Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro
────────── Aprobat prin ORDINUL nr. 213 din 25 noiembrie 2020, publicat în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 1201 din 9 decembrie 2020.──────────────────── *) Notă CTCE: Forma consolidată a REGULAMENTULUI din 25 noiembrie 2020, publicat în Monitorul Oficial nr. 1.201 bis din 9 decembrie 2020, la data de 18 decembrie 2020 este realizată prin includerea modificărilor şi completărilor aduse de: ORDINUL nr. 230 din 16 decembrie 2020. Conţinutul acestui act aparţine exclusiv S.C. Centrul Teritorial de Calcul Electronic S.A. Piatra-Neamţ şi nu este un document cu caracter oficial, fiind destinat informării utilizatorilor.──────────────────── Reproducem mai jos prevederile art. 2-3 din ORDINUL nr. 230 din 16 decembrie 2020, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 1.255 din 18 decembrie 2020: Articolul 2 (1) Data intrării în vigoare a prevederilor art. 1, art. 3-6 din Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 213/2020 pentru aprobarea Regulamentului de calcul şi de decontare a dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea - preţ unic de dezechilibru şi pentru modificarea unor ordine ale preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 1201 şi 1201 bis din 9 decembrie 2020, se prorogă până la 1 februarie 2021. (2) Termenul prevăzut la art. 14 alin. (2) din Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 213/2020 pentru aprobarea Regulamentului de calcul şi de decontare a dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea - preţ unic de dezechilibru şi pentru modificarea unor ordine ale preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 1201 şi 1201 bis din 9 decembrie 2020, se prorogă până la 1 februarie 2021. Articolul 3 Până la data de 31 ianuarie 2021 intervalul de decontare a dezechilibrului este de o oră, iar de la data de 1 februarie 2021 intervalul de decontare a dezechilibrului este de 15 minute.────────── CAP. I DISPOZIŢII GENERALE ART. 1 Prezentul regulament are drept scop stabilirea regulilor pentru: a) 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; b) determinarea dezechilibrului generat de o parte responsabilă cu echilibrarea în SEN în fiecare interval de decontare; c) decontarea dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea într-un mod care să reflecte costurile cu echilibrarea sistemului, astfel încât 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; E1C - ENTSO-E Identification Code; EXP(notif) - exporturi notificate; EXP(realiz) - exporturi realizate; FUI - furnizor de ultimă instanţă, ID - interval de decontare; ISD - instalaţie de stocare dispecerizabilă; IMP(notif) - importuri notificate; IMP(realiz) - 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 PZU; 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 PZU; PRE - PI - partea responsabilă cu echilibrarea constituită de OPEE în calitate de contraparte pentru tranzacţiile încheiate pe PI; PRE-SN - partea responsabilă cu echilibrarea constituită pentru urmărirea dezechilibrelor induse de schimburile neplanificate cu alte sisteme; PZU - piaţa pentru ziua următoare; Regulamentul EB - Regulamentul (UE) 2017/2195 al Comisiei din 23 noiembrie 2017 de stabilire a unei linii directoare privind echilibrarea sistemului de energie electrică Regulamentul PD - Regulamentul de programare a unităţilor de producţie dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili şi a inflaţiilor 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; Regulamentului de furnizare - Regulamentul de furnizare a energiei electrice la clienţii finali, 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; 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; SB - schimb bloc; SEN - sistemul electroenergetic naţional; SN - schimburi neplanificate; STS - serviciu de sistem; UE - Uniunea Europeană; UD - unitate dispecerizabilă de producere energie electrică. ART. 4 (1) În înţelesul prezentului regulament, termenii şi expresiile folosite au semnificaţiile definite în Directiva (UE) 2019/944 a Parlamentului European şi a Consiliului din 5 iunie 2019 privind normele comune pentru piaţa internă de energie electrică şi de modificare a Directivei 2012/27/UE, în Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică (reformare), în Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, în Codul RET, în Regulamentul de programare a unităţilor de producţie dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili şi a instalaţiilor de stocare dispecerizabile şi în Regulamentul de funcţionare şi de decontare a pieţei de echilibrare aprobate prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 61/2020. (2) În înţelesul prezentului regulament, termenii şi expresiile de mai jos au următoarele semnificaţii: 1. Agregator - participant la piaţă implicat în agregare, aşa cum este definit la art. 2 pct. 43 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică (reformare) 2. 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 3. Consum net - Energia pe care un consumator de energie electrică o preia din reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN 4. Consum propriu tehnologic 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 5. 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 6. Dezechilibru PRE - Diferenţa dintre poziţia netă măsurată şi poziţia netă contractuală notificată, aferente unei PRE 7. 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 8. 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 9. 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 10. 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 11. Luna de livrare - Luna în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei electrice 12. 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 13. 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 14. Parte externă interconectată - sistem electroenergetic cu care SEN este interconectat şi cu care funcţionează sincron 15. Poziţia netă contractuală - Diferenţa dintre obligaţiile de livrare contractuale ale unei PRE şi obligaţiile de achiziţie contractuale ale respectivei PRE într-un ID 16. 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 17. 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 de restabilire a frecvenţei implicate 18. 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 19. 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 20. Punct de măsurare - Locul de racordare la care este conectată aparatura şi ansamblul instalaţiilor care servesc la măsurarea puterii şi energiei electrice 21. Registru pentru PRE - Registru public întocmit şi actualizat de OTS care conţine informaţii specifice despre PRE înregistrate 22. Registru de serviciu pe sistem - Registru întocmit şi actualizat de fiecare operator de reţea care conţine informaţii specifice despre utilizatorii de reţea electrică înregistraţi 23. 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 24. 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; 25. Tranzacţie - Convenţie încheiată între două părţi pentru transferul comercial de energie electrică, conform dispoziţiilor prezentului regulament 26. 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; pentru simplificare, în prezentul regulament termenul corespunde şi rezultatului aşteptat în urma unei dispoziţii de dispecer efectuate în afara PE, cu compensaţie financiară 27. 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 28. Tranzacţie definitivă - Tranzacţie stabilită între OTS şi un PPE după determinarea cantităţii efectiv livrate într-un ID de către o UD/un CD/o ISD a cărei/ui 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; pentru simplificare, în prezentul regulament termenul corespunde şi rezultatului efectiv al unei dispoziţii de dispecer efectuate în afara PE, cu compensaţie financiară 29. Tranzacţie financiară - Convenţie încheiată între două părţi referitoare la achiziţionarea sau vânzarea unui instrument financiar 30. Tranzacţie înlocuitoare - Tranzacţie angajată de OTS pe PE sau în afara PE cu compensaţie, prin care acesta înlocuieşte energia de echilibrare pierdută din cauza anulării unei tranzacţii angajate pe PE care ar fi determinat apariţia unei restricţii de reţea 31. Tranzacţie utilizată pentru rezolvarea unei restricţii de reţea - Tranzacţie angajată de OTS pe PE sau în afara PE cu compensaţie, prin care acesta evită apariţia unei restricţii dr 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 32. Tranzacţie virtuală - Tranzacţie/tranzacţii care ar fi fost încheiată/încheiate pe PE în baza ofertei/ofertelor din ordinea de merit rezultată pentru ID respectiv, în plus faţă de cele înregistrate în sistemul PE în ipoteza în care nu ar fi fost acceptată în prealabil o ofertă marcată ca utilizată pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, în conformitate cu prevederile Regulamentului PE 33. 