrul prezentului regulament se aplică PPE care nu şi-au delegat responsabilităţile pentru toate UD/CD/ISD pe care le exploatează şi celor care şi-au asumat explicit responsabilităţile referitoare la UD/CD/ISD formate conform Art. 23. Prin UD/CD/ISD proprie, în prezentul regulament se va înţelege atât UD/CD/ISD pe care PPE o exploatează, cât şi UD, CD, sau ISD formată conform Art. 23, aflată în responsabilitatea acestuia.

Art. 25 În cazul în care cel puţin una din părţi denunţă convenţia de delegare a drepturilor şi responsabilităţilor ca PPE, prevăzută în Regulamentul PD, pentru anumite UD/CD/ISD sau unităţi generatoare/consumatoare/instalaţii de stocare, aceasta transmite

o informare către OTS, iar toate responsabilităţile şi drepturile ca PPE se reatribuie fiecăreia dintre părţi pentru fiecare din aceste unităţi.

Art. 26 Dacă OTS revocă acordul său pentru agregarea într-o singură UD sau CD sau ISD a mai multor UD sau CD sau ISD, respectiv unităţi generatoare sau consumatoare sau instalaţii de stocare exploatate de PPE diferiţi, acesta comunică părţilor decizia sa şi motivele acesteia, caz în care toate responsabilităţile şi drepturile se reatribuie PPE pentru fiecare din aceste unităţi pe care o exploatează; condiţiile în care OTS poate revoca acordul său sunt cuprinse în procedura privind condiţiile de agregare, elaborată de OTS în conformitate cu prevederile Regulamentului PD.

Art. 27 Operatorii economici care se înregistrează ca PPE conform prevederilor Art. 2linclusiv consumatorii cu CD care doresc să se înregistreze ca PPE fac o cerere scrisă către OTS. Cererea include un formular completat corespunzător, este însoţită de toată documentaţia suport relevantă şi trebuie să fie semnată de reprezentantul legal al solicitantului.

Art. 28 Conţinutul şi formatul formularului prevăzut la Art. 27, precum şi procedura de transmitere, verificare, acceptare sau respingere a acestora sunt elaborate de OTS. OTS publică aceste informaţii pe pagina proprie de internet.

Art. 29 OTS stabileşte, în urma unui proces de consultare publică, conţinutul cadru al convenţiei de participare la PE, care cuprinde drepturile şi responsabilităţile reciproce ale OTS şi ale fiecărui PPE. Conţinutul cadru al convenţiei de participare la PE este publicat de OTS pe pagina proprie de internet.

Art. 30 Înregistrarea unui nou PPE devine efectivă începând cu data intrării în vigoare a convenţiei de participare la PE.

Art. 31 Un PPE se poate retrage din proprie iniţiativă de la PE, printr-o înştiinţare scrisă, semnată de un reprezentant autorizat al PPE. Această înştiinţare trebuie transmisă cu cel puţin o lună înaintea datei la care înregistrarea PPE trebuie să fie anulată. După primirea unei astfel de înştiinţări, OTS informează imediat ODPE.

Art. 32 OTS poate revoca înregistrarea unui PPE în oricare din următoarele cazuri:

1. dacă PPE nu mai îndeplineşte la un moment dat una sau mai multe din condiţiile necesare pentru înregistrarea ca PPE;

2. dacă PPE nu respectă prevederile convenţiei de participare la PE;

3. dacă PPE este găsit în mod repetat vinovat de nerespectarea regulilor aplicabile pentru PE, inclusiv a celor de decontare.

Art. 33 Înregistrarea unui PPE este revocată automat cu efect imediat, dacă licenţa respectivului PPE a fost retrasă de ANRE.

Art. 34 Dacă un PPE se retrage de pe PE conform prevederilor Art. 3l sau dacă înregistrarea unui PPE este revocată de OTS conform prevederilor Art. 32 sau ale Art. 33:

1. PPE efectuează toate plăţile datorate OTS în conformitate cu prevederile referitoare la decontarea pe PE;

2. OTS efectuează toate plăţile către PPE datorate pentru perioada anterioară retragerii/revocarii PPE;

3. după efectuarea tuturor plăţilor datorate de respectivul PPE, OTS anulează înregistrarea acestuia în registrul PE, informând PPE respectiv şi pe ODPE în legătură cu această anulare.

Art. 35 PPE care au fost acceptaţi de OTS sunt înregistraţi în registrul PE, care este întocmit şi actualizat de către OTS.

Art. 36 Registrul PE conţine, pentru fiecare PPE, cel puţin următoarele informaţii:

1. numele complet, sediul social şi datele de contact ale PPE;

2. data şi numărul convenţiei de participare la PE corespunzătoare;

3. codul de identificare pe PE al PPE;

4. numele şi datele de contact ale tuturor persoanelor autorizate să acţioneze în numele PPE;

5. numele, codul de identificare al PRE şi datele de contact pentru fiecare PRE care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru respectivul PPE;

6. lista cu toate UD sau CD sau ISD care sunt exploatate de respectivul PPE şi componenţa fiecăreia dintre acestea.

Art. 37 Fiecare PPE are dreptul să consulte informaţiile din registrul PE care îl privesc şi să solicite corectarea oricărei inexactităţi constatate.

Art. 38 Informaţiile cuprinse în registrul PE sunt puse de către OTS la dispoziţia ODPE şi ANRE la cerere.

Secţiunea 2.3. Ofertarea pe PE

Art. 39 PPE poate transmite oferte la creştere de putere şi/sau la reducere de putere pentru fiecare ID al fiecărei zile de livrare şi pentru:

1. fiecare UD pentru care este responsabil

2. fiecare CD pentru care este responsabil

3. fiecare ISD pentru care este responsabil.

Art. 40 PPE transmite oferte pe fiecare ID pentru oricare UD/CD/ISD pentru cantitatea de energie de echilibrare pe care doreşte să o facă disponibilă, separat pentru:

1. creştere de putere

2. reducere de putere.

Art. 41 Pentru oricare UD de care este responsabil, PPE transmite o ofertă la reducere de putere care în raport cu producţia planificată din NFA reflectă puterea minimă până la care este valabilă şi o ofertă de creştere de putere care în raport cu producţia planificată din NFA reflectă puterea maximă până la care este valabilă; aceste limite trebuie să se încadreze în capacitatea de producţie disponibilă inclusă în DD realizată conform prevederilor Regulamentului PD.

Art. 42 Pentru oricare CD de care este responsabil, PPE transmite o ofertă la reducere de putere care în raport cu consumul planificat din NFA reflectă consumul maxim până la care este valabilă şi o ofertă de creştere de putere care în raport cu consumul planificat din NFA reflectă consumul minim până la care este valabilă.

Art. 43 Pentru oricare ISD de care este responsabil, PPE transmite o ofertă la reducere de putere care în raport cu producţia/consumul planificat din NFA reflectă după caz, puterea minimă sau consumul maxim până la care este valabilă şi o ofertă la creştere de putere care în raport cu producţia/consumul planificat din NFA reflectă după caz, consumul minim sau producţia maximă până la care este valabilă.

Art. 44 Fiecare ofertă poate conţine cel mult l0 perechi preţ-cantitate.

Art. 45 Fiecare pereche preţ-cantitate din oferta pentru creştere de putere defineşte valoarea cea mai mică a preţului unitar pentru energia de echilibrare, la care PPE doreşte să realizeze creştere de putere, pentru o cantitate care nu depăşeşte cantitatea prevăzută în perechea preţ-cantitate respectivă; o ofertă de creştere de putere la preţ negativ semnifică dorinţa de a livra cantitatea respectivă concomitent cu plata preţului în valoare absolută, către OTS.

Art. 46 Fiecare pereche preţ-cantitate din oferta pentru reducere de putere defineşte valoarea cea mai mare a preţului unitar pentru energia de echilibrare, pe care PPE este dispus să îl plătească atunci când realizează reducere de putere, pentru o cantitate care nu depăşeşte cantitatea prevăzută în perechea preţ-cantitate respectivă; o ofertă de reducere de putere la preţ negativ semnifică dorinţa de a nu mai livra cantitatea respectivă, în cazul UD/ISD, sau de a consuma suplimentar cantitatea respectivă, în cazul CD/ISD, concomitent cu primirea preţului în valoare absolută, de la OTS.

Art. 47 OTS calculează energia disponibilă pentru echilibrare, care reprezintă cantitatea totală de energie de echilibrare ce este pusă la dispoziţie de o UD, de un CD sau o ISD în ID, separat pentru:

1. fiecare ID;

2. fiecare tip de energie de echilibrare conform prevederilor Art. 9;

3. creştere de putere, respectiv reducere de putere.

Art. 48 OTS verifică dacă sunt respectate obligaţiile de asigurare a serviciilor de sistem asumate prin contracte.

Art. 49 Atunci când determină energia disponibilă pentru echilibrare pe fiecare tip de reglaj, OTS are în vedere:

1. tipurile de reglaj pentru care este calificată respectiva UD sau CD sau ISD, după caz;

2. în cazul reglajului terţiar rapid, energia care a fost deja considerată ca parte a energiei disponibile pentru echilibrare corespunzătoare reglajului secundar;

3. în cazul reglajului terţiar lent, energia care a fost deja considerată ca parte a energiei disponibile pentru echilibrare corespunzătoare reglajului secundar şi reglajului terţiar rapid;

Art. 50 Atunci când determină energia disponibilă pentru echilibrare pe tip de reglaj şi sens, OTS trebuie să maximizeze energia disponibilă pentru echilibrare corespunzătoare reglajului secundar. Pentru energia rămasă, OTS trebuie să maximizeze energia disponibilă pentru echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid.

Art. 51 În cazul în care OTS constată că energia electrică disponibilă pentru echilibrare corespunzătoare ofertelor primite nu este suficientă pentru menţinerea siguranţei şi stabilităţii în funcţionare a SEN luând în considerare procesul de compensare a dezechilibrelor cu alte sisteme, acesta poate solicita tuturor PPE să ofere integral sau parţial capacitatea de producţie neutilizată sau alte resurse de echilibrare, suplimentar faţă de ofertele deja transmise; în situaţiile de urgenţă prevăzute de legislaţia aplicabilă, anunţate de către OTS odată cu solicitarea, PPE trebuie să transmită oferte pentru întreaga energie disponibilă pentru echilibrare.

Art. 52 PPE pot transmite oferte la OTS cel târziu până la ora de închidere a PE, şi anume până la ora ID-50 minute a zilei de livrare. Transmiterea ofertelor se realizează cu maxim o săptămână înainte de ziua de livrare în cauză.

Art. 53 Ofertele sunt transmise în format electronic, prin mijloacele de comunicaţie prevăzute de OTS.

Art. 54 Oferta se consideră transmisă oficial la momentul intrării în sistemul PE. Ora transmiterii este exprimată prin marca de timp.

Art. 55 Imediat ce o nouă ofertă a intrat în sistemul PE, OTS confirmă respectivului PPE primirea acesteia. Această confirmare conţine numărul de înregistrare şi ora la care această ofertă a intrat în sistemul PE.

Art. 56 Înainte de ora de închidere a PE, ofertele pot fi oricând modificate sau anulate. Toate modificările sunt marcate temporal şi înregistrate în sistemul PE. Orice modificare stabileşte o nouă ofertă, anulând automat oferta care a fost validată anterior pentru acelaşi ID şi aceeaşi UD, CD sau ISD, după caz.

Art. 57 Dacă un PPE nu primeşte de la OTS, într-un interval de 5 minute de la transmiterea unei noi oferte, confirmarea de primire a respectivei oferte, PPE trebuie să contacteze imediat OTS.

Art. 58 Formatul şi conţinutul – cadru pentru oferte sunt stabilite de către OTS în urma unui proces de consultare publică. OTS publică aceste informaţii, precum şi limitele de preţ tehnice pentru oferte, pe pagina proprie de internet.

Art. 59 Limitele tehnice de preţ pentru oferte sunt reprezentate de un preţ minim, care este echivalentul în lei la cursul BNR din ziua anterioară celei de livrare al valorii de – 99999 Euro/MWh şi un preţ maxim, care este echivalentul în lei la cursul BNR din ziua anterioară celei de livrare al valorii de +99999 Euro/MWh, între care trebuie să se încadreze preţul oricărei perechi preţ-cantitate dintr-o ofertă.

Art. 60 Pentru fiecare UD/CD/ISD, energia de echilibrare ofertată la creştere, respectiv energia de echilibrare ofertată la reducere, raportate la producţia sau consumul planificat, corespunzător NFA, trebuie să se încadreze în limitele cuprinse în DD, iar în cazul UD, să respecte puterea minimă tehnic a UD, şi anume valoarea celei mai mici puteri minime tehnic dintre cele ale grupurilor din componenţa sa, cu asigurarea reglajului primar în măsura în care are această obligaţie, sau dacă PPE ofertează inclusiv oprirea UD, perechea preţ-cantitate ofertată la reducere cu preţul cel mai mic trebuie să conţină cel puţin o cantitate egală cu puterea minimă tehnic.

Art. 61 Ofertele conţin cel puţin următoarele informaţii:

1. codul de identificare pe PE al PPE;

2. codul de identificare pe PE al UD, al CD sau al ISD pentru care se face oferta;

3. ziua de livrare pentru care este valabilă oferta;

4. ID pentru care este valabilă oferta;

5. sensul ofertei: la creştere sau la reducere;

6. cel puţin una, dar nu mai mult de l0 perechi preţ-cantitate consecutive.

Art. 62 Preţurile din oferte sunt exprimate în lei/MWh şi trebuie să se încadreze între limita tehnică minimă şi limita tehnică maximă conform Art. 59, care sunt publicate zilnic de OTS pentru fiecare zi de livrare. Preţurile cuprinse în perechile preţ-cantitate consecutive trebuie să fie constant crescătoare.

Art. 63 OTS elaborează procedura de validare a ofertelor, în conformitate cu prevederile prezentului regulament şi o publică pe pagina proprie de internet.

Art. 64 Imediat după introducere şi cel târziu după ora de închidere a PE, OTS verifică toate ofertele intrate în sistemul PE. Dacă o ofertă pentru o UD, un CD sau o ISD nu respectă condiţiile prevăzute la Art. 60 sau Art. 62, după caz, aceasta este invalidată, fiind considerată ca netransmisă de respectivul PPE.

Art. 65 OTS confirmă PPE validarea unei oferte pe care acesta a transmis-o, după introducerea acesteia, dar nu mai târziu de ora ID-45 de minute din ziua de livrare. Confirmarea conţine, de asemenea, numărul de înregistrare pentru respectiva ofertă şi ora la care aceasta a fost validată.

Art. 66 Dacă un PPE nu a primit de la OTS, până la ora ID-45 de minute, confirmarea de validare a ofertelor transmise, acesta trebuie să contacteze imediat OTS pentru clarificare.

Art. 67 După validarea tuturor ofertelor, dar nu mai târziu de ora ID-30 de minute, OTS transmite ofertele validate la ODPE.

Art. 68 Ofertele validate reprezintă angajamente ferme pentru respectivul PPE.

Art. 69 Dacă după ID-45 de minute, OTS constată din DD actualizată a unui PPE, o reducere a capacităţii disponibile de producţie/consum a unei UD/CD/ISD faţă de valoarea maximă declarată, OTS reduce oferta validată pentru UD a respectivului PPE până la capacitatea disponibilă.

Art. 70 În condiţiile prevăzute la Art. 69, pentru fiecare ID relevant, OTS reduce cantitatea uneia sau mai multor perechi preţ-cantitate din oferta la creştere validată, începând cu perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ, până când suma, respectiv diferenţa dintre puterea, respectiv consumul planificat cuprinse în NFA şi cantitatea agregată la creştere a respectivei oferte devine egală cu capacitatea disponibilă de producţie, respectiv consum.

Secţiunea 2.4. Reguli de selectare a ofertelor pe PE

Art. 71 Procedurile de selectare a energiei de echilibrare sunt elaborate de OTS în urma unui proces de consultare publică, în conformitate cu prevederile prezentului regulament. OTS publică aceste proceduri pe pagina proprie de internet.

Art. 72 Imediat după validarea ofertelor, OTS poate utiliza ofertele validate pentru managementul restricţiilor de reţea în etapa de programare, conform prevederilor referitoare la managementul restricţiilor de reţea din prezentul regulament. Pentru echilibrarea SEN în etapa de dispecerizare, OTS utilizează de asemenea ofertele validate.

Art. 73 Atunci când selectează şi utilizează energia de echilibrare, conform procedurilor de selecţie prevăzute la Art. 7l, OTS se asigură permanent că utilizarea energiei de echilibrare este fezabilă din punct de vedere tehnic şi se încadrează în limitele caracteristicilor tehnice, DD şi notificării fizice pentru toate UD, CD sau ISD corespunzătoare, după caz.

Art. 74 Înainte de ora ID-40 de minute a zilei de livrare, OTS stabileşte rezerva necesară, aceasta fiind cantitatea de energie de echilibrare care trebuie să fie disponibilă în decursul ID respectiv al zilei de livrare, separat pe tip de reglaj, la creştere de putere şi la reducere de putere şi verifică existenţa acesteia. Dacă este necesar, OTS poate stabili diferite rezerve necesare pentru diferite părţi ale SEN.

Art. 75 Dacă este necesar, OTS poate modifica oricând valoarea stabilită pentru rezerva necesară, înainte sau în timpul zilei de livrare.

Art. 76 Rezerva necesară poate depăşi cantitatea de rezerve corespunzătoare tipului respectiv de energie de echilibrare, pentru fiecare sens, pe care OTS a contractat-o pentru ID respectiv.

Art. 77 De fiecare dată când este necesar, OTS calculează banda disponibilă de reglaj secundar pentru un anumit ID.

Art. 78 La calculul benzii disponibile de reglaj secundar, OTS ia în considerare cel puţin următorii factori:

1. limitele definite prin caracteristicile tehnice pentru CD/UD/ISD respectiv(ă);

2. nivelul de producţie al UD/de consum al CD sau ale ISD, în concordanţă cu NFA/consumul de referinţă corespunzător PE pentru aceasta/acesta;

3. pentru fiecare UD/CD/ISD, cea mai mică valoare dintre suma cantităţilor perechilor preţ-cantitate ofertate la creştere aflate în semibanda de reglaj secundar a UD/CD/ISD şi suma cantităţilor perechilor preţ-cantitate ofertate la reducere aflate în semibanda de reglaj secundar a UD/CD/ISD.

Art. 79 Pentru determinarea cantităţii de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere, respectiv de reducere de putere, după caz, care poate fi făcută disponibilă de o UD, de un CD sau o ISD, pe parcursul unui ID, OTS ia în considerare cel puţin următorii factori:

1. limitele definite prin caracteristicile tehnice ale CD/UD/ISD respectiv(ă);

2. nivelul de producţie al UD/ISD sau nivelul de consum al CD/ISD, în concordanţă cu NFA pentru acestea;

3. suma cantităţilor perechilor preţ-cantitate ofertate de UD/CD/ISD la creştere, respectiv la reducere;

4. suma cantităţilor perechilor preţ-cantitate ofertate la creştere aflate în semibanda de reglaj secundar a UD/CD/ISD, respectiv suma cantităţilor perechilor preţ-cantitate ofertate la reducere aflate în semibanda de reglaj secundar a UD/CD/ISD.

Secţiunea 2.5. Selectarea ofertelor pentru reglaj secundar

Art. 80 Pentru fiecare ID, OTS determină ordinea de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar, prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor preţ-cantitate echivalente ale fiecărei UD/CD/ISD conform prevederilor Art. 8l, sortate în ordinea crescătoare a preţurilor, începând cu perechea preţ-cantitate cu cel mai mic preţ şi continuând până la perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ cerut.

Art. 81 Perechile preţ-cantitate echivalente ale unei UD/CD/ISD realizate în vederea selectării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar se determină astfel:

1. se calculează minimul dintre cantitatea perechii preţ-cantitate la creştere cu preţul cel mai mic şi cantitatea perechii preţ-cantitate la reducere cu preţul cel mai mare;

2. cantităţii prevăzute la lit. a), i se asociază ca preţ, diferenţa dintre preţul perechii preţ-cantitate la creştere şi preţul perechii preţ-cantitate la reducere, reţinându-se această pereche ca prima pereche preţ-cantitate echivalentă a UD/CD/ISD necesară selectării energiei de echilibrare pentru reglaj secundar;

3. se elimină provizoriu perechea preţ-cantitate echivalentă determinată conform lit.

   b) şi se identifică în mod similar următoarea pereche preţ-cantitate echivalentă;

4. procesul de mai sus se încheie când se epuizează cantitatea reprezentată de cea mai mică valoare dintre suma cantităţilor perechilor preţ-cantitate ofertate la creştere aflate în semibanda de reglaj secundar a UD/CD/ISD şi suma cantităţilor perechilor preţ-cantitate ofertate la reducere aflate în semibanda de reglaj secundar a UD/CD/ISD.

Art. 82 La stabilirea ordinii de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar, OTS se asigură că:

1. ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate echivalente pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar provenite din ofertele validate care se aplică pentru ID în cauză;

2. ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate echivalente aferente UD/CD/ISD care au fost calificate pentru reglaj secundar, în conformitate cu procedurile OTS aplicabile şi care sunt sincronizate cu SEN;

3. pentru fiecare UD/CD/ISD, cantitatea agregată din toate perechile preţ-cantitate echivalente intrate în ordinea de merit nu depăşeşte jumătate din valoarea benzii disponibile determinate pentru respectiva UD/CD/ISD.

Art. 83 Pe baza valorilor stabilite pentru rezerva necesară de reglaj secundar, OTS acceptă perechi preţ-cantitate echivalente din ordinea de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar în conformitate cu următoarele condiţii:

1. OTS poate accepta mai mult de o singură pereche preţ-cantitate;

2. cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate echivalente acceptate din ordinea de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar este egală cu jumătate din valoarea rezervei necesare corespunzătoare reglajului secundar;

3. perechile preţ-cantitate echivalente pot fi acceptate doar cu o parte din cantitatea ofertată;

4. atunci când acceptă perechile preţ-cantitate echivalente, OTS se asigură că preţul oricărei perechi preţ-cantitate echivalente acceptate este mai mic decât preţul oricărei perechi preţ-cantitate echivalente care face parte din ordinea de merit şi care nu a fost acceptată.

Art. 84 După acceptarea perechilor preţ-cantitate echivalente conform Art. 83, OTS identifică cele două perechi preţ-cantitate ofertate pentru fiecare UD/CD/ISD a fiecărui

PPE corespunzătoare unei perechi preţ-cantitate echivalente care a fost acceptată integral sau parţial şi le desemnează pe acestea ca acceptate integral sau parţial.

Art. 85 Cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar de creştere de putere, acceptată parţial sau total conform prevederilor Art. 84, determină preţul marginal pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar de creştere de putere. Cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar de reducere de putere, acceptată parţial sau total conform prevederilor Art. 84, determină preţul marginal pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar de reducere de putere.

Art. 86 Perechile preţ-cantitate pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar, acceptate total sau parţial în conformitate cu prevederile Art. 84, stabilesc o obligaţie fermă a PPE care a transmis respectiva ofertă de a pune la dispoziţia OTS cantitatea corespunzătoare de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar în ID considerat.

Art. 87 OTS informează fiecare PPE asupra cantităţii agregate de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar care a fost acceptată conform prevederilor Art. 84, separat pentru fiecare din UD/CD/ISD pentru care este responsabil respectivul PPE. Atunci când primeşte o solicitare în acest sens de la OTS, PPE trebuie să seteze în consecinţă banda de reglaj aferentă fiecărei UD/CD/ISD calificate pentru reglaj secundar, în ID corespunzător.

Art. 88 UD/CD/ISD cărora li se solicită să pună la dispoziţie o anumită bandă de reglaj pentru reglajul secundar în conformitate cu prevederile Art. 87 furnizează energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar, răspunzând semnalelor proporţionale cu banda selectată a fiecăreia, primite de la regulatorul central al OTS în timp real.

Art. 89 Fiecare semnal pe care o UD/CD/ISD îl primeşte de la regulatorul central al OTS într-un anumit ID stabileşte o tranzacţie între OTS, pe de o parte, şi PPE care este responsabil pentru respectiva UD/CD/ISD, pe de altă parte, pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar; caracteristicile acestei tranzacţii sunt determinate de semnalul primit de la regulatorul central al OTS, proporţional cu banda de

reglaj setată pentru respectiva UD/CD/ISD conform prevederilor Art. 87 şi de preţul marginal pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar de creştere de putere sau pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar de reducere de putere, după caz, stabilit conform prevederilor Art. 85.

Art. 90 Perechile preţ-cantitate pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar, acceptate parţial sau total în conformitate cu prevederile Art. 84, sunt înregistrate de către OTS în sistemul PE, care trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii:

1. numărul de înregistrare al ofertei validate şi perechea preţ-cantitate acceptată;

2. cantitatea acceptată;

3. preţul marginal pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar de creştere de putere, stabilit conform prevederilor Art. 85;

4. preţul marginal pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar de reducere de putere, stabilit conform prevederilor Art. 85.

Art. 91 Tranzacţiile stabilite conform prevederilor Art. 89 determină o ajustare a notificării fizice pentru respectiva UD/CD/ISD în concordanţă cu prevederile din Regulamentul PD, dar numai pentru ID respectiv.

Art. 92 OTS poate decide înlocuirea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar cu energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar de creştere de putere dacă se estimează un deficit continuu de producţie în SEN pe o perioadă de timp mai lungă şi dacă această înlocuire ar conduce la costuri mai mici pe PE.

Art. 93 OTS poate decide înlocuirea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar cu energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar de reducere de putere, dacă se estimează un excedent continuu de producţie în SEN pe o perioadă de timp mai lungă şi dacă această înlocuire ar conduce la costuri mai mici pe PE.

Art. 94 OTS finalizează selecţia şi acceptarea perechilor preţ-cantitate pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar înainte de începutul ID corespunzător.

Secţiunea 2.6. Selectarea ofertelor pentru reglaj terţiar rapid de creştere

Art. 95 OTS utilizează energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere în cazul în care estimează o nevoie continuă de creştere de putere sau în cazul în care consideră necesară înlocuirea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar prin energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar de creştere de putere.

Art. 96 Dacă OTS a identificat necesitatea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere, în conformitate cu prevederile Art. 95, acesta stabileşte:

1. intervalul de timp pe durata căruia va fi necesară utilizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere, care trebuie:

   1. să înceapă cel mai târziu după l5 minute din momentul în care este emisă dispoziţia de dispecer şi

   2. să se încheie nu mai târziu de sfârşitul ID aferent începerii livrării;

2. cantitatea necesară de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere, referită în această secţiune ca reglaj necesar.

Art. 97 Intervalul de timp prevăzut la Art. 96 lit. a) este referit în această secţiune ca intervalul solicitat.

Art. 98 OTS stabileşte ordinea de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere, pentru intervalul solicitat, prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor preţ-cantitate care sunt încă disponibile şi nu au fost selectate pentru reglaj secundar pe parcursul intervalului solicitat, sortate în ordinea crescătoare a preţurilor, începând cu perechea preţ-cantitate cu cel mai mic preţ şi continuând până la perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ cerut.

