Постанова від 30.09.2022 № 1234 Про затвердження Змін до Кодексу системи передачі

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ
У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

30.09.2022 № 1234

Про затвердження Змін до Кодексу системи передачі

Відповідно до законів України «Про ринок електричної енергії» та «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг» Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Зміни до Кодексу системи передачі, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 309 (далі – Зміни), що додаються.

2. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її оприлюднення на офіційному вебсайті Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг.

 

Голова НКРЕКП

К. Ущаповський

ЗАТВЕРДЖЕНО
Постанова Національної комісії,
що здійснює державне
регулювання у сферах
енергетики та комунальних послуг
30.10.2022 № 1234

Зміни
до Кодексу системи передачі

1. У главі 1 розділу І:

1) у пункті 1.4:

абзац десятий викласти в такій редакції:

«балансова надійність - здатність енергосистеми задовольняти сумарний попит споживачів на електричну енергію нормативної якості у кожний момент часу з підтриманням необхідних обсягів відповідних резервів;»;

абзац одинадцятий виключити.

У зв’язку з цим абзаци дванадцятий - сто сорок п’ятий вважати відповідно абзацами одинадцятим - сто сорок четвертим;

в абзаці шістнадцятому знаки, слова та абревіатуру «(далі - ТЕО)» виключити;

абзаци двадцять сьомий та двадцять восьмий викласти в такій редакції:

«дозвіл на підключення остаточний (ДПО) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ про надання дозволу на підключення його електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричних мереж відповідного Оператора за умови, що такі електроустановки або їх черги будівництва (пускові комплекси) відповідають технічним умовам і вимогам цього Кодексу та визначені відповідними договорами;

дозвіл на подачу напруги (ДПН) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором власникам генеруючого об’єкта, або об’єкта енергоспоживання, УЗЕ, ОСР або власнику системи ПСВН перед поданням напруги в їхню внутрішню мережу;»;

абзац тридцять четвертий викласти в такій редакції:

«Замовник - фізична особа, у тому числі фізична особа-підприємець, або юридична особа, яка письмово повідомила ОСП про намір приєднати до системи передачі збудовані, реконструйовані чи технічно переоснащені електроустановки, що призначаються для виробництва або перетворення чи розподілу, або споживання електричної енергії, або зберігання енергії;»;

в абзаці тридцять дев’ятому після слів «генеруючу одиницю» доповнити знаком та абревіатурою «, УЗЕ»;

абзац сорок четвертий викласти в такій редакції:

«користувач системи передачі (Користувач) - фізична особа, у тому числі фізична особа-підприємець, або юридична особа, яка відпускає або приймає електричну енергію до/з системи передачі, у тому числі здійснює зберігання енергії, або використовує систему передачі для передачі електричної енергії;»;

в абзаці сорок шостому слова, знаки і абревіатуру «попиту на електричну енергію (МВттод), що не буде забезпечена наявними генеруючими потужностями у визначеному році» замінити абревіатурами і знаками «ENS (МВт-год)»;

в абзаці п’ятдесят четвертому знаки та слова «(електричні станції, система передачі та системи розподілу)» замінити знаками, словами та абревіатурою «(електричні станції, УЗЕ, система передачі та системи розподілу), такі як межі термічної стійкості, рівнів напруги, струму короткого замикання, частоти, статичної та динамічної стійкості»;

після абзацу шістдесятого доповнити новим абзацом шістдесят першим такого змісту:

«недопоставлена електрична енергія (ENS) - обсяг попиту на електричну енергію (МВт-год), що не забезпечений наявними генеруючими потужностями, УЗЕ, міждержавними перетинами та заходами управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію, в області регулювання у відповідному періоді часу;».

У зв’язку з цим абзаци шістдесят перший - сто сорок четвертий вважати відповідно абзацами шістдесят другим - сто сорок п’ятим;

абзац шістдесят третій викласти в такій редакції:

«номінальна (встановлена) потужність УЗЕ (P_nom.) - максимальна

довготривала активна потужність, визначена заводом-виробником, з якою УЗЕ технічно спроможна здійснювати відпуск або відбір електричної енергії;»;

в абзаці шістдесят п’ятому слова «або об’єктів електроспоживання» замінити знаками, абревіатурою та словами «, УЗЕ або об’єктів енергоспоживання»;

абзац сімдесятий викласти в такій редакції:

«обмежений дозвіл на підключення (ОДП) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об'єкта електроенергетики, УЗЕ, електроустановки або черги будівництва (пускові комплекси) якого/якої раніше досягли статусу ДПО, але на теперішній час втратили функціональність і не відповідають окремим вимогам та мають пройти реконструкцію/переобладнання і підтвердити дотримання відповідних технічних умов і вимог цього Кодексу та визначених відповідними договорами;»;

в абзаці сімдесят восьмому слова «та розподілу електричної енергії» замінити знаком та словами «, розподілу електричної енергії та зберігання енергії»;

абзац вісімдесят перший викласти в такій редакції:

«оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей - визначення можливості виконання вимог щодо балансової надійності ОЕС України при заданій структурі генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію, або при її формуванні з урахуванням пропускної спроможності системи передачі та можливості її розвитку;»;

в абзаці сто дванадцятому слова, знаки та абревіатуру «рівень накопичення (стан заряду) СНЕ» замінити словами та абревіатурою «стан заряду УЗЕ»;

після абзацу сто тридцять другого доповнити новим абзацом сто тридцять третім такого змісту:

«техніко-економічне обґрунтування (ТЕО) - обґрунтування вибору схеми приєднання об’єкта, що розробляється Замовником у випадках, визначених цим Кодексом;».

