pentru aprobarea regulilor de compensare financiară a resurselor dispecerizabile angajate în scopul redispecerizării sau comercializării în contrapartidă coordonată care nu se bazează pe piață și pentru modificarea unor reguli din domeniul energiei electrice
Având în vedere prevederile art. 13 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică și ale art. 35 din Regulamentul (UE) 2015/1.222 al Comisiei din 24 iulie 2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor,
în temeiul dispozițiilor art. 5 alin. (1) lit. c) și ale art. 9 alin. (1) lit. h) din Ordonanța de urgență a Guvernului nr. 33/2007 privind organizarea și funcționarea Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei, aprobată cu modificări și completări prin Legea nr. 160/2012, cu modificările și completările ulterioare,
președintele Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei emite următorul ordin:
(1)Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A. acordă o compensație financiară participanților la piață responsabili de unități dispecerizabile sau de consumatori dispecerizabili sau de instalații de stocare dispecerizabile care primesc și duc la îndeplinire dispoziții de creștere sau de reducere a puterii active în afara pieței de echilibrare în scopul rezolvării restricțiilor de rețea sau al asigurării siguranței sistemului prin redispecerizare sau prin comercializare în contrapartidă coordonată.
(2)Data-limită pentru plata compensației financiare prevăzute la alin. (1) este data-limită stabilită în Regulamentul de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 61/2020 pentru aprobarea Regulamentului de programare a unităților de producție dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili și a instalațiilor de stocare dispecerizabile, a Regulamentului de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare și a Regulamentului de calcul și de decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea, la care trebuie achitate facturile corespunzătoare obligațiilor de plată pe piața de echilibrare.
(3)Valoarea unitară a compensației financiare prevăzute la alin. (1) se aplică pentru energia electrică efectiv livrată aferentă tranzacțiilor determinate conform prevederilor Regulamentului de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 61/2020, este exprimată în lei/MWh și se calculează după cum urmează:
a)în cazul tranzacțiilor de vânzare către Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A., exprimate prin dispoziții de creștere a puterii produse sau de reducere a consumului, compensația unitară este egală cu:
(i)cea mai mare dintre valoarea prețului de închidere a pieței pentru ziua următoare din intervalul de decontare respectiv și valoarea costului unitar mediu cu consumul de combustibil al unității dispecerizabile respective, pentru unitățile de producere dispecerizabile;
(ii)prețul de închidere a pieței pentru ziua următoare din intervalul de decontare respectiv, pentru instalațiile de stocare dispecerizabile;
(iii)zero, pentru consumatorii dispecerizabili;
b)în cazul tranzacțiilor de cumpărare de la Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A., exprimate prin dispoziții de reducere a puterii produse sau de creștere a consumului, compensația unitară este egală cu:
(i)pentru unitățile dispecerizabile ale producătorilor de energie electrică din surse regenerabile de energie beneficiari ai schemei de sprijin cu certificate verzi: contravaloarea certificatelor verzi la care unitatea dispecerizabilă ar fi avut dreptul pentru fiecare MWh livrat în rețele conform deciziei de acreditare, evaluate la nivelul prețului certificatelor verzi pe piața spot din ultima ședință de tranzacționare sau prețul de închidere a pieței pentru ziua următoare din intervalul de decontare respectiv, dacă acesta este mai mare;
(ii)pentru unitățile dispecerizabile formate din instalații de cogenerare de înaltă eficiență: costul unitar rezultat din raportarea costurilor suplimentare cu producerea energiei termice din instalațiile proprii de producere separată față de producerea în instalațiile de cogenerare de înaltă eficiență la energia electrică corespunzătoare funcționării la puterea maximă a instalațiilor de cogenerare de înaltă eficiență sau prețul de închidere a pieței pentru ziua următoare din intervalul de decontare respectiv, dacă acesta este mai mare;
(iii)pentru consumatorii dispecerizabili: prețul de închidere a pieței pentru ziua următoare din intervalul de decontare respectiv;
(iv)zero, pentru instalațiile de stocare dispecerizabile și pentru unitățile dispecerizabile care nu se încadrează în categoriile de la pct. (i) și (ii).
(1)Toți participanții la piață care au în exploatare unități dispecerizabile în înțelesul prevederilor art. 4 transmit la Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A. toate informațiile necesare determinării compensațiilor financiare unitare, conform prevederilor art. 1, în a cincea zi lucrătoare a fiecărei luni calendaristice, pentru a fi aplicate în luna calendaristică următoare.
(2)În cazul unităților dispecerizabile care agregă unități generatoare beneficiare ale schemei de sprijin cu certificate verzi acreditate să primească numere diferite de certificate verzi pentru fiecare MWh, valoarea compensației financiare unitare luată în considerare pentru ordinea de dispecerizare în afara pieței de echilibrare se determină ca medie ponderată a numărului de certificate verzi cu cantitățile realizate de grupurile generatoare componente în luna corespunzătoare celei de aplicare din anul anterior, iar compensația financiară unitară acordată efectiv se determină pe baza mediei ponderate cu cantitățile defalcate conform măsurătorilor pe fiecare grup component, care compun energia electrică efectiv livrată din tranzacții în afara pieței de echilibrare în luna de aplicare.
(3)Prin derogare de la prevederile art. 1 alin. (3), în prima lună calendaristică de aplicare, compensația financiară unitară se consideră egală cu zero pentru toate unitățile dispecerizabile, consumatorii dispecerizabili și instalațiile de stocare dispecerizabile.
(1)În situațiile în care, în pofida îndeplinirii de către Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A. a tuturor atribuțiilor și acțiunilor necesare în vederea asigurării pe bază de mecanisme de piață a resurselor de echilibrare necesare, acestea nu sunt suficiente pentru asigurarea siguranței sistemului, aceasta utilizează în afara pieței de echilibrare, cu compensație, și restul capacităților disponibile ale unităților dispecerizabile, consumatorilor dispecerizabili și instalațiilor de stocare dispecerizabile racordate la sistemul electroenergetic și capabile să răspundă dispozițiilor sale, aflate necondiționat la dispoziția sa, cu respectarea regulilor de dispecerizare prioritară și redispecerizare care nu se bazează pe piață, prevăzute la art. 12 și 13 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică, iar în cazul aceluiași tip de prioritate, prin asimilarea compensațiilor unitare cu prețuri de ofertă în piața de echilibrare, considerate cu semn pozitiv în cazul creșterii de putere și cu semn negativ în cazul reducerii de putere.
(2)În situațiile prevăzute la alin. (1) se aplică prevederile Regulamentului de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare și ale Regulamentului de calcul și de decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea, aprobate prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 61/2020, cu următoarele diferențe:
a)prețurile marginale se aplică doar pentru decontarea tranzacțiilor realizate pe piața de echilibrare, fiind determinate doar corespunzător acestora;
b)tranzacțiile cu compensație financiară în afara pieței de echilibrare, rezultate în urma dispozițiilor de dispecer la creștere sau la reducere, se iau în considerare ca tranzacții definitive cu cantitatea determinată conform prevederilor aplicabile și cu prețul egal cu compensația unitară, cu semn pozitiv în cazul tranzacțiilor de creștere și cu semn negativ în cazul tranzacțiilor de reducere, fiind incluse în acest mod în calculul prețurilor de dezechilibru și al costurilor sau veniturilor suplimentare provenite din echilibrarea sistemului;
c)pentru tranzacțiile cu compensație financiară nu se aplică penalități pentru livrarea parțială a energiei de echilibrare.
Regulamentul de programare a unităților de producție dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili și a instalațiilor de stocare dispecerizabile, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 61/2020, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 287 și 287 bis din 6 aprilie 2020, se modifică și se completează după cum urmează:
1.La articolul 6 alineatul (2), punctele 3, 20 și 38 se modifică și vor avea următorul cuprins:
3.Consumator dispecerizabil - Unul sau mai multe locuri de consum agregate cu consum comandabil, a căror putere activă consumatǎ poate fi modificatǎ la dispoziția OTS, capabilitate confirmată de OTS
…………..........................................................................…….