Art. 99 Atunci când stabileşte ordinea de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere, OTS se asigură că:

1. ordinea de merit conţine numai perechile preţ-cantitate pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar sau terţiar rapid de creştere de putere din ofertele validate, care sunt încă disponibile în intervalul solicitat;

2. ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate corespunzătoare UD, CD sau ISD care au fost calificate pentru reglaj secundar sau terţiar rapid în concordanţă cu procedurile OTS aplicabile;

3. pentru fiecare UD, CD sau ISD, cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ- cantitate intrate în ordinea de merit nu depăşeşte cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere care poate fi făcută disponibilă la începutul intervalului solicitat, determinată conform prevederilor Art. 79. Dacă este necesar, perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ dintre toate perechile preţ- cantitate, aferente respectivei UD, CD sau ISD, care fac parte din ordinea de merit, este luată în considerare numai cu o parte din cantitate, astfel încât această condiţie să fie îndeplinită.

Art. 100 După determinarea reglajului necesar conform prevederilor Art. 96 şi a ordinii de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere conform prevederilor Art. 98 şi Art. 99, OTS acceptă perechi preţ- cantitate din ordinea de merit pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere, cu respectarea următoarelor condiţii:

1. OTS poate accepta mai mult de o pereche preţ-cantitate;

2. preţul oricărei perechi preţ-cantitate acceptate este mai mic decât preţul oricărei perechi preţ-cantitate care face parte din ordinea de merit şi care nu a fost acceptată;

3. cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate acceptate este egală cu reglajul necesar;

4. în cazul selectării energiei de echilibrare aferente creşterii de putere ofertată la acelaşi preţ, se aplică prevederile procedurii prevăzute la Art. 8 alin. (4);

5. toate perechile preţ-cantitate cu un preţ mai mic decât cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate, sunt acceptate cu întreaga cantitate ofertată, cu condiţia respectării prevederilor lit. f) şi g);

6. cu condiţia respectării prevederilor lit. g), pentru toate perechile preţ-cantitate aferente UD, ISD sau centralelor cu acumulare prin pompare calificate drept CD, cu un preţ egal cu cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate, numai o cotă S (0

   Regnec

   Qîntreg,i S Qultim, j i j

   unde:

   Regnec reprezintă reglajul necesar,

   Qîntreg,i este cantitatea ofertată corespunzătoare perechii preţ-cantitate i, care are un preţ mai mic decât cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate,

   Qultim,j este cantitatea ofertată corespunzătoare perechii preţ-cantitate j, care are un preţ egal cu cel mai mare preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate;

7. în situaţia în care aplicarea relaţiei prevăzute la lit. f) conduce la cantităţi mai mici de l MWh/h pentru o UD/CD/ISD, selecţia energiei de echilibrare se face dând întâietate cantităţilor mai mari de l MWh/h.

Art. 101 Perechile preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. l00 stabilesc o tranzacţie angajată între OTS, pe de o parte, şi PPE care a transmis respectiva ofertă, pe de altă parte, pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere, la preţul specificat în perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ dintre cele acceptate pentru respectivul ID, numit în această secţiune preţ marginal pentru reglajul terţiar rapid la creştere, şi pentru cantitatea acceptată conform prevederilor Art. l00.

Art. 102 Tranzacţiile angajate stabilite conform prevederilor Art. l0l sunt înregistrate de către OTS în sistemul PE, care trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii:

1. numărul unic de înregistrare al ofertei validate şi perechea preţ-cantitate care a fost acceptată;

2. intervalul solicitat;

3. cantitatea acceptată;

4. preţul marginal pentru reglajul terţiar rapid la creştere;

5. momentul la care a fost acceptată respectiva pereche preţ-cantitate.

Art. 103 Cantităţile de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere angajate conform prevederilor Art. l02 vor fi confirmate/ajustate în conformitate cu prevederile referitoare la decontarea tranzacţiilor definitive pe PE.

Art. 104 Perechile preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. l00 determină o modificare a notificării fizice corespunzătoare UD, CD sau ISD respectiv, în conformitate cu prevederile din Regulamentul PD, dar numai pentru ID respectiv.

Art. 105 Dacă o tranzacţie încheiată conform prevederilor Art. l0l determină apariţia unei restricţii de reţea, adică dacă utilizarea perechii preţ-cantitate acceptate poate pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, OTS trebuie să rezolve restricţia de reţea în conformitate cu prevederile prezentului regulament referitoare la rezolvarea restricţiilor de reţea înainte de a dispune livrarea energiei de echilibrare; în cazul anulării unei tranzacţii în conformitate cu Art. l43 care ar fi stabilit preţul marginal pentru reglajul terţiar rapid la creştere, acesta rămâne cel corespunzător situaţiei în care aceasta nu ar fi fost anulată.

Art. 106 OTS poate decide înlocuirea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere prin energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere, în măsura în care acest lucru este posibil, dacă se estimează un deficit continuu de producţie în SEN pentru o perioadă de timp mai lungă şi dacă această înlocuire ar conduce la costuri mai mici pe PE.

Secţiunea 2.7. Selectarea ofertelor pentru reglaj terţiar rapid de reducere

Art. 107 OTS utilizează energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere în cazul în care estimează o nevoie continuă de reducere de putere sau în cazul în care consideră necesară înlocuirea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar prin energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar de reducere de putere.

Art. 108 Dacă OTS a identificat necesitatea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere, în conformitate cu prevederile Art. l07, acesta stabileşte:

1. intervalul de timp pe durata căruia va fi necesară utilizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere, care trebuie:

   1. să înceapă cel mai târziu după l5 minute din momentul în care este emisă dispoziţia de dispecer

   2. să se încheie nu mai târziu de sfârşitul ID aferent începerii livrării;

2. cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere necesară, referită în această secţiune ca reglaj necesar.

Art. 109 Intervalul de timp prevăzut la Art. l08 lit.a) este referit în această secţiune ca intervalul solicitat.

Art. 110 OTS stabileşte ordinea de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere, pentru intervalul solicitat, prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor preţ-cantitate care sunt încă disponibile şi nu au fost selectate pentru reglaj secundar pe parcursul intervalului solicitat, sortate în ordinea descrescătoare a preţurilor, începând cu perechea preţ- cantitate cu cel mai mare preţ şi continuând până la perechea preţ-cantitate cu cel mai mic preţ cerut.

Art. 111 Atunci când stabileşte ordinea de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere, OTS se asigură că:

1. ordinea de merit conţine numai perechile preţ-cantitate pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar sau terţiar rapid de reducere de putere din ofertele validate, care sunt încă disponibile în intervalul solicitat;

2. ordinea de merit conţine numai perechi preţ-cantitate corespunzătoare UD, CD sau ISD care au fost calificate pentru reglaj secundar sau terţiar rapid în concordanţă cu Codul RET;

3. pentru fiecare UD, CD sau ISD, cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ- cantitate intrate în ordinea de merit nu depăşeste cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere care poate fi făcută disponibilă la începutul intervalului solicitat, determinată conform prevederilor Art. 79. Dacă este necesar, perechea preţ-cantitate cu cel mai mic preţ dintre toate perechile preţ- cantitate aferente respectivei UD/CD/ISD, care fac parte din ordinea de merit, va fi luată în considerare numai cu o parte din cantitate, astfel încât această condiţie să fie îndeplinită.

Art. 112 După determinarea reglajului necesar conform prevederilor Art. l08 şi a ordinii de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere conform prevederilor Art. ll0 şi Art. lll, OTS acceptă perechi preţ- cantitate din ordinea de merit pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere, cu respectarea următoarelor condiţii:

1. OTS poate accepta mai mult de o pereche preţ-cantitate;

2. preţul oricărei perechi preţ-cantitate acceptate este mai mare decât preţul oricărei perechi preţ-cantitate care face parte din ordinea de merit şi care nu a fost acceptată;

3. cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate acceptate este egală cu reglajul necesar;

4. în cazul selectării energiei de echilibrare aferentă reducerii de putere ofertată la acelaşi preţ, se aplică prevederile procedurii prevăzute la Art. 8 alin. (4);

5. toate perechile preţ-cantitate cu un preţ mai mare decât cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate, sunt acceptate cu întreaga cantitate ofertată, cu condiţia respectării prevederilor lit. f) şi g);

6. cu condiţia respectării prevederilor lit.g), pentru toate perechile preţ-cantitate aferente UD, ISD sau centralelor cu acumulare prin pompare calificate drept CD, cu un preţ egal cu cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate, numai o cotă S (0

   Regnec

   unde

   Qîntreg,i S Qultim, j i j

   Regnec reprezinta reglajul necesar,

   Qîntreg,i este cantitatea ofertată corespunzătoare perechii preţ-cantitate i, care are un preţ mai mare decât cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate, şi

   Qultim,j este cantitatea ofertată corespunzătoare perechii preţ-cantitate j, care are un preţ egal cu cel mai mic preţ al unei perechi preţ-cantitate acceptate,

7. în situaţia în care aplicarea relaţiei prevăzute la lit. f) conduce la cantităţi mai mici de l MWh/h pentru o UD/CD/ISD, selecţia energiei de echilibrare se face dând întâietate cantităţilor mai mari de l MWh/h.

Art. 113 Perechile preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. ll2 stabilesc o tranzacţie angajată între OTS, pe de o parte, şi PPE care a transmis respectiva ofertă, pe

de altă parte, pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere, la preţul specificat în perechea preţ-cantitate cu cel mai mic preţ dintre cele acceptate pentru respectivul ID, numit în această secţiune preţ marginal pentru reglajul terţiar rapid la reducere, şi pentru cantitatea acceptată conform prevederilor Art. ll2;

Art. 114 Tranzacţiile angajate stabilite conform prevederilor Art. ll3 sunt înregistrate de către OTS în sistemul PE, care trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii:

1. numărul unic de înregistrare al ofertei validate şi perechea preţ-cantitate care a fost acceptată;

2. intervalul solicitat;

3. cantitatea acceptată;

4. preţul marginal pentru reglajul terţiar rapid la reducere;

5. momentul la care a fost acceptată perechea preţ-cantitate.

Art. 115 Cantităţile de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere angajate conform Art. ll4 vor fi confirmate/ajustate în conformitate cu prevederile referitoare la decontarea tranzacţiilor definitive pe PE.

Art. 116 Perechile preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. ll2 determină o modificare a notificării fizice corespunzătoare UD, CD sau ISD respectiv, în conformitate cu prevederile din Regulamentul PD, dar numai pentru ID respectiv.

Art. 117 Dacă o tranzacţie încheiată conform prevederilor Art. ll3 determină apariţia unei restricţii de reţea, adică dacă utilizarea perechii preţ-cantitate acceptate poate pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, OTS trebuie să rezolve restricţia de reţea în conformitate cu prevederile prezentului regulament referitoare la rezolvarea restricţiilor de reţea înainte de a dispune livrarea energiei de echilibrare; în cazul anulării unei tranzacţii în conformitate cu Art. l43 care ar fi stabilit preţul marginal pentru reglajul terţiar rapid la reducere, acesta rămâne cel corespunzător situaţiei în care aceasta nu ar fi fost anulată.

Art. 118 OTS poate decide înlocuirea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere prin energie de echilibrare

corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere, în măsura în care acest lucru este posibil, dacă se estimează un deficit continuu de producţie în SEN pentru o perioadă de timp mai lungă şi dacă această înlocuire ar conduce la costuri mai mici pe PE.

Secţiunea 2.8. Selectarea ofertelor pentru reglaj terţiar lent de creştere

Art. 119 OTS utilizează energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere în cazul în care estimează o nevoie continuă de creştere de putere pe durata unui ID, începând nu mai devreme de sfârşitul ID curent.

Art. 120 Dacă OTS a identificat necesitatea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere în conformitate cu prevederile Art. ll9, acesta precizează:

1. ID pe durata căruia va fi necesară utilizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere;

2. cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere necesară, referită în această secţiune ca reglaj necesar.

Art. 121 După determinarea necesarului de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere conform prevederilor Art. l20, OTS acceptă perechi preţ-cantitate pentru creştere de putere din ofertele validate, cu respectarea următoarelor condiţii:

1. OTS ia în considerare numai perechile preţ-cantitate din ofertele validate aplicabile pentru ID prevăzut la Art. l20 lit. a);

2. OTS poate accepta mai mult de o pereche preţ-cantitate;

3. alegerea perechilor preţ-cantitate trebuie să respecte următoarele condiţii:

   1. preţul oricărei perechi preţ-cantitate acceptate să fie mai mic decât preţul oricărei perechi preţ-cantitate care face parte din ordinea de merit şi care nu a fost acceptată, cu respectarea prevederilor Art. l22 şi Art. l23;

   2. să fie fezabilă din punct de vedere tehnic, încadrându-se în limitele caracteristicilor tehnice pentru UD, CD sau ISD respectiv;

4. cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate acceptate trebuie să fie egală cu reglajul necesar pentru ID prevăzut la Art. l20;

5. perechile preţ-cantitate aferente CD, altele decât centralele cu acumulare prin pompare, pot fi acceptate numai cu întreaga cantitate ofertată;

6. perechile preţ-cantitate aferente UD, ISD sau centralelor cu acumulare prin pompare calificate drept CD pot fi acceptate cu o parte din cantitatea ofertată;

7. în cazul selectării energiei de echilibrare aferente creşterii de putere ofertată la acelaşi preţ, se aplică prevederile procedurii prevăzute la Art. 8 alin. (4);

8. ulterior acceptării perechilor preţ-cantitate în conformitate cu prevederile Art. l2l:

   1. banda disponibilă agregată pentru toate UD/CD/ISD pentru care au fost transmise oferte validate cu perechi preţ-cantitate pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar nu va fi redusă sub valoarea rezervei necesare pentru reglaj secundar pe parcursul ID;

   2. cantitatea rămasă de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere nu va fi redusă sub valoarea rezervei necesare pentru reglaj terţiar rapid de creştere de putere pe parcursul ID.

      Art. 122 Dacă OTS nu poate stabili o variantă de alegere a perechilor preţ-cantitate care să satisfacă ambele condiţii prevăzute la Art. l2l lit.h), într-o primă fază se va considera numai respectarea condiţiei prevăzute la Art. l2l lit.h) pct. i. Dacă nici astfel nu reuşeşte să determine o variantă de alegere a perechilor preţ-cantitate conform prevederilor Art. l2l, se va considera că nici una dintre condiţiile prevăzute la Art. l2l lit.h) nu se aplică. Dacă nici acest lucru nu îi permite să accepte perechi preţ-cantitate pentru o cantitate suficientă de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere, OTS va accepta numai cantitatea maxim disponibilă de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere.

      Art. 123 Dacă OTS nu a reuşit să accepte perechi preţ-cantitate pentru o cantitate suficientă de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere, sau dacă acceptarea perechilor preţ-cantitate determină o încălcare a condiţiilor prevăzute la Art. l2l lit. h), acesta poate:

      1. să exploreze posibilităţile de creştere a cantităţii de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar şi/sau terţiar rapid de creştere de putere prin transmiterea de solicitări către PPE pentru ofertarea unor UD/CD/ISD suplimentare pentru PE şi/sau

      2. să ia măsurile pe care le consideră necesare, în conformitate cu prevederile Codului RET, pentru a asigura refacerea unei cantităţi rezonabile de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar şi/sau terţiar rapid de creştere de putere.

Art. 124 Dacă utilizarea uneia sau mai multor perechi preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. l2l determină apariţia unei restricţii de reţea, adică dacă utilizarea respectivei perechi preţ-cantitate pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, OTS rezolvă această restricţie de reţea în conformitate cu prevederile prezentului regulament.

Art. 125 Perechile preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. l2l stabilesc o tranzacţie angajată între OTS, pe de o parte, şi PPE care a transmis respectiva ofertă, pe de altă parte, pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere, pe durata intervalului solicitat conform prevederilor Art. l20, la preţul specificat în perechea preţ-cantitate cu cel mai mare preţ dintre cele acceptate, numit în această secţiune preţ marginal pentru reglajul terţiar lent la creştere, şi pentru cantitatea acceptată conform prevederilor Art. l2l.

Art. 126 Tranzacţiile angajate stabilite conform prevederilor Art. l25 sunt înregistrate de către OTS în sistemul PE, care trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii:

1. numărul unic de înregistrare al ofertei validate respective;

2. în cazul unei oferte:

   1. perechea preţ-cantitate care a fost acceptată;

   2. toate specificaţiile tranzacţiei angajate conform prevederilor Art. l25.

3. momentul la care a fost acceptată perechea preţ-cantitate.

Art. 127 Cantităţile de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere angajate conform prevederilorArt. l26 vor fi confirmate/ajustate în conformitate cu prevederile referitoare la decontarea tranzacţiilor definitive pe PE.

Art. 128 Perechile preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. l2l determină o modificare a notificării fizice corespunzătoare UD, CD sau ISD respectiv, în conformitate cu prevederile din Regulamentul PD, dar numai pentru ID respectiv.

Art. 129 Dacă o tranzacţie încheiată conform prevederilor Art. l25 determină apariţia unei restricţii de reţea, adică dacă utilizarea perechii preţ-cantitate acceptate poate pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, OTS trebuie să rezolve restricţia de reţea în conformitate cu prevederile prezentului regulament înainte de a dispune livrarea energiei de echilibrare; în cazul anulării unei tranzacţii în conformitate cu Art. l43 care ar fi stabilit preţul marginal pentru reglajul terţiar lent la creştere, acesta rămâne cel corespunzător situaţiei în care aceasta nu ar fi fost anulată.

Secţiunea 2.9. Selectarea ofertelor pentru reglaj terţiar lent de reducere

Art. 130 OTS utilizează energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere în cazul în care estimează o nevoie continuă de reducere de putere pe durata unui ID, începând nu mai devreme de încheierea ID curent.

Art. 131 Dacă OTS a identificat necesitatea utilizării energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere în conformitate cu prevederile Art. l30, acesta precizează:

1. ID pe durata căruia va fi necesară utilizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere;

2. cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere necesară, referită în această secţiune ca reglaj necesar.

Art. 132 După determinarea necesarului de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere conform prevederilor Art. l3l, OTS acceptă perechi preţ-cantitate pentru reducere de putere din ofertele validate, cu respectarea următoarelor condiţii:

1. OTS ia în considerare numai perechile preţ-cantitate din ofertele validate aplicabile pentru ID prevăzut la Art. l3l lit.a);

2. OTS poate accepta mai mult de o pereche preţ-cantitate;

3. alegerea perechilor preţ-cantitate trebuie să respecte condiţiile:

   1. preţul oricărei perechi preţ-cantitate acceptate să fie mai mare decât preţul oricărei perechi preţ-cantitate care face parte din ordinea de merit şi care nu a fost acceptată, cu respectarea prevederilor Art. l33 şi Art. l34;

   2. să fie fezabilă din punct de vedere tehnic, încadrându-se în limitele caracteristicilor tehnice pentru UD, CD sau ISD respectiv;

4. cantitatea agregată a tuturor perechilor preţ-cantitate acceptate este egală cu reglajul necesar pentru ID prevăzut la Art. l3l;

5. perechile preţ-cantitate aferente CD, altele decât centralele cu acumulare prin pompare, sunt acceptate numai cu întreaga cantitate ofertată;

6. perechile preţ-cantitate aferente UD, ISD sau centralelor cu acumulare prin pompare calificate drept CD pot fi acceptate cu o parte din cantitatea ofertată;

7. în cazul selectării energiei de echilibrare aferentă reducerii de putere ofertată la acelaşi preţ, se aplică prevederile procedurii prevăzute la Art. 8 alin. (4);

8. ulterior acceptării perechilor preţ-cantitate în conformitate cu prevederile Art. l32:

   1. banda disponibilă agregată pentru toate UD/CD/ISD, pentru care au fost transmise oferte validate cu perechi preţ-cantitate pentru energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar, nu va fi redusă sub valoarea rezervei necesare pentru reglaj secundar pe parcursul ID;

   2. cantitatea rămasă de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere nu va fi redusă sub valoarea rezervei necesare pentru reglaj terţiar rapid de reducere de putere, pe parcursul ID.

      Art. 133 Dacă OTS nu poate stabili o variantă de alegere a perechilor preţ-cantitate care să satisfacă ambele condiţii prevăzute la Art. l32 lit.h), într-o primă etapă se va lua în considerare numai respectarea condiţiei prevăzute la Art. l32 lit.h) pct. i. Dacă nici astfel nu reuşeşte să determine o variantă de alegere a perechilor preţ-cantitate conform prevederilor Art. l32, se va considera că nici una dintre condiţiile prevăzute la Art. l32 lit.h) nu se aplică. Dacă nici acest lucru nu îi permite să accepte perechi preţ-cantitate pentru o cantitate suficientă de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar

      lent de reducere de putere, OTS acceptă numai cantitatea maxim disponibilă de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere.

      Art. 134 Dacă OTS nu a reuşit să accepte perechi preţ-cantitate pentru o cantitate suficientă de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere, sau dacă acceptarea perechilor preţ-cantitate determină o încălcare a condiţiilor prevăzute la Art. l32 lit.h), OTS poate să ia măsurile pe care le consideră necesare, în conformitate cu prevederile Codului RET, pentru a asigura refacerea unei cantităţi rezonabile de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar şi/sau terţiar rapid de reducere de putere.

      Art. 135 Dacă utilizarea uneia sau mai multor perechi preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. l32 determină apariţia unei restricţii de reţea, adică dacă utilizarea respectivei perechi preţ-cantitate pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, OTS rezolvă această restricţie de reţea în conformitate cu prevederile prezentului regulament.

      Art. 136 Perechile preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. l32 stabilesc o tranzacţie angajată între OTS, pe de o parte, şi PPE care a transmis respectiva ofertă, pe de altă parte, pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere, la preţul specificat în perechea preţ-cantitate cu cel mai mic preţ dintre cele acceptate, numit în acestă secţiune preţ marginal pentru reglajul terţiar lent la reducere şi pentru cantitatea acceptată conform prevederilor Art. l32;

      Art. 137 Tranzacţiile stabilite conform prevederilor Art. l36 sunt înregistrate de către OTS în sistemul PE, care trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii:

      1. numărul unic de înregistrare al ofertei validate respective;

      2. în cazul unei oferte:

         1. perechea preţ-cantitate care a fost acceptată;

         2. toate specificaţiile tranzacţiei angajate conform prevederilor Art. 136;

      3. momentul la care a fost acceptată perechea preţ-cantitate.

Art. 138 Cantităţile de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere angajate conform Art. l37 vor fi confirmate/ajustate în conformitate cu prevederile referitoare la decontarea tranzacţiilor definitive pe PE.

Art. 139 Perechile preţ-cantitate acceptate conform prevederilor Art. l32 determină o modificare a notificării fizice corespunzătoare UD, CD sau ISD, dar numai pentru ID respectiv.

Art. 140 Dacă o tranzacţie încheiată conform prevederilor Art. l36 determină apariţia unei restricţii de reţea, adică dacă utilizarea perechii preţ-cantitate acceptate poate pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, OTS trebuie să rezolve restricţia de reţea în conformitate cu prevederile prezentului regulament înainte de a dispune livrarea energiei de echilibrare; în cazul anulării unei tranzacţii în conformitate cu Art. l43 care ar fi stabilit preţul marginal pentru reglajul terţiar lent la reducere, acesta rămâne cel corespunzător situaţiei în care aceasta nu ar fi fost anulată.

Art. 141 În orice ID în care la nivel SEN există echilibru, iar în ordinea de merit la creştere există o pereche preţ-cantitate la preţ mai mic decât preţul unei perechi preţ- cantitate din ordinea de merit la scădere, OTS are dreptul să accepte aceste oferte de sens contrar, în limita cantităţii celei mai mici dintre cantităţile acestor perechi preţ-cantitate.

Art. 142 OTS publică pe pagina proprie de internet preţurile marginale stabilite conform prevederilor Art. 85, Art. l0l, Art. ll3 , Art. l25 şi Art. l36, cu respectarea prevederilor Art. l44 sau Art. l47, dacă este cazul, în maxim 30 de minute după terminarea ID respectiv. Obligaţia de publicare poate fi îndeplinită prin indicarea explicită pe pagina proprie de internet a unei legături la o pagină de internet unde acestea sunt publicate.

Secţiunea 2.10. Reguli privind managementul restricţiilor de reţea prin redispecerizare

Art. 143 În cazul în care OTS constată că o tranzacţie angajată în vederea echilibrării sistemului, stabilită în conformitate cu prevederile referitoare la selectarea ofertelor pentru reglaj secundar, terţiar rapid sau lent, determină apariţia unei restricţii de reţea care pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, acesta trebuie:

1. să anuleze tranzacţia angajată corespunzătoare, marcând-o în sistemul PE ca anulată din cauza unei restricţii de reţea;

2. să înlocuiască energia de echilibrare pierdută din cauza anulării respectivei tranzacţii angajate prin acceptarea unei (unor) alte perechi preţ-cantitate cu aceeaşi cantitate de energie de echilibrare, în conformitate cu prevederile referitoare la selectarea ofertelor pentru reglaj secundar şi terţiar rapid, cu condiţia ca energia de echilibrare acceptată astfel să nu determine apariţia nici unei restricţii de reţea.

Art. 144 După încheierea ID pentru care OTS a efectuat operaţiunile prevăzute la Art. l43, acesta reface procesul de stabilire a tranzacţiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care nu ar fi anulat perechea/perechile preţ-cantitate marcată/marcate ca anulate din cauza unei restricţii de reţea, iar preţul marginal rezultat în această situaţie pentru fiecare tip de reglaj şi sens este utilizat ca preţ marginal pentru tranzacţiile angajate conform prevederilor Art. 85, Art. l0l, Art. ll3, Art. l25 şi Art. l36.

Art. 145 Fiecare dintre perechile preţ – cantitate selectate pentru a înlocui energia de echilibrare pierdută din cauza anulării unei tranzacţii conform Art. l43 şi care sunt suplimentare faţă de cele rezultate conform Art. l44, stabilesc o tranzacţie angajată între OTS, pe de o parte, şi PPE care a transmis respectiva ofertă, la preţul specificat în perechea preţ-cantitate şi pentru cantitatea acceptată, care va fi identificată drept tranzacţie înlocuitoare a celei anulate.

Art. 146 În cazul în care OTS constată, din analiza notificărilor fizice transmise de PPE corelate cu disponibilitatea elementelor de reţea, că într-un ID va apărea o restricţie de reţea care pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN şi observă că aceasta ar putea fi evitată prin utilizarea uneia sau mai multor perechi preţ-cantitate care însă nu ar fi primele acceptate, indiferent de sens, în ordinea de merit conform prevederilor referitoare la selectarea ofertelor pentru reglaj secundar, terţiar rapid sau lent, acesta acceptă integral sau parţial, după caz, perechea/perechile preţ-cantitate respective şi stabileşte tranzacţii angajate cu PPE corespunzători, la preţul din perechea preţ-cantitate respectivă, pe care le marchează în sistemul PE ca fiind utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea.

Art. 147 După încheierea ID pentru care OTS a efectuat operaţiunile prevăzute la Art. l46, acesta reface procesul de stabilire a tranzacţiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care nu ar fi selectat perechea/perechile preţ-cantitate marcată/marcate ca

fiind utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, iar preţul marginal rezultat în această situaţie pentru fiecare tip de reglaj şi sens este utilizat ca preţ marginal pentru tranzacţiile angajate conform prevederilor Art. 85, Art. l0l, Art. ll3, Art. l25 şi Art. l36.