У зв’язку з цим абзаци сто тридцять третій - сто сорок п’ятий вважати відповідно абзацами сто тридцять четвертим - сто сорок шостим;

в абзаці сто тридцять п’ятому після слова «енергії» доповнити знаком та словами «, зберігання енергії»;

абзац сто тридцять сьомий викласти в такій редакції:

«тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП) - документ (наряд), виданий відповідним Оператором на підставі укладених договорів власнику об'єкта електроенергетики, УЗЕ про надання тимчасового доступу його об'єкта електроенергетики, УЗЕ до електричних мереж відповідного Оператора та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) цього об'єкта електроенергетики, УЗЕ впродовж обмеженого проміжку часу, та проведення додаткової перевірки на відповідність, щоб забезпечити дотримання відповідних технічних умов і вимог цього Кодексу та визначених відповідними договорами;»;

в абзаці сто тридцять дев’ятому після слова «одиниця» доповнити знаком та абревіатурою «, УЗЕ»;

після абзацу сто сорокового доповнити новим абзацом сто сорок першим такого змісту:

«установка зберігання енергії, яка є повністю інтегрованим елементом мережі ОСП, - електроустановка, яка використовується виключно з метою забезпечення ефективного, безпечного та надійного функціонування системи передачі і не використовується для балансування або управління перевантаженнями, купівлі та/або продажу електричної енергії на ринку електричної енергії чи для надання послуг з балансування та/або допоміжних послуг;».

У зв’язку з цим абзаци сто сорок перший - сто сорок шостий вважати відповідно абзацами сто сорок другим - сто сорок сьомим;

2) у пункті 1.7:

після абзацу п’ятого доповнити новим абзацом шостим такого змісту:

«POD (power oscillation damping) - демпфірування коливань потужності;».

У зв’язку з цим абзаци шостий - сорок п’ятий вважати відповідно абзацами сьомим - сорок шостим;

після абзацу двадцять шостого доповнити новим абзацом двадцять сьомим такого змісту:

«ОУЗЕ - оператор установки зберігання енергії;».

У зв’язку з цим абзаци двадцять сьомий - сорок шостий вважати відповідно абзацами двадцять восьмим - сорок сьомим;

абзац сорок другий виключити.

У зв’язку з цим абзаци сорок третій - сорок сьомий вважати відповідно абзацами сорок другим - сорок шостим;

абзац сорок третій виключити.

У зв’язку з цим абзаци сорок четвертий - сорок шостий вважати відповідно абзацами сорок третім - сорок п’ятим;

після абзацу сорок третього доповнити новим абзацом сорок четвертим такого змісту:

«УЗЕ - установка зберігання енергії;».

У зв’язку з цим абзаци сорок четвертий та сорок п’ятий вважати відповідно абзацами сорок п’ятим та сорок шостим.

2. У розділі ІІ:

1) у главі 1:

у пункті 1.1 після слова «потужностей» доповнити словами, абревіатурою та знаками «із урахуванням УЗЕ та заходів управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію,»;

в абзаці другому пункту 1.2 знак, абревіатуру та слова «, СНЕ та заходів з управління попитом» замінити словами «на відповідну перспективу»;

2) у главі 2:

пункти 2.1 та 2.2 викласти в такій редакції:

«2.1. ОСП виконує оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей з урахуванням повністю інтегрованих елементів мережі для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву в енергосистемі згідно з таким алгоритмом:

підготовка (вдосконалення) методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей;

збір та підготовка вхідних даних для проведення досліджень та робіт;

формування сценаріїв розвитку попиту на електричну енергію та пропозиції (генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом та міждержавних перетинів) у межах прогнозів розвитку економіки та енергетики на короткострокову (до одного року), середньострокову (до 10 років) та довгострокову перспективи (не менше 20 років);

визначення та аналіз ризиків щодо реалізації сценаріїв;

визначення умов проведення моделювання в межах кожного сценарію (з урахуванням факторів сезонності, нерівномірності добового споживання електричної енергії та потужності тощо);

моделювання та розрахунки;

визначення результатів сценарної оцінки прогнозних балансів потужності та електричної енергії на основі критеріїв (індикаторів) відповідності (достатності) генеруючих потужностей та їх аналіз;

розробка деталізованого базового (найбільш ймовірного) сценарію розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом на перспективу T+10 років при забезпеченні виконання вимог балансової надійності та критерію N-1;

формування висновків щодо потенційних ризиків виникнення дефіциту генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом, потужностей міждержавних перетинів та резервів потужності;

підготовка пропозицій щодо заходів запобігання дефіциту генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом, потужностей міждержавних перетинів та резервів потужності для надійного забезпечення прогнозованого попиту на електричну енергію з урахуванням вимог безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки при роботі енергосистеми як в ізольованому режимі, так і в режимі паралельної роботи з енергосистемами інших країн (у тому числі визначення необхідних додаткових заходів з розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом, необхідних для виконання вимог з безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки, та обґрунтування техніко-економічних вимог та необхідних термінів впровадження додаткових генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом).