20.Instalație de stocare dispecerizabilă - Una sau mai multe instalații de stocare agregate, a căror putere injectată în rețea și al căror consum de energie electrică din rețea pot fi modificate la dispoziția OTS, capabilitate confirmată de OTS
……………………...........................................................…..
38.Unitate dispecerizabilă - Una sau mai multe unități generatoare agregate, a căror putere activă poate fi modificatǎ la dispoziția OTS, capabilitate confirmată de OTS2. La articolul 6 alineatul (2), punctul 17 se abrogă.
3.La articolul 6 alineatul (2), după punctul 38 se introduce un nou punct, punctul 38^1, cu următorul cuprins:
38^1.Unitate generatoare - Un grup generator sincron sau un modul generator din componența unei centrale electrice sau o centrală formată din module generatoare4. Articolul 10 se modifică și va avea următorul cuprins:
PPE care agregă UD sau CD sau ISD își asumă responsabilitatea echilibrării pentru tranzacțiile realizate pe seama acestora într-o singură PRE, în ID respectiv.
5.La articolul 12 alineatul (1), litera d) se modifică și va avea următorul cuprins:
d)motivații și detalii (inclusiv numărul cererii aprobate de dispecer) privind reducerile de disponibilitate ale fiecărei UD/CD/ISD, ca urmare a: oricărei opriri accidentale anterioare sau opriri planificate pentru mentenanță, redării în exploatare înainte de termenul aprobat, programului de funcționare convenit cu Administrația Națională Apele Române etc.;
6.La articolul 24, după litera a) se introduce o nouă literă, litera a^1), cu următorul cuprins:
a^1)în cazul emiterii de către OTS a unei dispoziții de dispecer în afara PE, corespunzătoare unei tranzacții cu compensație pentru rezolvarea unei restricții de rețea;
7.La articolul 29, litera e) se modifică și va avea următorul cuprins:
e)schimburile de energie cu alte sisteme (exportul și importul) sunt conforme cu notificările privind utilizarea capacității de schimb alocate membrilor PRE respective pe fiecare graniță și direcție;
Regulamentul de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 61/2020, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 287 și 287 bis din 6 aprilie 2020, se modifică și se completează după cum urmează:
1.La articolul 4 alineatul (1), punctul 12 se abrogă.
2.La articolul 4 alineatul (1), punctele 26 și 27 se modifică și vor avea următorul cuprins:
26.Reglaj terțiar rapid - Reglajul puterilor active ale unor UD/CD/ISD, în scopul refacerii rezervei de reglaj secundar27. Reglaj terțiar lent - Reglajul puterilor active ale unor UD/CD/ISD, în scopul refacerii rezervei de reglaj terțiar rapid3. Articolul 7 se modifică și va avea următorul cuprins:
Orice PPE are dreptul să oferteze pe PE capacitatea disponibilă a UD/CD/ISD pe care le operează. În cazul în care un CD a avut tranzacții pe o piață anterioară PE cu livrare într-un ID, pe acel ID nu mai este permisă ofertarea pe PE pe baza sarcinii acestuia.
4.Articolul 21 se modifică și va avea următorul cuprins:
Participanții la piață trebuie să dețină confirmarea OTS a capabilității unităților de producție/consum/instalațiilor de stocare pentru care sunt responsabili și cu care doresc să participe la PE de a fi considerate UD/CD/ISD pentru furnizarea energiei de echilibrare corespunzătoare reglajului terțiar lent, terțiar rapid și/sau reglajului secundar, după caz, pe baza procedurilor OTS de calificare, certificare sau asimilate acestora.
5.Articolul 22 se modifică și va avea următorul cuprins:
(1)Participanții la piață care sunt responsabili pentru UD/CD/ISD calificate trebuie să se înregistreze în prealabil ca PPE dacă doresc să participe la PE sau dacă doresc să participe la procesul de achiziție desfășurat de OTS pentru asigurarea STS sub forma capacității de echilibrare.
(2)Înregistrarea PPE realizată înainte de intrarea în vigoare a prezentului regulament își păstrează valabilitatea, iar documentele emise de OTS care confirmă capabilitățile lor tehnice își păstrează valabilitatea până la o nouă evaluare realizată conform procedurilor OTS aplicabile.
6.Articolul 67 se modifică și va avea următorul cuprins:
După validarea tuturor ofertelor, dar nu mai târziu de sfârșitul ID, OTS transmite ofertele validate la ODPE.
7.Articolul 141 se modifică și va avea următorul cuprins:
(1)În orice ID în care la nivel SEN există echilibru, iar în ordinea de merit la creștere există o pereche preț-cantitate la preț mai mic decât prețul unei perechi preț-cantitate din ordinea de merit la scădere, OTS are dreptul să accepte aceste oferte de sens contrar, în limita cantității celei mai mici dintre cantitățile acestor perechi preț-cantitate.
(2)OTS poate revoca parțial acceptarea unei perechi preț-cantitate doar pe perioada rămasă dintr-un ID, dacă sensul necesarului de reglaj se schimbă pe parcursul ID respectiv.
8.După articolul 143 se introduce un nou articol, articolul 143^1, cu următorul cuprins:
În cazul în care OTS constată că nu dispune de oferte în piața de echilibrare prin acceptarea cărora să înlocuiască energia de echilibrare pierdută prin anularea unei tranzacții angajate în condițiile art. 143 lit. a), acesta stabilește o tranzacție în afara PE cu o UD sau un CD sau o ISD care nu conduce la apariția unei restricții de rețea, pe criteriul compensației financiare celei mai mici pe care trebuie să o plătească acestuia, în condițiile respectării regulilor de dispecerizare prioritară și redispecerizare care nu se bazează pe piață, prevăzute la art. 12 și 13 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică, conform regulilor de compensare financiară pentru redispecerizarea care nu se bazează pe piață.
9.Articolul 144 se modifică și va avea următorul cuprins:
După încheierea ID pentru care OTS a efectuat operațiunile prevăzute la art. 143, acesta reface procesul de stabilire a tranzacțiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care nu ar fi anulat perechea/perechile preț-cantitate marcată/marcate ca anulată/anulate din cauza unei restricții de rețea, fără a include tranzacțiile în afara PE cu compensație, iar prețul marginal rezultat în această situație pentru fiecare tip de reglaj și sens este utilizat ca preț marginal pentru tranzacțiile angajate conform prevederilor art. 85, 101, 113, 125 și 136.
10.Articolul 145 se modifică și va avea următorul cuprins:
Fiecare dintre perechile preț-cantitate selectate pentru a înlocui energia de echilibrare pierdută din cauza anulării unei tranzacții conform art. 143 și care sunt suplimentare față de cele rezultate conform art. 144 stabilește o tranzacție angajată între OTS, pe de o parte, și PPE care a transmis respectiva ofertă, la prețul specificat în perechea preț-cantitate și pentru cantitatea acceptată, care va fi identificată drept tranzacție înlocuitoare a celei anulate; tranzacțiile realizate conform art. 143^1 sunt identificate drept tranzacții înlocuitoare cu compensație, modifică automat NF aprobată a PRE din care face parte participantul la piață responsabil de UD/CD/ISD respectivă/respectiv și sunt înregistrate separat cu cantitatea angajată, iar drept preț, cu compensația unitară corespunzătoare, căreia i se atribuie semn pozitiv în cazul dispozițiilor la creștere și semn negativ în cazul dispozițiilor la reducere.
