a) информация, указанная в пункте 409, подпункт 1) настоящего Кодекса, в том числе:
(1) обоснование используемых параметров, связанных с техническими характеристиками системы;
(2) информация о значениях этих параметров и применяемых допущениях;
b) метод определения тарифов чем те на предоставление услуги по транспортировке природного газа;
c) ориентировочные справочные цены, которые являются предметом консультации;
d) компоненты, результаты для оценки отнесения затрат, упомянутые в пунктах 327-332 настоящего Кодекса;
e) оценка предлагаемого способа расчета справочных цен в соответствии с пунктом 338 настоящего Кодекса;
f) если предлагаемые методики расчета справочной цены отличаются от метода расчета цены, в зависимости от расстояния, взвешенного с мощностью, представленного в пунктах 338-340 настоящего Кодекса, сравнения между двумя методами и с информацией, представленной в п. с).
2) информация, предусмотренная в пункте 409 подпункты 1), 4), 5) настоящего Кодекса;
3) информация о тарифах на услуги по транспортировке природного газа и на другие тарифы чем те на предоставление услуги по транспортировке природного газа:
a) если предложены тарифы на объемные транспортные услуги, согласно пункту 325 настоящего Кодекса:
(1) способ расчета тарифов;
(2) доля регулируемого дохода или целевого дохода, который, как ожидается, будет возмещен по этим тарифам;
(3) тарифы на оценочные объемные транспортные услуги;
b) если системным пользователям предлагаются других услуг чем те по транспортировке природного газа:
(1) об утверждении Методологии расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на дополнительные услуги, оказываемые системными операторами в секторе природного газа №. 271 /2018 от 28 сентября 2018 г. расчета;
(2) доля регулируемого дохода или целевого дохода, который, как ожидается, будет возмещен по этим тарифам;
(3) способ сверки соответствующего дохода, связанного со вспомогательными услугами, в соответствии с пунктом 373 настоящего Кодекса;
(4) предполагаемые тарифы на других услуг чем те по транспортировке природного газа, предоставляемые ОПС системных пользователям;
4) информация, представленная в пункте 410 настоящего Кодекса;
5) если подход в отношении фиксированной цены, упомянутый в пункте 391, подпункт 2) настоящего Кодекса, считается предложенным в рамках тарифного режима с ограничением цены для существующей мощности:
a) предлагаемый индекс;
b) предлагаемый расчет и использование дохода от премии за риск;
c) точка (точки) межсистемного соединения и тарифный (тарифные) период (периоды) для которых предлагается этот подход;
d) процесс предоставления мощности в точке межсистемного соединения, где предлагаются оба подхода, упомянутые в пункте 392 настоящего Кодекса, а именно переменная цена и фиксированная цена.
395. Окончательная консультация до принятия Постановления, упомянутого в пункте 402 настоящего Кодекса, проводится в течение не менее 2 месяцев. Консультационные документы для любой из консультаций, упомянутых в пункте 394 настоящего Кодекса, могут потребовать, чтобы ответы, представленные после консультации, включали не конфиденциальную версию, которая может быть опубликована.
396. В течение одного месяца после завершения консультации ОПС или НАРЭ, в зависимости от организации, которая публикует консультационный документ, упомянутый в пункте 395 настоящего Кодекса, она публикует результаты консультации и их резюме. По мере возможности и для повышения эффективности процесса консультаций, резюме должно быть составлено на румынском и английском языках.
397. Последующие периодические консультации должны проводиться в соответствии с пунктом 441 настоящего Кодекса.
398. Для методологии расчета справочной цены, которая содержит детали, касающиеся аспектов, указанных в пункте 394, подпункт 1), а)- е) настоящего Кодекса, может быть использована модель, разработанная Агентством по сотрудничеству европейских регулирующих органов (далее - ACER).
399. Процесс консультаций, упомянутый в настоящей Главе, будет осуществляться параллельно с процедурой общественных консультаций, предусмотренной Законом №. 100/2017 о нормативных актах.