2.2. ОСП формує довгострокові сценарії розвитку попиту та пропозиції в ОЕС України, беручи до уваги, зокрема:

документи, затверджені Кабінетом Міністрів України, які безпосередньо або опосередковано стосуються питань розвитку у сфері електроенергетики та суміжних сферах (зокрема, щодо енергоефективності, виконання загальнонаціональних вимог з розвитку відновлюваних джерел енергії, обмежень на викиди парникових газів та забруднюючих речовин, нафтогазової галузі);

сценарії розвитку економіки;

структуру споживання та її розвиток;

розвиток та інтеграцію енергетичних ринків;

проєкти з розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом, які реалізуються та які заплановані до реалізації;

плани (прогнози виробників) щодо виводу генеруючих потужностей та УЗЕ з експлуатації (консервація, демонтаж);

проєкти з розвитку системи передачі (у тому числі міждержавних перетинів), які реалізуються та які заплановані до реалізації;

потреби щодо резервів для забезпечення операційної безпеки;

власні припущення (оцінки) щодо можливих змін прогнозних балансів потужності та електричної енергії;

зовнішньополітичні та зовнішньоекономічні чинники, які є визначальними для розвитку електроенергетичного сектору.

Перегляд довгострокових сценаріїв розвитку попиту та пропозиції здійснюється ОСП в обов'язковому порядку щонайменше один раз на п'ять років або у випадку прийняття станом на 1 червня нових та внесення змін до діючих документів, що впливають на стратегію розвитку енергетичної галузі, затверджених Кабінетом Міністрів України.»;

пункт 2.6 викласти в такій редакції:

«2.6. Моделювання розвитку генеруючих потужностей та аналіз

сценаріїв розвитку попиту та пропозиції повинні, зокрема, ураховувати:

допустимі похибки прогнозу потреби споживачів в електричній енергії та потужності;

вплив заходів з енергоефективності та потенціал управління попитом, розвиток технологій зберігання енергії;

залежність (еластичність) попиту від вартості електричної енергії (за категоріями споживачів);

економічну оцінку ймовірності виведення з експлуатації, консервації, нового будівництва генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом;

вплив складнопрогнозованих технологій виробництва електричної енергії (ВЕС та СЕС) та необхідність забезпечення достатності резервних потужностей для компенсації коливань виробітку електричної енергії такими технологіями;

необхідність дотримання критерію надійності N-1;

знаходження частини генеруючих потужностей та ліній електропередач у планових та аварійних ремонтах;

обмеження пропускної спроможності між ціновими зонами ринку електричної енергії (де застосовується);

оптимальне використання міждержавних ліній електропередачі.»;

пункти 2.9 - 2.11 викласти в такій редакції:

«2.9. Для кожного сценарію розвитку повинні бути визначені, зокрема, такі прогнозні показники:

основні макроекономічні показники, при яких він був сформований;

рівні та режими споживання електричної енергії (ураховуючи власні потреби, у тому числі технологічні витрати електричної енергії в мережах);

величини пропускної спроможності міждержавних перетинів;

рівні та режими імпорту та експорту електричної енергії;

потужність технологій генерації електричної енергії (за типами);

потужність технологій, що надають послуги з управління попитом;

характеристики УЗЕ;

опис типу технологій зберігання енергії та їх потужність;

потреба в резервах (за видами);

потреба в паливних ресурсах (за видами) та їх вартість;

ціна виробництва та/або відпуску електричної енергії в мережу.

2.10. За результатами проведених досліджень та моделювань ОСП оцінює відповідність (достатність) генеруючих потужностей для забезпечення прогнозованих обсягів та графіків споживання електричної енергії в ОЕС України шляхом розрахунку критеріїв (індикаторів) оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та відповідного їх аналізу.

У якості таких критеріїв ОСП застосовує критерій очікуваної втрати навантаження (LOLE), критерій очікуваних обсягів недопоставленої електричної енергії (EENS) та критерій залишкової потужності (запасу потужності). З метою більш поглибленого аналізу ОСП може використовувати додаткові критерії оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей, які визначає у відповідній методології.

Допустимі діапазони значень критеріїв оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей визначаються ОСП у методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей з урахуванням Правил про безпеку постачання електричної енергії, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 27 серпня 2018 року № 448, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 19 вересня 2018 року за № 1076/32528 (далі - Правила безпеки постачання).