11.După articolul 146 se introduce un nou articol, articolul 146^1, cu următorul cuprins:
În cazul în care OTS constată că nu dispune de oferte în piața de echilibrare prin acceptarea cărora să evite restricțiile de rețea rezultate din NF acceptate transmise de PPE, acesta stabilește o tranzacție/tranzacții în afara PE cu UD/CD/ISD, indiferent de sens, care nu conduce/nu conduc la apariția unei restricții de rețea, pe criteriul compensației financiare celei mai mici pe care trebuie să o plătească acestuia/acestora în condițiile respectării regulilor de dispecerizare prioritară și redispecerizare care nu se bazează pe piață, prevăzute la art. 12 și 13 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică conform regulilor de compensare financiară pentru redispecerizarea care nu se bazează pe piață; fiecare din aceste tranzacții este identificată drept tranzacție cu compensație utilizată pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, modifică automat NF aprobată a PRE din care face parte participantul la piață responsabil de UD/CD/ISD respectivă/respectiv și sunt înregistrate separat cu cantitatea angajată, iar drept preț, cu compensația unitară corespunzătoare, căreia i se atribuie semn pozitiv în cazul dispozițiilor la creștere și semn negativ în cazul dispozițiilor la reducere.
12.Articolul 147 se modifică și va avea următorul cuprins:
După încheierea ID pentru care OTS a efectuat operațiunile prevăzute la art. 146, acesta reface procesul de stabilire a tranzacțiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care nu ar fi selectat perechea/perechile preț-cantitate marcată/marcate ca fiind utilizată/utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea sau nu ar fi realizat tranzacțiile identificate drept tranzacții cu compensație utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, iar prețul marginal rezultat în această situație pentru fiecare tip de reglaj și sens, fără a include tranzacțiile în afara PE cu compensație, este utilizat ca preț marginal pentru tranzacțiile angajate conform prevederilor art. 85, 101, 113, 125 și 136.
13.Articolul 151 se modifică și va avea următorul cuprins:
Tranzacțiile angajate pe PE și/sau în afara PE cu compensație pentru rezolvarea restricțiilor de rețea care sunt încheiate în conformitate cu prevederile referitoare la selectarea ofertelor pe PE sau la managementul restricțiilor de rețea și care nu sunt anulate conform prevederilor prezentului regulament sunt executate de OTS prin emiterea dispozițiilor de dispecer corespunzătoare către respectivul PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD în conformitate cu prevederile Codului RET.
14.Articolul 152 se modifică și va avea următorul cuprins:
Conformarea cu dispozițiile de dispecer emise de OTS este obligatorie pentru participanții la PE/participanții la piață responsabili de UD/CD/ISD în cauză.
15.Articolul 153 se modifică și va avea următorul cuprins:
În prima zi lucrătoare care urmează zilei de livrare în cauză, OTS pregătește confirmările de tranzacție angajată pentru toate tranzacțiile angajate de furnizare a energiei de echilibrare care au fost încheiate pe PE și/sau în afara PE cu compensație pentru rezolvarea restricțiilor de rețea. Pentru fiecare zi de livrare și pentru fiecare UD, CD sau ISD, după caz, acesta transmite confirmări de tranzacție angajată separate către PPE/participantul la piață responsabil de UD/CD/ISD corespunzător.
16.Articolul 155 se modifică și va avea următorul cuprins:
În confirmările de tranzacție angajată, OTS marcheazǎ distinct fiecare tranzacție înlocuitoare, incluzând, dacă este cazul, și marcând fiecare tranzacție înlocuitoare cu compensație în conformitate cu prevederile art. 145, precum și fiecare tranzacție utilizată pentru rezolvarea restricțiilor de rețea în conformitate cu prevederile art. 146, incluzând, dacă este cazul, și marcând fiecare tranzacție cu compensație utilizată pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, în conformitate cu prevederile art. 146^1.
17.Articolul 156 se modifică și va avea următorul cuprins:
Odată cu transmiterea la PPE/la participantul la piață responsabil de UD/CD/ISD, confirmările de tranzacție angajată se transmit de către OTS și la ODPE. De asemenea, OTS transmite la ODPE și confirmări de tranzacție angajată pentru fiecare tranzacție pe PE care a fost anulată conform prevederilor referitoare la rezolvarea restricțiilor de rețea, inclusiv marcarea acesteia ca anulată.
18.Articolul 185 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cu respectarea condițiilor prevăzute în prezenta secțiune, OTS elaborează proceduri detaliate pentru calculul cantităților de energie de echilibrare care trebuie livrate de un PPE/un participant la piață responsabil de UD/CD/ISD în conformitate cu tranzacțiile angajate încheiate pe PE/în afara PE și pentru calculul, în baza valorilor măsurate ale energiei electrice livrate/consumate de fiecare UD, CD sau ISD, al cantităților de energie de echilibrare efectiv livrate de o UD, de un CD sau de o ISD, pe fiecare tip de reglaj și în fiecare sens. OTS publică aceste proceduri și orice modificare la ele pe pagina proprie de internet.
19.Articolul 186 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cantitatea de energie de echilibrare care trebuie să fie livrată de un PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD se determină luând în considerare orice tranzacție în care a intrat respectivul PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD în conformitate cu tranzacțiile angajate înregistrate în confirmările de tranzacție angajate, separat pentru fiecare ID și pentru fiecare UD, CD sau ISD, după cum este cazul.
20.Articolul 190 se modifică și va avea următorul cuprins:
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 în PE și/sau în afara PE a UD sau ISD sau a consumului net de energie electrică corespunzător celui de referință pentru PE al CD, a cantității de energie de echilibrare cuprinse în confirmările de tranzacție angajată și a producției 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.
21.Articolul 192 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cantitățile de energie de echilibrare pentru creștere de putere sau pentru reducere de putere efectiv livrate de o UD pentru reglaj terțiar în cadrul PE și/sau în afara PE cu compensație sunt stabilite în baza următoarelor reguli:
a)dacă pe ID respectiv UD a fost selectată pentru reglaj secundar, la cantitatea pe ID de energie electrică rezultată din NFA înaintea oricărei selecții pe PE//în afara PE cu compensație, se adaugă soldul energiei electrice realizate în reglaj secundar, care este determinat considerându-se realizate toate dispozițiile primite de UD de la regulatorul central frecvență-putere, conform înregistrărilor;
b)dacă diferența dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de UD în ID respectiv și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, iar suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, atunci cea mai mică valoare dintre cele două este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la creștere pentru reglaj terțiar de către UD;
c)dacă diferența dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de UD în ID respectiv și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, iar suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terțiar de către UD se consideră zero;
d)dacă diferența dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de UD în ID respectiv și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, iar suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creștere pentru reglaj terțiar de către UD se consideră zero;
e)dacă diferența dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de UD în ID respectiv și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, iar suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație 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 terțiar de către UD.
22.Articolul 193 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cantitățile de energie de echilibrare pentru creștere de putere sau pentru reducere de putere efectiv livrate de un CD pentru reglaj terțiar în cadrul PE și/sau în afara PE cu compensație sunt stabilite în baza următoarelor reguli:
a)dacă pe ID respectiv CD a fost selectat pentru reglaj secundar, la consumul net de energie electrică corespunzător celui de referință pentru PE se adaugă soldul energiei electrice realizate în reglaj secundar, care este determinat considerându-se realizate toate dispozițiile primite de CD de la regulatorul central frecvență-putere, conform înregistrărilor;
b)dacă diferența dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al CD în ID respectiv și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, iar suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație 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 creștere pentru reglaj terțiar de către CD, cu semn pozitiv;
c)dacă diferența dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al CD în ID respectiv și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, iar suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terțiar de către CD se consideră zero;
d)dacă diferența dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al CD în ID respectiv și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, iar suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creștere pentru reglaj terțiar de către CD se consideră zero;
e)dacă diferența dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al CD în ID respectiv și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, iar suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație 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 terțiar de către CD, cu semn negativ.
23.Articolul 194 se modifică și va avea următorul cuprins:
În cazul în care CD este rezultatul agregării mai multor locuri de consum și a participat la PE prin intermediul unui PPE implicat în agregare, atunci valorile consumului net prevăzut la art. 193 sunt stabilite prin însumarea consumurilor nete măsurate ale locurilor de consum implicate în oferta PPE respectiv, iar consumul net corespunzător celui de referință pentru PE este stabilit prin însumarea valorilor consumurilor de referință aferente PE ale locurilor de consum respective.