Art. 148 Tranzacţiile rezultate în urma procesului prevăzut la Art. l47 şi care sunt suplimentare celor angajate conform prevederilor Art. 85, Art. l0l, Art. ll3, Art. l25 şi Art. l36 sunt marcate distinct de sistemul PE, cu cantitatea şi preţul marginal rezultat conform Art. l47 şi sunt identificate drept tranzacţii virtuale.

Art. 149 Atunci când trebuie să rezolve o restricţie de reţea prin redispecerizare, OTS reţine toate informaţiile care trebuie incluse în raportul prevăzut la art. l3 alin. (4) din Regulamentul (UE) 20l9/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 20l9 privind piaţa internă de energie electrică (reformare).

Art. 150 În măsura în care este posibil, OTS rezolvă orice restricţie de reţea constatată după aprobarea notificărilor fizice, în primul rând prin utilizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent. În cazul în care acest lucru nu este posibil, OTS rezolvă pe cât posibil restricţiile de reţea utilizând energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid.

Secţiunea 2.11. Tranzacţii angajate pe PE

Art. 151 Tranzacţiile angajate pe PE care sunt încheiate în conformitate cu prevederile referitoare la selectarea ofertelor pe PE sau la managementul restricţiilor de reţea şi care nu sunt anulate conform prevederilor prezentului regulament, sunt executate de OTS prin emiterea dispoziţiilor de dispecer corespunzătoare către respectivul PPE în conformitate cu prevederile Codului RET.

Art. 152 Conformarea cu dispoziţiile de dispecer emise de OTS este obligatorie pentru participanţii la PE în cauză.

Art. 153 În prima zi lucrătoare care urmează zilei de livrare în cauză, OTS pregăteşte confirmările de tranzacţie angajată pentru toate tranzacţiile angajate de

furnizare a energiei de echilibrare care au fost încheiate pe PE. Pentru fiecare zi de livrare şi pentru fiecare UD, CD sau ISD, după caz, acesta transmite confirmări de tranzacţie angajată separate către PPE corespunzător.

Art. 154 Fiecare confirmare de tranzacţie angajată conţine cel puţin următoarele informaţii:

1. codul de identificare pe PE al PPE;

2. codul de identificare pe PE al UD,CD sau ISD, după caz;

3. ziua de livrare;

4. toate specificaţiile tranzacţiei conform prevederilor Art. 90, pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar;

5. toate specificaţiile tranzacţiei angajate conform prevederilor Art. l02, pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de creştere de putere;

6. toate specificaţiile tranzacţiei angajate conform prevederilor Art. ll4, pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar rapid de reducere de putere;

7. toate specificaţiile tranzacţiei angajate conform prevederilor Art. l26, pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de creştere de putere;

8. toate specificaţiile tranzacţiei angajate conform prevederilor Art. l37, pentru energia de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent de reducere de putere.

Art. 155 În confirmările de tranzacţie angajată, OTS marchează distinct fiecare tranzacţie utilizată pentru managementul restricţiilor de reţea în conformitate cu prevederile Art. l46.

Art. 156 Odată cu transmiterea la PPE, confirmările de tranzacţie angajată se transmit de către OTS şi la ODPE. De asemenea, OTS transmite la ODPE şi confirmări de tranzacţie angajată pentru fiecare tranzacţie pe PE care a fost anulată conform prevederilor referitoare la rezolvarea restricţiilor de reţea, inclusiv marcarea acesteia ca anulată.

Art. 157 Sunt acceptate contestaţii la conţinutul confirmărilor de tranzacţie angajată numai în cazul unor erori rezultate din acţiunile OTS.

Art. 158 Orice contestaţie asupra conţinutului unei confirmări de tranzacţie angajată este transmisă la OTS de către PPE responsabil nu mai târziu de 2 zile lucrătoare după transmiterea de către OTS a respectivei confirmări de tranzacţie angajată.

Art. 159 OTS informează PPE asupra acceptării sau respingerii contestaţiei respective nu mai târziu de 2 zile lucrătoare după termenul limită prevăzut la Art. l58. În cazul acceptării unei contestaţii, OTS transmite PPE o confirmare de tranzacţie angajată corectată.

Art. 160 În cazul în care sunt aprobate contestaţii la confirmările de tranzacţie angajată încheiate în PE, OTS transmite ODPE confirmările de tranzacţie angajată corectate, nu mai târziu de 5 zile lucrătoare după ziua de livrare.

Art. 161 Dacă, în perioada prevăzută la Art. l58, un PPE nu transmite nici o contestaţie la confirmările de tranzacţie angajată primite, acestea se consideră ca fiind acceptate.

Art. 162 Orice contestaţie transmisă nu exonerează respectivul PPE de îndeplinirea obligaţiilor rezultate din tranzacţiile angajate contestate.

Art. 163 Procedurile pentru situaţiile de nefuncţionare pentru PE sunt elaborate de OTS şi publicate pe pagina proprie de internet a acestuia.

Art. 164 Procedurile pentru situaţiile de nefuncţionare pentru PE sunt utilizate de OTS şi PPE în cazul apariţiei condiţiilor de nefuncţionare, după cum urmează:

1. incapacitatea totală sau parţială de funcţionare sau altă defecţiune a sistemului PE sau a altui sistem informatic utilizat de OTS pentru primirea, verificarea şi validarea ofertelor pe PE;

2. incapacitatea totală sau parţială de funcţionare sau altă defecţiune a sistemului PE sau a altui sistem informatic utilizat de OTS pentru procesarea şi selectarea ofertelor pe PE, precum şi de emitere a dispoziţiilor de dispecer;

3. întreruperea liniilor de comunicaţie ale OTS.

Art. 165 (l) Procedurile pentru situaţiile de nefuncţionare pentru PE pot prevedea utilizarea unor mijloace alternative de comunicaţie, precum şi extinderea sau decalarea oricăror termene limită care trebuie respectate de OTS şi PPE, inclusiv ora de închidere a PE.

(2) Atât OTS, cât şi fiecare PPE, specifică în convenţia de participare la PE una sau mai multe persoane de contact în cazul apariţiei unei situaţii de nefuncţionare, precum şi numerele corespunzătoare de telefon şi fax. Atât OTS, cât şi fiecare PPE, se informează reciproc în cazul modificării acestor informaţii.

Art. 166 OTS publică ofertele şi tranzacţiile angajate pe PE ale fiecărui PPE pentru fiecare ID pe pagina proprie de internet, în prima zi lucrătoare a celei de-a doua luni care urmează după luna de livrare, pentru fiecare ID al lunii de livrare.

Art. 167 Tranzacţiile definitive încheiate pe PE, caracterizate prin preţ, cantitate şi numele PPE sunt publicate pe pagina proprie de internet a OTS în prima zi lucrătoare a celei de-a doua luni care urmează lunii de livrare, pentru fiecare ID al lunii de livrare.

CAPITOLUL 3

REGULI PENTRU DECONTAREA TRANZACŢIILOR PE PIAŢA DE ECHILIBRARE ŞI A PENALITĂŢILOR PENTRU LIVRAREA PARŢIALĂ A ENERGIEI DE ECHILIBRARE

Secţiunea 3.1. Prevederi generale

Art. 168 Regulile pentru decontare asigură un cadru pentru decontarea tranzacţiilor şi stabilirea obligaţiilor de plată şi a drepturilor de încasare rezultate conform prevederilor prezentului regulament, între un PPE şi OTS.

Art. 169 Regulile pentru decontare stabilesc principiile şi condiţiile care stau la baza calculelor pentru decontare, pentru tranzacţiile încheiate pe PE, inclusiv aplicarea penalităţilor pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare.

Art. 170 Pentru a facilita un proces de decontare ordonat, transparent şi nediscriminatoriu, prezentele reguli pentru decontare creează în plus cadrul pentru:

1. stabilirea unui program de determinare, confirmare/contestare şi transmitere a informaţiilor necesare în vederea facturării şi decontării pe PE;

2. efectuarea calculelor pentru stabilirea drepturilor de încasare şi a obligaţiilor de plată aferente tranzacţiilor încheiate pe PE;

3. informarea părţilor în legătură cu obligaţiile acestora de plată, respectiv cu drepturile acestora de încasare;

4. facturarea şi efectuarea plăţilor;

5. stabilirea şi utilizarea garanţiilor;

6. măsuri în cazuri de neîndeplinire a obligaţiilor.

Art. 171 ODPE şi OTS elaborează procedurile pentru realizarea funcţiilor specifice decontării aflate în responsabilitatea fiecăruia conform prezentelor reguli pentru decontare şi în urma unui proces de consultare publică. ODPE şi OTS publică aceste proceduri pe paginile proprii de internet.

Art. 172 ODPE stabileşte formatul standard pentru toate notele de informare pentru decontare, în urma unui proces de consultare publică. ODPE publică aceste informaţii pe pagina proprie de internet.

Art. 173 ODPE este responsabil pentru calculul de decontare şi emiterea notelor de informare pentru decontarea lunară.

Art. 174 OTS şi PPE achită, în termenele prevăzute în prezentul regulament, obligaţiile de plată reciproce conform facturilor emise în baza notelor de informare pentru decontare.

Secţiunea 3.2. Fişe de decontare şi conturi bancare

Art. 175 OTS urmăreşte separat fiecare categorie de obligaţii de plată/drepturi de încasare în relaţia sa cu PPE, prin înfiinţarea următoarelor tipuri de fişe de decontare:

1. Fişe de decontare pentru echilibrare, pentru fiecare PPE;

2. Fişe de decontare a penalităţilor pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare, pentru fiecare PPE.

Art. 176 Fiecare PPE este titularul de fişă pentru fişa de decontare corespunzătoare înfiinţată de OTS conform prevederilor Art. l75.

Art. 177 OTS stabileşte fişele de decontare prevăzute la Art. l75pentru titularul de fişă corespunzător, după înregistrarea acestuia ca PPE, dar nu mai târziu de data la care înregistrarea acestuia ca PPE devine efectivă.

Art. 178 Obligaţiile de plată şi drepturile de încasare înregistrate de OTS într-o fişă de decontare pentru echilibrare sau într-o fişă de decontare a penalităţilor pentru livrarea parţială a energie de echilibrare se întemeiază pe relaţia contractuală dintre OTS, pe de o parte, şi titularul de fişă, pe de altă parte, formalizată prin semnarea Convenţiei de participare la PE, ale cărei dispoziţii reflectă prevederile prezentului regulament.

Art. 179 Fiecare operator economic care se înregistrează în calitate de PPE deschide un cont bancar pentru echilibrare la o bancă comercială, denumită în continuare bancă de decontare.

Art. 180 În scopul îndeplinirii obligaţiilor sale conform prezentului regulament, OTS deschide la o bancă comercială de pe teritoriul României un cont bancar pentru echilibrare pentru încasările şi plăţile aferente tranzacţiilor încheiate pe PE şi pentru cele aferente penalităţilor pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare.

Art. 181 Titularii de cont asigură solvabilitatea conturilor bancare pentru echilibrare proprii la datele scadente stabilite conform prevederilor prezentului regulament.

Art. 182 Conturile bancare prevăzute la Art. l79 şi Art. l80 sunt deschise în moneda naţională din România.

Secţiunea 3.3. Garanţii de plată a obligaţiilor pe PE

Art. 183 OTS are dreptul să solicite constituirea unei garanţii înainte ca respectivul operator să fie înregistrat ca PPE; în cazul în care PPE nu şi-a delegat responsabilitatea echilibrării altei PRE şi nu a preluat alţi participanţi în PRE înregistrată de el în conformitate cu prevederile Regulamentului PRE, OTS poate accepta o garanţie comună pentru obligaţiile de plată ale operatorului atât în calitate de PPE, cât şi de PRE.

Art. 184 OTS elaborează, în urma unui proces de consultare publică, procedurile pentru determinarea necesarului şi a tipurilor de garanţii solicitate, procedurile pentru realizarea şi verificarea constituirii garanţiilor şi suplimentării acestora, dacă este cazul, precum şi procedurile de utilizare a disponibilului rămas din garanţia depusă de către PPE. Nivelul garanţiei solicitate ţine seama de probabilitatea ca diferenţa între obligaţiile de plată şi drepturile de încasare ale PPE la nivel lunar către OTS să fie pozitivă şi este adaptată în conformitate cu eventualele întârzieri la plată înregistrate în perioade anterioare. OTS publică aceste proceduri pe pagina proprie de internet.

Secţiunea 3.4. Determinarea energiei electrice pe ID corespunzătoare tranzacţiilor angajate pe PE

Art. 185 Cu respectarea conditiilor prevăzute în prezenta secţiune, OTS elaborează proceduri detaliate pentru calculul cantităţilor de energie de echilibrare care trebuie livrate de un PPE în conformitate cu tranzacţiile angajate încheiate pe PE şi pentru calculul, în baza valorilor măsurate ale energiei electrice livrate/consumate de fiecare UD, CD sau ISD, al cantităţilor de energie de echilibrare efectiv livrate de o UD, de un CD sau de o ISD, pe fiecare tip de reglaj şi în fiecare sens. OTS publică aceste proceduri şi orice modificare la ele pe pagina proprie de internet.

Art. 186 Cantitatea de energie de echilibrare care trebuie să fie livrată de un PPE se determină luând în considerare orice tranzacţie în care a intrat respectivul PPE în conformitate cu tranzacţiile angajate înregistrate în confirmările de tranzacţie angajate, separat pentru fiecare ID şi pentru fiecare UD, CD sau ISD, după cum este cazul.

Art. 187 OTS determină cantitatea de energie de echilibrare care trebuie să fie livrată pentru reglaj secundar în timpul IDi, ca sumă algebrică a cantităţilor rezultate din integrarea pe IDi a comenzilor primite de UD/CD/ISD de la regulatorul central de reglaj secundar frecvenţă-putere.

Art. 188 OTS determină cantitatea de energie de echilibrare care trebuia să fie livrată pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în timpul IDi, în conformitate cu tranzacţiile angajate înregistrate în confirmările de tranzacţie angajată, astfel:

unde:

EE Ti

Lent

iRapid ii ,

• EETi, reprezintă cantitatea de energie de echilibrare care trebuia să fie livrată pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în timpul IDi;

• Lenti reprezintă cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului terţiar lent care trebuie livrată în timpul IDi, determinată ca sumă algebrică a cantităţilor din confirmările de tranzacţie angajată;

• Rapidi – cantitatea de energie de echilibrare corespunzătoare reglajului tertiar rapid care trebuie livrată în timpul IDi, determinată ca sumă algebrică a cantităţilor din confirmările de tranzacţie angajată aferente IDi.

Art. 189 Energia de echilibrare se exprimă în valori pozitive în cazul creşterii de putere şi în valori negative, în cazul reducerii de putere.

Secţiunea 3.5. Determinarea energiei electrice efectiv livrate pe PE

Art. 190 Cantitatea de energie de echilibrare efectiv livrată de o UD, un CD sau de o ISD se determină de către OTS pe baza NFA înaintea selectării pentru furnizarea de energie de echilibrare a UD sau ISD sau a consumului net de energie electrică corespunzător celui de referinţă pentru PE al CD, a cantităţii de energie de echilibrare cuprinse în confirmările de tranzacţie angajată şi a producţiei nete sau consumului net al respectivei UD, CD sau ISD, după caz. Cantitatea de energie de echilibrare efectiv livrată în fiecare ID se determină separat pentru fiecare UD, CD sau ISD, după caz.

Art. 191 Se consideră realizate efectiv toate dispoziţiile primite pentru reglaj secundar de UD/CD/ISD de la regulatorul central frecvenţă-putere, conform înregistrărilor.

Art. 192 Cantităţile de energie de echilibrare pentru creştere de putere sau pentru reducere de putere efectiv livrate de o UD pentru reglaj terţiar sunt stabilite în baza următoarelor reguli:

1. Dacă pe ID respectiv, UD a fost selectată pentru reglaj secundar, la cantitatea pe ID de energie electrică rezultată din NFA înaintea oricărei selecţii pe PE, se adaugă soldul energiei electrice realizate în reglaj secundar, care este determinat considerându-se realizate toate dispoziţiile primite de UD de la regulatorul central frecvenţă-putere, conform înregistrărilor;

2. Dacă diferenţa dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de UD în ID respectiv şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, iar suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, atunci cea mai mică valoare dintre cele două este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către UD;

3. Dacă diferenţa dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de UD în ID respectiv şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, iar suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către UD se consideră zero;

4. Dacă diferenţa dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de UD în ID respectiv şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, iar suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către UD se consideră zero;

5. Dacă diferenţa dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de UD în ID respectiv şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, iar suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, atunci cea mai mică valoare în modul dintre cele două este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către UD.

Art. 193 Cantităţile de energie de echilibrare pentru creştere de putere sau pentru reducere de putere efectiv livrate de un CD pentru reglaj terţiar sunt stabilite în baza următoarelor reguli:

1. Dacă pe ID respectiv, CD a fost selectat pentru reglaj secundar, la consumul net de energie electrică corespunzător celui de referinţă pentru PE se adaugă soldul energiei

   electrice realizate în reglaj secundar, care este determinat considerându-se realizate toate dispoziţiile primite de CD de la regulatorul central frecvenţă-putere, conform înregistrărilor;

2. Dacă diferenţa dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al CD în ID respectiv şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, iar suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, atunci cea mai mică valoare dintre cele două, comparate în valoare absolută, este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către CD, cu semn pozitiv;

3. Dacă diferenţa dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al CD în ID respectiv şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, iar suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către CD se consideră zero;

4. Dacă diferenţa dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al CD în ID respectiv şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, iar suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către CD se consideră zero;

5. Dacă diferenţa dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al CD în ID respectiv şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, iar suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, atunci cea mai mică valoare dintre cele două, comparate în valoare absolută, este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către CD, cu semn negativ.

Art. 194 În cazul în care CD este rezultatul agregării mai multor consumatori şi a participat la PE prin intermediul unui PPE implicat în agregare, atunci valorile consumului net prevăzut la Art. l93 sunt stabilite prin însumarea consumurilor nete măsurate ale consumatorilor implicaţi în oferta PPE respectiv, iar consumul net

corespunzător celui de referinţă pentru PE este stabilit prin însumarea valorilor consumurilor de referinţă aferente PE ale consumatorilor respectivi.

Art. 195 Cantităţile de energie de echilibrare pentru creştere de putere sau pentru reducere de putere efectiv livrate de un ISD pentru reglaj terţiar sunt stabilite în baza următoarelor reguli:

1. Dacă pe ID respectiv, ISD a fost selectat pentru reglaj secundar, la producţia netă, considerată cu semn pozitiv, sau consumul net, considerat cu semn negativ, de energie electrică, după caz, rezultate din NFA înaintea oricărei selecţii pe PE, se adună algebric soldul energiei electrice realizate în reglaj secundar, care este determinat considerându-se realizate toate dispoziţiile primite de ISD de la regulatorul central frecvenţă-putere, conform înregistrărilor;

2. Dacă atât valoarea determinată conform lit. a) reprezintă producţie, precum şi valoarea măsurată a energiei electrice este de producţie şi dacă:

   1. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, iar diferenţa dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, atunci cea mai mică valoare dintre cele două sume algebrice este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către ISD, cu semn pozitiv;

   2. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, iar diferenţa dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către ISD se consideră zero;

   3. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, iar diferenţa dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către ISD se consideră zero;

   4. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, iar diferenţa dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, atunci cea mai mică valoare dintre cele două sume algebrice, comparate în valoare absolută, este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către ISD, cu semn negativ.

3. Dacă valoarea determinată conform lit. a) reprezintă producţie, iar valoarea măsurată a energiei electrice este de consum şi dacă:

   1. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către ISD se consideră zero;

   2. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, atunci cea mai mică valoare dintre aceasta şi suma dintre valoarea măsurată în valoare absolută a energiei electrice consumate de ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a), comparate în valoare absolută, este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către ISD, cu semn negativ.

4. Dacă atât valoarea determinată conform lit. a) reprezintă consum, cât şi valoarea măsurată a energiei electrice este de consum şi dacă:

   1. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, iar diferenţa dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, atunci se consideră energie de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către ISD, cea mai mică valoare dintre cele două sume algebrice, cu semn pozitiv;

   2. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, iar diferenţa dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către ISD se consideră zero;

   3. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, iar diferenţa dintre valoarea măsurată, în valoare absolută, a consumului net de energie electrică al ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) în valoare absolută, este pozitivă, atunci este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către ISD cea mai mică valoare dintre cele două sume algebrice, comparate în valoare absolută, cu semn negativ;

   4. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă, iar diferenţa dintre valoarea măsurată, în valoare absolută, a energiei electrice consumate de ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a), în valoare absolută, este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către ISD se consideră zero.

5. Dacă valoarea determinată conform lit. a) reprezintă consum, iar valoarea măsurată a energiei electrice este de producţie şi dacă:

   1. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este pozitivă, atunci este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la creştere pentru reglaj terţiar de către ISD, cea mai mică valoare dintre suma algebrică de mai sus şi suma dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD şi valoarea rezultată conform prevederilor lit. a), cu semn pozitiv;

   2. suma algebrică a cantităţilor acceptate pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent în ID respectiv este negativă şi valoarea măsurată a energiei electrice este de producţie, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terţiar de către ISD se consideră zero.

Secţiunea 3.6. Stabilirea tranzacţiilor definitive pe PE

Art. 196 În cazul în care cantitatea corespunzătoare creşterii de putere pentru reglaj terţiar, efectiv livrată într-un ID de o UD, un CD sau o ISD, după caz, este mai mică decât cantitatea care trebuia să fie livrată în conformitate cu prevederile Art. l92 sau Art. l93, se consideră ca fiind efectiv realizate numai acele tranzacţii pentru livrarea creşterii de putere pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent începând cu cel mai mic preţ marginal determinat în conformitate cu Art. l0l şi Art. l25, după caz, şi cu o cantitate agregată egală cu cantitatea corespunzătoare creşterii de putere efectiv livrată.

Art. 197 În cazul în care respectiva UD/CD/ISD a avut şi tranzacţii la creştere marcate ca utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea şi/sau tranzacţii înlocuitoare ale unor tranzacţii anulate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, metoda prevăzută la Art. l96 se utilizează pentru cantitatea rămasă după deducerea celei aferente tranzacţiilor folosite pentru rezolvarea congestiilor, pentru care preţul considerat este cel ofertat.

Art. 198 În cazul în care cantitatea corespunzătoare reducerii de putere, efectiv livrată într-un ID de o UD, un CD sau o ISD, după caz, este mai mică decât cantitatea care trebuia să fie livrată în conformitate cu prevederile Art. l92 sau Art. l93, se consideră ca fiind efectiv realizate numai acele tranzacţii pentru livrarea reducerii de putere pentru reglaj terţiar rapid şi/sau lent începând cu cel mai mare preţ marginal determinat în conformitate cu Art. ll3 şi Art. l36, după caz, şi cu o cantitate agregată egală cu cantitatea corespunzătoare reducerii de putere efectiv livrată; numai în aplicarea prezentului articol, cantitatea corespunzătoare reducerii de putere se exprimă în valori pozitive.

Art. 199 În cazul în care respectiva UD/CD/ISD a avut şi tranzacţii la reducere marcate ca utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea şi/sau tranzacţii înlocuitoare ale unor tranzacţii anulate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, metoda prevăzută la Art. l98 se utilizează pentru cantitatea rămasă după deducerea celei aferente tranzacţiilor folosite pentru rezolvarea congestiilor, pentru care preţul considerat este cel ofertat.

Art. 200 Cantităţile orare corespunzătoare creşterii de putere şi reducerii de putere prevăzute la Art. l9l – Art. l94 se exprimă în MWh, cu 3 zecimale.

Art. 201 Cantităţile de energie de echilibrare pentru creştere de putere sau pentru reducere de putere efectiv livrate de o UD, un CD sau o ISD, după caz, se consideră ca fiind cantităţile de energie de echilibrare aferente tranzacţiilor definitive pe piaţa de echilibrare, împreună cu preţurile determinate conform prevederilor Art. l96 – Art. l99.

Art. 202 Cantităţile şi preţurile corespunzătoare tranzacţiilor definitive pe PE determinate pentru fiecare ID pentru fiecare UD, CD sau ISD sunt transmise lunar de către OTS la fiecare PPE responsabil cu acestea şi la ODPE incluse în notele lunare de regularizare pe PE, cel târziu după 2 zile lucrătoare de la termenul limită pentru primirea valorilor măsurate ale energiei electrice livrate de fiecare UD/CD/ISD stabilit conform Regulilor de măsurare.

Art. 203 In cazul unei tranzacţii marcate ca anulată din cauza restricţiilor de reţea, cantitatea de energie de echilibrare efectiv livrată de către UD/CD/ISD se consideră zero.

Art. 204 OTS elaborează proceduri pentru monitorizarea şi testarea conformării unui PPE cu obligaţiile sale de a furniza energie de echilibrare către OTS în condiţiile de timp şi limitări tehnice conforme cu Codul RET şi în condiţiile tranzacţiilor în care respectiva parte a intrat în PE.

Art. 205 OTS stabileşte obligaţiile contractuale angajate pentru livrarea energiei de echilibrare şi cantităţile efectiv livrate separat pentru fiecare ID al lunii de livrare, pentru fiecare PPE şi pentru fiecare tranzacţie pe PE pe care respectivul PPE a încheiat-o în luna de livrare.

Art. 206 Pentru fiecare PPE, OTS întocmeşte o notă lunară de regularizare pe PE, cuprinzând toate cantităţile de energie de echilibrare care trebuia să fie livrate conform confirmărilor de tranzacţie angajată şi pe cele care au fost efectiv livrate de respectivul PPE, precum şi preţurile marginale corespunzătoare acestora sau cele ofertate, în cazul tranzacţiilor marcate ca utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea şi al celor înlocuitoare ale unor tranzacţii anulate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea. Nota lunară de regularizare pe PE cuprinde cel puţin următoarele informaţii:

1. cantitatea de energie de echilibrare care trebuia să fie livrată de respectivul PPE către OTS, determinată conform prevederilor Art. l87 şi Art. l88; această cantitate este defalcată pe tipuri de energie de echilibrare, separat pentru creştere de putere şi pentru

   reducere de putere, pentru fiecare tranzacţie angajată pe care respectivul PPE a încheiat-o pe PE în luna de livrare şi pentru fiecare ID al lunii de livrare; pentru fiecare tranzacţie angajată, se specifică preţul acesteia stabilit conform prevederilor Art. 85, Art. l0l, Art. ll3, Art. l25 şi Art. l36, după caz, precum şi preţul de ofertă şi în plus, UD, CD sau ISD corespunzător;

2. cantitatea de energie de echilibrare care a fost efectiv livrată de respectivul PPE către OTS rezultată conform algoritmului prevăzut la Art. l9l – Art. l94; această cantitate este defalcată pe tipuri de energie de echilibrare, pentru fiecare tranzacţie definitivă pe care respectivul PPE a încheiat-o pe PE în luna de livrare şi pentru fiecare ID al lunii de livrare; pentru fiecare tranzacţie definitivă se precizează preţul acesteia, stabilit conform prevederilor Art. l96 – Art. l99, după caz, dacă a rezultat dintr-o tranzacţie care a fost folosită pentru managementul restricţiilor de reţea şi în plus, UD, CD sau ISD corespunzător;

3. informaţiile prevăzute la lit.a), agregate la nivel lunar pe fiecare UD, CD sau ISD ale PPE, după caz;

4. informaţiile prevăzute la lit.b), agregate la nivel lunar pe fiecare UD, CD sau ISD ale PPE, după caz.

Art. 207 OTS transmite PPE notele lunare de regularizare pe PE, în termen de 2 zile lucrătoare de la primirea valorilor măsurate.