2.11. На основі виконаного аналізу та сформованих висновків ОСП готує, зокрема:

пропозиції щодо необхідності розвитку системи передачі (окремих її елементів) з метою забезпечення достатньої пропускної спроможності передачі електричної енергії та відпуску електричної енергії в енергосистему;

пропозиції щодо необхідності розвитку міждержавних перетинів;

рекомендації щодо необхідності будівництва, реконструкції, модернізації генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом, а також впровадження інших заходів з метою недопущення їх дефіциту;

пропозиції до цього Кодексу, Правил ринку, інших нормативно - правових актів з метою удосконалення роботи ринку електричної енергії та стимулювання розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ та заходів управління попитом.

ОСП наводить у Звіті результати моделювання реалізації пропонованих ОСП заходів із зазначенням впливу (у кількісному виразі) кожного із пропонованих заходів.»;

3) пункт 3.1 глави 3 викласти в такій редакції:

«3.1. Підготовлений ОСП Звіт повинен містити, зокрема:

короткий виклад результатів оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей (у тому числі значення критеріїв (індикаторів) оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей, звід основних факторів, що впливають на відповідність (достатність) генеруючих потужностей);

опис методології, методів та засобів проведення робіт та досліджень;

аналіз змін рівнів та режимів споживання електричної енергії протягом не менше ніж 5 останніх повних років;

аналіз структури виробництва електричної енергії для останніх 5 років, наявності та впливу на її формування забезпеченості органічним та ядерним паливом, гідроресурсами, а також цін на електричну енергію (та теплову енергію для ТЕЦ);

опис сценаріїв розвитку попиту та пропозиції на середньо- та довгострокову перспективи - прийняті припущення на перспективу та опис обраних умов моделювання;

показники сформованих сценаріїв розвитку на середньострокову, довгострокову перспективу, аналіз основних тенденцій розвитку генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом, навантаження та їх змін за відповідними сценаріями;

опис базового сценарію розвитку попиту та пропозиції - основні показники, прийняті припущення та опис обраних умов моделювання;

розрахунки критеріїв (індикаторів) оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей для базового сценарію та їх аналіз;

оцінку прогнозних балансів потужності та електричної енергії ОЕС України та показники відповідності (достатності) генеруючих потужностей на короткострокову перспективу (для кожного місяця року Т+1);

оцінку ризиків, які виникають внаслідок реалізації сценаріїв розвитку щодо достатності генеруючих потужностей, УЗЕ, заходів управління попитом для покриття прогнозованого попиту;

пропозиції щодо заходів з мінімізації впливу виявлених ризиків.»;

4) главу 5 доповнити новим пунктом такого змісту:

«5.11. ОСП має забезпечити вільний доступ до інформації щодо закупівель обладнання, матеріалів, робіт та послуг з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об’єктів оператора системи передачі (далі - Закупівля). Закупівля має бути здійснена з дотриманням принципів, передбачених Законом України «Про публічні закупівлі».

Інформація про результати здійснених та проведення повторних, по даному заходу, Закупівель оприлюднюється на офіційному вебсайті ОСП в розділі «Закупівлі», згідно з формою додатка 11 до цього Кодексу та повинна актуалізуватися щомісячно до 25 числа місяця, наступного за звітним.».

3. У розділі ІІІ:

1) у главі 1:

у пункті 1.1:

після абзацу п’ятого доповнити двома новими абзацами шостим та сьомим такого змісту:

«УЗЕ на рівні напруги 110 кВ та вище, номінальна (встановлена) потужність яких перевищує 20 МВт;

УЗЕ на рівні напруги 110 кВ та вище, номінальна (встановлена) потужність яких становить 20 МВт та менше відповідно до ТЕО;».

У зв’язку з цим абзаци шостий та сьомий вважати відповідно абзацами восьмим та дев’ятим;

пункт 1.2 доповнити чотирма новими абзацами такого змісту:

«Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі з підстав, не передбачених Законом України «Про ринок електричної енергії» або цим Кодексом, не допускається.

Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до системи передачі має містити посилання на норму Закону України «Про ринок електричної енергії» та/або цього Кодексу, що не дотримана Замовником та перешкоджає чи унеможливлює надання ОСП відповідної послуги з приєднання електроустановок Замовника.

Відмова у приєднанні електроустановок Замовника до електричних мереж оператора системи направляється Замовнику у вказаний у заяві про приєднання спосіб обміну інформацією протягом 2 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дня отримання заяви.

Залишення ОСП заяви про приєднання електроустановки Замовника до системи передачі з будь-яких підстав без розгляду, повернення такої заяви, залишення її без руху, відмова у її прийнятті не допускається.»;

пункт 1.11 викласти в такій редакції:

«1.11. Замовник при здійсненні приєднання до системи передачі електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, має право встановити та підключити УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення за умови відбору електричної енергії УЗЕ виключно від власних генеруючих установок.