Раздел 2
Периодический процесс принятия решений национального регулирующего органа
400. Во время запуска окончательной консультации в соответствии с Разделом I настоящей Главы, до Постановления, упомянутого в пункте 402 настоящего Кодекса, НАРЭ или ОПС, назначенного НАРЭ, направляет консультационные документы в Регулирующий комитет ЕС, который проанализирует следующие аспекты:
1) если вся информация, указанная в пункте 394 настоящего Кодекса, была опубликована;
2) если элементы, представленные на консультацию в соответствии с пунктами 394-399 (Раздел I этой Главы) настоящего Кодекса, соответствуют следующим требованиям:
а) если метод расчета справочных цен соответствует требованиям, изложенным в пункте 337 настоящего Кодекса;
b) если критерии для расчета тарифов на объемную транспортную услугу выполнены, согласно пункту 324 настоящего Кодекса;
с) если критерии для установления тарифы на предоставление других услуг чем те по транспортировке природного газа выполнены, в соответствии с пунктами 325-326 настоящего Кодекса.
401. В течение 2 месяцев после завершения консультации, упомянутой в пункте 402 настоящего Кодекса, НАРЭ или ОПС, в зависимости от организации, опубликовавшей консультационный документ, а также Секретариата Энергетического сообщества, получают от Комитета по регулированию ЕС на английском языке заключение анализа с соблюдением конфиденциальности коммерческой информации.
402. В течение 5 месяцев с момента завершения последней консультации НАРЭ, действуя в соответствии со статьей 7, ч. (2) п. а) Закона 108/2016, принимает и публикует Постановление об утверждении Методологии расчета, утверждения и применения тарифов на услуги по транспортировке природного газа, мотивируя все элементы, упомянутые в пункте 394 настоящего Кодекса. В день публикации НАРЭ направляет свое Постановление Регулирующему комитету ЕС и Секретариату Энергетического сообщества.
Раздел 3
Консультации по сокращениям,
коэффициенты умножения и сезонные коэффициенты
403. Параллельно с заключительной консультацией, проведенной в соответствии с пунктом 394 настоящего Кодекса, НАРЭ консультируется с национальными регулирующими органами всех государств-членов ЕС.
1) уровень коэффициентов умножения;
2) уровень сезонных коэффициентов и расчеты, представленные в пунктах 360-365 настоящего Кодекса, в зависимости от обстоятельств;
3) уровни установленных сокращений в пунктах 342 и 366-370 настоящего Кодекса.
404. После завершения консультации НАРЭ принимает обоснованное Постановление, касающееся всех аспектов, упомянутых в пункте 403, подпункты 1) -3) настоящего Кодекса. НАРЭ должно учитывать позиции национальных регулирующих органов в непосредственно связанных государствах-членах ЕС и Договаривающихся сторонах Энергетического сообщества.
405. Последующие консультации должны проводиться в каждом тарифном периоде, начиная с даты Постановления, упомянутого в пункте 402 настоящего Кодекса. После каждой консультации и в соответствии с пунктом 415, пункт 1) настоящего Кодекса, НАРЭ принимает и публикует мотивированное Постановление по вопросам, упомянутым в пункте 402, подпункты 1) -3) настоящего Кодекса.
406. Принимая Постановление, упомянутое в пунктах 403-405 настоящего Кодекса, НАРЭ учитывает рекомендации, полученные в ходе консультации, а также следующие аспекты:
1) относительно коэффициентов умножения:
a) баланс между упрощением торговли природным газом в краткосрочной и долгосрочной перспективе с целью эффективного инвестирования в транспортную систему;
b) влияние на доход, связанный с транспортными услугами и на его восстановление;
c) необходимость избегать перекрестного субсидирования между системными пользователями и повышать способность резервных цен отражать затраты;
d) ситуации физического и договорного затора;
e) влияние на трансграничные потоки;
2) относительно сезонных коэффициентов:
a) влияние на содействие эффективному и экономичному использованию инфраструктуры;
b) необходимость увеличения способности резервных цен отражать затраты.
ГЛАВА VIII
ТРЕБОВАНИЯ В ОТНОШЕНИИ ПУБЛИКАЦИИ
Раздел 1
Информация, подлежащая публикации до ежегодного аукциона ежегодной мощности
407. Для точек межсистемного соединения и, если НАРЭ решит применить Раздел IV настоящего Кодекса для точек, отличных от точек межсистемного соединения, перед ежегодным аукционом ежегодной мощности, НАРЭ или ОПС, назначенным НАРЭ, публикуют следующую информацию в соответствии с требованиями пунктов 412-418 настоящего Кодекса:
1) для ПСМ для постоянной мощности:
а) резервные цены, применяемые по крайней мере до конца газового года, начинающегося после ежегодного аукциона ежегодной мощности;
b) коэффициенты умножения и сезонные коэффициенты, применяемые к не ежегодным резервным ценам ПСМ;
с) аргументы НАРЭ относительно уровня коэффициентов умножения;
d) если применяются сезонные коэффициенты, обоснование их применения.