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 34. Utilizator de sistem - Utilizator de reţea electrică, conform definiţiei prevăzută la art. 3, pct. 81 din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare 35. Zi de livrare - Ziua în care are loc livrarea efectivă/consumul energiei de echilibrare CAP. 2 RESPONSABILITATEA ECHILIBRĂRII SECŢIUNEA 2.1. Principii generale ART. 5 Conceptul de responsabilitate a echilibrării şi stabilirea PRE asigură: a) închiderea poziţiilor aferente tranzacţiilor cu energie electrică pe piaţa de energie electrică într-un mod ordonat şi just; b) stabilirea înainte de ID a balanţei de energie electrică în SEN; c) separarea tranzacţiilor financiare de cele fizice; d) 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: a) înregistrarea PRE, delegarea responsabilităţii către altă PRE, retragerea/revocarea PRE; b) alocarea responsabilităţii echilibrării către participanţii la piaţă înregistraţi ca PRE; c) drepturile şi obligaţiile PRE; d) alocarea locurilor de producere/locurilor de consum, inclusiv CPT al unei reţele, către PRE; e) 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: a) 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; b) 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 (1) 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 100 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 (1) 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 rezultat, conform dimensiunii şi structurii acestuia rezultate în urma acestui transfer. ART. 13 Dacă un participant la piaţă care are obligată 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 (1) 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 (1) 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 (1) Fiecare loc de producere şi fiecare loc de consum, inclusiv CPT al unui OR, se află în responsabilitatea unei PRE. (2) 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. (3) 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, furnizorul principal îşi asumă responsabilitatea echilibrării respectivului loc de consum, responsabilitatea echilibrării agregatorului 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 (1) 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 depăşească 30% din producţia netă totală injectată în SEN în anul precedent. (2) 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. (3) 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. (1) sau alin. (2), nerespectare constatată în baza analizei valorilor actualizate lunar ale dimensiunii PRE conform informaţiilor prevăzute la Art. 160, OTS are dreptul să limiteze respectiva PRE în a-şi asuma responsabilitatea echilibrării pentru alţi participanţi la piaţă şi să ceară acesteia 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. (4) În cazul transferării responsabilităţii echilibrării conform alin. (1) 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: a) niciun loc de producere/loc de consum, inclusiv CPT al unei reţele sau b) nicio altă PRE. ART. 22 OTS înfiinţează PRE separate pentru: a) compensarea schimburilor neplanificate cu alte sisteme; b) administrarea diferenţelor dintre cantitatea de energie electrică achiziţionată pentru acoperirea CPT al reţelei electrice de transport şi CPT realizat în fiecare 1D; c) operaţiunile comerciale realizate ca agent de transfer pentru PZU în funcţionare cuplată; d) operaţiunile comerciale realizate ca agent de transfer pentru PI în funcţionare cuplată; e) operaţiunile comerciale realizate pe piaţa angro în vederea alimentării propriilor locuri de consum, altele decât CPT. ART. 23 Fiecare operator de distribuţie concesionar 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 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. 26 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. 27 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. 28 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 şi avizate de ANRE. ART. 29 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. 30 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. 31 Participantul la piaţă 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 afişată de OTS pe pagina proprie de internet. ART. 32 Fiecare cerere de înregistrare a PRE conţine cel puţin următoarele informaţii: a) numele complet, sediul şi datele de contact ale solicitantului, codul EIC; b) numărul licenţei/deciziei de confirmare a dreptului de furnizare/trading a solicitantului, după caz; c) numele şi datele de contact ale persoanelor împuternicite să acţioneze în numele solicitantului; d) capacitatea instalată a fiecărei unităţi de producţie pe care solicitantul o exploatează şi a fiecăreia din cele pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării; e) lista locurilor de consum pentru care solicitantul îşi asumă responsabilitatea echilibrării şi capacitatea agregată a acestora. ART. 33 În termen de 2 zile lucrătoare de la primirea unei solicitări de înregistrare a unei PRE, OTS: a) verifică corectitudinea informaţiilor furnizate de solicitant; b) transmite solicitantului convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării; c) stabileşte garanţia financiară iniţială care trebuie asigurată de solicitant şi îl informează pe acesta asupra cuantumului garanţiei financiare iniţiale. ART. 34 În situaţia în care nu sunt transmise toate informaţiile prevăzute la Art. 32, OTS solicită completări, iar termenul prevăzut la Art. 35 se suspendă până la îndeplinirea solicitării OTS. ART. 35 OTS aprobă o cerere de înregistrare a unei PRE în cel mult 5 zile lucrătoare, dacă se îndeplinesc următoarele condiţii: a) informaţiile transmise de solicitant nu conţin, după cunoştinţa OTS, nici o informaţie falsă; b) solicitantul deţine, în cazurile prevăzute de lege, o licenţă/decizie de confirmare a dreptului de furnizare/trading valabilă; c) solicitantul a completat şi a semnat convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării; d) solicitantul a constituit garanţia financiară iniţială. ART. 36 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. 35 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 10 zile lucrătoare de la primirea solicitării. ART. 37 Îndată ce a aprobat solicitarea, OTS: a) semnează convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării şi transmite o copie către noua PRE; b) înscrie noua PRE în registrul pentru PRE; c) 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. 38 (1) 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. 39 În situaţia încetării activităţii pe piaţa de energie electrică a unui participant la piaţă, 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. 31. ART. 40 Participanţii la piaţă înregistraţi ca PRE care nu mai pot respecta obligaţiile ce decurg din prezentul regulament trebuie să informeze fără întârziere GTS. ART. 41 OTS poate decide din proprie iniţiativă să revoce înregistrarea ca PRE a unui participant la piaţă, pentru oricare dintre următoarele cauze: a) OTS constată că: i. garanţiile financiare furnizate de participantul la piaţă sunt mai mici decât suma necesară pentru această PRE şi ii. 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 iii. participantul la piaţă nu a redus dimensiunea PRE conform Art. 160 în termenul prevăzut la punctul (ii), astfel încât garanţiile financiare constituite să fie suficiente sau pentru a se încadra în prevederile procedurii prevăzută la Art. 28 şi/sau iv. 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 b) OTS i se aduce la cunoştinţă falimentul sau lichidarea participantului la piaţă, sau c) ANRE a informat OTS cu privire la expirarea/retragerea/suspendarea licenţei/dreptului de tranzacţionare a/al respectivului participant la piaţă. ART. 42 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. 43 alin. (2) şi numai dacă acesta nu şi-a îndeplinit obligaţiile respective în termen de 12 zile lucrătoare de la notificarea prevăzută la Art. 43 alin. (1). ART. 43 (1) Cu 12 (douăsprezece) zile lucrătoare înainte de a decide dacă revocă înregistrarea ca PRE a unui participant la piaţă conform Art. 41 lit. a) sau Art. 42, 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. (1), OTS: a) 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; b) 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. 44 (1) În situaţia în care motivele revocării au fost eliminate până la împlinirea termenelor de conformare prevăzute la Art. 41 lit. a) sau la Art. 42, OTS publică imediat pe pagina proprie de internet menţinerea ca PRE a participantului la piaţă. (2) Dacă la împlinirea termenelor prevăzute la Art. 41 lit. a) sau la Art. 42, motivele revocării PRE subzistă, în ziua următoare OTS revocă PRE şi: a) 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; b) radiază respectiva PRE din registrul pentru PRE şi publică versiunea actualizată a registrului PRE; c) transmite la ANRE informaţiile prevăzute în Regulamentul de preluare; d) solicită ANRE retragerea/suspendarea licenţei participantului respectiv, dacă revocarea nu s-a realizat din acest motiv, prezentând toată motivaţia pentru revocare. ART. 45 (1) În situaţia în care înregistrarea ca PRE a participant la piaţă este revocată în temeiul prevederilor de la Art. 41 lit. a) sau Art. 42, revocarea produce efecte pentru ziua următoare publicării versiunii actualizate a registrului PRE. (2) Dacă motivul revocării este cel prevăzut la Art. 41 lit. b) sau c), revocarea produce efecte de la data de la care participantului la piaţă 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 anunţă pe pagina proprie de internet data începând cu care retragerea participantului la piaţă ca PRE produce efecte. ART. 46 (1) 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 participantul la piaţă care achiziţionează energia electrică de la acesta, conform prevederilor Art. 11 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. 