24.Articolul 195 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cantitățile de energie de echilibrare pentru creștere de putere sau pentru reducere de putere efectiv livrate de un ISD pentru reglaj terțiar în PE și/sau în afara PE cu compensație sunt stabilite în baza următoarelor reguli:
a)dacă pe ID respectiv ISD a fost selectat pentru reglaj secundar, la producția netă, considerată cu semn pozitiv, sau consumul net, considerat cu semn negativ, de energie electrică, după caz, rezultate din NFA înaintea oricărei selecții pe PE//în afara PE cu compensație, se adună algebric soldul energiei electrice realizate în reglaj secundar, care este determinat considerându-se realizate toate dispozițiile primite de ISD de la regulatorul central frecvență-putere, conform înregistrărilor;
b)dacă atât valoarea determinată conform lit. a) reprezintă producție, precum și valoarea măsurată a energiei electrice este de producție și dacă:
(i)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, iar diferența dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD și 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 creștere pentru reglaj terțiar de către ISD, cu semn pozitiv;
(ii)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, iar diferența dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creștere pentru reglaj terțiar de către ISD se consideră zero;
(iii)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este negativă, iar diferența dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terțiar de către ISD se consideră zero;
(iv)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este negativă, iar diferența dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD și 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 terțiar de către ISD, cu semn negativ.
c)dacă valoarea determinată conform lit. a) reprezintă producție, iar valoarea măsurată a energiei electrice este de consum și dacă:
(i)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creștere pentru reglaj terțiar de către ISD se consideră zero;
(ii)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este negativă, atunci cea mai mică valoare dintre aceasta și suma dintre valoarea măsurată în valoare absolută a energiei electrice consumate de ISD și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a), comparate în valoare absolută, este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terțiar de către ISD, cu semn negativ.
d)dacă atât valoarea determinată conform lit. a) reprezintă consum, cât și valoarea măsurată a energiei electrice este de consum și dacă:
(i)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, iar diferența dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al ISD și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este pozitivă, atunci se consideră energie de echilibrare efectiv livrată la creștere pentru reglaj terțiar de către ISD cea mai mică valoare dintre cele două sume algebrice, cu semn pozitiv;
(ii)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, iar diferența dintre valoarea măsurată a consumului net de energie electrică al ISD și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la creștere pentru reglaj terțiar de către ISD se consideră zero;
(iii)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este negativă, iar diferența dintre valoarea măsurată, în valoare absolută, a consumului net de energie electrică al ISD și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a) în valoare absolută este pozitivă, atunci este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terțiar de către ISD cea mai mică valoare dintre cele două sume algebrice, comparate în valoare absolută, cu semn negativ;
(iv)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este negativă, iar diferența dintre valoarea măsurată, în valoare absolută, a energiei electrice consumate de ISD și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a), în valoare absolută, este negativă, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terțiar de către ISD se consideră zero.
e)dacă valoarea determinată conform lit. a) reprezintă consum, iar valoarea măsurată a energiei electrice este de producție și dacă:
(i)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este pozitivă, atunci este considerată energie de echilibrare efectiv livrată la creștere pentru reglaj terțiar de către ISD, cea mai mică valoare dintre suma algebrică de mai sus și suma dintre valoarea măsurată a energiei electrice livrate de ISD și valoarea rezultată conform prevederilor lit. a), cu semn pozitiv;
(ii)suma algebrică a cantităților acceptate în PE pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent și/sau dispuse în afara PE cu compensație în ID respectiv este negativă și valoarea măsurată a energiei electrice este de producție, atunci energia de echilibrare efectiv livrată la scădere pentru reglaj terțiar de către ISD se consideră zero.
25.Articolul 196 se modifică și va avea următorul cuprins:
În cazul în care cantitatea corespunzătoare creșterii de putere pentru reglaj terțiar, 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. 192 sau 193, se consideră ca fiind efectiv realizate numai acele tranzacții pentru livrarea creșterii de putere pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent începând cu cel mai mic preț marginal determinat în conformitate cu art. 101 și 125 și/sau preț ofertat în cazul realizării de tranzacții înlocuitoare sau marcate ca utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea și cu o cantitate agregată egală cu cantitatea corespunzătoare creșterii de putere efectiv livrată.
26.Articolul 197 se modifică și va avea următorul cuprins:
În cazul în care respectiva/respectivul UD/CD/ISD a avut și tranzacții la creștere dispuse în afara PE cu compensație, metoda prevăzută la art. 196 se utilizează luându-se în considerare drept preț și compensația unitară corespunzătoare, cu semn pozitiv, determinată ținând seama de cantitățile efectiv livrate de fiecare componentă a UD în cazul participării agregate.
27.Articolul 198 se modifică și va avea următorul cuprins:
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. 192 sau 193, se consideră ca fiind efectiv realizate numai acele tranzacții pentru livrarea reducerii de putere pentru reglaj terțiar rapid și/sau lent începând cu cel mai mare preț marginal determinat în conformitate cu art. 113 și 136 și/sau preț ofertat în cazul realizării de tranzacții înlocuitoare sau marcate ca utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea și 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.
28.Articolul 199 se modifică și va avea următorul cuprins:
În cazul în care respectiva/respectivul UD/CD/ISD a avut și tranzacții la reducere dispuse în afara PE cu compensație, metoda prevăzută la art. 198 se utilizează luându-se în considerare drept preț și compensația unitară corespunzătoare, cu semn negativ, determinată ținând seama de cantitățile efectiv livrate de fiecare componentă a UD în cazul participării agregate.
29.Articolul 200 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cantitățile corespunzătoare creșterii de putere și reducerii de putere prevăzute la art. 191-194 se exprimă în MWh, cu 3 zecimale.
30.Articolul 201 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cantitățile de energie de echilibrare pentru creștere de putere sau pentru reducere de putere efectiv livrate de o UD, un CD sau o ISD, după caz, se consideră ca fiind cantitățile de energie de echilibrare aferente tranzacțiilor definitive pe piața de echilibrare sau în afara PE cu compensație, împreună cu prețurile determinate conform prevederilor art. 196-199, respectiv cu compensațiile unitare corespunzătoare.
31.Articolul 202 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cantitățile și prețurile corespunzătoare tranzacțiilor definitive pe PE și/sau în afara PE cu compensație determinate pentru fiecare ID pentru fiecare UD, CD sau ISD sunt transmise lunar de către OTS la fiecare PPE/participant la piață responsabil cu acestea și la ODPE incluse în notele lunare de regularizare pe PE prevăzute la art. 206, 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.
32.Articolul 206 se modifică și va avea următorul cuprins:
Pentru fiecare PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD, OTS întocmește o notă lunară de regularizare pe PE, cuprinzând toate cantitățile de energie de echilibrare care trebuiau să fie livrate conform confirmărilor de tranzacție angajată și pe cele care au fost efectiv livrate de respectivul PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD, precum și prețurile marginale corespunzătoare acestora sau, în cazul tranzacțiilor marcate ca utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea și al celor înlocuitoare ale unor tranzacții anulate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, cele ofertate, respectiv compensațiile unitare corespunzătoare dispozițiilor de dispecer în afara PE pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, dacă este cazul. Nota lunară de regularizare pe PE cuprinde cel puțin următoarele informații:
a)cantitatea de energie de echilibrare care trebuia să fie livrată de respectivul PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD către OTS, determinată conform prevederilor art. 187 și 188; această cantitate este defalcată pe tipuri de energie de echilibrare, separat pentru creștere de putere și pentru reducere de putere, pentru fiecare tranzacție angajată pe care respectivul PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD a încheiat-o pe PE/în afara PE cu compensație în luna de livrare și pentru fiecare ID al lunii de livrare; pentru fiecare tranzacție angajată se specifică prețul acesteia stabilit conform prevederilor art. 85, 101, 113, 125 și 136, coroborate cu prevederile art. 144 și 145 și/sau art. 146 și 147, dacă este cazul, prețul de ofertă, precum și compensațiile unitare corespunzătoare, dacă este cazul, stabilite conform prevederilor art. 145 și art. 146^1, și în plus, UD, CD sau ISD corespunzător;
b)cantitatea de energie de echilibrare care a fost efectiv livrată de respectivul PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD către OTS rezultată conform algoritmului prevăzut la art. 191-195; această cantitate este defalcată pe tipuri de energie de echilibrare, pentru fiecare tranzacție definitivă pe care respectivul PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD a încheiat-o pe PE/în afara PE cu compensație în luna de livrare și pentru fiecare ID al lunii de livrare; pentru fiecare tranzacție definitivă se precizează prețul acesteia, stabilit conform prevederilor art. 196-199, după caz, și dacă a rezultat dintr-o tranzacție care a fost folosită pentru rezolvarea restricțiilor de rețea realizată în PE sau în afara PE cu compensație și, în plus, UD, CD sau ISD corespunzător;
c)informațiile prevăzute la lit. a), agregate la nivel lunar pe fiecare UD, CD sau ISD ale PPE, după caz;
d)informațiile prevăzute la lit. b), agregate la nivel lunar pe fiecare UD, CD sau ISD ale PPE, după caz.