2) для ПСМ для прерываемой мощности:
а) резервные цены, применяемые по крайней мере до конца газового года, начинающегося после ежегодного аукциона ежегодной мощности;
b) оценка вероятности прерывания, в том числе:
(1) список всех типов ПСМ для предлагаемой прерываемой мощности, включая вероятность соответствующего прерывания и применяемый уровень снижения;
(2) объяснение способа, как рассчитывается вероятность прерывания для каждого типа продукта, упомянутого в пар. (1);
(3) исторические или прогнозируемые данные, или оба типа данных, используемые для оценки вероятности прерывания, упомянутого в ч. (2).
Раздел 2
Информация, которая будет опубликована до тарифного периода
408. НАРЭ или ОПС назначенный (назначенные) НАРЭ, публикуют до начала тарифного периода, в соответствии с требованиями Раздела 2-3 настоящей Главы, информацию о параметрах, используемых в Методологии расчета, утверждения и применения тарифов на услуги по транспортировке природного газа (метод расчета применяемых справочных цен), которые связаны с техническими характеристиками транспортной системы, такими как:
1) техническая мощность в пунктах входа и выхода и соответствующие положения;
2) договорная мощность, оцененная в точках входа и выхода, и другая соответствующая информация о ней;
3) количество и направление потока природного газа для точек входа и выхода и для соответствующих допущений, таких как сценарии спроса и предложения для потока природного газа в течение пикового периода;
4) подробная структура транспортной сети,
5) дополнительная техническая информация о передающей сети, такая как длина и диаметр сетей, а также мощность станций сжатия природного газа.
409. В дополнение к информации, указанной в пункте 408 настоящего Кодекса, НАРЭ или ОПС, назначенный (назначенные) НАРЭ, публикуют следующую информацию:
1) регулируемый доход и целевой доход или оба вида дохода от ОПС;
2) информация об изменениях из года в год доходов, указанных в подпункте 1);
3) следующие параметры:
а) виды активов, включенных в регулируемую базу активов, и их совокупная стоимость;
b) стоимость капитала и методика его расчета;
c) капитальные затраты, в том числе:
(1) методологии определения первоначальной стоимости активов;
(2) методологии переоценки активов;
(3) объяснения относительно эволюции стоимости активов;
(4) периоды амортизации и суммы по типам активов.
d) операционные расходы;
e) механизмы стимулирования и цели эффективности;
f) показатели инфляции.
4) доходы, связанные с транспортными услугами;
5) следующие отчеты о доходах, указанных в пункте 4):
a) соотношение мощности и продукции, то есть разбивка между доходом, полученным в результате тарифов на транспортное услуги, на основе мощности и доходом, полученного в виде объемных тарифов;
b) соотношение вход/выход, то есть распределение доходов, полученных тарифами на транспортные услуги, на основе мощности во всех точках входа и доходов, созданных тарифами на основе мощности во всех точках выхода;
c) соотношение между использованием сети в системе и использованием сети между системами, то есть распределение между доходом, полученным от использования сети в системе, как в точках входа, так и в точках выхода, и доходом, полученным от использования сети между системами, как в точках входа, так и в точках выхода, рассчитанных в соответствии с пунктами 327-332 настоящего Кодекса.
6) если в той степени, в которой ОПС работает в режиме ценообразования без ограничения цены, следующую информацию, касающуюся выверки урегулирование счета:
а) фактический полученный доход, суммы, возмещенные частично или сверх регулируемого дохода, и часть этих сумм, отнесенная на регулирующий счет и, если применимо, на субсчета в соответствующем регулирующем счете;
b) период согласования и внедренные механизмы стимулирования.
7) ожидаемое использование аукционной премии.