56 şi Art. 57, termenele aferente începând să curgă de la data notificării prevăzute la Art. 43 alin. (2). SECŢIUNEA 2.5. Transferul responsabilităţii echilibrării ART. 47 (1) 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. (2) 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 asumă responsabilitatea echilibrării, aceasta din urmă va fi denumită "PRE abandonată". (3) 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. 48 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: a) informează PRE abandonată, dacă există, că PRE solicitantă doreşte să-şi transfere responsabilitatea echilibrării către PRE primitoare; b) stabileşte noile garanţii financiare care trebuie asigurate de PRE primitoare şi informează PRE primitoare asupra cuantumului noii garanţii financiare; c) stabileşte nivelul garanţiilor financiare care trebuie asigurate de PRE abandonată, dacă există, şi o informează pe aceasta cu privire la modificările apărute. ART. 49 (1) OTS aprobă transferul responsabilităţii echilibrării în termen de maxim 2 zile lucrătoare, dacă se îndeplinesc următoarele condiţii: a) la data la care se aplică transferul responsabilităţii echilibrării, PRE primitoare este înregistrată în registrul pentru PRE prevăzut la Art. 66 ca PRE cu convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării nesuspendată; b) PRE primitoare prezintă garanţiile financiare necesare pentru a i se transfera responsabilitatea echilibrării pentru PRE solicitantă, comunicate de OTS; c) PRE abandonată, dacă există, confirmă primirea tuturor informaţiilor referitoare la transfer; d) 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. 75; e) 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. (2) Modificarea componenţei unei/unor PRE la solicitarea participanţilor la piaţă implicaţi este consemnată, la data aprobării solicitării, în registrul pentru PRE publicat de OTS. (3) Modificarea modului de agregare a valorilor măsurate de consum/producţie în cadrul unei/unor PRE se realizează după aprobarea de către OTS conform alin. (1), 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. (4) 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. 50 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. 49 alin. (1) 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. 49 nu poate fi extins la mai mult de 9 zile lucrătoare. ART. 51 Imediat ce OTS a aprobat transferul responsabilităţii echilibrării, acesta: a) informează PRE solicitantă şi PRE primitoare, OPEE, precum şi, dacă există, pe PRE abandonată; b) 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 c) înscrie transferul responsabilităţii echilibrării în registrul pentru PRE şi publică versiunea actualizată a acestuia pe pagina proprie de internet. ART. 52 Transferul responsabilităţii echilibrării produce efecte începând cu ziua calendaristică următoare celei în care OTS a publicat versiunea actualizată a registrului PRE prevăzută la Art. 51 lit. c). ART. 53 Condiţiile şi termenele prevăzute la Art. 47 - Art. 52 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. 54 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 ridicarea licenţei PRE solicitante, cu toate motivările corespunzătoare. ART. 55 Până la data aprobării transferului, dar nu mai mult de 10 zile lucrătoare, responsabilitatea echilibrării pentru PRE solicitantă rămâne în sarcina PRE abandonată. SECŢIUNEA 2.6. Excluderea din PRE ART. 56 (1) O PRE poate renunţa unilateral Ia asumarea responsabilităţii echilibrării pentru un participant la piaţă înregistrat ca PRE pentru care îşi asumase anterior această responsabilitate, în următoarele condiţii: a) PRE îl anunţă pe participantul la piaţă cu privire la decizia sa, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înainte de data de la care intenţionează să nu-şi mai asume responsabilitatea echilibrării pentru acesta; b) 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. c) 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 10 zile lucrătoare, PRE continuă să fie responsabilă financiar pentru toate dezechilibrele acestuia. ART. 57 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. 47 - Art. 53, OTS îl revocă pe participantul la piaţă ca PRE, realizând în ziua ulterioară expirării acestei perioade, acţiunile prevăzute la Art. 44 alin. (2) lit. a)- d). SECŢIUNEA 2.7. Modificarea configuraţiei PRE ART. 58 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: a) 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; b) informaţiile sunt confirmate de către PRE în configuraţia căreia se reflectă modificările respective, fiind verificată condiţia prevăzută la Art. 75 alin. (1), sau în caz contrar, modificarea este motivată corespunzător la OR de către PRE care a solicitat-o, pe baza reglementărilor aplicabile. ART. 59 OR implicaţi aplică modul de agregare a valorilor măsurate corespunzător modificării efectuate, conform procedurii prevăzute la Art. 49 alin. (4), începând cu data solicitată. ART. 60 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. 61 OTS publică procedurile elaborate conform prevederilor Art. 60 pe pagina proprie de internet. SECŢIUNEA 2.8. Convenţia de asumare a responsabilităţii echilibrării ART. 62 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. 63 Existenţa unei convenţii de asumare a responsabilităţii echilibrării valabil încheiată este o condiţie pentru înregistrarea participantului la piaţă în calitate de PRE. ART. 64 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. 65 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 OTS pe pagina proprie de internet. SECŢIUNEA 2.9. Registrul pentru PRE ART. 66 OTS înfiinţează şi completează registrul pentru înregistrarea PRE-urilor. ART. 67 PRE care au fost înregistrate de OTS sunt înscrise în registrul pentru PRE. Registrul pentru PRE conţine, pentru fiecare PRE, cel puţin următoarele informaţii: a) numele complet, codul E1C, adresa sediului şi datele de contact ale participantului la piaţă care a înfiinţat PRE; b) data şi numărul de înregistrare a convenţiei de asumare a responsabilităţii echilibrării; c) codul de identificare al PRE; d) numele şi datele de contact ale tuturor persoanelor împuternicite să acţioneze în numele participantului la piaţă respectiv; e) datele de identificare ale PRE către care şi-a transferat responsabilitatea echilibrării, dacă este cazul, şi data transferului; f) datele de identificare ale PRE-urilor pentru care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, dacă este cazul, şi data fiecăruia din aceste transferuri; g) OR în zona cărora PRE are locuri de consum/locuri de producere pentru care îşi asumă responsabilitatea echilibrării şi lista acestora. ART. 68 Fiecare PRE are dreptul să consulte registrul pentru PRE şi să ceară corectarea oricărei inexactităţi care o priveşte. ART. 69 OTS pune la dispoziţia ODPE şi a tuturor OR informaţiile conţinute în registrul pentru PRE. ART. 70 (1) 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 12 luni. ART. 71 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. 72 Fiecare OR înfiinţează şi completează un registru de serviciu pe sistem, integrat cu baza de date creată conform Regulamentului de furnizare şi Regulilor de măsurare. ART. 73 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: a) desemnarea unică a locului de producere/locului de consum şi de producere; b) capacitatea instalată a locului de producere; c) 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. 74 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. 75 (1) 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. (2) În cazul revocării unei PRE cu declanşarea procesului de preluare la FUI a unor consumatori, condiţia de la alin. (1) 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. CAP. 3 Regulile Notificărilor Fizice ART. 76 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: a) integritatea SEN; b) siguranţa şi calitatea alimentării cu energie electrică; c) suficientă capacitate disponibilă pentru a asigura în orice moment cererea din SEN şi o rezervă corespunzătoare; d) gestionarea restricţiilor de reţea; e) determinarea dezechilibrelor după ziua de livrare. ART. 77 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. 78 Schimburile contractuale de energie electrică realizate de către o PRE cu altă PRE sunt cuprinse în NF sub denumirea de SB. ART. 79 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. 80 Tranzacţiile definitive înlocuitoare sau utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea încheiate de OTS în afara PE cu compensaţie sunt obligaţii contractuale care sunt tratate, în scopul determinării dezechilibrelor PRE, similar obligaţiilor contractuale pe PE ale participantului responsabil de UD/CD/ISD respective. ART. 81 Fiecare PRE are obligaţia să transmită la OTS notificările fizice ale PRE pentru fiecare ID din fiecare zi de livrare. 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 Notificările fizice pentru schimburile de energie electrică între PRE-PZU, 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 declaraţiilor de disponibilitate şi a notificărilor fizice fac obiectul prevederilor Regulamentului PD. ART. 86 OTS transmite la ODPE notificările fizice aprobate pentru ziua de livrare, conform Art. 77, Art. 78 şi Art. 82, în ziua imediat următoare zilei de livrare. CAP. 