Art. 208 Fiecare PPE verifică notele lunare de regularizare pe PE şi în cazul în care constată neconformităţi cu prevederile aplicabile şi/sau cu valorile măsurate şi/sau calcule eronate, transmite la OTS în termen de o zi lucrătoare de la primire, contestaţii motivate la notele lunare de regularizare.

Art. 209 OTS analizează contestaţia PPE şi răspunde la aceasta, motivat, în termen de o zi lucrătoare de la primire, refăcând calculele şi corectând notele lunare de regularizare eronate.

Art. 210 OTS transmite către PPE corespunzător nota lunară de regularizare pe PE, care cuprinde corecţiile rezultate în urma analizării contestaţiilor primite şi către ODPE toate notele lunare de regularizare, în termenul prevăzut la Art. 209; pentru PPE care n-au

trimis contestaţii, se consideră valabile notele lunare de regularizare transmise la termenul iniţial.

Art. 211 În fiecare lună calendaristică, ODPE efectuează calculele în vederea decontării pe PE, după transmiterea de către OTS a notelor lunare de regularizare pe PE, conform prevederilor Art. 2l0.

Art. 212 Separat pentru fiecare zi calendaristică din luna de livrare şi pentru fiecare PPE, ODPE determină valoarea sumelor zilnice de plătit şi separat a celor de încasat corespunzătoare tranzacţiilor definitive cu energie electrică pe PE ale respectivului PPE, după cum urmează:

DZId

unde :

Nid





il

(pi,t* qi,t) , respectiv OZPd

t l

Nid





il

(pi,s * qi,s )

sl

DZId reprezintă valoarea drepturilor zilnice de încasare/obligaţiilor zilnice de plată pentru ziua d din tranzacţii definitive la creştere;

OZPd reprezintă valoarea obligaţiilor zilnice de plată/drepturilor zilnice de încasare pentru ziua d din tranzacţii definitive la reducere;

pi,t reprezintă preţul marginal/ofertat aferent tranzacţiei definitive t pentru livrarea energiei de echilibrare la creştere de către PPE în IDi al zilei d, stabilit conform prevederilor Art. l96 – Art. l97;

pi,s reprezintă preţul marginal/ofertat aferent tranzacţiei definitive s pentru livrarea energiei de echilibrare la reducere de către PPE în IDi al zilei d, stabilit conform prevederilor Art. l98 – Art. l99;

qi,t reprezintă cantitatea de energie de echilibrare efectiv livrată la creştere de PPE rezultată conform algoritmului prevăzut la Art. l9l şi Art. l92 sau Art. l93 şi Art. l94, în cadrul tranzacţiei definitive t pentru livrarea energiei de echilibrare în IDi al zilei d, în concordanţă cu nota lunară de regularizare pe PE transmisă de OTS;

qi,s reprezintă cantitatea de energie de echilibrare efectiv livrată la reducere de PPE rezultată conform algoritmului prevăzut la Art. l9l şi Art. l92 sau Art. l93 şi Art. l94, în

cadrul tranzacţiei definitive s pentru livrarea energiei de echilibrare în IDi al zilei d, în concordanţă cu nota lunară de regularizare pe PE transmisă de OTS;

Nid reprezintă numărul de ID din ziua d.

Art. 213 Pentru fiecare PPE, ODPE determină valoarea drepturilor lunare de încasare pentru echilibrare prin însumarea valorilor zilnice ale drepturilor de încasare determinate conform prevederilor Art. 2l2 şi separat valoarea obligaţiilor lunare de plată pentru echilibrare prin însumarea obligaţiilor zilnice de plată determinate conform prevederilor Art. 2l2 corespunzătoare respectivului PPE.

Secţiunea 3.7. Determinarea energiei de echilibrare nelivrate şi a penalităţii corespunzătoare

Art. 214 Pentru fiecare ID în care, conform notei lunare de regularizare pe PE, cantitatea efectiv livrată este mai mică decât cantitatea care trebuia să fie livrată, PPE care este responsabil pentru UD/CD/ISD respectivă suportă o penalitate pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare, P (lei), calculată separat pentru energia care nu a fost livrată la creştere sau la reducere, după cum urmează:

Pcres kcres *qech,nelivrat

d ,i

d ,i

d ,i

Pred kred * qech,nelivrat

d ,i

d ,i

d ,i

unde:

kcres

k red

penalitatea specifică aplicată pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare în

d ,i ,

d ,i

ziua d şi în IDi, la creştere, respectiv la reducere;

d,i

qech,nelivratenergie de echilibrare nelivrată, egală cu diferenţa dintre energia electrică care

trebuia să fie livrată pe PE în IDi din ziua d, stabilită prin însumarea cantităţilor determinate conform prevederilor Art. l87 şi Art. l88, prevăzută în nota lunară de regularizare pe PE conform prevederilor Art. 206 şi energia electrică efectiv livrată pe PE în IDi din ziua d de către UD sau CD, stabilită prin însumarea cantităţilor determinate

conform prevederilor Art. l9l şi Art. l92, sau Art. l9l şi Art. l93 sau Art. l9l şi Art. l94, prevăzută în nota lunară de regularizare pe PE conform prevederilor Art. 206.

p

) ;

Art. 215 Penalitatea specifică kd,icres, respectiv kd,ired, prevăzută la Art. 2l4, care se aplică pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare la creştere, respectiv la reducere, în ziua d şi în IDi, se determină astfel:

k

cres d ,i

a * (

PDefi

PDefi

cres MAX ,i

k

red d ,i

a * (

PExci

PExci

red

p

)

min,i

unde :

a este o constantă, stabilită de ANRE; a = 0,l;

p

cres MAX,i

– preţul cel mai mare al ofertelor UD, CD sau ISD respectiv, selectate pentru

furnizarea energiei de echilibrare/managementului restricţiilor de reţea, corespunzătoare reglajului terţiar la creştere de putere în IDi al zilei d;

p

red

min,i

• preţul cel mai mic al ofertelor UD, CD sau ISD respectiv, selectate pentru

  furnizarea energiei de echilibrare/managementului restricţiilor de reţea, corespunzătoare reglajului terţiar la reducere de putere în IDi al zilei d;

  PDefi – preţul de deficit în IDi al zilei d, determinat conform prevederilor Regulamentului PRE;

  PExci – preţul de excedent în IDi al zilei d, determinat conform prevederilor Regulamentului PRE.

  Art. 216 Pentru fiecare PPE, ODPE determină valoarea lunară a penalităţii pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare prin însumarea tuturor penalităţilor pe care respectivul PPE le are de plătit în luna de livrare, determinate conform prevederilor Art. 2l4.

  Art. 217 Pentru fiecare PPE, ODPE întocmeşte o notă de informare pentru decontarea lunară, care conţine cel puţin următoarele informaţii:

  1. situaţia lunară privind cantitatea de energie de echilibrare livrată de PPE către OTS, defalcată pe tipuri de energie de echilibrare, separat pentru creştere de putere şi pentru reducere de putere, precum şi valorile corespunzătoare;

  2. valorile sumelor zilnice de plătit şi separat a celor de primit corespunzătoare tranzacţiilor cu energie electrică pe PE, determinate conform prevederilor Art. 2l2;

  3. valoarea drepturilor lunare de încasare pentru echilibrare şi a obligaţiilor lunare de plată pentru echilibrare, determinate conform prevederilor Art. 2l3;

  4. penalităţile care trebuie plătite de respectivul PPE pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare, separat pentru fiecare ID al fiecărei zile calendaristice din luna de livrare şi însumate separat pentru fiecare zi a lunii de livrare, determinate conform prevederilor Art. 2l4;

  5. valoarea penalităţii lunare de plată, determinată conform prevederilor Art. 2l6.

Art. 218 (l) ODPE pune la dispoziţia PPE corespunzători şi a OTS, în platforma informatică dedicată, notele de informare pentru decontarea lunară stabilite conform prevederilor Art. 2l7, nu mai târziu de 3 zile lucrătoare de la primirea notei lunare de regularizare pe PE prevăzută la Art. 2l0.

(2) Platforma informatică dedicată consemnează şi reţine data la care orice notă elaborată de ODPE conform prevederilor prezentului regulament a fost făcută disponibilă părţilor implicate.

Secţiunea 3.8. Facturarea obligaţiilor pe PE

Art. 219 OTS emite facturi către fiecare PPE cuprinzând sumele aferente obligaţiilor de plată ale respectivului PPE către OTS conform informaţiilor din nota de informare pentru decontarea lunară prevăzută la Art. 2l7.

Art. 220 Fiecare PPE emite o factură către OTS cuprinzând sumele corespunzătoare obligaţiilor de plată ale OTS către respectivul PPE, conform informaţiilor din nota de informare pentru decontarea lunară prevăzută la Art. 2l7.

Art. 221 Facturile emise în prima zi lucrătoare după punerea la dispoziţie pe platforma informatică dedicată a notei de informare pentru decontarea lunară trebuie achitate într-un interval de 7 zile lucrătoare de la data emiterii. Plăţile se consideră efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate sau creditate în contul bancar deschis de PPE, respectiv de OTS.

Secţiunea 3.9. Efectuarea plăţilor, executarea garanţiilor şi penalităţi de întârziere pe PE

Art. 222 OTS elaborează, în urma unui proces de consultare publică, procedurile pentru efectuarea plăţilor conform prevederilor Art. 22l şi le publică pe pagina proprie de internet.

Art. 223 Procedurile elaborate conform prevederilor Art. 222 includ modalităţi de confirmare a plăţilor şi menţiuni privind executarea garanţiilor în cazul plăţilor întârziate.

Art. 224 Fiecare parte care primeşte o factură trebuie să plătească valoarea cuprinsă în respectiva factură, la data limită de plată, indiferent dacă există sau nu o dispută în legătură cu sumele corespunzătoare.

Art. 225 Orice PPE, precum şi OTS, trebuie să plătească o penalizare de întârziere celeilalte părţi în oricare din următoarele cazuri:

1. dacă respectivul PPE sau OTS nu a achitat sumele datorate până la data limită de plată;

2. dacă respectivul PPE sau OTS trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute din care au rezultat plăţi întârziate;

3. dacă respectivul PPE sau OTS trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute pentru care sumele care fac obiectul disputei au fost achitate la timp, dar contestate în mod justificat de cealaltă parte.

Art. 226 În situaţiile prevăzute la Art. 225 lit.a) şi b), penalizarea reprezintă o plată suplimentară faţă de suma datorată, care trebuie efectuată, şi cuprinde dobânda acumulată pentru orice sume datorate şi neplătite, începând cu ziua imediat următoare datei limită la

care plăţile ar fi trebuit efectuate, şi sfârşind cu ziua precedentă celei în care sumele restante au fost efectiv achitate.

Art. 227 În situaţia prevăzută la Art. 225 lit. c), penalizarea reprezintă o plată suplimentară faţă de suma plătită, dar justificat contestată de cealaltă parte, şi cuprinde dobânda corespunzătoare acestor plăţi, începând cu ziua imediat următoare datei la care plăţile au fost efectuate de cealaltă parte, şi sfârşind cu ziua precedentă celei în care suma contestată, inclusiv dobânda aferentă, este efectiv returnată.

Art. 228 Rata dobânzii care se aplică în toate cazurile prevăzute de Art. 225 pentru fiecare zi de întârziere începând cu prima zi lucrătoare după termenul limită de plată este egală cu nivelul penalităţii de întârziere percepute pentru neplata la termen a obligaţiilor către bugetul de stat, cu condiţia ca valoarea totală a penalităţilor să nu depăşească valoarea sumei datorate.

Art. 229 Un PPE se află într-o situaţie de neîndeplinire a obligaţiilor în oricare din următoarele cazuri:

1. dacă acesta nu îndeplineşte cerinţele privind garanţiile;

2. dacă acesta nu îşi îndeplineşte obligaţiile rezultate din decontare în conformitate cu prevederile prezentului regulament până la datele limită corespunzătoare;

3. dacă acesta intră în faliment sau îşi pierde licenţa.

Art. 230 OTS elaborează în urma unui proces de consultare publică procedurile aplicabile pentru situaţii de neîndeplinire a obligaţiilor. Acestea ar putea include instrucţiuni pentru creşterea garanţiei, blocarea plăţilor datorate respectivei părţi, sau compensarea obligaţiilor de plată cu drepturile de încasat, utilizarea garanţiei disponibile pentru asigurarea plăţilor sau orice alte măsuri adecvate.

Art. 231 OTS publică pe pagina proprie de internet procedurile elaborate conform prevederilor Art. 230.

Art. 232 Fiecare titular de fişă este îndreptăţit să solicite oricând la OTS informaţii în legătură cu situaţia oricăreia dintre fişele proprii înfiinţate de OTS. După înregistrarea unei astfel de solicitări, OTS transmite titularului de fişă informaţiile solicitate în maxim 3 zile lucrătoare, informaţii care pot include soldul fişei/fişelor respective pentru ultimele

3 luni precum şi orice sume debitate sau creditate într-o fişă, împreună cu datele şi motivele acestor operaţiuni.

Art. 233 OTS poate de asemenea să îşi îndeplinească obligaţiile prevăzute la Art. 232 prin adoptarea măsurilor de ordin tehnic necesare pentru ca fiecare titular de fişă să poată avea acces direct la toate informaţiile relevante în legătură cu oricare dintre fişele proprii.

Secţiunea 3.10. Contestaţii la notele de regularizare şi/sau la notele de informare pentru decontarea lunară

Art. 234 Dacă o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare transmisă sau postată pe platforma informatică dedicată de către ODPE sau de către OTS, după caz, conform prevederilor prezentului regulament, este incorectă, oricare dintre părţile implicate o poate contesta la emitent, adică la OTS sau ODPE, după caz, şi poate pune în discuţie orice element sau calcul cuprins în respectiva notă.

Art. 235 Orice contestaţie va fi transmisă de partea implicată printr-o notificare scrisă. Notificarea trebuie să specifice în mod clar perioada de timp vizată, cum ar fi ziua de livrare, ID, data emiterii respectivei note, elementul contestat, motivul contestării, valoarea cerută, dacă este cazul, şi va fi însoţită de orice probă disponibilă care poate să vină în susţinerea contestaţiei.

Art. 236 Orice parte implicată poate contesta o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare emisă conform prevederilor prezentului regulament într-un interval de o zi lucrătoare de la data la care nota contestată a fost transmisă sau postată pe platforma informatică dedicată de ODPE sau OTS.

Art. 237 Dacă o parte implicată nu a transmis nici o contestaţie în legătură cu o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare emisă conform prevederilor prezentului regulament în intervalul prevăzut la Art. 236, nota respectivă se consideră că a fost acceptată de partea implicată.

Art. 238 OTS sau ODPE, după caz, analizează orice contestaţie transmisă conform prevederilor Art. 236, nu mai târziu de o zi lucrătoare de la primirea acesteia.

Art. 239 Atunci când verifică o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare contestată, emitentul poate solicita părţilor implicate informaţii suplimentare. Dacă informaţiile suplimentare solicitate nu sunt furnizate de partea implicată, emitentul este îndreptăţit să respingă contestaţia respectivă.

Art. 240 Emitentul informează părţile implicate în legătură cu rezultatul verificărilor efectuate. Dacă o notă contestată a fost incorectă, emitentul va reface calculele şi va transmite o notă corectată tuturor părţilor implicate.

Art. 241 Dacă ODPE sau OTS, după caz, constată existenţa unei informaţii eronate într-o notă de informare pentru decontare sau într-o notă de regularizare transmisă sau postată pe platforma informatică dedicată conform prevederilor prezentului regulament, emitentul reface calculele şi transmite o notă corectată tuturor părţilor implicate în cel mai scurt timp posibil, dar nu mai târziu de l0 zile lucrătoare de la data la care nota eronată a fost transmisă PPE şi/sau publicată de ODPE sau OTS.

Art. 242 În cazul constatării de către un participant, ulterior termenelor de contestare prevăzute la Art. 236 sau Art. 24l, a unor erori în procesul de decontare, determinate de greşeli de agregare a datelor, de întreruperi în funcţionarea sistemelor informatice ale operatorilor implicaţi sau de calcule efectuate de OTS sau ODPE, acesta poate solicita corectarea decontării în termen de 6 luni de la primirea notei de informare pentru decontare. În acest scop, participantul trebuie să solicite în scris OTS corectarea, prezentând argumentele şi dovezile necesare.

Art. 243 (l) În termen de 3 zile lucrătoare, OTS informează ODPE şi părţile implicate în mod direct în procesarea informaţiei eronate, şi anume OR, OM, PRE, OTS, după caz, solicitând transmiterea unui punct de vedere în termen de l0 zile lucrătoare părţilor implicate, şi publică solicitarea pe pagina proprie de internet, împreună cu argumentaţia aferentă.

1. În termen de 5 zile lucrătoare de la primirea punctelor de vedere ale părţilor implicate, OTS împreună cu ODPE analizează documentele primite şi decid asupra acceptării sau

   respingerii solicitării de corectare, publicând pe pagina de internet a OTS decizia, argumentele şi documentele primite.

2. În termen de 5 zile lucrătoare de la publicarea deciziei pe pagina de internet, orice participant sau operator din piaţă poate transmite OTS o contestaţie argumentată, care este publicată pe pagina de internet a OTS în maxim o zi de la primire.

3. În termen de 3 zile lucrătoare, OTS şi ODPE analizează contestaţiile primite şi publică decizia finală pe pagina de internet a OTS, împreună cu motivarea acesteia.

4. În cazul apariţiei unei situaţii atipice, OTS poate solicita punctul de vedere al ANRE, care va fi publicat pe pagina de internet a OTS.

5. Corectarea decontărilor se realizează în lunile ianuarie, mai şi septembrie ale unui an calendaristic, luând în considerare toate deciziile favorabile luate anterior lunilor respective.

Art. 244 OTS şi ODPE au obligaţia de a actualiza şi publica pe paginile proprii de internet o evaluare privind valoarea costurilor proprii determinate de corectarea decontării.

Art. 245 În cazul nerespectării termenelor de emitere, contestare, verificare, corectare şi transmitere şi/sau publicare a notelor de regularizare sau a notelor de informare pentru decontare prevăzute în prezentul regulament, operatorii trebuie să sesizeze în scris ANRE în termen de 3 zile lucrătoare de la data constatării acestor abateri.

ANEXA nr. 3

REGULAMENT DE CALCUL ŞI DE DECONTARE A DEZECHILIBRELOR PĂRŢILOR RESPONSABILE CU ECHILIBRAREA

CAPITOLUL 1 DISPOZIŢII GENERALE

Art. 1 Prezentul regulament are drept scop stabilirea regulilor pentru:

1. înregistrarea participanţilor la piaţă ca părţi responsabile cu echilibrarea, retragerea/revocarea înregistrării ca parte responsabilă cu echilibrarea, precum şi delegarea responsabilităţii echilibrării către alte părţi responsabile cu echilibrarea;

2. determinarea dezechilibrului generat de o parte responsabilă cu echilibrarea în Sistemul Electroenergetic Naţional în fiecare interval de decontare;

3. decontarea dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea într-un mod care să reflecte costurile cu echilibrarea sistemului, iar părţile responsabile cu echilibrarea să fie încurajate să se echilibreze înainte de momentul livrării şi să nu agraveze dezechilibrul sistemului.

Art. 2 Prezentul regulament se aplică participanţilor la piaţă, inclusiv operatorilor economici persoane juridice străine înregistrate într-un stat membru al Uniunii Europene cărora Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei le-a confirmat dreptul de a desfăşura în România activitatea de furnizare sau activitatea traderului de energie electrică, operatorilor de distribuţie, operatorului de transport şi de sistem şi operatorului pieţei de energie electrică.

Art. 3 În înţelesul prezentului regulament, abrevierile de mai jos au următoarele semnificaţii:

ANRE – Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei; CD – Consum dispecerizabil;

CPT – Consum propriu tehnologic;

Codul RET – Codul tehnic al Reţelei Electrice de Transport; EIC – ENTSO-E Identification Code;

EXPnotif – Exporturi notificate; EXPrealiz – Exporturi realizate; FUI – Furnizor de ultimă instanţă; ID – Interval de decontare;

ISD – Instalaţie de stocare dispecerizabilă; IMPnotif – Importuri notificate;

IMPrealiz – Importuri realizate; NF – Notificare fizică;

OPEE – Operatorul pieţei de energie electrică;

ODPE – Operatorul de decontare al pieţei de echilibrare; OM – Operator de măsurare;

OR – Operator de reţea;

OTS – Operatorul de transport şi de sistem; PE – Piaţa de echilibrare;

PI – Piaţa intrazilnică;

PIP – Preţul de închidere al pieţei pentru ziua următoare; PPE – Participant la piaţa de echilibrare;

PRE – Parte responsabilă cu echilibrarea;

PRE – PZU – Partea responsabilă cu echilibrarea constituită de OPEE în calitate de contraparte pentru tranzacţiile încheiate pe piaţa pentru ziua următoare;

PRE – PI – Partea responsabilă cu echilibrarea constituită de OPEE în calitate de contraparte pentru tranzacţiile încheiate pe piaţa intrazilnică;

PRE-SN – Partea responsabilă cu echilibrarea constituită pentru urmărirea dezechilibrelor induse de schimburile neplanificate cu alte sisteme;

PZU – Piaţa pentru ziua următoare;

Regulamentul de furnizare – Regulamentul de furnizare a energiei electrice la clienţii finali, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE;

Regulamentul PD – Regulamentul de programare a unităţilor de producţie dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili şi a instalaţiilor de stocare dispecerizabile, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE;

Regulamentul PE – Regulamentul de funcţionare şi de decontare a pieţei de echilibrare, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE;

Regulamentul de preluare – Regulamentul de preluare de către furnizorii de ultimă instanţă a clienţilor finali care nu au asigurată furnizarea energiei electrice din nicio altă sursă, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE;

Regulamentul PZU – Regulamentul de organizare şi funcţionare a pieţei pentru ziua următoare de energie electrică cu respectarea mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor, aprobat prin ordin al preşedintelui ANRE;

Regulile de măsurare – Regulile comerciale privind colectarea, agregarea şi transmiterea valorilor măsurate de energie electrică, aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE;

SB – Schimb bloc;

SEN – Sistemul Electroenergetic Naţional; SN – Schimburi neplanificate;

STS – Servicii tehnologice de sistem; UE – Uniunea Europeană;

UD – Unitate dispecerizabilă de producere energie electrică.

Art. 4 (l) În înţelesul prezentului regulament, termenii şi expresiile de mai jos au următoarele semnificaţii:

l. Bancă de decontare – Bancă la care o PRE/OTS şi-a deschis contul bancar din/în care se achită/încasează obligaţiile de plată/drepturile de încasare înscrise în notele de informare pentru decontare emise de ODPE, prevăzute în facturi

1. Consum net – Energia pe care un consumator de energie electrică o preia din reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN

2. CPT al reţelelor – diferenţa dintre energia electrică măsurată la intrarea în reţeaua electrică şi energia electrică măsurată la ieşirea din reţeaua electrică respectivă, reprezentând pierderile de energie electrică aferente reţelei

3. Convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării – Convenţie standardizată elaborată de OTS în urma unui proces de consultare publică, în conformitate cu regulile cuprinse în prezentul regulament, care prevede drepturile şi responsabilităţile reciproce dintre OTS şi o PRE; aceasta se semnează de OTS şi de participantul care solicită să fie înregistrat ca PRE

4. Dezechilibru PRE – Diferenţa dintre poziţia netă măsurată şi poziţia netă contractuală notificată, aferente unei PRE

5. Echipament de contorizare pe interval – Echipament de măsurare capabil să măsoare precum şi să stocheze şi să transmită valorile măsurate ale cantităţilor de energie activă şi reactivă transportate, livrate într-un punct de măsurare, în fiecare ID

6. Furnizor – persoană fizică şi/sau juridică ce desfăşoară activitatea de vânzare de energie electrică către clienţi, precum şi alimentarea cu energie electrică a locurilor de consum aflate în proprietatea sa

7. Livrare contractuală – Cantitatea de energie electrică ce se consideră ca fiind livrată de la sau către o PRE în baza obligaţiilor contractuale încheiate de către participanţii la piaţă din cadrul PRE conform prevederilor legale, inclusiv importurile şi exporturile, tranzacţiile încheiate pe PZU şi pe PI notificate şi tranzacţiile definitive încheiate pe PE, într-un ID

8. Livrare măsurată – Livrările de energie electrică ce sunt măsurate într-un punct de măsurare dintre SEN şi un producător sau un consumator, după caz, sau într-un punct de schimb între reţeaua electrică a unui OR şi reţeaua electrică a altui OR, precum şi CPT al unei reţele electrice, într-un ID

l0. Luna de livrare – Luna în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei electrice

ll. Operator de decontare a PE – Entitate organizatorică din cadrul OPEE care stabileşte obligaţiile de plată şi drepturile de încasare ale PPE şi ale OTS, precum şi dezechilibrele cantitative şi valorice ale PRE

l2. Operator de reţea – orice persoană fizică sau juridică ce deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de distribuţie/transport şi care răspunde de exploatarea, de întreţinerea şi, dacă este necesar, de dezvoltarea reţelei de distribuţie/transport într-o anumită zonă şi, după caz, a interconexiunilor acesteia cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a reţelei de distribuţie/transport de a satisface un nivel rezonabil al cererii de distribuţie/transport de energie electrică

l3. Parte externă interconectată – sistem electroenergetic cu care SEN este interconectat şi cu care funcţionează sincron

l4. Poziţia netă contractuală – Diferenţa dintre obligaţiile de livrare contractuale ale unei PRE şi obligaţiile de achiziţie contractuale ale respectivei PRE într-un interval de dispecerizare

l5. Poziţia netă măsurată – Diferenţa dintre producţia netă agregată pentru toţi producătorii de energie electrică pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării şi consumul net agregat pentru toţi consumatorii de energie electrică pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, inclusiv CPT al reţelei electrice a unui OR, dacă acesta şi-a transferat responsabilitatea echilibrării CPT către acea PRE, într-un ID

l6. Proces de compensare a dezechilibrelor – proces convenit între OTS-uri, care permite evitarea activării simultane în zona fiecăruia de control a energiei de reglaj secundar în direcţii opuse, luând în considerare abaterile respective de reglaj la restabilirea frecvenţei, precum şi energia de reglaj secundar activată, şi

corectând în mod corespunzător contribuţia proceselor implicate de restabilire a frecvenţei

l7. Producţia netă – Energia electrică ce este livrată de o unitate de producţie în reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN, egală cu diferenţa dintre energia produsă, măsurată la bornele generatoarelor, şi CPT asigurat din producţia proprie

l8. Punct de schimb – Punctul fizic în care reţeaua electrică a unui OR este racordată la reţeaua electrică a altui OR sau în care s-a convenit formal delimitarea sa, printr-un punct de măsurare

l9. Punct de măsurare – Locul de racordare la care este conectată aparatura şi ansamblul instalaţiilor care servesc la măsurarea puterii şi energiei electrice

20. Registru pentru PRE – Registru public întocmit şi actualizat de OTS care conţine informaţii specifice despre PRE înregistrate

2l. Registru de serviciu pe sistem – Registru întocmit şi actualizat de fiecare OR care conţine informaţii specifice despre utilizatorii de reţea electrică înregistraţi

1. Responsabilitatea echilibrării – Responsabilitatea fiecărui participant la piaţă faţă de OTS pentru menţinerea echilibrului între valorile realizate şi contractate ale producţiei, consumului şi schimburilor de energie electrică proprii, după caz, şi pentru suportarea financiară a eventualelor dezechilibre

2. Schimb neplanificat – Rezultatul deducerii valorii energiei electrice care a fost efectiv schimbată cu alte părţi externe interconectate în ID respectiv, fără a lua în considerare efectul variaţiei de frecvenţă, din valoarea diferenţei dintre importurile care au fost notificate, în care se includ returnările programate ale unor SN primite/acordate anterior sau ajutoarele de avarie cunoscute în avans;

3. Tranzacţie – Convenţie încheiată între două părţi pentru transferul comercial de energie electrică, conform dispoziţiilor prezentului regulament

4. Tranzacţie angajată – Tranzacţie stabilită între OTS şi un PPE prin acceptarea de către OTS a unei oferte făcute de PPE respectiv pe PE pentru o UD/un CD/o ISD pe care o/îl operează, la preţul marginal sau, în cazul celor folosite pentru

   rezolvarea restricţiilor de reţea, la cel specificat în perechea preţ-cantitate acceptată şi pentru cantitatea acceptată, conform prevederilor Regulamentului PE

5. Tranzacţie anulată – Tranzacţie angajată de OTS pe PE conform ordinii de merit, care este apoi anulată de acesta şi marcată ca atare în sistemul PE, dacă executarea acesteia ar determina apariţia unei restricţii de reţea care ar pune în pericol siguranţa şi stabilitatea funcţionării SEN, în conformitate cu prevederile Regulamentului PE

6. Tranzacţie definitivă – Tranzacţie stabilită între OTS şi un PPE după determinarea cantităţii efectiv livrate într-un ID de către UD/CD/ISD a cărui ofertă fusese acceptată de OTS, prin modificarea cantităţii din tranzacţia angajată corespunzătoare şi aducerea sa la nivelul celei efectiv livrate şi prin stabilirea preţului, conform regulilor din Regulamentul PE

7. Tranzacţie financiară – Convenţie încheiată între două părţi referitoare la achiziţionarea sau vânzarea unui instrument financiar

8. Tranzacţie utilizată pentru rezolvarea unei restricţii de reţea – Tranzacţie angajată de OTS pe PE prin care acesta evită apariţia unei restricţii de reţea previzibile în urma analizei notificărilor fizice transmise de PPE corelate cu disponibilitatea elementelor de reţea, indiferent care ar fi sensul dezechilibrului SEN din ID respectiv

9. Tranzacţie virtuală – Tranzacţie/tranzacţii care ar fi fost încheiată/încheiate pe PE în baza ofertei/ofertelor care ar fi urmat în ordinea de merit rezultată pentru ID respectiv în urma ultimei dispoziţii de dispecer dată în acel ID, dacă nu ar fi fost acceptată în prealabil o ofertă marcată ca utilizată pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, în conformitate cu prevederile Regulamentului PE, şi care este/sunt de acelaşi sens şi cu aceeaşi cantitate totală cu cea efectiv livrată aferentă tranzacţiei marcate ca utilizată

3l. Tranzit notificat – Operaţiunile de import şi export realizate concomitent de un participant la piaţă într-un ID, care nu implică tranzacţii realizate în piaţa naţională

1. Utilizator de sistem – Utilizator de reţea electrică, conform prevederilor art. 3, pct. 8l din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr l23/20l2, cu modificările şi completările ulterioare

2. Zi de livrare – Ziua în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei de echilibrare

1. În înţelesul prezentului regulament, termenii şi expresiile folosite au semnificaţiile definite în Directiva (UE) 20l9/944 a Parlamentului European şi a Consiliului din 5 iunie 20l9 privind normele comune pentru piaţa internă de energie electrică şi de modificare a Directivei 20l2/27/UE, în Regulamentul (UE) 20l9/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 20l9 privind piaţa internă de energie electrică (reformare), în Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. l23/20l2, cu modificările şi completările ulterioare, , în Codul RET, în Regulamentul PD, în Regulamentul PE, în Regulamentul PZU şi în Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE.