8) следующую информацию о тарифах на транспортные услуги и другие тарифы чем те по транспортировке природного газа, сопровождаемую соответствующей информацией, связанной с их определением:
а) если они применяются, тарифы на объемные транспортные услуги, указанные в пункте 324 настоящего Кодекса;
b) если они применяются, тарифы на предоставление других услуг чем по транспортировке, которые сопутствуют другим услугам чем те по транспортировке природного газа ОРС, указанные в пунктах 325 и 326 настоящего Кодекса;
c) справочные цены и другие цены, применимые в других точках, кроме тех, которые указаны в пункте 407 настоящего Кодекса.
410. Кроме того, должна быть опубликована следующая информация о тарифах на услуги по транспортировке природного газа:
1) объяснения относительно:
а) разницы между уровнем тарифов на транспортные услуги для одного и того же вида транспортных услуг, применимых в течение текущего тарифного периода и в течение тарифного периода, за который публикуется информация;
b) расчетная разница между уровнем тарифов на транспортные услуги для одного и того же вида транспортных услуг, применимым в течение тарифного периода, за который публикуется информация, и в каждом тарифном периоде в течение оставшегося периода регулирования;
2) по крайней мере, одна упрощенная тарифная модель, периодически обновляемая, сопровождаемая объяснением того, как ее использовать, позволяющая системным пользователям рассчитывать тарифы на транспортные услуги, применимые в течение текущего тарифного периода, и оценивать их возможное развитие после заключения этого тарифного периода.
411. Для пунктов, исключенных из определения соответствующих пунктов, упомянутых в Положении, о доступе к передающим сетям природного газа и управлении перегрузками, информация, касающаяся расчетного объема договорной мощности и предполагаемого объема потока природного газа, публикуется в соответствии с пунктом 15 настоящего Положения.
Раздел 3
Форма публикации
412. Для Договаривающихся сторон, чьи ОПС являются членами или наблюдатели ENTSO-G, информация, представленная в пунктах 407-411 настоящего Кодекса, настоящего Кодекса должна публиковаться ОПС в соответствии с требованиями пунктов 417-418 посредством ссылки, вставленной на платформу, установленную ENTSO-G, на свою электронную страницу.
Эта информация должна быть доступна общественности бесплатно и без ограничений на ее использование. Информация публикуется:
1) в удобном для использования формате;
2) понятным, легкодоступным и недискриминационным способом;
3) в загружаемом формате;
4) на румынском и, по возможности, на английском языках.
413. Для договаривающихся сторон, чьи ОПС являются членами или наблюдателями ENTSO-G, следующая информация о точках межсистемного соединения должна быть опубликована на платформе, установленной ENTSO-G:
1) одновременно с моментом, установленным в пункте 407 настоящего Кодекса, резервные цены на ПСМ для постоянной мощности и на ПСМ для прерываемой мощности;
2) одновременно с моментом, установленным в пунктах 408-411 настоящего Кодекса, налог на основе потока, упомянутого в пункте 324, подпункт 1), если этот налог применяется.
Для других Договаривающихся сторон эта информация должна быть опубликована на веб-сайте ОПС.
414. Информация, указанная в пункте 413 настоящего Кодекса, публикуется следующим образом:
1) в соответствии с пунктом 412, подпункты 1)-3) настоящего Кодекса;
2) на румынском и английском языках;
3) в стандартизированной таблице, которая должна содержать как минимум следующую информацию:
a) точка межсистемного соединения;
b) направление потока природного газа;
c) название ОПС;
d) время начала и окончания продукта;
e) тип мощности (постоянная или прерываемая);
f) индекс ПСМ;
g) применяемый тариф за кВтч/час и за кВтч/день, в леях и евро с учетом следующих элементов:
(1) если применяемая единица мощности - кВтч/час, информация о применяемом тарифе за кВтч / день не является обязательной, и наоборот;
(2) если местная валюта отличается от евро, информация о тарифах, применяемых в евро, не является обязательной.
415. Кроме того, также в течение периода, указанного в пунктах 408-411 настоящего Кодекса, соответствующая стандартизированная таблица должна включать моделирование всех сборов, взимаемых за прохождение потока 1 ГВтч/день/год для каждой точки межсистемного соединения, в леях или евро в зависимости от обстоятельств, в соответствии с пунктом 416, подпункт 3), g) ч 2) настоящего Кодекса.