33.Articolul 207 se modifică și va avea următorul cuprins:
OTS transmite PPE/participanților la piață responsabili de UD/CD/ISD notele lunare de regularizare pe PE prevăzute la art. 206, în termen de 2 zile lucrătoare de la primirea valorilor măsurate.
34.Articolul 208 se modifică și va avea următorul cuprins:
Fiecare PPE/participant la piață responsabil de UD/CD/ISD verifică notele lunare de regularizare pe PE prevăzute la art. 206 și, în cazul în care constată neconformități cu prevederile aplicabile și/sau cu valorile măsurate și/sau calcule eronate, transmite la OTS în termen de o zi lucrătoare de la primire contestații motivate la notele lunare de regularizare.
35.Articolul 209 se modifică și va avea următorul cuprins:
OTS analizează contestația PPE/participantului la piață responsabil de UD/CD/ISD și răspunde la aceasta, motivat, în termen de o zi lucrătoare de la primire, refăcând calculele și corectând notele lunare de regularizare eronate.
36.Articolul 210 se modifică și va avea următorul cuprins:
OTS transmite către PPE/participantul la piață responsabil de UD/CD/ISD corespunzător nota lunară de regularizare pe PE prevăzută la art. 206, care cuprinde corecțiile rezultate în urma analizării contestațiilor primite, și către ODPE toate notele lunare de regularizare, în termenul prevăzut la art. 209; pentru PPE/participanții la piață responsabili de UD/CD/ISD care n-au trimis contestații, se consideră valabile notele lunare de regularizare transmise la termenul inițial.
37.Articolul 212 se modifică și va avea următorul cuprins:
Separat pentru fiecare zi calendaristică din luna de livrare și pentru fiecare PPE, ODPE determină valoarea sumelor zilnice de plătit și separat a celor de încasat corespunzătoare tranzacțiilor definitive cu energie electrică pe PE ale respectivului PPE, după cum urmează:!Imagine
unde:
–DZI_d reprezintă valoarea drepturilor zilnice de încasare/obligațiilor zilnice de plată pentru ziua d din tranzacții definitive la creștere realizate în urma participării la PE;
–OZP_d reprezintă valoarea obligațiilor zilnice de plată/drepturilor zilnice de încasare pentru ziua d din tranzacții definitive la reducere realizate în urma participării la PE;
–p_i,t reprezintă prețul marginal/ofertat aferent tranzacției definitive t pentru livrarea energiei de echilibrare la creștere de către PPE în IDi al zilei d, stabilit conform prevederilor art. 196;
–p_i,s reprezintă prețul marginal/ofertat aferent tranzacției definitive s pentru livrarea energiei de echilibrare la reducere de către PPE în IDi al zilei d, stabilit conform prevederilor art. 198;
–q_i,t reprezintă cantitatea de energie de echilibrare efectiv livrată la creștere de PPE în cadrul PE rezultată conform algoritmului prevăzut la art. 191 și 192 sau art. 193 și 194 sau art. 195, în cadrul tranzacției definitive t pentru livrarea energiei de echilibrare în IDi al zilei d, în concordanță cu nota lunară de regularizare pe PE prevăzută la art. 206 transmisă de OTS;
–q_i,s reprezintă cantitatea de energie de echilibrare efectiv livrată la reducere de PPE rezultată conform algoritmului prevăzut la art. 191 și 192 sau art. 193 și 194 sau art. 195, în cadrul tranzacției definitive s pentru livrarea energiei de echilibrare în IDi al zilei d, în concordanță cu nota lunară de regularizare pe PE prevăzută la art. 206 transmisă de OTS;
–Nid reprezintă numărul de ID din ziua d.
38.Articolul 214 se modifică și va avea următorul cuprins:
Pentru fiecare ID în care, conform notei lunare de regularizare pe PE prevăzute la art. 206, cantitatea efectiv livrată pe PE este mai mică decât cantitatea care trebuia să fie livrată pe PE, PPE care este responsabil pentru UD/CD/ISD respectivă/respectiv suportă o penalitate pentru livrarea parțială a energiei de echilibrare, P (lei), calculată separat pentru energia care nu a fost livrată la creștere sau la reducere, după cum urmează:!Imagine
unde:
–k^cres_d,i ,kred_d,i - penalitatea specifică aplicată pentru livrarea parțială a energiei de echilibrare în ziua d și în IDi, la creștere, respectiv la reducere;
–q_d,i^ech,nelivrat - energie de echilibrare nelivrată, egală cu diferența dintre energia electrică care trebuia să fie livrată pe PE în IDi din ziua d, stabilită prin însumarea cantităților determinate conform prevederilor art. 187 și 188, prevăzută în nota lunară de regularizare pe PE conform prevederilor art. 206, și energia electrică efectiv livrată pe PE în IDi din ziua d de către UD sau CD, stabilită prin însumarea cantităților determinate conform prevederilor art. 191 și 192 sau art. 191 și 193 sau art. 191 și 195, prevăzută în nota lunară de regularizare pe PE conform prevederilor art. 206.
39.La articolul 217, literele a) și d) se modifică și vor avea următorul cuprins:
a)situația lunară privind cantitatea de energie de echilibrare livrată de PPE pe PE către OTS, defalcată pe tipuri de energie de echilibrare, separat pentru creștere de putere și pentru reducere de putere, precum și valorile corespunzătoare;
……………………………….........................................………
d)penalitățile care trebuie plătite de respectivul PPE pentru livrarea parțială a energiei de echilibrare pe PE, separat pentru fiecare ID al fiecărei zile calendaristice din luna de livrare și însumate separat pentru fiecare zi a lunii de livrare, determinate conform prevederilor art. 214.