Прогнозовану величину номінальної (встановленої) потужності P_nom УЗЕ, яку заплановано підключити до електростанції або генеруючої одиниці, Замовник має зазначити в заяві, типова форма якої наведена в додатку 1 (тип Б) до цього Кодексу.»;

2) у главі 5:

назву після слова та знака «електроенергетики,» доповнити

абревіатурою та знаком «УЗЕ,»;

пункти 5.1 - 5.3 замінити двома новими пунктами 5.1 та 5.2 такого змісту:

«5.1. Загальні положення щодо підтвердження відповідності:

1) власники генеруючих об’єктів, об'єктів розподілу/енергоспоживання, систем ПСВН (власники об’єктів електроенергетики), ОУЗЕ, які приєднуються до системи передачі або впливають на режими роботи системи передачі, повинні підтвердити відповідність своїх електроустановок вимогам цього Кодексу шляхом проведення випробувань та/або моделювання відповідності. Власники об’єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні забезпечити, щоб електроустановки їх об'єктів відповідали вимогам цього Кодексу упродовж усього терміну експлуатації об'єкта;

2) власники об’єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні повідомляти ОСП про будь-які:

заплановані зміни технічних можливостей їх електроустановок, пов'язаних з виконанням вимог, визначених цим Кодексом. Наміри щодо змін технічних можливостей електроустановок, що можуть вплинути на відповідність вимогам, передбаченим цим Кодексом, мають бути повідомлені ОСП до реалізації такої зміни, але не пізніше одного тижня до запланованої зміни;

експлуатаційні події, порушення чи відмови, які впливають на дотримання вимог, встановлених цим Кодексом, не пізніше одного тижня після настання незапланованої події;

3) власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні виконувати обґрунтовану вимогу ОСП щодо випробування на відповідність електроустановки.

Випробування повинні бути проведені:

у разі підключення нової генеруючої потужності, УЗЕ;

після будь-якої відмови обладнання (крім УЗЕ);

у разі проведення реконструкції, модифікації або заміни будь-якого обладнання, що впливає на виконання вимог цього Кодексу;

у разі отримання від ОСП матеріалів моніторингу роботи електроустановки, які підтверджують порушення власником

електроустановки, ОУЗЕ вимог до електроустановок, встановлених цим Кодексом;

для підтвердження відповідності вимогами цього Кодексу;

у плановому порядку, визначеному ОСП (не частіше одного разу на рік).

У випадку проведення планових випробувань ОСП повинен повідомити власника об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ щодо необхідності проведення випробувань і довести до власника графік випробувань на новий календарний рік не пізніше грудня поточного року та не менше як за 30 діб до початку випробувань;

4) організація проведення випробувань здійснюється згідно з вимогами глави 8 розділу IV цього Кодексу, технічні аспекти щодо підтвердження відповідності шляхом проведення випробувань/моделювань мають відповідати вимогам, встановленим у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави, з урахуванням умов підпункту 5 цього пункту;

5) незважаючи на вимоги до випробувань/моделювань, викладені у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави, ОСП має право:

дозволяти власнику об'єкта електроенергетики, ОУЗЕ здійснювати альтернативну серію випробувань/моделювань за умови, що вони є ефективними й достатніми для того, щоб підтвердити відповідність електроустановок вимогам цього Кодексу;

вимагати, щоб власник об'єкта електроенергетики, ОУЗЕ провів додаткові або альтернативні серії випробувань/моделювань у тих випадках, коли інформація, надана ОСП щодо перевірки відповідності, не є достатньою, щоб підтвердити виконання вимог цього Кодексу;

вимагати, щоб власник генеруючого об'єкта провів належні випробування для демонстрації характеристик генеруючої одиниці під час роботи на проєктному або альтернативних видах палива, або паливних сумішах. ОСП і власник генеруючого об'єкта повинні узгодити, які типи палива мають бути випробувані;

6) для підтвердження відповідності електроустановок вимогам цього Кодексу власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні надати для кожної окремої електроустановки у складі об'єкта звіти про випробування та імітаційні моделі, які демонструють усталені та динамічні характеристики відповідно до вимог цього Кодексу, включаючи використання фактичних значень, виміряних під час випробування, на рівні деталізації, необхідної ОСП, що визначається ним з урахуванням технічних вимог щодо проведення випробувань/моделювань, установлених у пунктах 5.2 та 5.3 цієї глави та підпункті 5 цього пункту. Замість виконання відповідного випробування власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ можуть підтвердити відповідність своїх електроустановок окремим вимогам цього Кодексу сертифікатами відповідності обладнання, виданими органом з оцінки відповідності, та надати їх ОСП;

7) ОСП на підставі наданих власниками об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ звітів про випробування/сертифікатів відповідності та імітаційних моделей повинен оцінювати відповідність електроустановок об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ вимогам, встановленим цим Кодексом, як при наданні дозволу на підключення, так і впродовж усього строку експлуатації електроустановки об'єкта.

Для генеруючих одиниць типу A при оцінці відповідності вимогам цього Кодексу ОСП або відповідний ОСР може використовувати надані власниками відповідних об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ сертифікати відповідності обладнання, видані органом сертифікації.