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 achiziţiilor, inclusiv ale importurilor şi valorile măsurate ale consumului plus cele notificate conform contractelor 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 şi/sau ca urmare a încheierii tranzacţiilor definitive pe PE şi/sau a celor în afara PE definitive cu compensaţie în scopul rezolvării restricţiilor de reţea şi/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 măsurate şi a poziţiei nete contractuale ale respectivei PRE. ART. 92 (1) 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, respectiv a celor definitive cu compensaţie încheiate de OTS în afara PE pentru rezolvarea restricţiilor de reţea. 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. (2) 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, atunci furnizorul încheie cu consumatorul un contract cu cantităţi fixe, stabilite prin acord, care sunt utilizate drept consum de referinţă. (3) 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 pentru decontare 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: a) SB cu alte PRE, cuprinse în NF aprobate; b) 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; c) Exporturile 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; d) Cantităţile de energie electrică efectiv livrată la creştere de putere de către un PPE, corespunzătoare tranzacţiilor definitive pe PE, determinate conform prevederilor Regulamentului PE; e) Cantităţile de energie electrică efectiv livrate la creştere de putere de către o UD/un CD/ o ISD a/al unui participant la piaţă, corespunzătoare tranzacţiilor definitive corespunzătoare celor angajate de OTS pentru rezolvarea restricţiilor de reţea în afara PE, cu compensaţie, determinate conform prevederilor Regulamentului PE; f) Cantităţile de energie electrică efectiv livrată la reducere de putere de către un PPE, corespunzătoare tranzacţiilor definitive pe PE, determinate conform prevederilor Regulamentului PE; g) Cantităţile de energie electrică efectiv livrate la reducere de putere de către o UD/ un CD/ o ISD a/al unui participant la piaţă, corespunzătoare tranzacţiilor definitive corespunzătoare celor angajate de OTS pentru rezolvarea restricţiilor de reţea în afara PE, cu compensaţie, determinate conform prevederilor Regulamentului PE. ART. 95 OTS elaborează, în urma unui proces de consultare publică, o procedură pentru diferenţierea costurilor sau veniturilor rezulte din schimburile neplanificate de energie electrică cu OTS vecini ţinând seama de două criterii principale: a) costurile sau veniturile cu schimburile neplanificate generate (induse) în urma dezechilibrelor participanţilor la piaţă - C^P(SN) / V^P(SN) b) costurile sau veniturile cu schimburile neplanificate datorate rolului de operator de reţea şi o publică pe pagina de internet proprie. ART. 96 Pentru fiecare PRE, ODPE determină, separat pentru fiecare ID: a) poziţia netă contractuală PN(contr) a unei PRE, alta decât PRE-SN, cu formula: PN(contr) = [Σ SB(livr) - Σ SB(prim)] + (ΣEX - ΣIM) + [ΣE^cres(ech) - ΣE^red(ech)] + [ΣE^cres(compens) - ΣE^red(compens)] b) poziţia netă contractuală PN(contr) a PRE-SN, cu formula: PN(contr) = (ΣEX - ΣIM) + [E^a(PZU/PI) - E^v(PZU/PI)] unde: PN(contr) reprezintă poziţia netă contractuală a PRE; - SB(livr) reprezintă schimburile bloc pe care PRE le-a notificat ca vânzări către o altă PRE, conform prevederilor Regulamentului PD; – SB(prim) reprezintă schimburile bloc pe care PRE le-a notificat ca achiziţii de la o altă PRE, conform prevederilor Regulamentului PD; – E^cres(ech) / E^red(ech) reprezintă cantităţile de energie de echilibrare efectiv livrate la creştere/la reducere de putere pe PE de către PPE pentru care PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, conform tranzacţiilor definitive pe PE ale acestora; – E^cres(compens) / E^red(compens) reprezintă cantităţile de energie electrică efectiv livrate la creştere/la reducere de putere în afara PE cu compensaţie pentru rezolvarea de către OTS a restricţiilor de reţea, de către participantul la piaţă pentru care PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării; – E^a(PZU/PI) / E^v(PZU/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 livrării/primirii ajutoarelor de avarie; – EX reprezintă exporturile cuprinse în notificările fizice ale PRE, altele decât cele aferente programelor de compensare/returnare/acordare a ajutoarelor de avarie/schimburilor neplanificate; PRE-SN cuprinde în notificarea fizică 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 notificările fizice ale PRE, altele decât cele aferente programelor de compensare/returnare/primire a ajutoarelor de avarie/schimburilor neplanificate; PRE-SN cuprinde în notificarea fizică 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. 97 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 1D. ART. 98 Cantităţile contractate sunt exprimate în MWh, cu 3 zecimale. SECŢIUNEA 4.3. Poziţia netă măsurată a unei PRE ART. 99 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. 100 Următoarele schimburi de energie electrică sunt definite ca livrări măsurate: a) Producţia netă, reprezentând energia electrică ce este livrată în reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN la un loc de producere; b) Consumul net, reprezentând energia electrică pe care un consumator o preia din reţelele electrice de transport/distribuţie ale SEN la un loc de consum; c) Schimburile dintre reţelele electrice aparţinând de doi OR diferiţi, utilizate pentru determinarea CPT al reţelelor electrice de transport/distribuţie; d) Exporturile realizate din SEN către alte ţări; c) Importurile realizate din alte ţări către SEN. ART. 101 Poziţia netă măsurată a 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: a) Producţia netă agregată la locurile de producere ale producătorilor pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării, minus b) 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. 102 Consumul net se determină pe baza livrărilor măsurate, considerate distinct în conformitate cu prevederile de la Art. 100 lit. b) pentru fiecare PRE din care face parte participantul la piaţă. ART. 103 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. 104 Poziţia netă măsurată se determină separat pentru fiecare PRE şi pentru fiecare ID pe baza valorilor măsurate aprobate. ART. 105 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. 106 Livrările măsurate aferente fiecărui ID sunt exprimate în MWh, cu 3 zecimale. ART. 107 Poziţia netă măsurată a unei PRE înregistrată de un operator de reţea 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: i. energia electrică primită fizic de la alţi operatori de reţea, aceasta incluzând, dacă este cazul, şi importurile, plus ii. producţia netă a tuturor unităţilor de producţie care sunt conectate la reţeaua electrică a OR respectiv, minus iii. energia electrică livrată fizic către alţi OR, aceasta incluzând, dacă este cazul, şi exporturile, minus iv. consumul net al tuturor consumatorilor care sunt conectaţi la reţeaua electrică a OR respectiv. ART. 108 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: a) procedura pentru determinarea CPT în reţelele electrice de distribuţie, elaborată şi aprobată de ANRE, b) profilurile specifice de consum ale fiecărei categorii de consumatori, determinate pe baza unei proceduri elaborate de OR şi aprobate de ANRE şi c) procedura pentru determinarea şi utilizarea profilului rezidual de consum, elaborată şi aprobată de ANRE. ART. 109 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. 107 respectiv prevederilor Art. 108, sunt considerate valori măsurate aprobate. ART. 110 Poziţia netă măsurată a unei PRE care a preluat responsabilitatea echilibrării pentru administrarea CPT al unui OR se determină conform Art. 101, în care consumul include şi consumul net aferent CPT al reţelei, determinat conform Art. 107 sau Art. 108, după caz. SECŢIUNEA 4.4. Determinarea dezechilibrului unei PRE şi stabilirea caracterului dezechilibrului unei PRE ART. 111 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. 112 Dezechilibrul PRE se determină separat pentru fiecare PRE şi pentru fiecare ID, astfel: a) dezechilibrul PRE, alta decât PRE-SN, ca diferenţă între poziţia netă măsurată a PRE şi poziţia netă contractuală a PRE şi b) dezechilibrul PRE-SN, ca diferenţă între poziţia netă contractuală şi poziţia netă măsurată a PRE-SN. ART. 113 În funcţie de direcţia dezechilibrului sistemului într-un anumit ID, ODPE va stabili caracterul dezechilibrului unei PRE, în maximum 3 zile lucrătoare de la primirea valorilor măsurate/agregate ale producţiei şi consumului de energie electrică aferente fiecărei PRE astfel cum este stabilit la art. 8 paragraful (4) din cadrul metodologiei de armonizare a principalelor caracteristici ale decontării dezechilibrelor aprobată de Agenţia Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei prin decizia nr. 18/2020. SECŢIUNEA 4.5. Determinarea dezechilibrului sistemului şi a direcţiei dezechilibrului sistemului ART. 114 Dezechilibrul sistemului reprezintă dezechilibrul total din SEN pentru fiecare ID. ART. 115 Dezechilibrul sistemului pe fiecare ID se determină de către ODPE, în maximum 3 zile lucrătoare de la primirea valorilor măsurate/agregate ale producţiei şi consumului de energie electrică aferente fiecărei PRE, astfel: a) cantitatea agregată corespunzătoare reducerii de putere care a fost efectiv livrată în acest ID, atât pe PE, cât şi în afara PE cu compensaţie, la care se adaugă kDeltaf, dacă are sensul de reducere de putere b) minus cantitatea agregată corespunzătoare creşterii de putere care a fost efectiv livrată în acest ID, atât pe PE, cât şi în afara PE cu compensaţie, la care se adaugă kDeltaf, dacă are sensul de creştere de putere c) minus valoarea schimburilor neplanificate cu toate părţile externe interconectate, unde kDeltaf reprezintă estimarea reglajului primar activat în ID. ART. 116 (1) Valoarea schimburilor neplanificate cu părţile externe interconectate generate (induse) în urma dezechilibrelor participanţilor la piaţă se determină, ţinând cont şi de prevederile Art. 95, cu următoarea formulă: SN = [EXP(notif) - IMP(notif)] - [EXP(realiz) - IMP(realiz)] (2) 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. (3) 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. (4) Exporturile realizate şi importurile realizate se determină pe baza valorilor măsurate. ART. 117 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. 