Regulamentul de calcul și de decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 61/2020, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 287 și 287 bis din 6 aprilie 2020, se modifică și se completează după cum urmează:
1.La articolul 4 alineatul (1), punctele 25 și 27 se modifică și vor avea următorul cuprins:
25.Tranzacție angajată - Tranzacție stabilită între OTS și 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 prețul marginal sau, în cazul celor folosite pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, la cel specificat în perechea preț-cantitate acceptată și pentru cantitatea acceptată, conform prevederilor Regulamentului PE; pentru simplificare, în prezentul regulament termenul corespunde și rezultatului așteptat în urma unei dispoziții de dispecer efectuate în afara PE, cu compensație financiară
……………………………….........................................………
27.Tranzacție definitivă - Tranzacție stabilită între OTS și un PPE după determinarea cantității efectiv livrate într-un ID de către UD/CD/ISD a cărui ofertă fusese acceptată de OTS, prin modificarea cantității din tranzacția angajată corespunzătoare și aducerea sa la nivelul celei efectiv livrate și prin stabilirea prețului, conform regulilor din Regulamentul PE; pentru simplificare, în prezentul regulament termenul corespunde și rezultatului efectiv al unei dispoziții de dispecer efectuate în afara PE, cu compensație financiară2. La articolul 4 alineatul (1), după punctul 28 se introduce un nou punct, punctul 28^1, cu următorul cuprins:
28^1.Tranzacție înlocuitoare - Tranzacție angajată de OTS pe PE sau în afara PE cu compensație, prin care acesta înlocuiește energia de echilibrare pierdută din cauza anulării unei tranzacții angajate pe PE care ar fi determinat apariția unei restricții de rețea3. La articolul 4 alineatul (1), punctele 29 și 30 se modifică și vor avea următorul cuprins:
29.Tranzacție utilizată pentru rezolvarea unei restricții de rețea - Tranzacție angajată de OTS pe PE sau în afara PE cu compensație, prin care acesta evită apariția unei restricții de rețea previzibile în urma analizei notificărilor fizice transmise de PPE corelate cu disponibilitatea elementelor de rețea, indiferent care ar fi sensul dezechilibrului SEN din ID respectiv30. Tranzacție virtuală - Tranzacție/Tranzacții care ar fi fost încheiată/încheiate pe PE în baza ofertei/ofertelor din ordinea de merit rezultată pentru ID respectiv, în plus față de cele înregistrate în sistemul PE, în ipoteza în care nu ar fi fost acceptată în prealabil o ofertă marcată ca utilizată pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, în conformitate cu prevederile Regulamentului PE4. După articolul 80 se introduce un nou articol, articolul 80^1, cu următorul cuprins:
Tranzacțiile definitive înlocuitoare sau utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea încheiate de OTS în afara PE cu compensație sunt obligații contractuale care sunt tratate, în scopul determinării dezechilibrelor PRE, similar obligațiilor contractuale pe PE ale participantului responsabil de UD/CD/ISD respective.
5.Articolul 88 se modifică și va avea următorul cuprins:
Valorile notificate trebuie să corespundă angajamentelor contractuale pe care participanții la piață și le-au asumat înainte de ID și/sau ca urmare a încheierii tranzacțiilor definitive pe PE și/sau a celor în afara PE definitive cu compensație în scopul rezolvării restricțiilor de rețea și/sau a transferului de energie aferent tranzacțiilor realizate pe fiecare piață pe seama consumului, iar valori măsurate sunt considerate producția, consumul și schimburile ce au avut loc fizic în timpul ID.
6.La articolul 92, alineatul (1) se modifică și va avea următorul cuprins:
(1)Determinarea poziției nete contractuale notificate a fiecărei PRE se face pe baza tuturor schimburilor contractuale de energie electrică notificate ca SB stabilite cu alte PRE, inclusiv tranzacțiile derulate prin PZU și prin PI, a celor de import și/sau export care au în acest context semnificația unor schimburi contractuale cu PRE-SN, precum și în urma tranzacțiilor definitive ale PPE pe PE, respectiv a celor definitive cu compensație încheiate de OTS în afara PE pentru rezolvarea restricțiilor de rețea. Transferul de energie între furnizorul unui consumator și agregatorul care tranzacționează energie pe orice piață pe seama acestuia este notificat ca SB între PRE corespunzătoare acestora conform prevederilor Regulamentului PD și prezentului regulament și are la bază un contract care se încheie obligatoriu între aceștia, la prețul pentru energia electrică corespunzător ID respectiv prevăzut în contractul de furnizare, care nu conține contravaloarea tarifelor de rețea și de sistem, a contribuțiilor/bonusurilor de orice tip, a certificatelor verzi și a oricăror taxe și accize aplicate de furnizor.
7.La articolul 94, după litera d) se introduce o nouă literă, litera d^1), cu următorul cuprins:
d^1)Cantitățile de energie electrică efectiv livrate la creștere de putere de către UD/CD/ISD al unui participant la piață, corespunzătoare tranzacțiilor definitive corespunzătoare celor angajate de OTS pentru rezolvarea restricțiilor de rețea în afara PE, cu compensație, determinate conform prevederilor Regulamentului PE.
8.La articolul 94, după litera e) se introduce o nouă literă, litera e^1), cu următorul cuprins:
e^1)Cantitățile de energie electrică efectiv livrate la reducere de putere de către UD/CD/ISD a/al unui participant la piață, corespunzătoare tranzacțiilor definitive corespunzătoare celor angajate de OTS pentru rezolvarea restricțiilor de rețea în afara PE, determinate conform prevederilor Regulamentului PE9. Articolul 95 se modifică și va avea următorul cuprins:
Pentru fiecare PRE, ODPE determină separat pentru fiecare ID:
a)poziția netă contractuală PN_contr a unei PRE, alta decât PRE-SN, cu formula:
PN_contr = (∑SB_livr – ∑SB_prim) + (∑EX-∑IM)+(∑E^cres_ech – ∑Ered_ech) + (∑E^cres_compens – ∑Ered_compens)
b)poziția netă contractuală PN_contr a PRE-SN, cu formula:
PN_contr = (∑EX – ∑IM) + (E^a_PZU/PI – Ev_PZU/PI),
unde:
PN_contr reprezintă poziția netă contractuală a PRE;
SB_livr reprezintă SB pe care PRE le-a notificat ca vânzări către o altă PRE, conform prevederilor Regulamentului PD;
SB_prim reprezintă SB pe care PRE le-a notificat ca achiziții de la o altă PRE, conform prevederilor Regulamentului PD;
E^cres_ech/Ered_ech reprezintă cantitățile de energie de echilibrare efectiv livrate la creștere/la reducere de putere în PE de către PPE, pentru care PRE și-a asumat responsabilitatea echilibrării, conform tranzacțiilor definitive pe PE ale acestora;
E^cres_compens/Ered_compens reprezintă cantitățile de energie electrică efectiv livrate la creștere/la reducere de putere în afara PE cu compensație pentru rezolvarea de către OTS a restricțiilor de rețea, de către participantul la piață pentru care PRE și-a asumat responsabilitatea echilibrării;
E^a_PZU/PI/Ev_PZU/PI reprezintă energia electrică achiziționată/ vândută de OTS pe PZU și/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 națională de ofertare, precum și 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 corecție 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 națională de ofertare, precum și 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 corecție cu semn negativ determinate de platforma informatică regională pentru compensarea dezechilibrelor.
10.Articolul 97 se modifică și va avea următorul cuprins:
Cantitățile contractate sunt exprimate în MWh, cu 3 zecimale.
11.Articolul 105 se modifică și va avea următorul cuprins:
Livrările măsurate aferente fiecărui ID sunt exprimate în MWh, cu 3 zecimale.
12.Articolul 113 se modifică și va avea următorul cuprins:
Dezechilibrul sistemului pe fiecare ID se determină astfel:
a)cantitatea agregată corespunzătoare reducerii de putere care a fost efectiv livrată în acest ID, atât pe PE, cât și în afara PE cu compensație, la care se adaugă k Δf, dacă are sensul de reducere de putere,b) minus cantitatea agregată corespunzătoare creșterii de putere care a fost efectiv livrată în acest ID, atât pe PE, cât și în afara PE cu compensație, la care se adaugă kΔf, dacă are sensul de creștere de putere,c) minus valoarea schimburilor neplanificate cu toate părțile externe interconectate, unde kΔf reprezintă estimarea reglajului primar activat în ID.
13.La articolul 119, litera a) se modifică și va avea următorul cuprins:
a)costurile corespunzătoare tranzacțiilor definitive care au fost încheiate pe PE sau în afara PE cu compensație drept consecință a anulării unei tranzacții anterioare în ordinea de merit, marcată ca fiind anulată pentru rezolvarea unei restricții de rețea sau, după caz, care au fost încheiate pe PE sau în afara PE cu compensație și au fost marcate ca fiind utilizate pentru managementul restricțiilor de rețea;
14.La articolul 120 alineatul (1), litera b) se modifică și va avea următorul cuprins:
b)tranzacțiile definitive încheiate pe PE sau în afara PE cu compensație drept consecință a anulării unei tranzacții din cauza unei restricții de rețea prevăzute la art. 119 lit. a) reprezintă tranzacțiile definitive suplimentare, marcate ca înlocuitoare, evidențiate în urma refacerii procesului de stabilire a tranzacțiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care OTS nu ar fi anulat perechea/perechile preț-cantitate marcată/marcate ca fiind anulată/anulate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea și/sau cele definitive stabilite în afara PE cu compensație pentru înlocuirea energiei electrice pierdute prin anulare, conform .prevederilor Regulamentului PE.