Відповідність електроустановки споживача, використовуваної об'єктом енергоспоживання для надання послуг ОСП шляхом управління попитом, має бути оціненою ОСП у координації з відповідним ОСР;

8) ОСП повинен надати власникам об'єктів, ОУЗЕ технічні дані та імітаційні моделі мережі в обсязі, необхідному для виконання запитуваних моделювань;

9) ОСП має право перевіряти, чи відповідає електроустановка вимогам цього Кодексу, виконуючи свої власні моделювання відповідності та спираючись на надані власниками об'єктів, ОУЗЕ звіти про моделювання, імітаційні моделі і виміри у рамках проведених випробувань;

10) випробування/моделювання вважаються успішними, якщо результати випробувань підтвердили виконання відповідних вимог цього Кодексу.

5.2. Технічні вимоги щодо підтвердження відповідності генеруючих одиниць, УЗЕ та систем ПСВН шляхом проведення випробувань/моделювань.

5.2.1. Для генеруючих одиниць та УЗЕ типу В і систем ПСВН власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні підтвердити їх відповідність встановленим цим Кодексом технічним вимогам шляхом проведення таких випробувань та/або моделювань:

1) випробування або моделювання реакції в режимі підвищення частоти (LFSM-O) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН безперервно модулювати активну потужність, щоб сприяти регулюванню частоти у випадку будь-якого значного збільшення частоти в енергосистемі. Мають бути перевірені та підтверджені усталені параметри регулювання, такі як статизм і мертва зона частотної характеристики, а також динамічні параметри, включаючи реакцію на покрокову зміну частоти;

випробування/моделювання має проводитися шляхом моделювання сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активізувати зміну активної потужності принаймні на 10 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і мертву зону частотної характеристики. У разі необхідності змодельовані сигнали відхилення частоти мають подаватися одночасно як у регулятор частоти обертання, так і в регулятор навантаження систем регулювання, ураховуючи схему цих систем регулювання;

результати випробувань/моделювань (як динамічних, так і статичних) параметрів мають підтвердити їх відповідність встановленим технічним вимогам;

незатухаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;

2) моделювання здатності генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН проходити коротке замикання без відімкнення від мережі відповідно до встановлених технічних вимог;

3) моделювання післяаварійного відновлення активної потужності мають підтвердити здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН забезпечувати післяаварійне відновлення активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.2. Для одиниць енергоцентру та УЗЕ типу B і систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити моделювання інжекції швидкого струму короткого замикання, які мають підтвердити таку здатність генеруючих одиниць/УЗЕ/систем ПСВН відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.3. Для генеруючих одиниць типу C і D та УЗЕ типу В, С і D та систем ПСВН, у доповнення до вимог підпункту 5.2.1 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити випробування та/або моделювання:

1) випробування або моделювання реакції в режимі зниження частоти (LFSM-U) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна здатність генеруючих одиниць, УЗЕ типу В, С, D безперервно модулювати активну потужність, щоб сприяти регулюванню частоти у разі значного зниження частоти в системі;

випробування/моделювання має проводитися моделюванням сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активувати зміни активної потужності принаймні на 10 % максимальної активної потужності з відправною точкою не вище ніж 80 % максимальної потужності, ураховуючи уставки статизму і мертвої зони частотної характеристики;

результати випробувань/моделювань (як динамічних, так і статичних) параметрів мають підтвердити їх відповідність встановленим технічним вимогам;

незагасаючі коливання не мають виникати після реагування на східчасті зміни;

2) випробування або моделювання реакції в режимі нормованого первинного регулювання (FSM) мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна здатність генеруючих одиниць/УЗЕ типу В, С, D/систем ПСВН безперервно модулювати активну потужність у повному робочому діапазоні між максимальною потужністю і мінімальним рівнем регулювання, щоб сприяти регулюванню частоти. Мають бути перевірені усталені параметри регулювання такі як нечутливість, статизм, мертва зона частотної характеристики і регулювальний діапазон, а також динамічні параметри, включаючи реакцію на покрокову зміну частоти;

випробування/моделювання має проводитися шляхом модулювання сходинок частоти і лінійних змін, досить великих для того, щоб активувати принаймні 10 % повного діапазону частотної характеристики активної

потужності в кожному напрямку, беручи до уваги уставки статизму і мертву зону частотної характеристики. Щоб виконати це

випробування/моделювання, мають бути подані змодельовані сигнали відхилення частоти;

час активації повного діапазону частотної реакції активної потужності як результат зміни кроку частоти, не має бути довшим ніж встановлено відповідно до технічних вимог;

незагасаючі коливання не повинні виникати після реагування на східчасті зміни;

час початкової затримки має відповідати технічним вимогам;

уставки статизму мають перебувати в діапазоні, визначеному відповідно до технічних вимог;

нечутливість частотної характеристики активної потужності в будь-якій відповідній робочій точці не повинна перевищувати встановлену відповідно до технічних вимог;

3) випробування генеруючих одиниць, УЗЕ типу С, D з контролю за відновленням частоти. Має бути перевірена спільна робота в режимі FSM і регулювання для відновлення частоти;