118 Pentru fiecare ID, după încheierea respectivului ID, OTS va stabili operativ valoarea şi direcţia dezechilibrului SEN după cum urmează: a) dacă energia de echilibrare totală angajată pentru creştere de putere, atât pe PE cât şi în afara PE cu compensaţie, este mai mare decât energia de echilibrare totală angajată pentru reducere de putere, atât pe PE cât şi în afara PE cu compensaţie, atunci sistemul se află în deficit; b) dacă energia de echilibrare totală angajată pentru creştere de putere, atât pe PE cât şi în afara PE cu compensaţie, este mai mică decât energia de echilibrare totală angajată pentru reducere de putere, atât pe PE cât şi în afara PE cu compensaţie, atunci sistemul se află în excedent; c) dacă energia de echilibrare totală angajată pentru creştere de putere, atât pe PE cât şi în afara PE cu compensaţie este egală cu energia de echilibrare totală angajată pentru reducere de putere, atât pe PE cât şi în afara PE cu compensaţie atunci sistemul se află în echilibru. ART. 119 OTS publică cel târziu la 30 de minute după încheierea ID, valoarea estimată şi semnul dezechilibrului sistemului aşa cum rezultă din aplicarea formulei de la Art. 115 cu considerarea energiei angajate la creştere, respectiv la scădere, 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. 120 ODPE determină costurile efective 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. 121 Costurile efective pentru echilibrarea sistemului se determină prin scăderea, din valoarea soldului dintre costurile şi veniturile corespunzătoare: a) tranzacţiilor definitive care au fost încheiate pe PE şi respectiv în afara PE, cu compensaţie b) mecanismului de compensare a dezechilibrelor c) schimburilor neplanificate generate (induse) în urma dezechilibrelor participanţilor la piaţă ţinând cont de prevederile Art. 95, a costurilor corespunzătoare managementului restricţiilor de reţea. ART. 122 Costurile pentru managementul restricţiilor de reţea sunt egale cu: a) costurile corespunzătoare tranzacţiilor definitive care au fost încheiate pe PE sau în afara PE cu compensaţie 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 sau în afara PE cu compensaţie şi au fost marcate ca fiind utilizate pentru managementul restricţiilor de reţea; minus b) costurile evitate pe PE ca urmare a unei restricţii de reţea. ART. 123 (1) Pentru situaţiile în care într-un ID există tranzacţii angajate marcate ca anulate din cauza unor restricţii de reţea, termenii relaţiei prevăzute la Art. 122 se determină astfel: a) costurile evitate prevăzute la Art. 122 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; b) tranzacţiile definitive încheiate pe PE sau în afara PE cu compensaţie drept consecinţă a anulării unei tranzacţii din cauza unei restricţii de reţea prevăzute la Art. 122 lit. a) reprezintă tranzacţiile definitive suplimentare, marcate ca înlocuitoare, evidenţiate 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 şi/sau cele definitive stabilite în afara PE cu compensaţie pentru înlocuirea energiei electrice pierdute prin anulare, conform prevederilor Regulamentului PE; (2) Pentru situaţiile în care într-un ID există tranzacţii definitive marcate ca utilizate pentru managementul restricţiilor de reţea sau tranzacţii cu compensaţie utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea în afara PE, costurile evitate prevăzute la Art. 122 lit. b) reprezintă contravaloarea ofertelor care ar fi determinat tranzacţii angajate marcate ca virtuale, suplimentare celor înregistrate în sistemul PE şi care sunt evidenţiate 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 sau nu ar fi stabilit tranzacţii cu compensaţie în afara PE utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, conform prevederilor Regulamentului PE. ART. 124 ODPE determină surplusul de costuri rezultat din managementul restricţiilor de reţea, separat pentru fiecare ID din luna de livrare, cu formulele: a) SC(Con,i)= Σ[q^Cres(i,jDef,Inloc) * p^Cres(i,jDef,Inloc)] - Σ[q^Cres(i,kAngaj,Anul) * p^Cres(i,kAngaj,Anul)], care se aplică în situaţiile în care oferte selectate la creştere au fost anulate deoarece ar fi creat o restricţie de reţea, unde: - SC(Con,i) reprezintă surplusul de costuri rezultat din managementul restricţiilor de reţea în IDi; – q^Cres(i,jDef,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 sau cantitatea corespunzătoare fiecărei tranzacţii definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi, identificată drept tranzacţie înlocuitoare cu compensaţie, conform prevederilor Regulamentului PE; – p^Cres(i,jDef,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 sau compensaţia unitară corespunzătoare fiecărei tranzacţii definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi, identificată drept tranzacţie înlocuitoare cu compensaţie, conform prevederilor Regulamentului PE; – q^Cres(i,kAngaj,Anul), respectiv p^Cres(i,kAngaj,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 b) SC(Con,i) = Σ[q^Cres(i,lDef,Con) * p^Cres(i,lDef,Con)] - Σ[q^Cres(i,mVirt * p^Cres(i,mVirt)], care se aplică în situaţiile în care oferte selectate la creştere au fost marcate ca utilizate pentru managementul restricţiilor de reţea şi/sau în care OTS a stabilit în afara PE tranzacţii la creştere cu compensaţie utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, unde: - q^Cres(i,lDef,Con) respectiv p^Cres(i,lDef,Con) reprezintă cantitatea, respectiv preţul, corespunzătoare tranzacţiilor definitive / pentru furnizarea creşterii de putere în IDi marcate ca utilizate pentru managementul unei restricţii de reţea sau cantitatea, respectiv compensaţia unitară corespunzătoare fiecărei tranzacţii definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi, identificată drept tranzacţie marcată ca utilizată în afara PE pentru rezolvarea unei restricţii de reţea cu compensaţie în conformitate cu prevederile Regulamentului PE; – q^Cres(i,mVirt 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, evidenţiate în conformitate cu prevederile Regulamentului PE; – p^Cres(i,mVirt) 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 şi/sau nu ar fi stabilit în afara PE tranzacţii cu compensaţie utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea. Toate cantităţile sunt considerate ca valori pozitive, exprimate în MWh, cu 3 zecimale. ART. 125 ODPE determină deficitul de venituri rezultate din managementul restricţiilor de reţea, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, cu formulele: a) DV(Con,i) = Σ[q^Red(i,jDef,Inloc) * p^Red(i,jDef,Inloc)] - Σ[q^Red(i,kAngaj,Anul) * p^Red(i,kAngaj,Anul)] care se aplică în cazul în care oferte selectate la reducere au fost anulate deoarece ar fi creat o restricţie de reţea, unde: - DV(Con,i) reprezintă deficitul de venituri rezultate din managementul restricţiilor de reţea în IDi; – q^Red(i,jDef,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 sau cantitatea corespunzătoare tranzacţiilor definitive j identificate drept înlocuitoare cu compensaţie pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, conform prevederilor Regulamentului PE. – p^Red(i,jDef,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 sau compensaţia unitară, considerată cu semnul minus, corespunzătoare tranzacţiilor definitive identificate drept înlocuitoare cu compensaţie pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, conform prevederilor Regulamentului PE; – q^Red(i,kAngaj,Anul), respectiv p^Red(i,kAngaj,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 b) DV(Con,i) = Σ[q^Red(i,lDef,Con) * p^Red(i,lDef,Con)] - Σ[q^Red(i,mVirt) * p^Red(i,mVirt)] care se aplică în situaţiile în care oferte selectate la reducere au fost marcate ca utilizate pentru managementul restricţiilor de reţea şi/sau în care OTS a stabilit în afara PE tranzacţii la reducere cu compensaţie utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, unde: - q^Red(i,lDef,Con), respectiv p^Red(i,lDef,Con) reprezintă cantitatea, respectiv preţul, corespunzătoare tranzacţiilor definitive / pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, marcate ca utilizate pentru managementul unei restricţii de reţea şi/sau cantitatea, respectiv compensaţia unitară, considerată cu semnul minus, corespunzătoare fiecărei tranzacţii definitive j pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, identificată drept tranzacţie cu compensaţie utilizată pentru rezolvarea restricţiilor de reţea în conformitate cu prevederile Regulamentului PE; – q^Red(i,mVirt) 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^Red(i,mVirt) 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 şi/sau nu ar fi stabilit în afara PE tranzacţii cu compensaţie utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea. Toate cantităţile vor fi considerate ca valori pozitive, exprimate în MWh, cu 3 zecimale. ART. 126 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. 