15.La articolul 120, alineatul (2) se modifică și va avea următorul cuprins:
(2)Pentru situațiile în care într-un ID există tranzacții definitive marcate ca utilizate pentru managementul restricțiilor de rețea sau tranzacții cu compensație utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea în afara PE, costurile evitate prevăzute la art. 119 lit. b) reprezintă contravaloarea ofertelor care ar fi determinat tranzacții angajate marcate ca virtuale, suplimentare celor înregistrate în sistemul PE și care sunt evidențiate în urma refacerii procesului de stabilire a tranzacțiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care OTS nu ar fi selectat perechea/perechile preț-cantitate marcată/marcate ca fiind utilizată/utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea sau nu ar fi stabilit tranzacții cu compensație în afara PE utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, conform prevederilor Regulamentului PE.
16.Articolul 121 se modifică și va avea următorul cuprins:
ODPE determină surplusul de costuri rezultat din managementul restricțiilor de rețea, separat pentru fiecare ID din luna de livrare, cu formulele:
a)SC_Con, i= ∑( q_i, jDef^Cres, Inloc_ * pi, jDefCres^, _Inloc) – ∑(q_i, kAngajCres^, Anul_ * pi, kAngajCres^, _Anul),
care se aplică în situațiile în care oferte selectate la creștere au fost anulate deoarece ar fi creat o restricție de rețea,
unde:
–SC_Con, i reprezintă surplusul de costuri rezultat din managementul restricțiilor de rețea în IDi;
–q _i, j Def^Cres, Inloc reprezintă cantitatea corespunzătoare fiecărei tranzacții definitive j pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, identificată sub denumirea de tranzacție înlocuitoare a tranzacțiilor anulate angajate la creștere în IDi, sau cantitatea corespunzătoare fiecărei tranzacții definitive j pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, identificată drept tranzacție înlocuitoare cu compensație, conform prevederilor Regulamentului PE;
–p _i, j Def^Cres, Inloc reprezintă prețul perechii preț-cantitate din ofertă corespunzătoare tranzacției definitive j pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, identificată sub denumirea de tranzacție înlocuitoare a tranzacțiilor anulate angajate la creștere în IDi, sau compensația unitară corespunzătoare fiecărei tranzacții definitive j pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, identificată drept tranzacție înlocuitoare cu compensație, conform prevederilor Regulamentului PE;
–q _i, k Angaj^Cres, Anul, respectiv p_i, k Angaj^Cres, Anul reprezintă cantitatea, respectiv prețul marginal, corespunzătoare tranzacțiilor angajate k pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, marcate ca anulate datorită unei restricții de rețea, în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;
și/sau
b)SC_Con, i = ∑(q _i, l Def^Cres, Con_ * p i, l Def^Cres, _Con) – ∑( q _i, mVirt^Cres * p i, mVirt^Cres),
care se aplică în situațiile în care oferte selectate la creștere au fost marcate ca utilizate pentru managementul restricțiilor de rețea și/sau în care OTS a stabilit în afara PE tranzacții la creștere cu compensație utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea,
unde:
–q _i, l Def^Cres, Con, respectiv p_i, l Def^Cres, Con reprezintă cantitatea, respectiv prețul, corespunzătoare tranzacțiilor definitive l pentru furnizarea creșterii de putere în IDi marcate ca utilizate pentru managementul unei restricții de rețea sau cantitatea, respectiv compensația unitară corespunzătoare fiecărei tranzacții definitive j pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, identificată drept tranzacție marcată ca utilizată în afara PE pentru rezolvarea unei restricții de rețea cu compensație, în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;
–q_i, m Virt^Cres reprezintă cantitatea corespunzătoare tranzacțiilor identificate drept virtuale m pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, care ar fi fost încheiate suplimentar celor înregistrate în sistemul PE, evidențiate în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;
–p_i, m Virt^Cres reprezintă prețul marginal rezultat în urma refacerii procesului de stabilire a tranzacțiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care OTS nu ar fi selectat perechea/perechile preț-cantitate marcată/marcate ca fiind utilizată/utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, utilizat ca preț marginal pentru tranzacțiile angajate, și/sau nu ar fi stabilit în afara PE tranzacții cu compensație utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea.
Toate cantitățile sunt considerate ca valori pozitive, exprimate în MWh, cu 3 zecimale.
17.Articolul 122 se modifică și va avea următorul cuprins:
ODPE determină deficitul de venituri rezultate din managementul restricțiilor de rețea, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formulele:
a)DV_Con, i= ∑(q_i, jDef^Red, Inloc_ * p i, j Def^Red, _Inloc) – ∑(q_i, kAngaj^Red, Anul_* p i, kAngaj^Red, _Anul),
care se aplică în cazul în care oferte selectate la reducere au fost anulate deoarece ar fi creat o restricție de rețea,
unde:
–DV_Con, i reprezintă deficitul de venituri rezultate din managementul restricțiilor de rețea în IDi;
–q_i,j Def^Red,Inloc reprezintă cantitatea corespunzătoare tranzacțiilor definitive j pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, identificată sub denumirea de tranzacție înlocuitoare a tranzacțiilor anulate angajate la reducere în IDi, sau cantitatea corespunzătoare tranzacțiilor definitive j identificate drept înlocuitoare cu compensație pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, conform prevederilor Regulamentului PE;
–p_i,j Def^Red,Inloc reprezintă prețul perechii preț-cantitate din ofertă corespunzătoare tranzacției definitive j pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, identificată sub denumirea de tranzacție înlocuitoare a tranzacțiilor anulate angajate la reducere în IDi, sau compensația unitară, considerată cu semnul minus, corespunzătoare tranzacțiilor definitive identificate drept înlocuitoare cu compensație pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, conform prevederilor Regulamentului PE;
–q_i, k Angaj^Red, Anul, respectiv p_i, k Angaj^Red, Anul reprezintă cantitatea, respectiv prețul marginal, corespunzătoare tranzacțiilor angajate k pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, marcate ca anulate datorită unei restricții de rețea, în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;
și/sau
b)DV_Con, i = ∑(q_i, l Def^Red, Con_ * pi, l Def^Red, _Con) – ∑(q _i, m Virt^Red * pi, m Virt^Red),
care se aplică în situațiile în care oferte selectate la reducere au fost marcate ca utilizate pentru managementul restricțiilor de rețea și/sau în care OTS a stabilit în afara PE tranzacții la reducere cu compensație utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea,
unde:
–q_i, l Def^Red,Con, respectiv p_i,l Def^Red,Con reprezintă cantitatea, respectiv prețul, corespunzătoare tranzacțiilor definitive l pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, marcate ca utilizate pentru managementul unei restricții de rețea, și/sau cantitatea, respectiv compensația unitară, considerată cu semnul minus, corespunzătoare fiecărei tranzacții definitive j pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, identificată drept tranzacție cu compensație utilizată pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, în conformitate cu prevederile Regulamentului PE;
–q_i,m Virt^Red reprezintă cantitatea corespunzătoare tranzacțiilor 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 Virt^Red reprezintă prețul marginal rezultat în urma refacerii procesului de stabilire a tranzacțiilor angajate pe fiecare tip de reglaj în ipoteza în care OTS nu ar fi selectat perechea/perechile preț-cantitate marcată/marcate ca fiind utilizată/utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, utilizat ca preț marginal pentru tranzacțiile angajate, și/sau nu ar fi stabilit în afara PE tranzacții cu compensație utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea.