4) випробування або моделювання на здатність до вироблення реактивної потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджена технічна можливість генеруючих одиниць, УЗЕ типу В, С, D щодо забезпечення здатності до вироблення ємнісної та індуктивної реактивної потужності;

випробування має бути виконано за максимальної реактивної потужності (як ємнісної, так і індуктивної) з перевіркою таких параметрів:

робота з 60 % надлишком максимальної потужності впродовж

30 хвилин,

робота в діапазоні 30 - 50 % максимальної потужності впродовж

30 хвилин,

робота в діапазоні 10-20 % максимальної потужності впродовж

60 хвилин;

тривалість роботи генеруючої одиниці, УЗЕ не має бути коротшою ніж тривалість за максимальної реактивної потужності (як ємнісної, так і індуктивної) для кожного параметра, вказаного в цьому підпункті;

має бути підтверджена здатність генеруючих одиниць, УЗЕ досягати будь-якого цільового значення реактивної потужності впродовж узгодженого або встановленого діапазону реактивної потужності;

у межах, вказаних діаграмою можливостей щодо вироблення реактивної потужності не повинно відбуватися спрацювання приладів захисту;

5) випробування на здатність систем ПСВН до вироблення реактивної потужності, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою технічну можливість виробляти випереджальну та відставальну реактивну потужність відповідно до встановлених технічних вимог;

випробування на здатність до вироблення реактивної потужності має проводитися на максимальній реактивній потужності (як випереджальній, так і відставальній) і має перевірити такі параметри:

робота на мінімальній пропускній здатності систем ПСВН за активною потужністю,

робота на максимальній пропускній здатності систем ПСВН за активною потужністю,

робота за уставки активної потужності між цими мінімальними і максимальними значеннями пропускної здатності систем ПСВН за активною потужністю;

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають працювати не менше однієї години на максимальній реактивній потужності (як випереджальній, так і відставальній) для кожного з вищевказаних параметрів;

агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність переходити на будь-яку уставку реактивної потужності в межах застосовного діапазону реактивної потужності і в межах цільових значень відповідної схеми регулювання реактивної потужності;

відсутність спрацювання будь-якого захисту в робочих межах, указаних графіком можливостей реактивної потужності;

6) моделювання острівного режиму роботи, які мають проводитися для генеруючих одиниць, УЗЕ типу С і D з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджено, що під час острівного режиму роботи характеристики генеруючих одиниць, УЗЕ відповідають встановленим технічним вимогам;

генеруючі одиниці, УЗЕ зменшують або збільшують вихідну активну потужність зі своєї попередньої робочої точки до будь-якої нової робочої точки на графіку P-Q у рамках, визначених відповідно до технічних вимог.

5.2.4. Для синхронних генеруючих одиниць та УЗЕ типу C і D і систем ПСВН, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1 та 5.2.3 цього пункту, власники генеруючих об'єктів, ОУЗЕ повинні проводити такі випробування:

1) випробування зі здатності синхронної генеруючої одиниці, УЗЕ до автономного запуску, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

для синхронних генеруючих одиниць, УЗЕ зі здатністю до автономного запуску має бути підтверджена їхня технічна можливість до запуску, починаючи із зупиненого стану, і без будь-якої подачі електричної енергії ззовні;

час запуску має утримуватися в межах часового інтервалу, установленого відповідно до технічних вимог;

2) випробування зі здатності систем ПСВН до автономного пуску, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

системи ПСВН мають підтвердити свою технічну здатність подавати живлення на шину віддаленої підстанції змінного струму, до якої вони приєднані відповідно до встановлених технічних вимог;

випробування мають проводиться під час автономного пуску систем ПСВН із знеструмленого стану;

системи ПСВН мають працювати у стабільній робочій точці з погодженою пропускною здатністю відповідно до встановлених технічних вимог;

3) випробування з перемикання на навантаження власних потреб мають проводитися з дотриманням таких вимог:

синхронні генеруючі одиниці, УЗЕ мають підтвердити свою технічну можливість перемикатися і стійко працювати на власні потреби;

випробування має проводитися за максимальної активної потужності і номінальної реактивної потужності генеруючої одиниці, УЗЕ перед скиданням навантаження;

ОСП має право встановлювати додаткові умови з урахуванням встановлених технічних вимог та технічних можливостей обладнання;

перемикання на навантаження власних потреб має бути успішним, стабільна робота на власні потреби має бути продемонстрована впродовж встановленого періоду часу, а повторна синхронізація з мережею була проведена успішно.

5.2.5. Для синхронних генеруючих одиниць та УЗЕ типу D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1, 5.2.3 і 5.2.4 цього пункту, власники генеруючих об'єктів, ОУЗЕ повинні проводити моделювання регулювання демпфірування коливань потужності з дотриманням таких вимог:

має бути підтверджено, що характеристики синхронних генеруючих одиниць, УЗЕ з точки зору їхньої системи регулювання (функція PSS) здатні до демпфірування коливань активної потужності відповідно до встановлених технічних вимог;

результатом регулювання має бути поліпшення демпфірування відповідної реакції активної потужності АРЗ у поєднанні з функцією PSS, у порівнянні з реакцією активної потужності одного лише АРЗ без PSS;

мають виконуватися такі сукупні умови:

функція PSS має гасити існуючі коливання активної потужності генеруючої одиниці/УЗЕ/системи ПСВН у межах діапазону частот, установлених технічними вимогами. Цей діапазон частот має включати частоти локального режиму генеруючої одиниці, УЗЕ та очікувані у мережі коливання;

зміна активної потужності генеруючої одиниці/УЗЕ/системами ПСВН не повинна призводити до незатухаючих коливань активної або реактивної потужності генеруючої одиниці/систем ПСВН.