416. Если информация, изложенная в пункте 414 настоящего Кодекса, отличается от соответствующей информации, упомянутой в пункте 413 настоящего Кодекса, соответствующая информация, упомянутая в пункте 413, имеет преимущественную силу.
Раздел 4
Сроки публикации информации
417. Срок публикации информации, представленной в пунктах 408-411 настоящего Кодекса, следующий:
1) для информации, представленной в пункте 408 настоящего Кодекса, не позднее, чем за 30 дней до ежегодного аукциона ежегодной мощности;
2) для информации, указанной в пунктах 408-411 настоящего Кодекса, не позднее, чем за 30 дней до соответствующего тарифного периода;
3) для тарифов на услугу транспортировки природного газа, обновляемых в течение тарифного периода, - сразу после утверждения НАРЭ, в соответствии с пунктом 356 настоящего Кодекса.
418. Каждое обновление тарифа на передающую услугу природного газа должно сопровождаться информацией, указывающей причины, по которым был изменен уровень тарифа. Если применяется пункт 355, подпункт 2) настоящего Кодекса, каждое обновление тарифов на транспортные услуги должно сопровождаться обновленным отчетом, упомянутым в пункте 407, подпункт 2) настоящего Кодекса для соответствующих типов ПСМ для прерываемой мощности.
ГЛАВА IX
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ
Раздел 1
Тарифные принципы в отношении дополнительной мощности
419. Минимальная цена, по которой ОПС принимает запрос на дополнительную мощность, является справочной ценой. Чтобы рассчитать экономический тест, опорные цены должны быть определены путем включения в метод расчета опорных цен соответствующих гипотез, связанных с предложением дополнительной мощности.
420. Если считается, что подход с фиксированной ценой, упомянутый в пункте 391, подпункт 2) настоящего Кодекса, предлагается для дополнительной мощности, резервная цена, упомянутая в пункте 391, подпункт 2), основывается на предполагаемых инвестиционных и эксплуатационных затратах. После заказа дополнительной мощности соответствующая резервная цена корректируется пропорционально разнице между расчетной и фактической стоимостью инвестиций, независимо от того, является ли эта разница положительной или отрицательной.
421. Если выделение дополнительной мощности по базовой цене не даст достаточного дохода для получения положительного результата в экономическом тесте, может быть применена обязательная минимальная премия на первом аукционе или в первом альтернативном механизме распределения, в котором предлагается дополнительная мощность. Обязательная минимальная премия может также применяться в последующих аукционах, когда предлагается мощность, которая не была первоначально продана, или мощность, которая была первоначально зарезервирована в соответствии с пунктами 143 и 144 настоящего Кодекса. Решение о возможности применения обязательной минимальной премии и аукционах, в которых она должна применяться, принимается НАРЭ в соответствии со ст. 98-99 Закона №. 108/2016.
422. Уровень обязательной минимальной премии должен позволять получить положительный результат в экономическом тесте с доходами, генерируемыми мощностью, предлагаемой в ходе первого аукциона, или первого альтернативного механизма выделения, в котором предлагается дополнительная мощность.
Интервал, в котором находится уровень обязательной минимальной премии, в соответствии с расчетной распределенной пропускной способностью, представляется на утверждение НАРЭ в соответствии с пунктом 260, подпунктом 3) настоящего Кодекса.
423. Обязательная минимальная премия, утвержденная НАРЭ, добавляется к справочной цене на продукты совокупной мощности в соответствующей точке межсистемного соединения и назначается исключительно ОПС, для которого обязательная минимальная премия была утверждена НАРЭ. Этот неявный принцип присуждения обязательной минимальной премии не наносит ущерба возможной дополнительной аукционной премии в соответствии с пунктом 384 настоящего Кодекса или альтернативному соглашению между соответствующими национальными регулирующими органами.
ГЛАВА X
Раздел 1
Методологии и параметры, используемые для определения регулируемого дохода
или целевой доход ОПС. Существующие договоры
424. НАРЭ передает Комитету по регулированию ЕС в соответствии с определенной им процедурой всю необходимую информацию, касающуюся методологий и параметров, используемых для определения регулируемого дохода и целевого дохода ОПС в этом смысле, OПС информирует Агентство, отправляя контракты или информацию, касающуюся резервирования мощностей.