124 şi Art. 125, determinate conform Regulamentului PE, pe cele ale tranzacţiilor anulate pentru rezolvarea unor restricţii de reţea, pe cele ale tranzacţiilor definitive înlocuitoare ale acestora, respectiv pe cele ale tranzacţiilor definitive înlocuitoare cu compensaţie, precum şi pe cele ale tranzacţiilor definitive cu compensaţie utilizate pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, separat pentru fiecare ID. ART. 127 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, după cum urmează: C(Con,i) = SC(Con,i) - DV(Con,i) unde: - C(Con,i) reprezintă costurile pentru managementul restricţiilor de reţea în IDi; – SC(Con,i) reprezintă surplusul de costuri, iar DV(Con,i) reprezintă deficitul de venituri rezultate din managementul restricţiilor de reţea în IDi, aşa cum au fost determinate conform Art. 124 şi Art. 125. În cazul în care valoarea C(Con,i) este nulă sau negativă, costurile pentru managementul restricţiilor de reţea aferente IDi se consideră zero. ART. 128 (1) ODPE determină costurile pentru echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, după cum urmează: C(EchSist,i) = Σ[q^Cres(i,j) * p^Cres(i,j)] + C^imp(MCD,i) + C^p(SN,i) - SC(Con,i) unde: - C(EchSist,i) reprezintă costurile pentru echilibrarea sistemului în IDi, utilizate sub această denumire şi în cazurile în care au valoare negativă; – q^Cres(i,j) reprezintă cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacţiei definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi, inclusiv, dacă este cazul, cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacţiilor definitive la creştere încheiate în afara PE cu compensaţie pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, evidenţiate drept utilizate sau înlocuitoare; q^Cres(i,j) va fi considerată ca valoare pozitivă exprimată în MWh, cu 3 zecimale; – p^Cres(i,j) reprezintă preţul aferent tranzacţiei definitive j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi, inclusiv, dacă este cazul compensaţia unitară corespunzătoare tranzacţiilor definitive la creştere încheiate în afara PE cu compensaţie pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, evidenţiate drept utilizate sau înlocuitoare; – C^imp(MCD,i) reprezintă costurile rezultate conform regulilor mecanismului de compensare a dezechilibrelor, după implementarea acestuia, în IDi; – C^p(SN,i) reprezintă costurile cu schimburile neplanificate generate (induse) în urma dezechilibrelor participanţilor la piaţă, în IDi. (2) 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. 129 ODPE determină veniturile rezultate din echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, după cum urmează: V(EchSist,i) = Σ[q^Red(i,x) * p^Red(i,x)] + V^exp(MCD,i) + V^p(SN,i) - DV(Con,i) unde: - V(EchSist,i) reprezintă veniturile rezultate din echilibrarea sistemului în IDi, utilizate sub această denumire şi în cazurile în care au valoare negativă; – q^Red(i,x) reprezintă cantitatea de energie efectiv livrată corespunzător tranzacţiei definitive x pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, inclusiv, dacă este cazul, cantitatea de energie efectiv livrată corespunzătoare tranzacţiilor definitive la reducere încheiate în afara PE cu compensaţie pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, evidenţiate drept utilizate sau înlocuitoare; – p^Red(i,x) reprezintă preţul aferent tranzacţiei definitive x pentru furnizarea reducerii de putere în IDi, inclusiv, dacă este cazul, compensaţia unitară, considerată cu semnul minus, corespunzătoare tranzacţiilor definitive la reducere încheiate în afara PE cu compensaţie pentru rezolvarea restricţiilor de reţea, evidenţiate drept utilizate sau înlocuitoare; – V^exp(MCD,i) reprezintă veniturile rezultate conform regulilor procesului de compensare a dezechilibrelor, după implementarea acestuia, în IDi; – V^p(SN,i) reprezintă veniturile cu schimburile neplanificate generate (induse) în urma dezechilibrelor participanţilor la piaţă, în IDi. ART. 130 După determinarea costurilor şi a veniturilor rezultate din echilibrarea sistemului, ODPE determină costurile efective centru echilibrarea sistemului, separat pentru fiecare IDi din luna de livrare, după cum urmează: CE(EchSist,i) = Σ[q^Cres(i,j) * p^Cres(i,j)] - Σ[q^Red(i,x) * p^Red(i,x)] + C^imp(MCD,i) - V^exp(MCD,i) + C^p(SN,i) - V^p(SN,i) - C(Con,i) unde: - CE(EchSist,i) reprezintă costurile efective pentru echilibrarea sistemului în IDi; – C(Con,i) reprezintă costurile pentru managementul restricţiilor de reţea pentru IDi determinate conform Art. 127. ART. 131 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: a) costurile pentru echilibrarea sistemului, determinate conform prevederilor Art. 128, separat pentru fiecare ID din luna de livrare; b) veniturile rezultate din echilibrarea sistemului, determinate conform prevederilor Art. 129, separat pentru fiecare ID din luna de livrare; c) costurile pentru managementul restricţiilor de reţea în fiecare ID din luna de livrare, determinate conform prevederilor Art. 127; d) costurile pentru managementul restricţiilor de reţea în luna de livrare, determinate prin însumarea costurilor pentru managementul restricţiilor de reţea determinate conform prevederilor Art. 127 în toate ID din luna de livrare; e) costurile efective pentru echilibrarea sistemului în luna de livrare, rezultate prin însumarea costurilor efective pentru echilibrarea sistemului determinate pentru fiecare ID conform prevederilor Art. 130. ART. 132 (1) ODPE publică pe pagina proprie de internet în platforma informatică dedicată, nota lunară de regularizare determinată conform prevederilor Art. 131 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. (2) 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. Determinarea operativă a preţului estimat unic de dezechilibru ART. 133 OTS determină operativ preţul estimat unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE în fiecare ID, cu formula.
Σ[q^Cres(i,j) * p^Cres(i,j)] - Σ[q^Red(i,x) * p^Red(i,x)] - C^aprox(Con,i)
p^estimat(dez) = ──────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Σq^cres(i,j) - Σq^red(i,x)
unde: - q^cres(i,j), q^Cres(i,j) reprezintă cantitatea, respectiv preţul energiei angajate, corespunzătoare tranzacţiei angajate j pentru furnizarea creşterii de putere în IDi; – q^red(i,x), p^Cres(i,x) reprezintă cantitatea, respectiv preţul energiei angajate, corespunzătoare tranzacţiei angajate x pentru furnizarea reducerii de putere în IDi; participanţilor la piaţă, în IDi; – C^aprox(Con,i) reprezintă cea mai bună aproximaţie a costurilor pentru managementul restricţiilor de reţea pentru IDi. ART. 134 OTS publică pe pagina proprie de internet cel târziu la 30 de minute după încheierea fiecărui ID, valoarea preţului estimat unic de dezechilibru estimată pe baza cantităţilor de energie de echilibrare din tranzacţiile angajate pe PE pentru ID respectiv şi a celei mai bune aproximaţii pentru costurile corespunzătoare managementului restricţiilor de reţea din 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 aceste informaţii sunt publicate. SECŢIUNEA 4.8. Determinarea preţului unic de dezechilibru ART. 135 În luna următoare lunii de livrare, în vederea decontării, ODPE calculează preţul unic de dezechilibru, considerând valorile măsurate/agregate, stabilite conform prevederilor cuprinse în Regulile de măsurare. ART. 136 ODPE determină preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE în fiecare ID, după cum urmează: a) Dacă într-un ID a fost livrată numai energie de echilibrare pentru creştere de putere, atunci preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE din ID respectiv va fi egal cu media ponderată a preţurilor marginale pentru fiecare tip de energie de echilibrare livrată pentru creştere de putere şi a cantităţilor de energie corespunzătoare. b) Dacă într-un ID a fost livrată numai energie de echilibrare pentru reducere de putere, atunci preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE din ID respectiv va fi egal cu media ponderată a preţurilor marginale pentru fiecare tip de energie de echilibrare livrată pentru reducere de putere şi cantităţilor de energie corespunzătoare. c) Dacă într-un ID a fost livrată energie de echilibrare şi pentru creştere de putere şi pentru reducere de putere, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE se va stabili în funcţie de direcţia dezechilibrului SEN astfel: i. În cazul în care sistemul a fost în deficit, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE va fi egal cu media ponderată a preţurilor marginale ale fiecărui tip de energie de echilibrare livrată pentru