   CAPITOLUL 2 RESPONSABILITATEA ECHILIBRĂRII

   Secţiunea 2.1. Principii generale

   Art. 5 Conceptul de responsabilitate a echilibrării şi stabilirea PRE asigură:

   1. închiderea poziţiilor aferente tranzacţiilor cu energie electrică pe piaţa de energie electrică într-un mod ordonat şi just;

   2. stabilirea înainte de ID a balanţei de energie electrică în SEN;

   3. separarea tranzacţiilor financiare de cele fizice;

   4. o decontare corectă a tranzacţiilor cu energie electrică pe piaţă.

Art. 6 Participanţii la piaţă care devin activi pe piaţa naţională de energie electrică îşi asumă responsabilitatea financiară pentru impactul acţiunilor lor pe piaţă asupra operării sigure, stabile şi economice a SEN.

Art. 7 Aplicarea conceptului responsabilităţii echilibrării în prezentul regulament are ca obiectiv stimularea participanţilor de a se echilibra înainte de ID, prin modul de stabilire

a responsabilităţii financiare pentru dezechilibrele dintre producţia netă şi consumul realizate şi schimburile de energie electrică notificate conform contractelor, permiţând totodată diminuarea aplicării măsurilor penalizatoare asupra participanţilor la piaţă, prin acordarea permisiunii pentru aceştia de a-şi agrega dezechilibrele, în limitele prevăzute de prezentul regulament.

Art. 8 Prezentul capitol stabileşte regulile şi condiţiile referitoare la:

1. înregistrarea PRE, delegarea responsabilităţii către altă PRE, retragerea/revocarea PRE;

2. alocarea responsabilităţii echilibrării către participanţii la piaţă înregistraţi ca PRE;

3. drepturile şi obligaţiile PRE;

4. alocarea locurilor de producere/locurilor de consum, inclusiv CPT al unei reţele, către PRE;

5. înfiinţarea şi completarea registrului pentru PRE de către OTS.

Secţiunea 2.2. Obligaţia asumării responsabilităţii echilibrării, drepturi şi limitări

Art. 9 Conform prezentului regulament, responsabilitatea echilibrării revine participanţilor la piaţă, pentru:

1. asigurarea echilibrului între producţia măsurată în punctele de măsurare aferente locurilor de producere, achiziţiile contractate notificate/energia de echilibrare efectiv livrată pe PE şi importurile contractate de energie electrică notificate, pe de o parte, şi consumul măsurat în punctele de măsurare aferente locurilor de consum/CPT determinat aflate în responsabilitatea sa, vânzările contractate notificate/energia de echilibrare efectiv livrată pe PE şi exporturile contractate de energie electrică notificate, pe de altă parte;

2. asumarea responsabilităţii financiare faţă de OTS pentru toate dezechilibrele fizice care apar datorită lipsei egalităţii între producţia netă măsurată în punctele de măsurare aferente locurilor de producere, achiziţia contractată notificată/ energia de echilibrare efectiv livrată pe PE, importul contractat notificat, pe de o parte şi consumul măsurat în punctele de măsurare aferente locurilor de consum, inclusiv CPT, aflate în

responsabilitatea sa, vânzările contractate notificate/ energia de echilibrare efectiv livrată pe PE şi exportul contractat notificat de energie electrică, pe de altă parte.

Art. 10 (l) Fiecare participant la piaţă îşi asumă responsabilitatea echilibrării faţă de OTS, pentru întreaga sa producţie, achiziţie, inclusiv din import, consum şi vânzare, inclusiv la export, de energie electrică.

(2) Participantul la piaţă îşi asumă contractual responsabilitatea financiară a echilibrării faţă de OTS prin înregistrarea ca PRE sau, în cazul clienţilor finali care nu participă la piaţa angro în nume propriu, prin transferul implicit al acestei responsabilităţi către PRE înregistrată de către furnizorul/unul din furnizorii săi.

Art. 11 Furnizorii de energie electrică care achiziţionează energia electrică produsă şi livrată în reţeaua electrică de către prosumatorii care deţin centrale electrice de producere a energiei electrice din surse regenerabile cu puterea instalată de cel mult 27 kW pe loc de consum şi încheie contracte de vânzare-cumpărare a energiei electrice în temeiul contractului-cadru aprobat prin Ordin al preşedintelui ANRE, sunt obligaţi să-şi asume responsabilitatea financiară pentru plata dezechilibrelor generate pe piaţa de energie electrică de către producătorii/prosumatorii respectivi.

Art. 12 (l) În vederea facilitării funcţionării pieţei angro de energie electrică, participanţilor la piaţă li se permite să-şi transfere integral responsabilitatea echilibrării unei PRE care a fost înregistrată la OTS, doar în situaţia în care după transfer, aceasta se încadrează în dimensiunea maximă a PRE stabilită conform prevederilor prezentului regulament.

(2) Pe perioada transferului responsabilităţii echilibrării de la un participant înregistrat ca PRE către alt participant înregistrat ca PRE, prevederile din prezentul regulament se aplică PRE celui din urmă, conform dimensiunii şi structurii acestuia rezultate în urma acestui transfer.

Art. 13 Dacă un participant la piaţă care are obligaţia de a se înregistra ca PRE nu a reuşit să se înregistreze sau a fost revocat ca PRE, se va considera că acesta are toate responsabilităţile unei PRE înregistrate, fiind răspunzător pentru toate cheltuielile aferente, fără a avea dreptul de a participa la piaţa de energie electrică şi considerându-i- se egale cu zero SB cu alţi participanţi.

Art. 14 (l) Un participant la piaţă nu îşi poate asuma responsabilitatea echilibrării prin intermediul mai multor PRE sau transfera responsabilitatea echilibrării mai multor PRE, chiar dacă deţine mai multe tipuri de licenţe.

(2) Fac excepţie de la aplicarea prevederilor (l) situaţiile prevăzute în prezentul regulament pentru OTS, operatorul de distribuţie concesionar şi OPEE, situaţia perioadei de probe a unei capacităţi de producere, în condiţiile prevăzute în Regulile privind preluarea energiei electrice livrate în reţelele electrice, produsă în perioada de probe a capacităţilor de producere, aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE.

Art. 15 (l) Fiecare loc de producere şi fiecare loc de consum, inclusiv CPT al unui OR, se află în responsabilitatea unei PRE.

1. În cazul unui loc de consum şi de producere, acesta este considerat loc de producere în ID în care valoarea măsurată în punctul de delimitare indică o injecţie de energie electrică în reţele şi loc de consum în ID în care valoarea măsurată indică o extragere de energie electrică din reţele.

2. Fiecare punct de schimb între reţelele a doi OR este luat în considerare la determinarea CPT al fiecăruia din cei doi OR, în cadrul fiecărei PRE care deţine responsabilitatea echilibrării pentru fiecare dintre aceştia.

Art. 16 În cazul consumatorului deservit simultan de mai mulţi furnizori la un loc de consum, doar unul dintre aceştia îşi asumă responsabilitatea echilibrării respectivului loc de consum, denumit în prezentul regulament furnizor principal.

Art. 17 În cazul consumatorului care participă activ la piaţă prin intermediul unui agregator independent, furnizorul principal îşi asumă responsabilitatea echilibrării respectivului loc de consum, responsabilitatea echilibrării agregatorului independent realizându-se prin intermediul transferului de energie dintre PRE în care este înregistrat şi PRE în care este înregistrat furnizorul principal, stabilit la un nivel care depinde de consumul măsurat al acestuia şi de consumul de referinţă aferent pieţei pe care a participat; în situaţiile în care consumatorul participă frecvent la piaţă, astfel încât nu este posibilă realizarea curbei de referinţă a consumului pentru pieţele anterioare PE, consumul de referinţă pentru aceste pieţe se consideră la nivelul valorii de consum prestabilite prevăzute în contractul de furnizare al consumatorului.

Art. 18 (l) Transferul responsabilităţii echilibrării unui participant la piaţă înregistrat ca PRE către altă PRE este permis cu condiţia ca prognoza anuală de producţie pentru locurile de producere înregistrate în PRE rezultată să nu depăşescă 30% din producţia netă totală injectată în SEN în anul precedent.

1. Transferul responsabilităţii echilibrării unui participant la piaţă înregistrat ca PRE către altă PRE este permis cu condiţia ca prognoza anuală de consum pentru locurile de consum ale tuturor consumatorilor pentru care PRE rezultată şi-a asumat responsabilitatea echilibrării să nu depăşească 30% din consumul net total din SEN în anul precedent.

2. În cazul în care în perioada care urmează transferului responsabilităţii echilibrării, se constată că PRE rezultată nu mai respectă una sau ambele condiţii prevăzute la alin. (l) sau alin. (2), nerespectare constatată în baza analizei valorilor actualizate lunar ale dimensiunii PRE conform informaţiilor prevăzute la Art. l54, OTS are dreptul să limiteze respectiva PRE în a-şi asuma responsabilitatea echilibrării pentru alţi participanţi la piaţă şi să ceară acestuia revenirea la încadrarea în limitele specificate într-o perioadă de maxim 6 luni. Această solicitare se face transparent, pe baza unei analize descrise într-o procedură publică elaborată de OTS în urma unui proces de consultare publică.

3. În cazul transferării responsabilităţii echilibrării conform alin. (l) şi/sau alin. (2), PRE care preia responsabilitatea echilibrării altui/altor participanţi la piaţă înregistraţi ca PRE are obligaţia să utilizeze metoda unică de repartizare între PRE membre a costurilor/veniturilor care îi revin conform prezentului regulament şi să transmită la OTS situaţia dezechilibrelor înregistrate de fiecare participant la piaţă pentru care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, separat pentru fiecare ID din luna de livrare.

   Art. 19 Exportul şi importul sunt alocate PRE în conformitate cu NF ale respectivelor PRE, transmise şi aprobate conform prevederilor Regulamentului PD.

   Art. 20 OPEE îşi asumă responsabilitatea echilibrării pentru toate tranzacţiile comerciale în care se angajează în calitate de contraparte, separat pentru tranzacţiile pe PZU şi pentru cele pe PI.

   Art. 21 OPEE nu are dreptul să-şi asume responsabilitatea echilibrării pentru:

   1. nici un loc de producere/loc de consum, inclusiv CPT al unei reţele sau

   2. nici o altă PRE.

Art. 22 OTS înfiinţează PRE separate pentru:

1. compensarea schimburilor neplanificate cu alte sisteme;

2. administrarea diferenţelor dintre cantitatea de energie electrică achiziţionată pentru acoperirea CPT al reţelei electrice de transport şi CPT realizat în fiecare ID;

3. operaţiunile comerciale realizate ca agent de transfer pentru PZU în funcţionare cuplată;

4. operaţiunile comerciale realizate ca agent de transfer pentru PI în funcţionare cuplată;

5. operaţiunile comerciale realizate pe piaţa angro în vederea alimentării propriilor locuri de consum, altele decât CPT.

Art. 23 Fiecare distribuitor concesionar titular de licenţă înfiinţează o PRE distinctă pentru administrarea diferenţelor dintre cantitatea de energie electrică achiziţionată pentru acoperirea CPT al reţelei sale electrice şi CPT al reţelei respective realizat în fiecare ID.

Art. 24 Fiecare PRE transmite NF conform prevederilor Regulamentului PD.

Art. 25 OTS urmăreşte şi identifică, pe baza informaţiilor primite conform prevederilor Regulamentului PD de la fiecare participant la piaţa angro, pe cei care au determinat ca o PRE activă să transmită NF în dezechilibru sau NF care indică în mod fals existenţa echilibrului şi le aplică acestora criteriile cuprinse în procedura prevăzută în Regulamentul PD în vederea declanşării procesului de atenţionare a ANRE privind nerespectarea Regulamentului PD.

Art. 26 Fiecare PRE îşi asumă responsabilitatea financiară faţă de OTS pentru suma dezechilibrelor între producţie, achiziţie, import, consum, vânzări şi export pentru participanţii la piaţă, pentru care are responsabilitatea echilibrării. Dezechilibrele cantitative şi financiare sunt determinate şi decontate conform prevederilor din prezentul regulament.

Art. 27 Fiecare PRE menţine pe cheltuiala sa toate sistemele de comunicaţie necesare pentru transmiterea NF, precum şi pentru recepţionarea notificărilor de la OTS conform prevederilor Regulamentului PD.

Art. 28 Fiecare PRE împuterniceşte cel puţin o persoană de contact care să acţioneze în numele său şi care să ţină legătura cu OTS pe tot parcursul fiecărei zile calendaristice.

Art. 29 Fiecare PRE furnizează OTS garanţii financiare pentru acoperirea riscurilor de neplată către acesta a obligaţiilor rezultate din dezechilibrele înregistrate, conform unei proceduri elaborate de OTS după un proces de consultare publică.

Art. 30 Suplimentar condiţiilor prevăzute în prezentul regulament, fiecare PRE are drepturile şi trebuie să îndeplinească obligaţiile corelative prevăzute în convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării, încheiată cu OTS.

Art. 31 Drepturile şi obligaţiile unei PRE prevăzute în convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării sunt transferabile numai în condiţiile prevăzute în prezentul regulament şi cu acceptul OTS.

Secţiunea 2.3. Înregistrarea participanţilor la piaţă ca PRE

Art. 32 Participantul la piaţa angro trebuie să solicite în scris către OTS înregistrarea ca PRE. Cererea de înregistrare a PRE se completează conform unei proceduri elaborate de OTS în urma unui proces de consultare publică şi publicată de OTS pe pagina proprie de internet.

Art. 33 Fiecare cerere de înregistrare a PRE conţine cel puţin următoarele informaţii:

1. numele complet, sediul şi datele de contact ale solicitantului, codul EIC;

2. numărul licenţei/deciziei de confirmare a dreptului de furnizare/trading a solicitantului, după caz;

3. numele şi datele de contact ale persoanelor împuternicite să acţioneze în numele solicitantului;

4. capacitatea instalată a fiecărei unităţi de producţie pe care solicitantul o exploatează şi a fiecăreia din cele pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării;

5. lista locurilor de consum pentru care solicitantul îşi asumă responsabilitatea echilibrării şi capacitatea agregată a acestora.

Art. 34 În termen de 2 zile lucrătoare de la primirea unei solicitări de înregistrare a unei PRE, OTS:

1. verifică corectitudinea informaţiilor furnizate de solicitant;

2. transmite solicitantului convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării;

3. stabileşte garanţia financiară iniţială care trebuie asigurată de solicitant şi îl informează pe acesta asupra cuantumului garanţiei financiare iniţiale.

Art. 35 În situaţia în care nu sunt transmise toate informaţiile prevăzute la Art. 33, OTS solicită completări, iar termenul prevăzut la Art. 36 se suspendă până la îndeplinirea solicitării OTS.

Art. 36 OTS aprobă o cerere de înregistrare a unei PRE în cel mult 5 zile lucrătoare, dacă se îndeplinesc următoarele condiţii:

1. informaţiile transmise de solicitant nu conţin, după cunoştinţa OTS, nici o informaţie falsă;

2. solicitantul deţine, în cazurile prevăute de lege, o licenţă/decizie de confirmare a dreptului de furnizare/trading valabilă;

3. solicitantul a completat şi a semnat convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării;

4. solicitantul a constituit garanţia financiară iniţială.

Art. 37 În situaţia în care OTS a decis că nu poate aproba o solicitare, informează deîndată solicitantul, motivându-şi decizia. Dacă solicitarea a fost respinsă motivat de lipsa informaţiilor sau pentru neconstituirea garanţiei financiare, termenul prevăzut în Art. 36 va fi prelungit cu cel mult 2 zile lucrătoare de la primirea de către OTS a informaţiilor lipsă sau până la constituirea garanţiei financiare solicitate, dar nu mai mult de l0 zile lucrătoare de la primirea solicitării.

Art. 38 Îndată ce a aprobat solicitarea, OTS:

1. semnează convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării şi transmite o copie către noua PRE;

2. înscrie noua PRE în registrul pentru PRE;

3. informează ODPE şi pe toţi distribuitorii în calitate de OM asupra înregistrării noii PRE, precum şi asupra datei de la care noii PRE i se permite să funcţioneze.

Art. 39 (l) Noua PRE îşi poate exercita drepturile şi obligaţiile ulterior aprobării de către OTS a cererii de înfiinţare a PRE şi înregistrării sale în registrul pentru PRE.

(2) OTS actualizează permanent informaţiile înscrise în registrul pentru PRE şi le publică pe pagina proprie de internet.

Secţiunea 2.4. Retragerea şi revocarea înregistrării ca PRE

Art. 40 În situaţia încetării activităţii pe piaţa de energie electrică a unui participant la piaţa angro, acesta informează OTS în scris referitor la retragerea sa ca PRE. OTS stabileşte şi publică condiţiile şi formatul-cadru pentru o astfel de solicitare de retragere, în procedura prevăzută la Art. 32.

Art. 41 Participantii la piaţă înregistraţi ca PRE care nu mai pot respecta obligaţiile ce decurg din prezentul regulament trebuie să informeze fără întârziere OTS.

Art. 42 OTS poate decide din proprie iniţiativă să revoce înregistrarea ca PRE a unui participant la piaţă, pentru oricare dintre următoarele cauze:

1. OTS constată că:

   1. garanţiile financiare furnizate de participantul la piaţă sunt mai mici decât suma necesară pentru acest PRE şi

   2. participantul la piaţă nu a reuşit să crească nivelul garanţiilor la valoarea solicitată, în termen de 9 zile lucrătoare de la data la care OTS i-a cerut şi/sau

   3. participantul la piaţă nu a redus dimensiunea PRE conform Art. l52 în termenul prevăzut la pct. ii., astfel încât garanţiile financiare constituite să fie suficiente sau pentru a se încadra în prevederile Art. l7 şi/sau

   4. participantul la piaţă nu şi-a transferat în termen de 9 zile lucrătoare responsabilitatea echilibrării către altă PRE, care să-şi fi majorat în acest interval garanţiile financiare până la suma care acoperă nivelul solicitat de OTS sau

2. OTS i se aduce la cunostinţă falimentul sau lichidarea participantului la piaţă, sau

3. ANRE a informat OTS cu privire la expirarea/retragerea/suspendarea licenţei/dreptului de tranzacţionare a/al respectivului participant la piaţă.

Art. 43 OTS poate, de asemenea, revoca înregistrarea unei PRE dacă participantul la piaţă respectiv nu şi-a îndeplinit în mod repetat sau pentru o perioadă prelungită de timp celelalte obligaţii care decurg din prezentul regulament şi/sau din Regulamentul PD, în

cazul unor abateri semnificative şi/sau frecvente. În acest caz, OTS are dreptul să revoce PRE numai după notificarea participantului la piaţă şi a celorlalte părţi prevăzute la Art. 44 alin. (2) şi numai dacă acesta nu şi-a îndeplinit obligaţiile respective în termen de l2 zile lucrătoare de la notificarea prevăzută la Art. 44 alin. (l).

Art. 44 (l) Cu l2 zile lucrătoare înainte de a decide dacă revocă înregistrarea ca PRE a unui participant la piaţă conform Art. 42 lit. a) sau Art. 43, precum şi în cazurile de retragere la cererea expresă a acestuia, OTS trebuie să-l notifice pe participantul la piaţă cu privire la declanşarea şi termenele procedurii de revocare.

(2) În situaţia în care motivele revocării subzistă, după 2 zile lucrătoare de la notificarea prevăzută la alin. (l), OTS:

1. notifică pe ODPE, pe toţi distribuitorii în reţelele cărora PRE avea puncte de măsurare, precum şi pe participanţii la piaţă înregistraţi ca PRE, care aveau responsabilitatea echilibrării transferată acestei PRE, cu privire la posibilitatea şi termenul de revocare;

2. publică pe pagina proprie de internet o atenţionare referitoare la posibilitatea revocării PRE, adresată participanţilor la piaţa de energie electrică şi PRE-urilor cu care această PRE avea contracte/notifica schimburi bloc.

Art. 45 (l) În situaţia în care motivele revocării au fost eliminate până la împlinirea termenelor de conformare prevăzute la Art. 42 lit. a) sau la Art. 43, OTS publică imediat pe pagina proprie de internet menţinerea ca PRE a participantului la piaţă.

1. Dacă la împlinirea termenelor prevăzute la Art. 42 lit. a) sau la Art. 43, motivele revocării PRE subzistă, în ziua următoare OTS revocă PRE şi:

   1. nu mai târziu de ora 9:00, anunţă pe pagina proprie de internet revocarea participantului la piaţă ca PRE şi transmite o notificare în acest sens tuturor operatorilor de distribuţie concesionari;

   2. radiază respectiva PRE din registrul pentru PRE şi publică versiunea actualizată a registrului PRE;

   3. transmite la ANRE informaţiile prevăzute în Regulamentul de preluare;

   4. solicită ANRE retragerea/suspendarea licenţei participantului respectiv, dacă revocarea nu s-a realizat din acest motiv, prezentând toată motivaţia pentru revocare.

Art. 46 (l) În situaţia în care înregistrarea ca PRE a participantului la piaţă este revocată în temeiul prevederilor Art. 42 lit. a) sau Art. 43, revocarea produce efecte pentru ziua următoare publicării versiunii actualizate a registrului PRE.

(2) Dacă motivul revocării este cel prevăzut la Art. 42 lit. b) sau c), revocarea produce efecte de la data de la care titularului de licenţă i se retrage/suspendă/îi expiră licenţa sau la care intră în faliment, dacă aceasta este ulterioară datei la care OTS a luat cunoştinţă de această situaţie, sau în caz contrar, la data luării la cunoştinţă; la aceeaşi dată, OTS publică versiunea actualizată a registrului PRE.

(3) În cazul retragerii PRE la cerere, înregistrarea ca PRE îşi va pierde valabilitatea după 9 zile lucrătoare de la solicitarea participantului la piaţă; în ziua următoare celei în care a primit solicitarea, OTS publică pe pagina proprie de internet data începând cu care retragerea participantului la piaţă ca PRE produce efecte.

Art. 47 (l) În situaţia revocării ca PRE a unui participant la piaţă, responsabilitatea echilibrării pentru producătorul exceptat prin lege de la obligaţia licenţierii, pentru care respectiva PRE avea responsabilitatea echilibrării, va fi preluată de către PRE din care face parte titularul de licenţă care achiziţionează energia electrică de la acesta, conform prevederilor Art. ll sau de către orice altă PRE conform alin. (2).

(2) Participanţilor la piaţă care îşi transferaseră responsabilitatea echilibrării către PRE revocată, li se aplică prevederile Art. 57 şi Art. 58, termenele aferente începând să curgă de la data notificării prevăzute la Art. 44 alin. (2).

Secţiunea 2.5. Transferul responsabilităţii echilibrării

Art. 48 (l) Atunci când un participant la piaţă înregistrat ca PRE intenţionează să-şi transfere responsabilitatea echilibrării către altă PRE, numită în această secţiune "PRE primitoare", participantul la piaţă trebuie să ceară, împreună cu PRE primitoare, aprobarea transferului de către OTS şi să comunice data de la care se intenţionează transferul.

1. În această secţiune, PRE care doreşte să-şi transfere responsabilitatea echilibrării va fi denumită „PRE solicitantă", iar în cazul în care la momentul solicitării, pentru PRE solicitantă o altă PRE îşi asuma responsabilitatea echilibrării, aceasta din urmă va fi denumită „PRE abandonată".

2. PRE solicitantă trebuie să informeze cu privire la această cerere pe toţi participanţii la piaţă cu care are schimburi contractuale de energie electrică, precum şi pe OR la reţelele cărora sunt conectate locurile de producere/locurile de consum aflate în responsabilitatea sa, precizând identitatea PRE primitoare şi data de la care doreşte efectuarea transferului, precum şi orice alte informaţii necesare.