425. Настоящий Кодекс не наносит ущерба уровням тарифов на транспортные услуги, вытекающим из договоров или резервирований мощности, заключенных до утверждения новых тарифов, разработанных в соответствии с настоящим Кодексом, если эти договоры или резервирования мощности не предусматривают каких-либо изменений в уровнях тарифов на транспортные услуги, исходя из мощности и/или объема, за исключением индексаций, если это применимо.
426. Договорные положения, касающиеся тарифов на транспортные услуги и резервирования мощности, упомянутые в пункте 425 настоящего Кодекса, не могут быть возобновлены, изменены или продлены после истечения срока их действия.
Раздел 2
Мониторинг реализации
427. В контексте выполнения обязанностей по мониторингу и анализу того, как ОПС реализует этот Кодекс, НАРЭ и ОПС передают информацию, запрошенную Секретариатом Энергетического сообщества и ENTSO-G.
428. Конфиденциальность коммерческой секретной информации обеспечивается Секретариатом Энергетического сообщества, Комитетом по регулированию ЕС и ENTSO-G.
Раздел 3
Предоставление отступлений
429. По просьбе организации, эксплуатирующей трубопровод межсистемного соединения, который воспользовался отступлением от пунктов 98 и 99 Закона №. 108/2016 или аналогичным отступлением, национальные регулирующие органы имеют право предоставить соответствующему субъекту, как правило, отступление от применения одного или нескольких пунктов настоящего Кодекса, в соответствии с настоящим разделом, если его применение в случае соответствующего субъекта имеет одно или несколько из следующих негативных последствий:
1) не способствует эффективной торговле природным газом и эффективной конкуренции в области;
2) не поставляет стимулов для инвестиций в новые мощности или для поддержания существующих уровней мощности;
3) неоправданно искажает трансграничную торговлю;
4) искажает конкуренцию с другими операторами инфраструктуры, которые предоставляют услуги, аналогичные тем, которые предоставляются в трубопроводе межсистемного соединения;
5) невозможно реализовать, учитывая специфику межсистемного соединения труб.
430. Организация, запрашивающая отступление в соответствии с пунктом 429 настоящего Кодекса, должна включить в свою заявку подробное изложение причин, сопровождаемое всеми подтверждающими документами, включая, при необходимости, анализ затрат и выгод, который продемонстрирует выполнение одного или нескольких условий, изложенных в пункте 429, подпункты 1) -5) настоящего Кодекса.
431. Национальные регулирующие органы соседних стран совместно рассматривают запрос об отступлении и рассматривают его в тесном сотрудничестве. Если они предоставляют отступление, соответствующие национальные регулирующие органы должны указать его продолжительность в своих решениях.
432. Национальные регулирующие органы должны уведомлять Комитет по регулированию ЕС и Секретариат Энергетического сообщества о Постановлениях, допускающих такие отступления.
433. Национальные регулирующие органы могут отменить отступление, если обстоятельства или мотивы, лежащие в их основе, или и то, и другое, более не действительны или в результате мотивированной рекомендации Комитета по регулированию ЕС или Секретариата Энергетического сообщества, отменить отступление из-за отсутствия обоснования.
РАЗДЕЛ VI
БАЛАНСИРОВКА СЕТИ ПЕРЕДАЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА
ГЛАВА I
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Часть 1
Предмет и сфера применения
434.В настоящем разделе устанавливаются правила балансировки сети передачи природного газа, в том числе правила по процедурам номинации, платежам за дисбаланс, процедурам, связанным с оплатой ежедневных дисбалансов и операционного балансирования между сетями ОРС.
435.Настоящий раздел не применяется к сверке, которая должна иметь место между распределениями и фактическим потреблением, полученными на основании показаний измерительного оборудования конечного потребителя, если таковое имеется.
436. Этот раздел не применяется в случаях, когда ОРС реализует определенные меры, изложенные в Положении о чрезвычайных ситуациях на рынке природного газа и Плане действий в чрезвычайных ситуациях на рынке природного газа, утвержденном Постановлением Правительства № 207/2019, и на основе правил, применимых к Энергетическому сообществу в отношении безопасности поставок природного газа, в зависимости от обстоятельств.