creştere de putere şi a cantităţilor corespunzătoare; ii. În cazul în care sistemul a fost în excedent, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE va fi egal cu media ponderată a preţurilor marginale ale fiecărui tip de energie de echilibrare livrată pentru reducere de putere şi a cantităţilor corespunzătoare. d) În cazul în care într-un ID nu a fost livrată energie de echilibrare nici pentru creştere de putere, nici pentru reducere de putere, preţul iniţial unic de dezechilibru pentru toate dezechilibrele PRE va fi egal cu media aritmetică dintre cel mai mic preţ al ofertelor din ordinea de merit pentru creştere de putere şi cel mai mare preţ, în modul, al ofertelor din ordinea de merit pentru reducere de putere corespunzătoare ID respectiv. ART. 137 Pentru fiecare ID al lunii de livrare şi pentru fiecare PRE, ODPE determină dezechilibrul respectivei PRE conform prevederilor Art. 112. ART. 138 Pentru fiecare ID al lunii de livrare şi pentru fiecare PRE, ODPE determină valoarea obligaţiilor de plată / a drepturilor de încasat iniţiale corespunzătoare dezechilibrelor înregistrate de fiecare PRE în fiecare ID, cu formula: DI sau OP = DezPRE(i) x p^in(dez,i) unde: - DI sau OP reprezintă valoarea drepturilor de încasat sau a obligaţiilor de plată; – DezPRE(i) reprezintă dezechilibrul unei PRE calculat pentru fiecare PRE în fiecare IDi al lunii de livrare conform prevederilor Art. 112; – p^in(dez,i) reprezintă preţul iniţial unic de dezechilibru calculat conform prevederilor Art. 136. ART. 139 La calcularea valorii obligaţiilor de plată/a drepturilor de încasat se va ţine cont de prevederile art. 55, par. 1 din Regulamentul EB (tabelul 2), după cum urmează: a) Dacă preţul iniţial unic de dezechilibru este pozitiv şi dezechilibrul unei PRE este pozitiv (indicând un excedent al respectivei PRE) atunci respectiva PRE primeşte preţul iniţial unic de dezechilibru. b) Dacă preţul iniţial unic de dezechilibru este pozitiv şi dezechilibrul unei PRE este negativ (indicând un deficit al respectivei PRE) atunci respectiva PRE plăteşte preţul iniţial unic de dezechilibru. c) Dacă preţul iniţial unic de dezechilibru este negativ şi dezechilibrul unei PRE este pozitiv (indicând un excedent al respectivei PRE) atunci respectiva PRE plăteşte preţul iniţial unic de dezechilibru. d) Dacă preţul iniţial unic de dezechilibru este negativ şi dezechilibrul unei PRE este negativ (indicând un deficit al respectivei PRE) atunci respectiva PRE primeşte preţul iniţial unic de dezechilibru. ART. 140 Pentru fiecare ID din luna de livrare ODPE determină componenta de neutralitate financiară a OTS cu formula:
CE(EchSist,i) + ΣDI(i) - ΣOP(i) - P(i)
C^fin(neutr,i) = ───────────────────────────────────────
ΣDezPRE(i)
unde: - CE(EchSist,i) reprezintă costurile efective pentru echilibrarea sistemului în IDi, calculate conform prevederilor Art. 130; – ΣDI(i) reprezintă suma drepturilor de încasat iniţiale ale tuturor PRE calculate în IDi, mai puţin PRE-SN; – ΣOP(i)reprezintă suma obligaţiilor de plată iniţiale ale tuturor PRE calculate în IDi, mai puţin PRE-SN; – P(i) - reprezintă suma penalităţilor, determinate pe baza preţurilor iniţiale unice de dezechilibru pentru livrarea parţială a energiei de echilibrare a tuturor PPE care au realizat o cantitate de energie de echilibrare efectiv livrată mai mică decât cantitatea care trebuia să fie livrată în IDi; – ΣDezPRE(i) reprezintă suma algebrică a dezechilibrelor PRE cu semn schimbat în fiecare IDi al lunii de livrare, mai puţin dezechilibrele PRE-SN. ART. 141 (1) Pentru fiecare ID al lunii de livrare anterioare, ODPE stabileşte preţul final unic de dezechilibru cu formula: p^fin(dez,i) = p^in(dez,i) + C^fin(neutr,i) unde: - p^in(dez,i) reprezintă preţul iniţial unic de dezechilibru în IDi, determinat conform prevederilor Art. 136; – C^fin(neutr,i) reprezintă componenta de neutralitate financiară a OTS, determinată conform procesului descris la Art. 140. (2) Pentru cazul prevăzut la Art. 136 lit. c), dacă într-un ID sistemul se află în deficit atunci se va respecta condiţia prevăzută la art. 55 paragraful (4) din Regulamentul EB pentru preţul final unic de dezechilibru. (3) Pentru cazul prevăzut la Art. 136 lit. c), dacă într-un ID sistemul se află în excedent atunci se va respecta condiţia prevăzută la art. 55 paragraful (5) din Regulamentul EB pentru preţul final unic de dezechilibru. ART. 142 (1) În situaţia în care preţul final unic de dezechilibru calculat conform prevederilor Art. 141, nu respectă condiţiile prevăzute la art. 55 paragrafele (4)-(6) din Regulamentul EB costurile OTS rezultate în urma aplicării prevederilor art. 55 paragrafele (4)-(6) din Regulamentul EB şi care nu se pot recupera prin mecanismul de decontare pe piaţa de echilibrare vor fi recuperate prin intermediul tarifului de sistem în conformitate cu prevederile art. 44 paragraful (2) din Regulamentul EB. (2) ODPE transmite la ANRE, până la sfârşitul fiecărei luni în care se fac calculele de decontare, valoarea costurilor care vor fi recuperate prin intermediul tarifului de sistem în conformitate cu prevederile art. 44 paragraful (2) din Regulamentul EB. SECŢIUNEA 4.9. Reguli pentru decontarea dezechilibrelor PRE ART. 143 Regulile pentru decontarea dezechilibrelor PRE 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. 144 Pentru a facilita un proces de decontare ordonat, transparent şi nediscriminatoriu, prezentele reguli pentru decontare creează în plus cadrul pentru: a) stabilirea unui program de determinare, de punere la dispoziţia părţilor şi de confirmare/contestare a informaţiilor necesare în vederea facturării şi decontării dezechilibrelor PRE; b) efectuarea calculelor pentru stabilirea drepturilor de încasare şi a obligaţiilor de plată aferente dezechilibrelor PRE; d) punerea la dispoziţia părţilor a informaţiilor privind obligaţiile acestora de plată, respectiv drepturile acestora de încasare; e) facturarea şi efectuarea plăţilor; f) stabilirea şi utilizarea garanţiilor; g) măsuri în cazuri de neîndeplinire a obligaţiilor. ART. 145 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. 146 ODPE stabileşte, în urma unui proces de consultare publică, formatul standard pentru toate notele de informare pentru decontarea lunară a dezechilibrelor şi pentru notele lunare de regularizare şi le publică pe pagina de internet proprie. ART. 147 ODPE este responsabil pentru calculul de decontare şi emiterea notelor de informare pentru decontarea lunară pentru PRE. ART. 148 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. 149 OTS urmăreşte separat fiecare categorie de obligaţii de plată/drepturi de încasare în relaţia OTS cu PRE, prin înfiinţarea fişei pentru decontarea dezechilibrelor PRE, întocmită pentru fiecare PRE. ART. 150 Fiecare PRE este titularul fişei de decontare corespunzătoare, întocmită de OTS conform prevederilor Art. 149. ART. 151 OTS stabileşte fişa de decontare prevăzută la Art. 149 pentru titularul de fişă corespunzător, după înregistrarea acestuia ca PRE, dar nu mai târziu de data la care înregistrarea devine efectivă. ART. 152 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. 153 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. 154 (1) 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; (2) Contul de echilibrare prevăzut la alin. (1) este acelaşi cu cel deschis de OTS conform Regulamentului PE drept cont bancar pentru echilibrare pentru încasările şi plăţile aferente tranzacţiilor încheiate pe PE; (3) OTS alimentează lunar contul de echilibrare prevăzut la alin. (1) cu suma corespunzătoare costurilor pentru managementul restricţiilor de reţea, conform notei lunare de regularizare prevăzute la Art. 131, lit. d). ART. 155 Titularii de cont trebuie să asigure solvabilitatea conturilor bancare proprii la datele scadente ale facturilor, prevăzute în prezentele reguli pentru decontare. ART. 156 Conturile bancare sunt deschise în moneda naţională a României. SECŢIUNEA 4.9.1. Garanţii de plată a obligaţiilor PRE ART. 157 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. 158 (1) Garanţia furnizată de un participant la piaţă înregistrat ca PRE poate limita dimensiunea maximă a acelei PRE, determinată conform prevederilor Art. 160 şi/sau volumul corespunzător al schimburilor bloc, exporturilor şi importurilor. (2) Modul de aplicare a prevederilor alin. (1) trebuie prevăzut în detaliu de către OTS în procedura precizată la Art. 159 şi are drept scop corelarea la 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 unic de dezechilibru pe ultimele 3 luni. (3) Limitarea prevăzută la alin. (2) este solicitată în cazul constatării unor potenţiale dezechilibre semnificative şi/sau înregistrării de întârzieri la plată urmate de utilizarea garanţiilor, fără ca acestea să fie reconstituite ulterior la nivelul necesar. ART. 159 (1) 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. (2) 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. (3) OTS publică pe pagina proprie de internet procedura prevăzută la alin. (1). SECŢIUNEA 4.9.2. Dimensiunea PRE ART. 160 Fiecare OR trebuie să transmită lunar la OTS informaţii privind dimensiunea fiecărei PRE din zona de licenţă proprie. ART. 161 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: a) valoarea agregată a producţiei anuale estimate pentru unităţile de producţie, pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării; b) valoarea agregată a consumului anual estimat pentru consumatorii de energie electrică, pentru care respectiva PRE şi-a asumat responsabilitatea echilibrării. ART. 162 Producţiile şi consumurile anuale estimate pentru următoarele 12 luni, transmise conform prevederilor Art. 161, pot avea bază următoarele informaţii, fără a se limita la acestea: a) cantităţile anuale estimate pentru CPT, utilizate de respectivul OR pentru determinarea tarifelor de reţea; b) producţia sau consumul anual, după cum este cazul, înregistrate în ultimele 12 luni pentru respectivul loc de producere/loc de consum; sau c) 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. 