   Art. 49 În termen de 2 zile lucrătoare de la data primirii de către OTS a solicitărilor de transfer al responsabilităţii echilibrării atât de la PRE solicitantă, cât şi de la PRE primitoare, OTS:

   1. informează PRE abandonată, dacă există, că PRE solicitantă doreşte să-şi transfere responsabilitatea echilibrării către PRE primitoare;

   2. stabileşte noile garanţii financiare care trebuie asigurate de PRE primitoare şi informează PRE primitoare asupra cuantumului noii garanţii financiare;

   3. stabileşte nivelul garanţiilor financiare care trebuie asigurate de PRE abandonată, dacă există, şi o informează pe aceasta cu privire la modificările apărute.

Art. 50 (l) OTS aprobă transferul responsabilităţii echilibrării în termen de maxim 2 zile lucrătoare, dacă se îndeplinesc următoarele condiţii:

1. la data la care se aplică transferul responsabilităţii echilibrării, PRE primitoare este înregistrată în registrul pentru PRE prevăzut la Art. 67 ca PRE cu convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării nesuspendată;

2. PRE primitoare prezintă garanţiile financiare necesare pentru a i se transfera responsabilitatea echilibrării pentru PRE solicitantă, comunicate de OTS;

3. PRE abandonată, dacă există, confirmă primirea tuturor informaţiilor referitoare la transfer;

4. fiecare OR la reţelele cărora PRE solicitantă are racordate locuri de consum/locuri de producere pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării verifică şi comunică OTS respectarea condiţiei prevăzute la Art. 76;

5. PRE solicitantă, PRE primitoare şi dacă există, PRE abandonată, au furnizat către OR în zonele cărora PRE solicitantă are locuri de consum/locuri de producere, toate informaţiile solicitate de aceştia, necesare alocării pe PRE şi agregării valorilor măsurate referitoare la punctele de măsurare aferente fiecăreia.

1. Modificarea componenţei unei/unor PRE la solicitarea participanţilor la piaţă implicaţi este consemnată, la data aprobării solicitării, în registrul pentru PRE publicat de OTS.

2. Modificarea modului de agregare a valorilor măsurate de consum/producţie în cadrul unei/unor PRE se realizează după aprobarea de către OTS conform alin. (l), a solicitării de modificare a componenţei respectivelor PRE şi se aplică de către OR începând cu ziua următoare celei în care a fost publicată versiunea actualizată a registrului pentru PRE în care figurează aceste modificări.

3. Toţi OR colaborează şi elaborează, în urma unui proces de consultare publică, o procedură unică privind modul de stabilire, verificare, confirmare de către părţile implicate şi de implementare a modului de agregare a valorilor măsurate aferente unei PRE, pe care fiecare OR o publică apoi pe pagina proprie de internet.

   Art. 51 Dacă OTS nu aprobă transferul responsabilităţii echilibrării, acesta informează fără întârziere atât pe PRE solicitantă şi pe PRE primitoare, cât şi pe PRE abandonată şi îşi motivează decizia. În situaţia în care refuzul este motivat de lipsa informaţiilor sau de neconstituirea garanţiilor la nivelul necesar de către PRE primitoare, termenul de aprobare prevăzut în Art. 50 alin. (l) va fi extins cu până la 2 zile lucrătoare de la primirea de către OTS a informaţiilor lipsă sau până la constituirea garanţiei financiare solicitate; termenul de aprobare prevăzut la Art. 50 nu poate fi extins la mai mult de 9 zile lucrătoare.

   Art. 52 Imediat ce OTS a aprobat transferul responsabilităţii echilibrării, acesta:

   1. informează PRE solicitantă şi PRE primitoare, OPEE, precum şi, dacă există, pe PRE abandonată;

   2. informează pe toţi OR implicaţi, pentru ca aceştia să-şi actualizeze propriile registre de serviciu pe sistem cu informaţiile rezultate din transferul responsabilităţii echilibrării, publicate pe pagina proprie de internet şi

   3. înscrie transferul responsabilităţii echilibrării în registrul pentru PRE şi publică versiunea actualizată a acestuia pe pagina proprie de internet.

Art. 53 Transferul responsabilităţii echilibrării produce efecte începând cu ziua calendaristică următoare celei în care OTS a publicat versiunea actualizată a registrului PRE prevăzută la Art. 52 lit. c).

Art. 54 Condiţiile şi termenele prevăzute la Art. 48 – Art. 53 se aplică şi în situaţia în care PRE solicitantă doreşte să-şi asume responsabilitatea echilibrării în nume propriu, caz în care PRE primitoare este aceeaşi cu PRE solicitantă, respectiv în situaţia în care PRE solicitantă este PRE în nume propriu şi doreşte să-şi transfere responsabilitatea echilibrării către altă PRE, caz în care PRE abandonată este aceeaşi cu PRE solicitantă.

Art. 55 În situaţia în care OTS nu a aprobat în perioada de 9 zile lucrătoare transferul responsabilităţii echilibrării pentru PRE solicitantă către PRE primitoare sau nu a aprobat asumarea responsabilităţii echilibrării de către PRE solicitantă în nume propriu, OTS revocă PRE solicitantă în ziua ulterioară expirării acestei perioade şi solicită la ANRE activarea FUI, dacă este cazul, şi retragerea licenţei PRE solicitante, cu toate motivările corespunzătoare.

Art. 56 Până la data aprobării transferului, dar nu mai mult de l0 zile lucrătoare, responsabilitatea echilibrării pentru PRE solicitantă rămâne în sarcina PRE abandonată.

Secţiunea 2.6. Excluderea din PRE

Art. 57 (l) O PRE poate renunţa unilateral la asumarea responsabilităţii echilibrării pentru un participant la piaţă înregistrat ca PRE pentru care îşi asumase anterior această responsabilitate, în următoarele condiţii:

1. PRE îl anunţă pe participantul la piaţă cu privire la decizia sa, cu cel puţin l0 zile lucrătoare înainte de data de la care intenţionează să nu-şi mai asume responsabilitatea echilibrării pentru acesta;

2. PRE anunţă OTS la aceeaşi dată despre intenţia sa, comunicând toate informaţiile referitoare la consumul de la locurile de consum ale participantului la piaţă, achiziţiile şi

   vânzările contractuale ale acestuia în ultima lună, nivelul datoriilor participantului la piaţă faţă de PRE, dacă este cazul, precum şi data de la care nu îşi mai asumă responsabilitatea echilibrării pentru acesta.

3. PRE anunţă OR la care participantul la piaţă are puncte de măsurare corespunzătoare locurilor de consum/locurilor de producere aflate în responsabilitatea sa, pe ANRE, dacă participantul la piaţă are clienţi finali, precum şi pe PRE cu care acesta avea schimburi comerciale notificate drept schimburi bloc.

(2) În perioada dintre data notificării şi data anunţată a excluderii din PRE a participantului la piaţă, care nu poate fi mai mică de l0 zile lucrătoare, PRE continuă să fie responsabilă financiar pentru toate dezechilibrele acestuia.

Art. 58 În situaţia în care, în maxim 9 zile lucrătoare de la data notificării referitoare la excludere, participantul la piaţă care face obiectul excluderii nu îşi transferă responsabilitatea echilibrării în calitate de PRE solicitantă către altă PRE, cu respectarea condiţiilor prevăzute la Art. 48 – Art. 54, OTS îl revocă pe participantul la piaţă ca PRE, realizând în ziua ulterioară expirării acestei perioade, acţiunile prevăzute la Art. 45 alin.

(2) lit. a) – d).

Secţiunea 2.7. Modificarea configuraţiei PRE

Art. 59 Un participant la piaţă înregistrat ca PRE îşi poate modifica configuraţia în ceea ce priveşte locurile de producere/locurile de consum proprii sau ale consumatorilor pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării, faţă de cea anterioară, în următoarele condiţii:

1. furnizează informaţiile corespunzătoare OTS, precum şi OR la care sunt racordate noile locuri de producere şi/sau de consum pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării şi/sau cele pentru care nu îşi mai asumă responsabilitatea echilibrării, cu minimum 2 zile lucrătoare înainte de ziua începând cu care doreşte să i se ia în considerare noua configuraţie;

2. informaţiile sunt confirmate de către PRE în configuraţia căreia se reflectă modificările respective, fiind verificată condiţia prevăzută la Art. 76 alin. (l), sau în caz contrar, modificarea este motivată corespunzător la OR de către PRE care a solicitat-o, în conformitate cu reglementările aplicabile.

Art. 60 OR implicaţi aplică modul de agregare a valorilor măsurate corespunzător modificării efectuate, conform procedurii prevăzute la Art. 50 alin. (4), începând cu data solicitată.

Art. 61 OTS elaborează, în urma unui proces de consultare publică, procedurile aplicabile pentru transferul responsabilităţii echilibrării, excluderea din PRE, modificarea configuraţiei PRE şi revocarea unei PRE. Acestea pot include acţiuni prealabile sau concomitente celor prevăzute în prezentul regulament, care să permită participanţilor conformarea în termenele precizate şi diminuarea riscurilor asupra funcţionării pieţei.

Art. 62 OTS publică procedurile elaborate conform prevederilor Art. 6l pe pagina proprie de internet.

Secţiunea 2.8. Convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării

Art. 63 OTS încheie câte o convenţie de asumare a responsabilităţii echilibrării cu fiecare dintre participanţii la piaţă care au solicitat înregistrarea unei PRE pentru a putea activa pe piaţa de energie electrică şi care îndeplinesc cerinţele prevăzute în prezentul regulament.

Art. 64 Existenţa unei convenţii de asumare a responsabilităţii echilibrării valabil încheiată este o condiţie pentru înregistrarea participantului la piaţă în calitate de PRE.

Art. 65 Odată cu transferul integral al responsabilităţii echilibrării către altă PRE, se suspendă convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării semnată de către participantul la piaţă înregistrat ca PRE, urmând ca suspendarea convenţiei să înceteze automat la data aprobată de către OTS pentru reluarea asumării responsabilităţii echilibrării în nume propriu, în conformitate cu prevederile prezentului regulament.

Art. 66 Convenţiile de asumare a responsabilităţii echilibrării se încheie conform convenţiei-cadru, care este elaborată în urma unui proces de consultare publică de către OTS şi publicată de către acesta pe pagina proprie de internet.

Secţiunea 2.9. Registrul pentru PRE

Art. 67 OTS întocmeşte şi completează registrul pentru înregistrarea PRE-urilor.

Art. 68 PRE care au fost înregistrate de OTS sunt înscrise în registrul pentru PRE. Registrul pentru PRE conţine, pentru fiecare PRE, cel puţin următoarele informaţii:

1. numele complet, codul EIC, adresa sediului şi datele de contact ale participantului la piaţă care a înfiinţat PRE;

2. data şi numărul de înregistrare a convenţiei de asumare a responsabilităţii echilibrării;

3. codul de identificare al PRE;

4. numele şi datele de contact ale tuturor persoanelor împuternicite să acţioneze în numele participantului la piaţă respectiv;

5. datele de identificare ale PRE către care şi-a transferat responsabilitatea echilibrării, dacă este cazul, şi data transferului;

6. datele de identificare ale PRE-urilor pentru care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, dacă este cazul, şi data fiecăruia din aceste transferuri;

7. OR în zona cărora PRE are locuri de consum/locuri de producere pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării şi lista acestora.

Art. 69 Fiecare PRE are dreptul să consulte registrul pentru PRE şi să ceară corectarea oricărei inexactităţi care o priveşte.

Art. 70 OTS pune la dispoziţia ODPE şi a tuturor OR informaţiile conţinute în registrul pentru PRE.

Art. 71 (l) OTS informează imediat prin poşta electronică pe ODPE şi OR asupra oricăror modificări efectuate în registrul pentru PRE.

(2) OTS păstrează istoricul modificărilor realizate în Registrul PRE timp de cel puţin l2 luni.

Art. 72 OTS informează imediat toate PRE despre înscrierea în registru a unei PRE noi, sau despre transferul, excluderea sau radierea uneia existente, prin publicarea pe pagina proprie de internet a unui anunţ şi a listei cu toate PRE, inclusiv componenţa actualizată la zi a fiecărei PRE.

Secţiunea 2.10. Registrele de serviciu pe sistem

Art. 73 Fiecare OR întocmeşte şi completează un registru de serviciu pe sistem, integrat cu baza de date creată conform Regulamentului de furnizare şi Regulilor de măsurare.

Art. 74 În plus faţă de informaţiile prevăzute de Regulamentul de furnizare şi Regulile de măsurare, registrul de serviciu pe sistem al fiecărui OR conţine cel puţin următoarele informaţii pentru fiecare loc de producere al unui producător de energie electrică racordat la reţelele sale:

1. desemnarea unică a locului de producere/locului de consum şi de producere;

2. capacitatea instalată a locului de producere;

3. codul de identificare a PRE care deţine responsabilitatea echilibrării pentru acel loc de producere; doar în cazul unui loc de consum şi de producere, acestuia îi poate fi ataşată o PRE pentru ID în care acesta are caracter de loc de producere şi altă PRE pentru ID în care acesta are caracter de loc de consum.

Art. 75 Fiecare utilizator de reţea are dreptul să consulte informaţiile care îl privesc din registrul de serviciu pe sistem şi obligaţia să solicite corectarea oricărei inexactităţi care îl priveşte.

Art. 76 (l) OTS solicită informaţiile necesare cuprinse în registrele de serviciu pe sistem ale OR şi verifică împreună cu aceştia îndeplinirea condiţiei ca fiecare punct de măsurare să fie corespunzător unui loc de producere, unui loc de consum, unui loc de consum şi de producere sau unui punct de schimb, iar pentru fiecare loc de consum, inclusiv pentru CPT al unei reţele, respectiv loc de producere, să existe o PRE şi doar una, care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru acesta.

1. În cazul revocării unei PRE cu declanşarea procesului de preluare la FUI a unor consumatori, condiţia prevăzută la alin. (l) se prezumă îndeplinită pentru locurile de consum în cauză, pe perioada dintre data începând cu care furnizorul actual nu mai îndeplineşte condiţia de asumare a responsabilităţii financiare pentru plata dezechilibrelor, rezultată din informarea transmisă ANRE de către OTS conform prevederilor Regulamentului de preluare şi data notificării de preluare a locurilor respective de consum la FUI transmisă de ANRE la OR, responsabilitatea echilibrării fiind atribuită la PRE înregistrată de FUI desemnat sau, dacă este cazul, la PRE către care aceasta şi-a transferat responsabilitatea echilibrării.

   CAPITOLUL 3 REGULILE NOTIFICĂRILOR FIZICE

   Art. 77 Obiectivul regulilor pentru NF este crearea cadrului pentru furnizarea informaţiilor despre capacităţile de producţie disponibile pentru SEN, pregătirea programului de producţie şi consum şi determinarea disponibilităţii STS, necesare pentru a permite OTS să asigure:

   1. integritatea SEN;

   2. siguranţa şi calitatea alimentării cu energie electrică;

   3. suficientă capacitate disponibilă pentru a asigura în orice moment cererea din SEN şi o rezervă corespunzătoare;

   4. gestionarea restricţiilor de reţea;

   5. determinarea dezechilibrelor după ziua de livrare.

Art. 78 Realizarea fizică a obligaţiilor contractuale necesită transmiterea la ODPE, prin intermediul OTS, a notificărilor privind toate schimburile contractuale între PRE, acestea fiind considerate realizate conform valorilor notificate, în condiţiile prevăzute în Regulamentul PD.

Art. 79 Schimburile contractuale de energie electrică realizate de către o PRE cu altă PRE sunt cuprinse în NF sub denumirea de SB.

Art. 80 Tranzacţiile definitive încheiate pe PE de un PPE sunt obligaţii contractuale care sunt tratate, în scopul determinării dezechilibrelor PRE, similar valorilor notificate ca SB ale celorlalte obligaţii contractuale ale PRE din care face parte PPE.

Art. 81 Fiecare PRE are obligaţia să transmită NF ale PRE pentru fiecare ID din fiecare zi de livrare la OTS. OPEE transmite de asemenea la OTS câte o NF de acelaşi tip în calitate de PRE pentru tranzacţiile încheiate drept contraparte pe PZU şi în calitate de PRE pentru tranzacţiile încheiate drept contraparte pe PI.

Art. 82 NF a PRE conţine pentru fiecare ID toate informaţiile prevăzute în Regulamentul PD, precum şi schimbul de energie electrică între PRE – PZU, PRE-PI şi PRE Agent de transfer; exporturile şi importurile vor avea semnificaţia de schimburi contractuale între PRE care includ participanţii la piaţă care le-au încheiat, inclusiv PRE Agent de transfer, pe de o parte, şi PRE-SN, pe de altă parte.

Art. 83 NF pentru schimburile de energie electrică între PRE – PZU, respectiv PRE-PI şi PRE Agent de transfer pot fi transmise numai de OPEE şi trebuie să fie limitate la capacitatea disponibilă de interconexiune internaţională care a fost alocată prin mecanismul de cuplare a PZU, respectiv a PI, pentru interconexiunea cu respectiva zonă de ofertare, în conformitate cu prevederile Regulamentului PZU şi ale legislaţiei naţionale şi europene direct aplicabile pentru PI.

Art. 84 Procedurile pentru programarea schimburilor de energie electrică între SEN şi alţi operatori de transport şi de sistem vor fi convenite între OTS şi fiecare dintre aceşti operatori de transport şi de sistem, conform prevederilor Codului RET, prin acorduri bilaterale, reguli comune sau armonizate la nivel UE de schimb de informaţii şi de alocare a capacităţilor disponibile de interconexiune.

Art. 85 Structura şi modul de transmitere a DD şi a NF fac obiectul prevederilor Regulamentului PD.

Art. 86 OTS transmite la ODPE NF aprobate pentru ziua de livrare, conform prevederilor Art. 78, Art. 79 şi Art. 82, în ziua imediat următoare celei în care le-a aprobat.

CAPITOLUL 4

REGULI DE CALCUL AL DEZECHILIBRELOR PRE

Secţiunea 4.1. Prevederi generale

Art. 87 Obiectivul regulilor de calcul al dezechilibrelor este acela de a stabili modul de determinare a diferenţelor dintre valorile măsurate ale producţiei plus cele notificate conform contractelor ale achiziţiilor, inclusiv ale importurilor şi valorile măsurate ale consumului plus cele notificate conform contractelor ale vânzărilor, inclusiv ale exporturilor, luând în considerare, în cazul PRE care şi-au asumat responsabilitatea echilibrării pentru CPT al unei reţele, şi schimburile fizice între reţele.

Art. 88 Valorile notificate trebuie să corespundă angajamentelor contractuale pe care participanţii la piaţă şi le-au asumat înainte de ID sau ca urmare a încheierii tranzacţiilor definitive pe PE sau a transferului de energie aferent tranzacţiilor realizate pe fiecare piaţă pe seama consumului, iar valori măsurate sunt considerate producţia, consumul şi schimburile ce au avut loc fizic în timpul ID.

Art. 89 Dezechilibrele se determină agregat la nivelul PRE, pentru a permite compensarea reciprocă între PRE membre, limitată la erorile de prognoză/evenimentele neaşteptate, a abaterilor rezonabile dintre valorile măsurate şi cele notificate, fără a afecta obligaţia ca participanţii la piaţă să prognozeze cât mai bine consumul şi producţia şi să asigure acoperirea consumului/livrarea producţiei prin contractare.

Art. 90 Determinarea dezechilibrelor necesită şi luarea în considerare a schimburilor neplanificate cu părţile externe interconectate.

Art. 91 Dezechilibrul unei PRE se determină pe baza poziţiei nete măsurateşi a poziţiei nete contractuale ale respectivei PRE.

Art. 92 (l) Determinarea poziţiei nete contractuale notificate a fiecărei PRE se face pe baza tuturor schimburilor contractuale de energie electrică notificate ca SB stabilite cu alte PRE, inclusiv tranzacţiile derulate prin PZU şi prin PI, a celor de import şi/sau export care au în acest context semnificaţia unor schimburi contractuale cu PRE – SN, precum şi în urma tranzacţiilor definitive ale PPE pe PE. Transferul de energie între furnizorul unui

consumator şi agregatorul care tranzacţionează energie pe orice piaţă pe seama acestuia este notificat ca SB între PRE corespunzătoare acestora conform prevederilor Regulamentului PD şi prezentului regulament şi are la bază un contract care se încheie obligatoriu între aceştia, la preţul pentru energia electrică corespunzător ID respectiv prevăzut în contractul de furnizare, care nu conţine contravaloarea tarifelor de reţea şi de sistem, a contribuţiilor/bonusurilor de orice tip, a certificatelor verzi şi a oricăror taxe şi accize aplicate de furnizor.

1. În cazul în care un consumator pe baza consumului căruia un agregator, aflat în altă PRE decât cea a furnizorului său, tranzacţionează frecvent pe pieţe anterioare PE, iar din această cauză consumul de referinţă nu poate fi determinat conform metodologiei cu acest obiect elaborată şi aprobată de ANRE, atunci furnizorul încheie cu consumatorul un contract cu cantităţi fixe, stabilite prin acord, care sunt utilizate drept consum de referinţă.

2. Determinarea poziţiei nete măsurate a fiecărei PRE se face pe baza tuturor livrărilor măsurate de energie electrică, din sau către SEN, sau între diferite părţi ale SEN în conformitate cu valorile măsurate aprobate în punctele de măsurare corespunzătoare.

   Art. 93 Calculele prevăzute în cadrul regulilor de calcul al dezechilibrelor sunt efectuate de ODPE.

   Secţiunea 4.2. Poziţia netă contractuală a unei PRE

   Art. 94 Următoarele schimburi de energie electrică sunt definite ca schimburi contractuale:

   1. SB cu alte PRE, cuprinse în NF aprobate;

   2. Importurile aferente contractelor, conform graficelor de schimb notificate la OTS şi cuprinse în NF ale PRE, importurile rezultate din mecanismul de cuplare a PZU şi a PI notificate de PRE Agent de transfer şi importurile aferente returnării, de către OTS vecini, a ajutoarelor de avarie/schimburilor neplanificate acordate în perioade anterioare, notificate de PRE -SN doar la nivelul vânzărilor pe PZU sau pe PI a energiei corespunzătoare;

   3. Exporturi aferente contractelor, conform graficelor de schimb notificate la OTS şi cuprinse în NF ale PRE, exporturile rezultate din mecanismul de cuplare a PZU şi a PI notificate de PRE Agent de transfer şi exporturile aferente returnării, de către OTS, a ajutoarelor de avarie/schimburilor neplanificate primite de la OTS vecini în perioade anterioare sau ajutoarelor de avarie acordate, cunoscute în avans, notificate de PRE -SN doar la nivelul achiziţiei de pe PZU sau de pe PI a energiei corespunzătoare;

   4. Cantităţile de energie electrică efectiv livrată la creştere de putere de către un PPE, corespunzătoare tranzacţiilor definitive pe PE, determinate conform prevederilor Regulamentului PE;

   5. Cantităţile de energie electrică efectiv livrată la reducere de putere de către un PPE, corespunzătoare tranzacţiilor definitive pe PE, determinate conform prevederilor Regulamentului PE.

Art. 95 Pentru fiecare PRE, ODPE determină, separat pentru fiecare ID:

1. poziţia netă contractuală

   PNcontr

   a unei PRE, alta decât PRE – SN, cu formula:

   ech ech

   PNcontr(SBlivrSBprim) (EX IM ) (EcresEred)

2. poziţia netă contractuală

PNcontr

a PRE – SN, cu formula:

PNcontr  (EX IM )  (Ea PZU / PI Ev PZU / PI )

unde:

PNcontr reprezintă pozitia netă contractuală a PRE;

SBlivrreprezintă SB pe care PRE le-a notificat ca vânzări către o altă PRE, conform prevederilor Regulamentului PD;

SBprimreprezintă SB pe care PRE le-a notificat ca achiziţii de la o altă PRE, conform

prevederilor Regulamentului PD;

E

cres

ech

/ Eredreprezintă cantităţile de energie de echilibrare efectiv livrate la creştere/la

ech

reducere de putere în PE de către PPE pentru care PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, conform tranzacţiilor definitive pe PE ale acestora;

EaPZU / PI / EvPZU / PI reprezintă energia electrică achiziţionată/vândută de OTS pe PZU

şi/sau PI pentru asigurarea/livrarea energiei electrice aferente returnării ajutoarelor de

avarie/schimburilor neplanificate acordate/primite în perioade anterioare sau livrării/primirii ajutoarelor de avarie;

EX reprezintă exporturile cuprinse în NF ale PRE, altele decât cele aferente programelor de compensare/returnare/acordare a ajutoarelor de avarie/schimburilor neplanificate; PRE-SN cuprinde în NF toate exporturile notificate ale tuturor celorlalte PRE-uri din zona naţională de ofertare, precum şi pe cele rezultate din tranzitele notificate, iar începând cu implementarea procesului de compensare a dezechilibrelor, exportul prin acest proces, rezultat prin integrarea tuturor valorilor de corecţie cu semn pozitiv determinate de platforma informatică regională pentru compensarea dezechilibrelor;

IM reprezintă importurile cuprinse în NF ale PRE, altele decât cele aferente programelor de compensare/returnare/primire a ajutoarelor de avarie/schimburilor neplanificate; PRE- SN cuprinde în NF toate importurile notificate ale tuturor celorlalte PRE-uri din zona naţională de ofertare, precum şi pe cele rezultate din tranzitele notificate, iar începând cu implementarea procesului de compensare a dezechilibrelor, importul prin acest proces, rezultat prin integrarea tuturor valorilor de corecţie cu semn negativ determinate de platforma informatică regională pentru compensarea dezechilibrelor.

Art. 96 Pentru calculul poziţiei nete contractuale notificate, energia totală vândută sau achiziţionată într-un ID este considerată ca fiind livrată la putere constantă pe parcursul întregului ID.

Art. 97 Cantităţile contractate aferente fiecărei ore sunt exprimate în MWh, cu 3 zecimale.

Secţiunea 4.3. Poziţia netă măsurată a unei PRE

Art. 98 Livrările măsurate sunt definite ca fiind livrările de energie electrică ce au fost măsurate într-un punct de măsurare între SEN şi un producător sau consumator, după cum este cazul, într-un punct de schimb între o reţea electrică a unui OR şi reţeaua electrică a unui alt OR sau între SEN şi reţeaua unui OR/un consumator/un producător din alt stat.

Art. 99 Următoarele schimburi de energie electrică sunt definite ca livrări măsurate:

1. Producţia netă, reprezentând energia electrică ce este livrată în reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN la un loc de producere;

2. Consumul net, reprezentând energia electrică pe care un consumator o preia din reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN la un loc de consum;

3. Schimburile dintre reţelele electrice aparţinând de doi OR diferiţi, utilizate pentru determinarea CPT al reţelelor electrice de transport/distribuţie;

4. Exporturile realizate din SEN către alte ţări;

5. Importurile realizate din alte ţări către SEN.

Art. 100 Poziţia netă măsuratăa unei PRE, alta decât PRE-SN sau PRE a unui OR sau PRE care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru un OR, este determinată după cum urmează:

1. Producţia netă agregată la locurile de producere ale producătorilor pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, minus

2. Consumul net agregat la locurile de consum ale consumatorilor pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării; în situaţia în care consumul la un loc de consum este asigurat de mai mulţi furnizori, incluşi în PRE diferite, pentru PRE care nu şi-a asumat responsabilitatea echilibrării se consideră valoarea zero pentru consumul măsurat.