437.Права и обязанности, вытекающие из настоящего раздела в отношении пользователей системы, применяются только к пользователям системы, которые заключили юридически обязывающее соглашение, которое является либо договором на предоставление услуги по транспортировке природного газа, либо договором иного характера, позволяющим им подавать коммерческие уведомления в соответствии с частью 2 настоящего раздела.
ГЛАВА II
СИСТЕМА БАЛАНСИРОВКИ
Часть 1
Общие принципы
438. Пользователи системы несут ответственность за балансировку своих портфолио балансировки, чтобы свести к минимуму необходимость для ОРС предпринимать балансирующие действия, изложенные в настоящем разделе.
439. Правила балансировки, установленные в соответствии с настоящим разделом, должны отражать реальные потребности системы начиная с ресурсов, доступных для ОРС, и обеспечивать стимулы для пользователей системы для эффективного балансирования своих портфолио балансировки.
440. Пользователи системы имеют возможность заключить договор с ОРС, позволяющим им подавать коммерческие уведомления, независимо от того, заключили ли они договор на пропускную способность сети передачи природного газа или нет.
441. В балансировочной зоне, где действуют несколько ОРС, настоящий раздел применяется ко всем ОРС из соответствующей балансировочной зоны. Если ответственность за поддержание баланса в их сетях передачи природного газа была передана балансирующей организации, настоящий раздел применяется к настоящему субъекту.
Часть 2
Коммерческие уведомления и ассигнования
442. Обмен природного газа между двумя портфолио балансировки в пределах балансирующей зоны осуществляется с помощью коммерческих уведомлений о продаже или покупке, представляемых ОРС в соответствующий газовый день.
443. Срок подачи, отзыва и изменения коммерческих уведомлений определяется ОРС в договоре на оказание услуг по передаче природного газа или в другом договоре, имеющим юридическую силу для пользователей системы с учетом продолжительности обработки коммерческих уведомлений, если таковые имеются. ОРС позволяет пользователям системы отправлять коммерческие уведомления ближе к тому времени, когда коммерческое уведомление вступает в силу.
444. ОРС минимизирует время обработки коммерческих уведомлений. Время обработки не должно превышать 30 минут, если только момент, когда коммерческое уведомление вступает в силу, не позволяет продлить время обработки до 2 часов.
445. Коммерческое уведомление должно содержать как минимум следующую информацию:
1) газовый день, в течение которого осуществляется транспортировка природного газа;
2) идентификационные коды рассматриваемых портфолио балансировки;
3) указание типа уведомления (продажа или покупка);
4) количество природного газа, заявленное за день, выраженное в кВтч/день или в кВтч/час (для количества природного газа, заявленного на почасовой основе).
446. Если ОРС получает соответствующий набор, состоящий из коммерческого уведомления о купле-продаже, и заявленные количества равны, в этом случае ОРС должен распределить заявленные количества по соответствующим портфолио балансировки следующим образом:
1) портфолио балансировки пользователя системы, выдающего уведомление о коммерческой продаже в виде выхода; также как и
2) портфолио балансировки пользователя системы, отправившего уведомление о коммерческой закупке, в виде входа.
447. Если заявленные количества, указанные в пункте 446 не равны, ОРС должен либо выделить меньшую сумму уведомления, указанную в соответствующем коммерческом уведомлении, либо отклонить оба коммерческих уведомления. Применимое правило определяется ОРС в применимом договоре на предоставление транспортных услуг или в другом юридически обязывающем соглашении (балансировочном договоре).
448.Поставщику услуг балансировки не запрещается действовать от имени пользователя системы для целей пункта 446 при условии предварительного утверждения ОРС.
449. Пользователь системы может выпустить коммерческое уведомление о газовом дне независимо от того, сделал он заявку на этот газовый день или нет.
450. Положения настоящей части применяются с соответствующими изменениями ОРС, участвующими в сделке, в соответствии с пунктом 453 подпунктом 1).
ГЛАВА III
ОПЕРАЦИОННАЯ БАЛАНСИРОВКА
Часть 1
Общие положения
451.ОРС предпринимает балансирующие действия с целью:
1) поддержания режима работы сети передачи природного газа в пределах параметров работы, на которые она была рассчитана;
2) обеспечить хранение соответствующего количества природного газа в сети передачи природного газа из балансирующей зоны Республики Молдова в конце газового дня, отличного от прогнозируемого на основе прогнозируемых входов и выходов на этот газовый день таким образом, чтобы обеспечить экономичную и эффективную работу сети передачи природного газа.