163 În situaţia în care datele transmise de un OR conform prevederilor Art. 161 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 nicio contestaţie în acest interval, atunci datele transmise conform prevederilor Art. 161 se consideră ca fiind confirmate de respectiva PRE. ART. 164 Un OR verifică orice contestaţie primită în legătură cu datele transmise conform prevederilor Art. 161 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. 165 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. 166 În fiecare lună calendaristică, după transmiterea de către OR a informaţiilor prevăzute la Art. 161, OTS determină dimensiunea totală a fiecărei PRE prin agregarea informaţiilor şi le comunică PRE. SECŢIUNEA 4.9.3. Decontarea dezechilibrelor PRE ART. 167 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. 168 (1) Odată cu efectuarea calculelor prevăzute la Art. 167, 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. Valoarea limită va fi stabilită printr-o procedură elaborată de ODPE şi supusă consultării publice. (2) 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 pentru decontarea lunară a dezechilibrelor şi de verificare/contestare a obligaţiilor de plată/drepturilor de încasare aferente dezechilibrelor PRE se reia pe baza valorilor măsurate aprobate, cu respectarea aceloraşi termene care curg de la data definitivării valorilor măsurate aprobate. (3) 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. ART. 169 Pentru fiecare ID al lunii de livrare şi pentru fiecare PRE, mai puţin PRE-SN, ODPE determină valoarea obligaţiilor de plată finale / a drepturilor de încasat finale corespunzătoare dezechilibrelor înregistrate de fiecare PRE în fiecare ID, cu formula: DI^fin(i) sau OP^fin(i) = DezPRE(i) x P^fin(dez,i) unde: - DI(i) sau OP(i) reprezintă valoarea drepturilor de încasat finale sau a obligaţiilor de plată finale rezultate pentru fiecare PRE şi pentru fiecare IDi din luna de livrare; – DezPRE(i) reprezintă dezechilibrul unei PRE calculat pentru fiecare PRE în fiecare IDi al lunii de livrare conform prevederilor Art. 112; – P^fin(dez,i) reprezintă preţul final unic de dezechilibru calculat conform prevederilor Art. 141 pentru fiecare IDi al lunii de livrare. ART. 170 Pentru calcularea valorii obligaţiilor de plată finale / a drepturilor de încasat finale prevăzute la Art. 139 se va ţine cont de prevederile art. 55 paragraful (1) din Regulamentul EB (tabelul 2). ART. 171 Separat, pentru fiecare zi calendaristică din luna de livrare şi pentru fiecare PRE, mai puţin PRE-SN, ODPE determină valoarea sumelor drepturilor zilnice de încasat sau a obligaţiilor zilnice de plată corespunzătoare dezechilibrelor înregistrate de fiecare PRE, cu formulele: DZI(d) = Σ^n(i)DI^fin(i), respectiv OZP(d) = Σ^IDZ-n(j)OP^fin(j) unde: - DZI(d) reprezintă valoarea drepturilor zilnice de încasare finale pentru dezechilibrele unei PRE constatate într-un număr de n ID-uri; – DI^fin(i) reprezintă drepturile de încasat finale ale fiecărei PRE în cele n ID-uri ale zilei d determinate conform prevederilor Art. 169 şi Art. 170; – OZP(d) reprezintă valoarea obligaţiilor zilnice de plată pentru dezechilibrele unei PRE constatate într-un număr de (IDZ-n) ID-uri, unde IDZ este numărul total de ID-uri din ziua de livrare d; – OP^fin(j) reprezintă obligaţiile de plată ale fiecărei PRE în cele (IDZ-n) ID-uri din ziua d determinate conform prevederilor Art. 169 şi Art. 170. ART. 172 ODPE determină, pentru fiecare PRE, mai puţin PRE-SN, valoarea drepturilor lunare de încasare/obligaţiilor lunare de plată pentru dezechilibrele respectivei PRE, prin însumarea algebrică a valorilor zilnice ale drepturilor de încasare/obligaţiilor de plată stabilite conform prevederilor Art. 171 şi întocmeşte pentru fiecare PRE o notă de informare pentru decontarea lunară a dezechilibrelor, care conţine următoarele informaţii: a) dezechilibrul pozitiv sau negativ al respectivei PRE, pentru fiecare ID din luna de livrare rezultat conform prevederilor Art. 112; b) preţul final unic de dezechilibru rezultat pentru fiecare ID din luna de livrare conform prevederilor Art. 141; c) obligaţiile de plată finale sau drepturile de încasare finale ale respectivei PRE, pentru fiecare ID din luna de livrare determinate conform prevederilor Art. 169 şi Art. 170; d) valoarea drepturilor zilnice de încasare şi valoarea obligaţiilor zilnice de plată determinate conform prevederilor Art. 171; c) valoarea drepturilor lunare de încasare şi valoarea obligaţiilor lunare de plată calculate ca sumă a drepturilor zilnice de încasare, respectiv a obligaţiilor zilnice de plată, determinate conform prevederilor Art. 171. ART. 173 ODPE pune la dispoziţia PRE corespunzătoare şi a OTS notele de informare pentru decontarea lunară a dezechilibrelor stabilite conform prevederilor Art. 172 pe baza valorilor măsurate, prin postarea lor pe platforma informatică dedicată, în maximum 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. 174 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. 175 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 3 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 4.9.4. Efectuarea plăţilor, utilizarea garanţiilor şi penalităţi de întârziere ART. 176 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. 177 Procedurile elaborate conform prevederilor Art. 176 vor include modalităţi de confirmare a plăţilor şi menţiuni privind utilizarea garanţiilor în cazul plăţilor întârziate. ART. 178 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. 179 Orice participant la piaţă înregistrat ca PRE, precum şi OTS, plăteşte o penalizare celeilalte părţi în oricare din următoarele cazuri: a) dacă participantul la piaţă nu a achitat sumele datorate până la data limită de plată; b) dacă participantul la piaţă trebuie să efectueze o plată corespunzătoare soluţionării unei dispute din care au rezultat plăţi întârziate; c) 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. 180 În cazurile prevăzute la Art. 179 lit.a) şi lit.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. 181 În cazul prevăzut la Art. 179 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. 182 Rata dobânzii care se aplică în toate cazurile prevăzute de Art. 179, 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 4.9.5. Contestaţii la notele de regularizare şi/sau la notele de informare pentru decontarea lunară ART. 183 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 maximum 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. 184 OTS poate de asemenea să îşi îndeplinească obligaţiile prevăzute la Art. 183 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. 185 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. 186 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. 187 (1) Orice parte implicată poate contesta o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare emisă conform prezentului regulament într-un termen de maximum 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. 188 Dacă o parte implicată nu a transmis nicio contestaţie în legătură cu o notă de informare pentru decontare sau o notă de regularizare emisă conform prezentului regulament în termenul prevăzut la Art. 187, se consideră că nota respectivă a fost acceptată. ART. 189 ODPE analizează orice contestaţie primită, nu mai târziu de 5 zile lucrătoare de la data primirii acesteia. ART. 190 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. 191 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. 192 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 10 zile lucrătoare de la data la care nota respectivă a fost postată de ODPE pe platforma informatică dedicată. ART. 193 În cazul constatării de către un participant, ulterior termenelor prevăzute la Art. 187 sau Art. 192, 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. 194 (1) 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 10 zile lucrătoare, şi publică solicitarea pe pagina proprie de internet, împreună cu argumentaţia aferentă. (2) 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. (3) 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 maximum 1 zi de la primire. (4) 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. (5) În cazul apariţiei unei situaţii atipice, OTS poate solicita punctul de vedere al ANRE, care va fi publicat pe pagina de internet a OTS. (6) 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. 195 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. 196 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.
Newsletter GRATUIT
Aboneaza-te si primesti zilnic Monitorul Oficial pe email
Comentarii
Fii primul care comenteaza.