   Art. 101 Consumul net se determină pe baza livrărilor măsurate, considerate distinct în conformitate cu prevederile Art. 99 lit. b) pentru fiecare PRE din care face parte participantul la piaţă.

   Art. 102 La determinarea poziţiei nete măsurate a PRE-SN, din toate exporturile măsurate pe toate liniile de interconexiune ale SEN cu alte sisteme se scad toate importurile măsurate pe toate liniile de interconexiune ale SEN cu alte sisteme.

   Art. 103 Poziţia netă măsurată se determină separat pentru fiecare PRE şi pentru fiecare ID pe baza valorilor măsurate aprobate.

   Art. 104 Pentru calculul poziţiilor nete măsurate, energia totală livrată sau primită într-un ID este considerată ca fiind livrată la o putere constantă pe parcursul întregului ID.

   Art. 105 Livrările măsurate aferente fiecărei ore sunt exprimate în MWh, cu 3 zecimale.

   Art. 106 Poziţia netă măsuratăa unei PRE înregistrată de un OR pentru administrarea diferenţelor dintre cantitatea de energie electrică achiziţionată pentru acoperirea CPT al reţelei electrice şi CPT realizat se va considera drept consum net, şi anume la nivelul CPT al reţelei electrice din zona de licenţă a OR, determinat ca fiind diferenţa dintre cantitatea totală de energie electrică intrată în reţeaua din zona de licenţă în punctele de măsurare şi cantitatea totală de energie electrică livrată din reţeaua din zona de licenţă în punctele de măsurare, pe baza valorilor măsurate aprobate corespunzătoare următoarelor cantităţi de energie electrică:

   1. energia electrică primită fizic de la alţi OR, aceasta incluzând, dacă este cazul, şi importurile, plus

   2. producţia netă a tuturor unităţilor de producţie care sunt conectate la reţeaua electrică a operatorului de reţea respectiv, minus

   3. energia electrică livrată fizic către alţi OR, aceasta incluzând, dacă este cazul, şi exporturile, minus

   4. consumul net al tuturor consumatorilor care sunt conectaţi la reţeaua electrică a OR respectiv.

      Art. 107 În situaţia în care nu toate punctele de măsurare dintr-o zonă de licenţă sunt dotate cu echipamente de contorizare cu rezoluţie la nivel de ID, pentru determinarea CPT în reţelele electrice în zona de licenţă corespunzătoare şi repartizarea acestuia în fiecare ID, precum şi pentru determinarea consumului net al consumatorilor care nu sunt dotaţi cu echipamente de contorizare cu rezoluţie la nivel de ID, OR în cauză, în calitate de OM, utilizează:

      1. procedura pentru determinarea CPT în reţelele electrice de distribuţie, elaborată şi aprobată de ANRE,

      2. profilurile specifice de consum ale fiecărei categorii de consumatori, determinate pe baza unei proceduri elaborate de OR şi aprobate de ANRE şi

      3. procedura pentru determinarea şi utilizarea profilului rezidual de consum, elaborată şi aprobată de ANRE.

Art. 108 CPT al reţelei electrice, precum şi consumurile nete ale consumatorilor care nu sunt dotaţi cu echipamente de contorizare cu rezoluţie la nivel de ID, determinate conform prevederilor Art. l06, respectiv prevederilor Art. l07, sunt considerate valori măsurate aprobate.

Art. 109 Poziţia netă măsurată a unei PRE care a preluat responsabilitatea echilibrării pentru administrarea CPT al unui OR se determină conform Art. l00, în care consumul include şi consumul net aferent CPT al reţelei, determinat conform Art. l06 sau Art. l07, după caz.

Secţiunea 4.4. Dezechilibrul unei PRE

Art. 110 Dezechilibrul unei părţi responsabile cu echilibrarea este dezechilibrul respectivei PRE în fiecare ID şi reprezintă soldul dezechilibrelor individuale ale participanţilor la piaţă înregistraţi ca PRE şi ale participanţilor pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.

Art. 111 Dezechilibrul PRE se determină separat pentru fiecare PRE şi pentru fiecare ID, astfel:

1. dezechilibrul PRE, alta decât PRE – SN, ca diferenţă între poziţia netă măsurată a PRE şi poziţia netă contractuală a PRE şi

2. dezechilibrul PRE – SN, ca diferenţă între poziţia netă contractuală şi poziţia netă măsurată a PRE – SN.

Secţiunea 4.5. Dezechilibrul sistemului

Art. 112 Dezechilibrul sistemului reprezintă dezechilibrul total din SEN pentru fiecare ID.

Art. 113 Dezechilibrul sistemului pe fiecare ID se determină astfel:

1. cantitatea agregată corespunzătoare reducerii de putere care a fost efectiv livrată în acest ID la care se adaugă k�f, dacă are sensul de reducere de putere

2. minus cantitatea agregată corespunzătoare creşterii de putere care a fost efectiv livrată în acest ID la care se adaugă k�f, dacă are sensul de creştere de putere

b) minus valoarea schimburilor neplanificate cu toate părţile externe interconectate, unde k�f reprezintă estimarea reglajului primar activat în ID.

Art. 114 (l) Valoarea SN cu părţile externe interconectate se determină cu următoarea formulă:

SN = (EXPnotif– IMPnotif) – (EXPrealiz– IMPrealiz),

1. Exporturile notificate cuprind toate exporturile corespunzătoare graficelor de schimb ale PRE, incluzând returnările programate ale ajutoarelor primite de OTS de la părţile externe interconectate în perioade anterioare şi/sau exporturile efectuate de acesta conform legislaţiei europene şi naţionale în vigoare, inclusiv exportul rezultat din procesul de compensare a dezechilibrelor, după implementarea acestuia.

2. Importurile notificate cuprind toate importurile corespunzătoare graficelor de schimb ale PRE, incluzând returnările programate ca grafice de schimb ale ajutoarelor care au fost acordate de OTS către părţile externe interconectate în perioade anterioare şi/sau importurile efectuate de acesta conform legislaţiei europene şi naţionale în vigoare, inclusiv importul rezultat din procesul de compensare a dezechilibrelor, după implementarea acestuia.

3. Exporturile realizate şi importurile realizate se determină pe baza valorilor măsurate.

   Art. 115 Pentru calculul dezechilibrului sistemului, energia totală livrată pentru creştere de putere sau primită pentru reducere de putere într-un ID este considerată a fi livrată la o putere constantă pe parcursul întregului ID.

   Art. 116 OTS publică cel târziu la 30 de minute după încheierea ID, valoarea şi semnul dezechilibrului sistemului, pe pagina proprie de internet. Obligaţia de publicare poate fi îndeplinită prin indicarea explicită pe pagina proprie de internet a unei legături la o pagină de internet unde aceste informaţii sunt publicate.

   Secţiunea 4.6. Determinarea costurilor pentru echilibrarea sistemului

   Art. 117 ODPE determină costurile pentru echilibrarea sistemului şi pentru managementul restricţiilor de reţea în fiecare lună calendaristică, după transmiterea de către OTS a notei lunare de regularizare pe PE conform prevederilor Regulamentului PE.

   Art. 118 Costurile pentru echilibrarea sistemului se determină prin scăderea, din costurile corespunzătoare tranzacţiilor definitive care au fost încheiate pe PE, a costurilor corespunzătoare managementului restricţiilor de reţea.

   Art. 119 Costurile pentru managementul restricţiilor de reţea sunt egale cu:

   1. costurile corespunzătoare tranzacţiilor definitive care au fost încheiate pe PE drept consecinţă a anulării unei tranzacţii anterioare în ordinea de merit, marcată ca fiind anulată pentru rezolvarea unei restricţii de reţea sau, după caz, care au fost încheiate pe PE şi au fost marcate ca fiind utilizate pentru managementul restricţiilor de reţea;

      minus

   2. costurile evitate pe PE ca urmare a unei restricţii de reţea.

Art. 120 (l) Pentru situaţiile în care într-un ID există tranzacţii angajate marcate ca anulate din cauza unor restricţii de reţea, termenii relaţiei prevăzute la Art. ll9 se determină astfel:

1. costurile evitate prevăzute la Art. ll9 lit. b) reprezintă contravaloarea tranzacţiilor angajate anulate pentru rezolvarea unei restricţii de reţea, considerate la preţul marginal corespunzător tipului de reglaj şi sensului pentru care fuseseră selectate;

2. tranzacţiile definitive încheiate pe PE drept consecinţă a anulării unei tranzacţii din cauza unei restricţii de reţea prevăzute la Art. ll9 lit. a) reprezintă tranzacţiile definitive suplimentare, marcate ca înlocuitoare, rezultate în urma refacerii procesului de stabilire a tranzacţiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care OTS nu ar fi anulat perechea/perechile preţ-cantitate marcată/marcate ca fiind anulată/anulate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, conform prevederilor Regulamentului PE;

1. Pentru situaţiile în care într-un ID există tranzacţii definitive marcate ca utilizate pentru managementul restricţiilor de reţea, costurile evitate prevăzute la Art. ll9 lit. b)

   reprezintă contravaloarea ofertelor care ar fi determinat tranzacţii angajate marcate ca virtuale, suplimentare celor înregistrate în sistemul PE, rezultate în urma refacerii procesului de stabilire a tranzacţiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care OTS nu ar fi selectat perechea/perechile preţ-cantitate marcată/marcate ca fiind utilizată/utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, conform prevederilor Regulamentului PE.

   Art. 121 ODPE determină surplusul de costuri rezultat din managementul restricţiilor de reţea, separat pentru fiecare ID din luna de livrare, cu formulele:

   1. SCCon, i= I( qi,jDefCres,Inloc * pi,jDefCres,Inloc) – I(qi,kAngajCres,Anul * pi,kAngajCres,Anul),

      care se aplică în situaţiile în care oferte selectate la creştere au fost anulate deoarece ar fi creat o restricţie de reţea,

      unde:

      • SCCon, i reprezintă surplusul de costuri rezultat din managementul restricţiilor de reţea în IDi;

      • q i,j DefCres,Inloc, reprezintă cantitatea corespunzătoare fiecărei tranzacţii definitive j pentru

        furnizarea creşterii de putere în IDi, identificată sub denumirea de tranzacţie înlocuitoare a tranzacţiilor anulate angajate la creştere în IDi, conform prevederilor Regulamentului PE;

      • p i,j DefCres,Inloc reprezintă preţul perechii preţ-cantitate din ofertă corespunzătoare

        tranzacţiei definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi, identificată sub denumirea de tranzacţie înlocuitoare a tranzacţiilor anulate angajate la creştere în IDi, conform prevederilor Regulamentului PE;

      • q i,k AngajCres,Anul, respectiv p i,k AngajCres,Anul reprezintă cantitatea, respectiv preţul marginal,

        corespunzătoare tranzacţiilor angajate k pentru furnizarea creşterii de putere în IDi, marcate ca anulate datorită unei restricţii de reţea în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;

        şi/sau

   2. SCCon, i = I(q i,l DefCres,Con * p i,l DefCres,Con) – I( q i,mVirtCres * p i,mVirtCres),

care se aplică în situaţiile în care oferte selectate la creştere au fost marcate ca utilizate pentru managementul restricţiilor de reţea;

unde:

• q i,l DefCres,Con, respectiv p i,l DefCres,Con reprezintă cantitatea, respectiv preţul, corespunzătoare tranzacţiilor definitive l pentru furnizarea creşterii de putere în IDi marcate ca utilizate pentru managementul unei restricţii de reţea în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;

• q i,m VirtCres reprezintă cantitatea corespunzătoare tranzacţiilor identificate drept virtuale

  m pentru furnizarea creşterii de putere în IDi, care ar fi fost încheiate suplimentar celor înregistrate în sistemul PE, rezultate în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;

• p i,m VirtCres reprezintă preţul marginal rezultat în urma refacerii procesului de stabilire a

  tranzacţiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care OTS nu ar fi selectat perechea/perechile preţ-cantitate marcată/marcate ca fiind utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, utilizat ca preţ marginal pentru tranzacţiile angajate.

  Toate cantităţile sunt considerate ca valori pozitive orare, exprimate în MWh, cu 3 zecimale.

  Art. 122 ODPE determină deficitul de venituri rezultate din managementul restricţiilor de reţea, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formulele:

  1. DVCon,i= I( qi,jDefRed,Inloc * p i,j DefRed,Inloc) – I(q i,kAngajRed,Anul* p i,kAngajRed,Anul)

     care se aplică în cazul în care oferte selectate la reducere au fost anulate deoarece ar fi creat o restricţie de reţea,

     unde:

• DVCon,i reprezintă deficitul de venituri rezultate din managementul restricţiilor de reţea în IDi;

  –q i,j DefRed,Inloc, reprezintă cantitatea corespunzătoare tranzacţiilor definitive j pentru

  furnizarea reducerii de putere în IDi, identificată sub denumirea de tranzacţie înlocuitoare

  a tranzacţiilor anulate angajate la reducere în IDi, conform prevederilor Regulamentului PE.

• p i,j DefRed,Inloc reprezintă preţul perechii preţ-cantitate din ofertă corespunzătoare

  tranzacţiei definitive j pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, identificată sub denumirea de tranzacţie înlocuitoare a tranzacţiilor anulate angajate la reducere în IDi, conform prevederilor Regulamentului PE;

• q i,k AngajRed,Anul, respectiv p i,k AngajRed,Anul reprezintă cantitatea, respectiv preţul marginal,

  corespunzătoare tranzacţiilor angajate k pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, marcate ca anulate datorită unei restricţii de reţea în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;

  şi/sau

  1. DVCon, i = I(q i,l DefRed,Con * p i,l DefRed,Con) – I( q i,m VirtRed * p i,m VirtRed),

  care se aplică în situaţiile în care oferte selectate la reducere au fost marcate ca utilizate pentru managementul restricţiilor de reţea;

  unde:

• q i,l DefRed,Con, respectiv p i,l DefRed,Con reprezintă cantitatea, respectiv preţul, corespunzătoare tranzacţiilor definitive l pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, marcate ca utilizate pentru managementul unei restricţii de reţea în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;

• q i,m VirtRed reprezintă cantitatea corespunzătoare tranzacţiilor identificate drept virtuale m

  pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, care ar fi fost încheiate suplimentar celor înregistrate în sistemul PE, rezultate în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;

• p i,m VirtRed reprezintă preţul marginal rezultat în urma refacerii procesului de stabilire a

  tranzacţiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care OTS nu ar fi selectat perechea/perechile preţ-cantitate marcată/marcate ca fiind utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, utilizat ca preţ marginal pentru tranzacţiile angajate.

  Toate cantităţile vor fi considerate ca valori pozitive orare, exprimate în MWh, cu 3 zecimale.

  Art. 123 Nu mai târziu de data limită la care OTS transmite valorile măsurate aferente poziţiilor nete măsurate ale PRE la ODPE conform Regulilor de măsurare, OTS transmite la ODPE separat pentru fiecare ID, detaliile tuturor tranzacţiilor virtuale prevăzute la Art. l2l şi Art. l22, determinate conform Regulamentului PE, pe cele ale tranzacţiilor anulate pentru rezolvarea unor restricţii de reţea, precum şi pe cele ale tranzacţiilor definitive înlocuitoare ale acestora, separat pentru fiecare ID.

  Art. 124 După determinarea surplusului de costuri şi a deficitului de venituri rezultate din managementul restricţiilor de reţea, ODPE determină costurile pentru managementul restricţiilor de reţea, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formula:

  CCon,i = SCCon,i-DVCon,i

  unde:

• CCon,i reprezintă costurile pentru managementul restricţiilor de reţea în IDi;

• SCCon,i reprezintă surplusul de costuri, iar DVCon,i reprezintă deficitul de venituri rezultate din managementul restricţiilor de reţea în IDi, aşa cum au fost determinate conform Art. l2l şi Art. l22.

  În cazul în care valoarea CCon,i este nulă sau negativă, costurile pentru managementul restricţiilor de reţea aferente IDi se consideră zero.

  Art. 125 (l) ODPE determină costurile pentru echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formula:

  CEchSist,i = I (qi,jCres * pi,jMargCres)+CMCD,iimp – SCCon,i

  unde:

• CEchSist,i reprezintă costurile pentru echilibrarea sistemului în IDi;

• qi,jCres reprezintă cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacţiei definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi; qi,jCres va fi considerată ca valoare pozitivă orară exprimată în MWh, cu 3 zecimale;

• pi,jMargCres reprezintă preţul marginal aferent tranzacţiei definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi;

• CMCD,iimp reprezintă costurile rezultate conform regulilor mecanismului de compensare a dezechilibrelor, după implementarea acestuia, în ID i.

1. În cazul în care furnizarea creşterii de putere s-a făcut de către un PPE revocat de către OTS pentru neplata obligaţiilor, costurile aferente drepturilor de încasare ale acestuia pe PE în ID respectiv nu se iau în considerare la determinarea costurilor pentru echilibrarea sistemului.

   Art. 126 ODPE determină veniturile rezultate din echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formula:

   VEchSist,i = I (qi,xRed * pi,xMargRed)+VMCD,iexp– DVCon,i

   unde:

   • VEchSist,i reprezintă veniturile rezultate din echilibrarea sistemului în IDi;

   • qi,xRed reprezintă cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacţiei definitive x pentru furnizarea reducerii de putere în IDi;

   • pi,xMargRed reprezintă preţul marginal aferent tranzacţiei definitive x pentru

     furnizarea reducerii de putere în IDi;

   • VMCD,iexp reprezintă veniturile rezultate conform regulilor procesului de compensare a dezechilibrelor, după implementarea acestuia, în IDi.

     Art. 127 După determinarea costurilor şi a veniturilor rezultate din echilibrarea sistemului, ODPE determină costurile efective pentru echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formula:

     CEEchSist,i = I (qi,jCres * pi,jMargCres) – I (qi,xRed * pi,xMargRed)+CMCD,iimp-VMCD,iexp– CCon,i

     unde:

   • CEEchSist,i reprezintă costurile efective pentru echilibrarea sistemului în IDi;

   • qi,jCres , pi,jMargCres reprezintă cantitatea de energie efectiv livrată, respectiv preţul marginal, corespunzătoare tranzacţiei definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi;

   • qi,xRed, pi,xMargRed reprezintă cantitatea de energie efectiv livrată, respectiv preţul marginal, corespunzătoare tranzacţiei definitive x pentru furnizarea reducerii de putere în IDi;

   • CCon,i reprezintă costurile pentru managementul restricţiilor de reţea pentru IDi determinate conform Art. l24.

   Art. 128 După determinarea costurilor/veniturilor rezultate din echilibrarea sistemului şi a costurilor pentru managementul restricţiilor de reţea, ODPE emite o notă lunară de regularizare, cuprinzând următoarele informaţii:

   1. costurile pentru echilibrarea sistemului, determinate conform prevederilor Art. l25, separat pentru fiecare ID din luna de livrare;

   2. veniturile rezultate din echilibrarea sistemului, determinate conform prevederilor Art. l26, separat pentru fiecare ID din luna de livrare;

   3. costurile pentru managementul restricţiilor de reţea în fiecare ID din luna de livrare, determinate conform prevederilor Art. l24;

   4. costurile pentru managementul restricţiilor de reţea în luna de livrare, determinate prin însumarea costurilor pentru managementul restricţiilor de reţea determinate conform prevederilor Art. l24 în toate ID din luna de livrare;

   5. costurile efective pentru echilibrarea sistemului în luna de livrare, rezultate prin însumarea costurilor efective pentru echilibrarea sistemului determinate pentru fiecare ID conform prevederilor Art. l27.

Art. 129 (l) ODPE publică pe pagina proprie de internet în platforma informatică dedicată, nota lunară de regularizare determinată conform prevederilor Art. l28 pe baza valorilor măsurate, nu mai târziu de 3 zile lucrătoare de la primirea valorilor măsurate/agregate ale producţiei şi consumului de energie electrică aferente fiecărei PRE stabilite conform Regulilor de măsurare şi transmite electronic către OTS o atenţionare privind publicarea.

1. Platforma informatică dedicată consemnează şi reţine data la care orice notă elaborată de ODPE conform prevederilor prezentului regulament a fost pusă la dispoziţia părţilor implicate.

   Secţiunea 4.7. Calculul Preţului pentru Dezechilibre

   Art. 130 Preţurile pentru dezechilibre sunt:

   1. Preţul pentru deficit de energie, care reprezintă preţul unitar, pozitiv, negativ sau zero pe care o PRE trebuie să îl plătească OTS pentru dezechilibrul negativ al respectivei PRE dintr-un ID şi

   2. Preţul pentru excedent de energie, care reprezintă preţul unitar, pozitiv, negativ sau zero pe care o PRE îl primeşte de la OTS pentru dezechilibrul pozitiv al respectivei PRE dintr-un ID.

Art. 131 În fiecare lună calendaristică, ODPE determină preţurile pentru deficit de energie şi preţurile pentru excedent de energie, separat pentru fiecare ID din luna de livrare.

Art. 132 Dacă OTS a dispus livrarea creşterii de putere într-un ID, preţul pentru deficit de energie în acest IDi este determinat cu formula:

PDefi = CEchSist,i / (Iq i,jCres)

unde:

– PDefi reprezintă preţul pentru deficit de energie în IDi;

–CEchSist,i reprezintă costurile pentru echilibrarea sistemului în IDi, determinate conform prevederilor Art. l25;

–qi,jCres reprezintă cantitatea efectiv livrată, corespunzătoare tranzacţiei definitive j pentru

furnizarea creşterii de putere în IDi; qi,jCres este considerată ca valoare pozitivă orară, exprimată în MWh, cu 3 zecimale.

Art. 133 Dacă OTS nu a dispus livrarea creşterii de putere într-un ID sau dacă PDefi din formula prevăzută la Art. l32 este nedeterminată, preţul pentru deficit de energie în acest ID este stabilit ca fiind egal cu PIP în intervalul de tranzacţionare corespunzător ID respectiv.

Art. 134 Dacă OTS a dispus livrarea reducerii de putere într-un ID, preţul pentru excedent de energie în acest IDi este determinat cu formula:

PExci = VEchSist,i / (Iq i,jRed)

unde:

– PExci reprezintă preţul pentru excedent de energie în IDi;

–VEchSist,i reprezintă venitul rezultat din echilibrarea sistemului în IDi, determinat conform prevederilor Art. l26;

–qi,jRed reprezintă cantitatea efectiv livrată, corespunzătoare tranzacţiei definitive j pentru

furnizarea reducerii de putere în IDi; qi,jRed este considerată ca valoare pozitivă orară, exprimată în MWh, cu 3 zecimale.

Art. 135 Dacă OTS nu a dispus livrarea reducerii de putere într-un ID sau dacă PExci din formula prevăzută la Art. l34 este nedeterminată, preţul pentru excedent de energie în acest ID este stabilit ca find egal cu PIP în intervalul de tranzacţionare corespunzător ID respectiv.

Art. 136 OTS publică cel târziu la 30 de minute după încheierea ID, valoarea şi semnul preţului pentru deficit de energie şi ale celui pentru excedent de energie, estimate pe baza cantităţilor din tranzacţiile angajate pe PE pentru ID respectiv şi a celei mai bune aproximaţii pentru costurile corespunzătoare managementului restricţiilor de reţea din ID respectiv, pe pagina proprie de internet. Obligaţia de publicare poate fi îndeplinită prin indicarea explicită pe pagina proprie de internet a unei legături la o pagină de internet unde aceste informaţii sunt publicate.

Secţiunea 4.8. Reguli pentru decontarea dezechilibrelor PRE şi pentru decontarea costurilor/veniturilor suplimentare rezultate din echilibrarea sistemului

Art. 137 Regulile pentru decontarea dezechilibrelor PRE şi ale costurilor/veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului asigură un cadru pentru decontarea dezechilibrelor PRE şi stabilirea obligaţiilor de plată şi a drepturilor de încasare rezultate conform prevederilor prezentului regulament, între o PRE şi OTS.

Art. 138 Pentru a facilita un proces de decontare ordonat, transparent şi nediscriminatoriu, prezentele reguli pentru decontare creează în plus cadrul pentru:

1. stabilirea unui program de determinare, de punere la dispoziţia părţilor şi de confirmare/contestare a informaţiilor necesare în vederea facturării şi decontării dezechilibrelor PRE şi a costurilor/veniturilor suplimentare provenite din echilibrare;

2. efectuarea calculelor pentru stabilirea drepturilor de încasare şi a obligaţiilor de plată aferente dezechilibrelor PRE;

3. efectuarea calculelor pentru redistribuirea costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului;

4. punerea la dispoziţia părţilor a informaţiilor privind obligaţiile acestora de plată, respectiv drepturile acestora de încasare;

5. facturarea şi efectuarea plăţilor;

6. stabilirea şi utilizarea garanţiilor;

7. măsuri în cazuri de neîndeplinire a obligaţiilor.

Art. 139 ODPE şi OTS elaborează procedurile pentru realizarea funcţiilor specifice decontării aflate în responsabilitatea fiecăruia conform prezentelor reguli pentru decontare în urma unui proces de consultare publică şi le publică pe paginile de internet proprii.

Art. 140 ODPE stabileşte, în urma unui proces de consultare publică, formatul standard pentru toate notele de informare pentru decontarea lunară a dezechilibrelor, pentru notele lunare de regularizare şi pentru notele de informare pentru decontarea redistribuirii veniturilor/costurilor suplimentare şi le publică pe pagina de internet proprie.

Art. 141 ODPE este responsabil pentru calculul de decontare şi emiterea notelor de informare pentru decontarea lunară pentru PRE.

Art. 142 OTS şi PRE achită în termenele prevăzute în prezentul regulament obligaţiile de plată reciproce prevăzute în notele de informare pentru decontarea lunară, în baza facturilor corespunzătoare acestora.

Art. 143 OTS urmăreşte separat fiecare categorie de obligaţii de plată/drepturi de încasare în relaţia OTS cu PRE, prin înfiinţarea următoarelor tipuri de fişe pentru decontare:

1. Fişă pentru decontarea dezechilibrelor PRE, întocmită pentru fiecare PRE;

2. Fişă pentru decontarea veniturilor/costurilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului, întocmită pentru fiecare PRE.

Art. 144 Fiecare PRE este titularul fişei de decontare corespunzătoare, întocmită de OTS conform prevederilor Art. l43.

Art. 145 OTS stabileşte fişele de decontare prevăzute la Art. l43 pentru titularul de fişă corespunzător, după înregistrarea acestuia ca PRE, dar nu mai târziu de data la care înregistrarea devine efectivă.

Art. 146 Obligaţiile de plată şi drepturile de încasare înregistrate de OTS într-o fişă de decontare pentru PRE se bazează pe relaţia contractuală dintre OTS, pe de o parte, şi titularul de fişă, pe de altă parte, formalizată prin semnarea Convenţiei de asumare a responsabilităţii echilibrării, ale cărei prevederi reflectă prevederile legii şi ale prezentului regulament.

Art. 147 Fiecare participant la piaţă care este înregistrat în calitate de PRE deschide un cont la o bancă comercială, denumită în continuare bancă de decontare.

Art. 148 (l) În scopul îndeplinirii obligaţiilor sale conform prezentelor reguli pentru decontare, OTS deschide un cont de echilibrare la o bancă comercială de pe teritoriul României, utilizat pentru plăţile aferente dezechilibrelor şi pentru plăţile corespunzătoare redistribuirii costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului;

1. Contul de echilibrare prevăzut la alin. (l) este acelaşi cu cel deschis de OTS conform Regulamentului PE drept cont bancar pentru echilibrare pentru încasările şi plăţile aferente tranzacţiilor încheiate pe PE şi a celor aferente penalităţilor pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare;

2. OTS alimentează lunar contul de echilibrare prevăzut la alin. (l) cu suma corespunzătoare costurilor pentru managementul restricţiilor de reţea, conform Notei lunare de regularizare prevăzute la Art. l28 lit. d).