452.При выполнении балансирующих действий ОРС должен учитывать, как минимум следующие аспекты, касающиеся балансирующей зоны:
1) собственные прогнозы ОРС относительно спроса на природный газ для газового дня и в течение газового дня, для которых может (могут) потребоваться балансирующее (балансирующие) действие (действия);
2) информация о назначении (назначениях) и ассигновании (ассигнованиях), а также измеренных потоках природного газа;
3) давление газа во всех сетях передачи природного газа.
453. ОРС предпринимает балансирующие действия через:
1) покупку или продажу краткосрочных стандартизированных продуктов (в дальнейшем - КСП) на торговой площадке; и/или
2) использование услуг балансировки.
454. При выполнении балансирующих действий ОРС должен учитывать следующие принципы:
1) балансирующие действия предпринимаются недискриминационным образом;
2) балансирующие действия должны учитывать любые обязательства ОРС по эксплуатации сети передачи природного газа экономичным и эффективным образом.
Часть 2
Краткосрочные стандартизированные продукты
455. КСП торгуются для доставки в течение дня или на следующий день 7 дней в неделю в соответствии с правилами, применимыми к торговой платформе, как определено по взаимному соглашению между оператором торговой платформы и ОРС.
456. Выдающий участник сделки - это тот, кто представляет торговое предложение на торговой платформе, а участник-получатель - тот, кто его принимает.
457. В случае продажи титульного продукта:
1) один участник сделки выдает коммерческое уведомление о продаже, а другой участник торгов - коммерческое уведомление о покупке;
2) в обоих коммерческих уведомлениях указывается количество природного газа, переданное от участника торгов, отправляющего уведомление о коммерческой продаже, участнику торгов, отправившему уведомление о коммерческой покупке;
3) когда используется заявленное почасовое количество, оно должно применяться в равной степени ко всем оставшимся часам газового дня с заданного времени и должно быть равно нулю для всех часов до этого времени.
458. Если продается продукт локализации (для определенной физической точки):
1) ОРС должен определить соответствующие точки входа и выхода или группы таких точек, которые могут быть использованы;
2) выполнены все условия, указанные в пункте 457;
3) выдающий участник сделки изменяет количество природного газа, которое должно быть доставлено или забрано из сети передачи до указанной точки входа или выхода с количеством, равным заявленному количеству, и передает ОРС подтверждение того, что количество было изменено;
459. Если продается временный продукт:
1) соблюдены условия, указанные в пункте 457 подпункты (1) и (2);
2) объявленная почасовая сумма применяется к часам газового дня от определенного времени начала до определенного времени окончания и равна нулю для всех часов до времени начала и нулю для всех часов после времени окончания.
460. В случае реализации продукта временной локализации должны быть выполнены условия, изложенные в пунктах 458 подпунктах (1) и 3) и пункте 459.
461. При создании КСП ОРС из соседних балансирующих зон должен сотрудничать, чтобы идентифицировать соответствующие продукты. Каждый ОРС должен без неоправданной задержки проинформировать операторов соответствующих торговых платформ о результатах этого сотрудничества.
Часть 3
Услуги балансировки
462. ОРС имеет право закупить балансирующие услуги для случаев, когда КСП не может быть предоставлено или будет недостаточным для поддержания технических параметров работы сети передачи природного газа в пределах ее эксплуатационных ограничений или при отсутствии ликвидности в отношении КСП.
463. Для выполнения балансирующих действий посредством балансирующих услуг при покупке таких услуг балансировки ОРС принимает во внимание следующее:
1) способ, которым будут поддерживать параметры работы сети передачи природного газа в пределах ее эксплуатационных возможностей;
2) время ответа услуг балансировки по сравнению с конкретным временем отклика для любого доступного КСП;
3) зона, куда должен быть доставлен природный газ;
4) ориентировочная стоимость приобретения и использования услуг балансировки по сравнению с расчетными затратами на использование любых доступных КСП;
5) требования к качеству природного газа ОРС;
6) степень, в которой приобретение и использование услуг балансировки может повлиять на ликвидность оптового рынка природного газа в краткосрочной перспективе.