Toate cantitățile vor fi considerate ca valori pozitive, exprimate în MWh, cu 3 zecimale.
18.Articolul 123 se modifică și va avea următorul cuprins:
Nu mai târziu de data-limită la care OTS transmite valorile măsurate aferente pozițiilor nete măsurate ale PRE la ODPE conform Regulilor de măsurare, OTS transmite la ODPE separat pentru fiecare ID detaliile tuturor tranzacțiilor virtuale prevăzute la art. 121 și 122, determinate conform Regulamentului PE, pe cele ale tranzacțiilor anulate pentru rezolvarea unor restricții de rețea, pe cele ale tranzacțiilor definitive înlocuitoare ale acestora, respectiv pe cele ale tranzacțiilor definitive înlocuitoare cu compensație, precum și pe cele ale tranzacțiilor definitive cu compensație utilizate pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, separat pentru fiecare ID.
19.La articolul 125, alineatul (1) se modifică și va avea următorul cuprins:
(1)ODPE determină costurile pentru echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formula:
C_EchSist,i = ∑ (q_i,j^Cres * pi,j^Cres) + C_MCD,i^imp – SCCon,i,
unde:
–C_EchSist,i reprezintă costurile pentru echilibrarea sistemului în IDi, utilizate sub această denumire și în cazurile în care au valoare negativă;
–q_i,j^Cres reprezintă cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacției definitive j pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, inclusiv, dacă este cazul, cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacțiilor definitive la creștere încheiate în afara PE cu compensație pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, evidențiate drept utilizate sau înlocuitoare; q_i,j^Cres va fi considerată ca valoare pozitivă exprimată în MWh, cu 3 zecimale;
–p_i,j^Cres reprezintă prețul aferent tranzacției definitive j pentru furnizarea creșterii de putere în IDi, inclusiv, dacă este cazul, compensația unitară corespunzătoare tranzacțiilor definitive la creștere încheiate în afara PE cu compensație pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, evidențiate drept utilizate sau înlocuitoare;
–C_MCD,i^imp reprezintă costurile rezultate conform regulilor mecanismului de compensare a dezechilibrelor, după implementarea acestuia, în IDi.
20.Art. 126 se modifică și va avea următorul cuprins:
ODPE determină veniturile rezultate din echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formula:
V_EchSist,i = ∑ (q_i,x^Red * pi,x^Red) + V_MCD,i^exp – DVCon,i,
unde:
–V_EchSist,i reprezintă veniturile rezultate din echilibrarea sistemului în IDi, utilizate sub această denumire și în cazurile în care au valoare negativă;
–q_i,x^Red reprezintă cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacției definitive x pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, inclusiv, dacă este cazul, cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacțiilor definitive la reducere încheiate în afara PE cu compensație pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, evidențiate drept utilizate sau înlocuitoare;
–p_i,x^Red reprezintă prețul aferent tranzacției definitive x pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, inclusiv, dacă este cazul, compensația unitară, considerată cu semnul minus, corespunzătoare tranzacțiilor definitive la reducere încheiate în afara PE cu compensație pentru rezolvarea restricțiilor de rețea, evidențiate drept utilizate sau înlocuitoare;
V_MCD,i^exp reprezintă veniturile rezultate conform regulilor procesului de compensare a dezechilibrelor, după implementarea acestuia, în IDi.
21.Articolul 127 se modifică și va avea următorul cuprins:
După determinarea costurilor și a veniturilor rezultate din echilibrarea sistemului, ODPE determină costurile efective pentru echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formula:
CE_EchSist,i = ∑ (q_i,j^Cres * pi,j^Cres) – ∑ (q_i,x^Red * pi,x^Red) + C_MCD,i^imp – VMCD,i^exp – C_Con,i,
unde:
–CE_EchSist,i reprezintă costurile efective pentru echilibrarea sistemului în IDi;
–C_Con,i reprezintă costurile pentru managementul restricțiilor de rețea pentru IDi, determinate conform art. 124.
22.Articolul 132 se modifică și va avea următorul cuprins:
Dacă OTS a dispus livrarea creșterii de putere într-un ID, prețul pentru deficit de energie în acest IDi este determinat cu formula:
PDef_i = C_EchSist,i/(∑q_i,j^Cres),
unde:
–PDef_i reprezintă prețul pentru deficit de energie în IDi;
–C_EchSist,i reprezintă costurile pentru echilibrarea sistemului în IDi, determinate conform prevederilor art. 125;
–q_i,j^Cres reprezintă cantitatea efectiv livrată, corespunzătoare tranzacției definitive j pentru furnizarea creșterii de putere în IDi; q_i,j^Cres este considerată ca valoare pozitivă, exprimată în MWh, cu 3 zecimale.
23.Articolul 134 se modifică și va avea următorul cuprins:
Dacă OTS a dispus livrarea reducerii de putere într-un ID, prețul pentru excedent de energie în acest IDi este determinat cu formula:
PExc_i = V_EchSist,i/(∑q_i,j^Red),
unde:
–PExc_i reprezintă prețul pentru excedent de energie în IDi;
–V_EchSist,i^ reprezintă venitul rezultat din echilibrarea sistemului în IDi, determinat conform prevederilor art. 126;
–q_i,j^Red reprezintă cantitatea efectiv livrată, corespunzătoare tranzacției definitive j pentru furnizarea reducerii de putere în IDi; q_i,j^Red este considerată ca valoare pozitivă, exprimată în MWh, cu 3 zecimale.
Regulile comerciale privind colectarea, prelucrarea și transmiterea valorilor măsurate de energie electrică, aprobate prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 62/2020, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 271 din 1 aprilie 2020, se modifică după cum urmează:
1.Articolul 2 va avea următorul cuprins:
Prezentele reguli stabilesc cadrul pentru colectarea, însumarea și transmiterea datelor necesare determinării obligațiilor de plată/drepturilor de încasare aferente tranzacțiilor pe PE și a obligațiilor de plată aferente dispozițiilor cu compensație financiară stabilite în afara PE, dezechilibrelor participanților la piață și dezechilibrelor însumate la nivel PRE și redistribuirii costurilor sau veniturilor suplimentare pe PE, pe baza VM/VMA.
2.La articolul 10, alineatul (1) va avea următorul cuprins:
(1)OM transmit către PPE/OR în drept și către participanții la piață neînregistrați ca PPE responsabili de UD/CD/ISD care sunt situate în zona de responsabilitate a OM și ale căror date de identificare sunt transmise la OM de către OTS, precum și către OMEPA, pe măsură ce datele sunt disponibile, VM aferente UD/CD/ISD pe fiecare ID, în termen de 4 zile lucrătoare de la începutul lunii următoare celei de livrare.
Programul de implementare a măsurilor necesare în scopul asigurării condițiilor de decontare la un interval de 15 minute, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 63/2020, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 269 din 31 martie 2020, se modifică după cum urmează:
–La punctul 12, câmpul „Măsura“ se modifică și va avea următorul cuprins:
Implementarea modificărilor pentru determinarea prețului unic de decontare a dezechilibrelor PRE și pentru stabilirea obligațiilor de plată/drepturilor de încasare, la nivel național, aferente tranzacțiilor cu energie electrică realizate de furnizorii de servicii de echilibrare
Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale „OPCOM“ - S.A. și Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A. actualizează și/sau elaborează procedurile operaționale proprii pentru punerea în aplicare a prevederilor prezentului ordin și le transmit Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei pentru informare.
Operatorii economici din sectorul energiei electrice, Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A. și Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale „OPCOM“ - S.A. duc la îndeplinire prevederile prezentului ordin.
Direcțiile de specialitate din cadrul Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei urmăresc respectarea prevederilor prezentului ordin.
Prezentul ordin se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I, și intră în vigoare la 1 septembrie 2020.
Președintele Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei,
Dumitru Chiriță
București, 24 august 2020.
Nr. 152.
Forma oficială este cea publicată în Monitorul Oficial.