Art. 149 Titularii de cont trebuie să asigure solvabilitatea conturilor bancare proprii la datele scadente ale facturilor, prevăzute în prezentele reguli pentru decontare.

Art. 150 Conturile bancare sunt deschise în moneda naţională din România.

Secţiunea 4.9. Garanţii de plată a obligaţiilor PRE

Art. 151 OTS are dreptul să solicite participanţilor la piaţă depunerea unei garanţii înainte ca respectivul participant la piaţă să fie înregistrat ca PRE; în cazul în care o PRE este înregistrată de către un participant la piaţă care este înregistrat ca PPE în conformitate cu Regulamentul PE, iar această PRE nu a preluat responsabilitatea echilibrării altor participanţi la piaţă, OTS poate accepta o garanţie comună pentru obligaţiile de plată ale participantului la piaţă atât în calitate de PRE, cât şi de PPE.

Art. 152 (l) Garanţia furnizată de un participant la piaţă înregistrat ca PRE poate limita dimensiunea maximă a acelei PRE, determinată conform prevederilor Art. l54 şi/sau volumul corespunzător al schimburilor bloc, exporturilor şi importurilor.

1. Modul de aplicare a prevederilor alin. (l) trebuie prevăzut în detaliu de către OTS în procedura prevăzută la Art. l53 şi are drept scop corelarea cu nivelul garanţiei depuse, a sumei dintre vânzările nete, consumul şi exportul respectivei PRE pe perioada de risc, evaluate în baza informaţiilor privind cantităţile de energie electrică tranzacţionate conform contractelor de vânzare-cumpărare încheiate şi cu considerarea preţului mediu de deficit pe ultimele 3 luni.

2. Limitarea prevăzută la alin. (2) este solicitată în cazul constatării unor potenţiale dezechilibre negative semnificative şi/sau înregistrării de întârzieri la plată urmate de utilizarea garanţiilor, fără ca acestea să fie reconstituite ulterior la nivelul necesar.

Art. 153 (l) OTS elaborează, în urma unui proces de consultare publică, procedura pentru determinarea necesarului şi a tipurilor de garanţii solicitate, pentru realizarea şi verificarea constituirii garanţiilor şi suplimentării acestora, dacă este cazul, precum şi de utilizare a disponibilului rămas din garanţia depusă de către PRE.

1. Nivelul garanţiei solicitate ţine seama de probabilitatea ca diferenţa între obligaţiile de plată şi drepturile de încasare ale PRE la nivel lunar către OTS să fie pozitivă şi este adaptat în concordanţă cu eventualele întârzieri la plată înregistrate în perioade anterioare.

2. OTS publică pe pagina proprie de internet procedura prevăzută la alin. (l).

   Secţiunea 4.10. Dimensiunea PRE

   Art. 154 Fiecare OR trebuie să transmită lunar la OTS informaţii privind dimensiunea fiecărei PRE din zona de licenţă proprie.

   Art. 155 Nu mai târziu de a 5-a zi lucrătoare a fiecărei luni calendaristice, fiecare OR transmite OTS şi fiecărei PRE, următoarele informaţii din zona de licenţă proprie:

   1. valoarea agregată a producţiei anuale estimate pentru unităţile de producţie, pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării;

   2. valoarea agregată a consumului anual estimat pentru consumatorii de energie electrică, pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării.

Art. 156 Producţiile şi consumurile anuale estimate pentru următoarele l2 luni, transmise conform prevederilor Art. l55, pot avea la bază următoarele informaţii, fără a se limita la acestea:

1. cantităţile anuale estimate pentru CPT, utilizate de respectivul OR pentru determinarea tarifelor de reţea;

2. producţia sau consumul anual, după cum este cazul, înregistrate în ultimele l2 luni pentru respectivul loc de producere/loc de consum; sau

3. în cazul unui loc de producere/loc de consum pentru care nu sunt disponibile date, o estimare cât mai realistă a cantităţilor anuale, aşa cum au fost convenite de furnizorul locului de consum şi/sau de OR cu respectivul utilizator de reţea electrică şi/sau PRE.

Art. 157 În situaţia în care datele transmise de un OR conform prevederilor Art. l55 sunt incorecte, respectiva PRE le poate contesta la OR într-un interval de 5 zile

lucrătoare de la data la care au fost transmise. Dacă o PRE nu a transmis nici o contestaţie în acest interval, atunci datele transmise conform prevederilor Art. l55 se consideră ca fiind confirmate de respectiva PRE.

Art. 158 Un OR verifică orice contestaţie primită în legatură cu datele transmise conform prevederilor Art. l55 în termen de 5 zile lucrătoare după primirea contestaţiei şi trebuie să comunice rezultatul respectivei PRE. Dacă datele au fost incorecte, OR transmite datele corectate către OTS şi respectiva PRE.

Art. 159 OTS şi orice OR pot conveni să limiteze schimbul lunar de informaţii dintre ei, necesar conform prezentei secţiuni, numai la datele care s-au modificat faţă de luna anterioară.

Art. 160 În fiecare lună calendaristică, după transmiterea de către OR a informaţiilor prevăzute la Art. l55, OTS determină dimensiunea totală a fiecărei PRE prin agregarea informaţiilor şi le comunică PRE.

Secţiunea 4.11. Decontarea dezechilibrelor PRE

Art. 161 ODPE efectuează calculele pentru decontarea dezechilibrelor PRE în fiecare lună calendaristică, după primirea valorilor măsurate/agregate ale producţiei şi consumului de energie electrică în conformitate cu prevederile Regulilor de măsurare.

Art. 162 Odată cu efectuarea calculelor prevăzute la Art. l6l, ODPE verifică corectitudinea decontării prin verificarea închiderii bilanţului energiei electrice corespunzătoare tranzacţiilor definitive pe PE cu dezechilibrele PRE; în situaţia în care ODPE constată o neînchidere a bilanţului mai mare decât o valoare limită, publică pe pagina proprie de internet existenţa acesteia şi solicită tuturor părţilor implicate verificarea datelor astfel încât eroarea să fie eliminată în cadrul procesului de decontare ce utilizează valorile măsurate aprobate, conform prevederilor Art. l78. Valoarea limită va fi stabilită printr-o procedură elaborată de ODPE şi supusă consultării publice.

Art. 163 Separat pentru fiecare zi calendaristică din luna de livrare şi pentru fiecare PRE, ODPE determină valoarea sumelor de plată şi separat a celor de încasat corespunzătoare dezechilibrelor înregistrate de fiecare PRE, cu formulele:

DZIDPd

unde:

n

DezPozii

* PExci, respectiv OZPDNd

IDZ n



DezNeg j* PDef jj

• DZIDPd reprezintă valoarea drepturilor zilnice de încasare/obligaţiilor de plată pentru dezechilibrele pozitive în ziua d, constatate într-un număr de n ID-uri;

• DezPozi reprezintă cantitatea corespunzătoare dezechilibrului pozitiv al respectivei PRE în IDi al zilei d, determinată conform prevederilor Art. lll;

• PExci reprezintă preţul pentru excedent de energie în IDi din ziua d, determinat conform prevederilor Art. l34;

• OZPDNd reprezintă valoarea obligaţiilor zilnice de plată/drepturilor de încasare pentru dezechilibrele negative în ziua d, constatate într-un număr de (IDZ-n) ID-uri, unde IDZ este numărul total de ID-uri din ziua de livrare d;

• DezNegj reprezintă cantitatea, în valoare absolută, corespunzătoare dezechilibrului negativ al respectivei PRE în IDj din ziua d, determinată conform prevederilor Art. lll;

• PDefj reprezintă preţul pentru deficit de energie în IDj din ziua de livrare d, determinat conform prevederilor Art. l32.

Art. 164 ODPE determină, separat pentru fiecare PRE, valoarea drepturilor lunare de încasare/obligaţiilor de plată pentru dezechilibre pozitive, prin însumarea valorilor zilnice ale drepturilor de încasare/obligaţiilor de plată pentru dezechilibre pozitive stabilite conform prevederilor Art. l63 şi separat valoarea obligaţiilor lunare de plată/drepturilor de încasare pentru dezechilibre negative, prin însumarea valorilor zilnice ale obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare pentru dezechilibre negative stabilite conform prevederilor Art. l63.

Art. 165 ODPE întocmeşte separat pentru fiecare PRE o notă de informare pentru decontarea lunară a dezechilibrelor. Această notă de informare conţine cel puţin următoarele informaţii:

1. dezechilibrul pozitiv sau negativ al respectivei PRE, separat pentru fiecare ID din luna de livrare;

2. preţul pentru excedent de energie şi preţul pentru deficit de energie, separat pentru fiecare ID din luna de livrare;

3. cantitatea agregată a dezechilibrelor pozitive ale respectivei PRE în luna de livrare;

4. cantitatea agregată a dezechilibrelor negative ale respectivei PRE în luna de livrare;

5. dezechilibrul lunar net al PRE în luna de livrare, calculat ca diferenţă între cantitatea agregată a tuturor dezechilibrelor pozitive ale respectivei PRE şi cantitatea agregată a tuturor dezechilibrelor negative, în valoare absolută, ale respectivei PRE;

6. obligaţiile de plată sau drepturile de încasare ale respectivei PRE, separat pentru fiecare ID din luna de livrare;

7. valoarea drepturilor lunare de încasare şi valoarea obligaţiilor lunare de plată determinate conform prevederilor Art. l64.

Art. 166 ODPE pune la dipoziţia PRE corespunzătoare şi a OTS notele de informare pentru decontarea lunară a dezechilibrelor stabilite conform prevederilor Art. l65 pe baza valorilor măsurate, prin postarea lor pe platforma informatică dedicată, în maxim 3 zile lucrătoare de la primirea valorilor măsurate/agregate ale producţiei şi consumului de energie electrică aferente fiecărei PRE, stabilite conform Regulilor de măsurare.

Art. 167 O notă de informare pentru decontarea lunară a dezechilibrelor emisă în luna calendaristică n conţine informaţiile înscrise în fişa pentru decontare aparţinând respectivei PRE, pentru luna calendaristică n – 1.

Art. 168 Facturile sunt emise de OTS, respectiv PRE, în prima zi lucrătoare care urmează postării pe platforma informatică a notelor de informare pentru decontarea lunară a dezechilibrelor, în baza acestora, şi trebuie achitate într-un interval de 5 zile lucrătoare de la data emiterii. Plăţile se consideră efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate sau creditate în contul bancar de echilibrare deschis de OTS.

Secţiunea 4.12. Costuri sau venituri suplimentare provenite din echilibrarea sistemului

Art. 169 (l) Costul sau venitul suplimentar lunar provenit din echilibrarea sistemului este egal cu:

1. Costurile efective pentru echilibrarea sistemului, calculate ca sumă a costurilor OTS pentru echilibrarea sistemului determinate conform Art. l27, pe toate ID ale lunii respective,

   plus

2. suma obligaţiilor de plată lunare ale OTS către PRE pentru dezechilibrele PRE, rezultate în cazul în care valoarea decontării lunare determinate conform Art. l64 are semnificaţia unei sume de primit de către respectiva PRE,

   minus

3. suma drepturilor de încasare lunare ale OTS de la PRE pentru dezechilibrele PRE, rezultate în cazul în care valoarea decontării lunare determinate conform Art. l64 are semnificaţia unei sume de plătit de către respectiva PRE

   minus

4. valoarea lunară a penalităţilor care trebuie plătite de către PPE pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare, rezultate din însumarea valorilor înscrise în notele de informare pentru decontare aferente lunii de livrare, realizate conform Regulamentului PE.

(2) În cazul în care valoarea rezultată la alin. (l) este pozitivă, aceasta reprezintă costul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului, iar în cazul în care este negativă, aceasta reprezintă venitul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului.

Art. 170 După determinarea costului sau venitului suplimentar provenit din echilibrarea sistemului, ODPE întocmeşte o notă lunară de regularizare, cuprinzând următoarele informaţii:

1. costurile efective pentru echilibrarea sistemului în luna de livrare, cuprinse în nota lunară de regularizare corespunzătoare, prevăzută la Art. l28;

2. suma valorilor decontării lunare corespunzătoare tuturor PRE pentru luna de livrare, rezultate prin însumarea algebrică a drepturilor lunare de încasare/obligaţiilor de plată pentru dezechilibre pozitive şi a obligaţiilor lunare de plată/drepturilor de încasare pentru dezechilibre negative determinate conform prevederilor Art. l64;

3. suma valorilor penalităţilor pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare, determinate conform prevederilor din Regulamentul PE; şi

4. costurile sau veniturile suplimentare provenite din echilibrarea sistemului în luna de livrare, determinate conform prevederilor Art. l69.

Art. 171 ODPE publică nota lunară de regularizare prevăzută la Art. l70 pe baza valorilor măsurate, în maxim 3 zile lucrătoare de la primirea valorilor măsurate/agregate ale producţiei şi consumului de energie electrică aferente fiecărei PRE, stabilite conform Regulilor de măsurare.

Secţiunea 4.13. Repartizarea către PRE a costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului

Art. 172 ODPE calculează sumele corespunzătoare repartizării integrale către PRE a costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului, în luna care urmează după luna de livrare.

Art. 173 (l) Venitul suplimentar, respectiv costul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului care revine lunar fiecărei PRE, cu excepţia PRE-SN şi PRE Agent de transfer, se determină pe baza aportului acesteia în fiecare ID la reducerea dezechilibrului sistemului, respectiv la agravarea dezechilibrului sistemului. Valoarea repartizată fiecărei PRE se determină cu formula:

Si Ctot ,i

n



il

Ctot ,i

S res

unde:

• Si reprezintă valoarea repartizată către PREi, cu excepţia PRE-SN şi PRE Agent de transfer, din venitul/ costul suplimentar provenit din echilibrarea sistemului.

• Sres reprezintă venitul suplimentar sau costul suplimentar rezultat în luna respectivă din echilibrarea sistemului; iar

• Ctot,i reprezintă contribuţia la dezechilibrul sistemului a PREi, cu excepţia PRE- SN şi PRE Agent de transfer, în luna de livrare, determinată, după caz, astfel:

  1. pentru luna de livrare pentru care se înregistrează venit suplimentar din echilibrarea sistemului, cu formula:

     Ol Ol

     Ctot,iDezNegtDezPozt

     unde:

     t l

     i i

     t l ,

• DezNegit este dezechilibrul negativ (în valoare absolută) al PREi în IDt în care

  DEZsistem>0, determinat conform Art. ll3 şi 0 (zero) în IDt în care DEZsistem<0,

• DezPozit este dezechilibrul pozitiv al PREi în IDt în care DEZsistem<0, determinat conform Art. ll3 şi 0 (zero) în ID

t în care DEZsistem>0;

• Ol reprezintă numărul de ID al lunii de livrare.

  1. pentru luna de livrare pentru care se înregistrează cost suplimentar din echilibrarea sistemului, cu formula:

  Ol Ol

  Ctot,iDezNegtDezPozt

  unde:

  t l

  i i

  t l ,

• DezNegit este dezechilibrul negativ (în valoare absolută) al PREi în IDt în care DEZsistem<0 determinat conform art. ll3 şi 0 (zero) în idt în care DEZsistem>0,

• DezPozit este dezechilibrul pozitiv al PREi în IDt în care DEZsistem>0 determinat

  conform Art. ll3 şi 0 (zero) în IDt în care DEZsistem<0;

• Ol reprezintă numărul de ID al lunii de livrare.

• n reprezintă numărul total de PRE, exclusiv PRE-SN şi PRE Agent de transfer.

1. ODPE publică pe pagina proprie de internet semnul şi valoarea dezechilibrului sistemului pentru fiecare ID din luna de livrare, determinat conform prevederilor Art. ll3.

   Art. 174 OTS creditează, în cazul unei valori pozitive, sau debitează, în cazul unei valori negative, valoarea suplimentară repartizată unei PRE, determinată conform prevederilor Art. l73, în fişa pentru decontarea veniturilor/costurilor suplimentare aparţinând respectivei PRE.

   Art. 175 ODPE pune la dispoziţia PRE corespunzătoare şi a OTS nota de informare pentru decontarea redistribuirii costurilor/veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului pentru luna n, care cuprinde valoarea suplimentară distribuită respectivei PRE, determinată conform prevederilor Art. l73, prin postarea ei pe platforma informatică dedicată, în aceeaşi zi în care a postat nota lunară de regularizare conform Art. l7l.

   Art. 176 O notă de informare pentru decontarea redistribuirii veniturilor/costurilor suplimentare emisă în luna calendaristică n va cuprinde:

   1. valoarea totală a drepturilor de încasare sau a obligaţiilor de plată, după caz, rezultate din redistribuirea costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului, pentru luna calendaristică n – 1, precum şi

   2. suma dezechilibrelor negative ale respectivei PRE constatate în toate ID în care dezechilibrul sistemului a fost pozitiv, în situaţia în care în luna respectivă s-a înregistrat venit suplimentar,

   3. suma dezechilibrelor pozitive ale respectivei PRE constatate în toate ID în care dezechilibrul sistemului a fost negativ, în situaţia în care în luna respectivă s-a înregistrat venit suplimentar,

   4. suma dezechilibrelor negative ale respectivei PRE constatate în toate ID în care dezechilibrul sistemului a fost negativ, în situaţia în care în luna respectivă s-a înregistrat cost suplimentar şi

   5. suma dezechilibrelor pozitive ale respectivei PRE constatate în toate ID în care dezechilibrul sistemului a fost pozitiv, în situaţia în care în luna respectivă s-a înregistrat cost suplimentar.

Art. 177 Facturile sunt emise în prima zi lucrătoare care urmează postării notei de informare pentru decontarea redistribuirii veniturilor/costurilor suplimentare, pe baza acesteia şi trebuie achitate în maxim 5 zile lucrătoare de la data emiterii. Plăţile se consideră efectuate la data la care valorile corespunzătoare au fost debitate sau creditate în contul bancar de echilibrare deschis de OTS.

Art. 178 (l) În cazul în care valorile măsurate aprobate, stabilite conform prevederilor cuprinse în Regulile de măsurare, diferă de valorile măsurate, determinate conform prevederilor aceloraşi reguli, procesul de determinare şi punere la dispoziţie a notelor lunare de informare, regularizare şi decontare şi de verificare/contestare a obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare aferente dezechilibrelor PRE şi redistribuirii costurilor sau veniturilor suplimentare pe PE se reia pe baza valorilor măsurate aprobate, cu respectarea aceloraşi termene care curg de la data definitivării valorilor măsurate aprobate.

(2) Diferenţele dintre obligaţiile de plată/drepturile de încasare care rezultă din aplicarea prevederilor prezentelor reguli de decontare la valorile măsurate aprobate, faţă de aplicarea acestora la valorile măsurate, se evidenţiază în facturi de regularizare sub formă de sume de plată/de încasat.

Secţiunea 4.14. Efectuarea plăţilor, utilizarea garanţiilor şi penalităţi de întârziere

Art. 179 OTS elaborează, în urma unui proces de consultare publică, procedurile pentru efectuarea plăţilor conform prezentelor reguli pentru decontare şi le publică pe pagina proprie de internet.

Art. 180 Procedurile elaborate conform prevederilor Art. l79 vor include modalităţi de confirmare a plăţilor şi menţiuni privind utilizarea garanţiilor în cazul plăţilor întârziate.

Art. 181 Fiecare parte care primeşte o factură trebuie să o plătească până la data scadentă, indiferent dacă există sau nu o dispută în legătură cu sumele corespunzătoare.

Art. 182 Orice participant la piaţă înregistrat ca PRE, precum şi OTS, plăteşte o penalizare celeilalte părţi în oricare din următoarele cazuri:

1. dacă participantul la piaţă nu a achitat sumele datorate până la data limită de plată;

2. dacă participantul la piaţă trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute din care au rezultat plăţi întârziate;

3. dacă participantul la piaţă trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute pentru care sumele care fac obiectul disputei au fost achitate la timp de cealaltă parte, dar au fost contestate în mod justificat de aceasta.

Art. 183 În cazurile prevăzute la Art. l82 lit.a) şi b), penalizarea reprezintă o sumă suplimentară faţă de suma datorată care trebuie plătită şi cuprinde dobânda acumulată pentru orice sume datorate şi neplătite, începând cu ziua următoare datei limită la care plăţile ar fi trebuit efectuate, şi sfârşind cu ziua precedentă celei în care sumele restante au fost efectiv achitate.

Art. 184 În cazul prevăzut la Art. l82 lit. c), penalizarea reprezintă o sumă suplimentară faţă de suma care trebuie returnată deoarece a fost plătită de cealaltă parte, dar justificat contestată de aceasta, şi cuprinde dobânda corespunzătoare acestei sume, începând cu ziua imediat următoare datei la care plăţile au fost efectuate de cealaltă parte şi sfârşind cu ziua precedentă celei în care suma contestată, inclusiv dobânda aferentă, este efectiv returnată.

Art. 185 Rata dobânzii care se aplică în toate cazurile prevăzute de Art. l82, pentru fiecare zi de întârziere începând cu prima zi după termenul limită de plată, este egală cu nivelul penalităţii de întârziere percepute pentru neplata la termen a obligaţiilor către bugetul de stat, cu condiţia ca valoarea totală a penalităţilor să nu depăşească valoarea sumei datorate.

Secţiunea 4.15. Contestaţii la notele de regularizare şi/sau la notele de informare pentru decontarea lunară

Art. 186 Fiecare titular de fişă înregistrat ca PRE este îndreptăţit să solicite oricând la OTS informaţii în legătură cu situaţia oricăreia dintre fişele pentru decontare proprii înfiinţate de OTS. După primirea unei astfel de solicitări, OTS transmite titularului de fişă informaţiile solicitate în maxim 3 zile lucrătoare, informaţii care pot include soldul rezultat din fişa/fişele respective pentru ultimele 3 luni precum şi orice sume debitate sau creditate într-o fişă, împreună cu datele şi motivele acestor operaţiuni.

Art. 187 OTS poate de asemenea să îşi îndeplinească obligaţiile prevăzute la Art. l86 prin adoptarea măsurilor de ordin tehnic necesare pentru ca fiecare titular de fişă să poată avea acces direct la toate informaţiile relevante în legătură cu oricare dintre fişele proprii.

Art. 188 Dacă o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare pusă la dispoziţie de ODPE conform prezentelor reguli pentru decontare, este incorectă, oricare dintre părţile implicate o poate contesta la ODPE şi poate pune în discuţie orice element sau calcul cuprins în respectiva notă.

Art. 189 Orice contestaţie va fi transmisă de partea interesată printr-o notificare scrisă. Notificarea trebuie să precizeze în mod clar perioada de timp vizată, cum ar fi ziua de livrare, ID, data emiterii respectivei note, elementul contestat, motivul contestării, valoarea contestată şi va fi însoţită de orice probă disponibilă care poate să vină în susţinerea contestaţiei.

Art. 190 (l) Orice parte implicată poate contesta o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare emisă conform prezentului regulament într-un termen de maxim 5 zile lucrătoare de la data la care nota contestată a fost postată de ODPE pe platforma informatică dedicată.

(2) Dacă o parte interesată a făcut o contestaţie la nota elaborată în baza valorilor măsurate, care nu s-a modificat în ceea ce o priveşte după stabilirea valorilor măsurate aprobate, aceasta nu poate depune o nouă contestaţie având acelaşi obiect.

Art. 191 Dacă o parte implicată nu a transmis nici o contestaţie în legătură cu o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare emisă conform prezentului regulament în termenul prevăzut la Art. l90, se consideră că nota respectivă a fost acceptată.

Art. 192 ODPE analizează orice contestaţie primită, nu mai târziu de 5 zile lucrătoare de la data primirii acesteia.

Art. 193 Atunci când verifică o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare contestată, ODPE poate solicita părţilor implicate informaţii suplimentare. Dacă informaţiile suplimentare solicitate nu sunt furnizate de partea implicată, ODPE este îndreptăţit să respingă contestaţia respectivă.

Art. 194 ODPE informează părţile implicate în legătură cu rezultatul verificărilor efectuate. Dacă o notă contestată a fost incorectă, ODPE reface calculele şi pune la dispoziţia tuturor părţilor implicate o notă corectată.

Art. 195 Dacă ODPE constată existenţa unei informaţii eronate într-o notă de informare pentru decontare sau într-o notă de regularizare pusă la dispoziţie conform prezentului regulament, acesta reface calculele şi pune la dispoziţia tuturor părţilor implicate în cel mai scurt timp posibil o notă corectată, dar nu mai târziu de l0 zile lucrătoare de la data la care nota respectivă a fost postată de ODPE pe platforma informatică dedicată.

Art. 196 În cazul constatării de către un participant, ulterior termenelor prevăzute la Art. l90 sau Art. l95, a unor erori în procesul de decontare, determinate de greşeli de agregare a datelor, întreruperi în funcţionarea sistemelor informatice ale operatorilor implicaţi, erori de măsurare a schimburilor între reţele sau a notificării unor SB neconforme cu tranzacţiile încheiate anterior orei de închidere a porţilor pe PE, acesta poate solicita corectarea decontării în termen de 6 luni de la postarea pe platforma informatică dedicată a notei de informare pentru decontare. În acest scop, participantul trebuie să solicite în scris OTS corectarea, prezentând argumentele şi dovezile necesare.

Art. 197 (l) În termen de 3 zile lucrătoare, OTS informează ODPE şi părţile implicate în mod direct în procesarea informaţiei eronate, OR, OM, PRE, OTS, după caz, solicitând acestora transmiterea unui punct de vedere în termen de l0 zile lucrătoare, şi publică solicitarea pe pagina proprie de internet, împreună cu argumentaţia aferentă.

1. În termen de 5 zile lucrătoare de la primirea punctelor de vedere ale părţilor implicate, OTS împreună cu ODPE analizează documentele primite şi decid asupra acceptării sau respingerii solicitării de corectare, publicând pe pagina de internet a OTS decizia, argumentele şi documentele primite.

2. În termen de 5 zile lucrătoare de la publicarea deciziei pe pagina de internet, orice participant sau operator din piaţă poate transmite OTS o contestaţie argumentată, care va fi publicată pe pagina de internet a OTS în maxim l zi de la primire.

3. În termen de 3 zile lucrătoare de la data primirii, OTS şi ODPE analizează contestaţiile primite şi publică pe pagina de internet a OTS decizia finală, împreună cu motivarea acesteia.

4. În cazul apariţiei unei situaţii atipice, OTS poate solicita punctul de vedere al ANRE, care va fi publicat pe pagina de internet a OTS.

5. Corectarea decontărilor se realizează în lunile ianuarie, mai şi septembrie ale oricărui an calendaristic, luând în considerare toate deciziile favorabile luate anterior lunilor respective.

Art. 198 OTS şi ODPE au obligaţia să actualizeze şi să publice pe paginile proprii de internet o evaluare privind valoarea costurilor proprii determinate de corectarea decontării.

Art. 199 În cazul nerespectării termenelor de emitere, contestare, verificare, corectare şi postare şi/sau publicare a notelor de regularizare sau a notelor de informare pentru decontare prevăzute în prezentul regulament, operatorii sunt obligaţi să sesizeze în scris ANRE în termen de 3 zile lucrătoare de la data constatării acestor abateri.