5.2.6. Для одиниць енергоцентру та УЗЕ типу C і D, у доповнення до вимог підпунктів 5.2.1 - 5.2.3 цього пункту, власники об'єктів електроенергетики, ОУЗЕ повинні проводити такі випробування та моделювання:

1) випробування з регулювання активної потужності і діапазону регулювання, які мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/системи ПСВН мають підтвердити свою технічну можливість безперервно модулювати активну потужність у повному робочому діапазоні відповідно до встановлених технічних вимог;

уставка і точність регулювання має відповідати технічним вимогам;

2) випробування щодо регулювання системами ПСВН швидкості лінійного змінення активної потужності, які мають проводитися для систем ПСВН з дотриманням таких вимог:

системи ПСВН мають підтвердити свою технічну здатність регулювати швидкість лінійного змінення активної потужності;

випробування повинно проводитися шляхом надсилання відповідним Оператором вказівок на установлення швидкості лінійного змінення;

швидкість лінійного змінення має бути регульованою;

системи ПСВН мають підтвердити стабільну роботу впродовж періодів лінійного змінення;

3) випробування на здатність до режиму регулювання напруги мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання напруги відповідно до встановлених технічних вимог;

під час випробування режиму регулювання напруги перевіряються такі параметри:

крутизна характеристики і мертва зона частотної характеристики,

точність регулювання,

нечутливість регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон регулювання та регульований статизм і мертва зона частотної характеристики мають відповідати технічним вимогам;

нечутливість регулювання напруги має бути не вищою ніж 0,01 в. о.;

після східчастої зміни напруги 90 % зміни у вихідній реактивній потужності мають бути досягнуті в межах, установлених згідно з технічними вимогами, значень часу і допусків;

4) випробування режиму регулювання реактивної потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання реактивної потужності в умовах, визначених відповідно до технічних вимог;

випробування режиму регулювання реактивної потужності має бути додатковим до випробування можливостей щодо вироблення реактивної потужності;

під час випробування режиму регулювання реактивної потужності мають бути перевірені такі параметри:

діапазон уставки реактивної потужності, точність регулювання,

час активації реактивної потужності;

діапазон уставки реактивної потужності та точність регулювання мають відповідати встановленим технічним вимогам;

5) випробування режиму регулювання коефіцієнта потужності мають проводитися з дотриманням таких вимог:

генеруючі одиниці/УЗЕ/агрегати перетворювачів ПСВН або перетворювальні підстанції ПСВН мають підтвердити свою здатність функціонувати в режимі регулювання коефіцієнта потужності в умовах, визначених відповідно до технічних вимог;

під час випробування режиму регулювання коефіцієнта потужності мають бути перевірені такі параметри:

діапазон уставок коефіцієнта потужності,

точність регулювання,

реакція реактивної потужності на східчасту зміну активної потужності;

діапазон уставок коефіцієнта потужності та точність регулювання мають відповідати встановленим технічним вимогам;

час активації реактивної потужності як результат східчастої зміни активної потужності не має перевищувати встановленого відповідно до технічних вимог;

6) моделювання для одиниць енергоцентру, УЗЕ здатності до забезпечення штучної інерції мають підтвердити здатність одиниць енергоцентру, УЗЕ до забезпечення штучної інерції до події зі зниженням частоти відповідно до встановлених технічних вимог.

5.2.7. Для УЗЕ, що є повністю інтегрованим елементом мережі, відповідний Оператор проводить випробування та/або моделювання відповідності в необхідних обсягах згідно з підпунктами 5.2.1 - 5.2.6 цього пункту, які відповідають спроможності щодо забезпечення безпечного та надійного функціонування системи передачі чи системи розподілу (але не використовуються для балансування або управління перевантаженнями).

5.2.8. Для УЗЕ, що підключені до внутрішніх мереж виробника

електричної енергії або споживача, технічні вимоги щодо підтвердження відповідності електроустановок шляхом проведення

випробувань/моделювань не застосовуються.»;

3) у главі 6:

у пункті 6.1:

у підпункті 6.1.1 після слова «до» доповнити словами та знаком «системи передачі/розподілу або»;

в абзаці першому підпункту 6.1.2 слово «чотирма» замінити словом «п’ятьма»;

у пункті 6.2:

слова і цифри «підпункт 6 пункту 6.5» замінити словами і цифрами «підпункт 8 пункту 6.5»;

слова і цифри «підпункт 7 пункту 6.5» замінити словами і цифрами «підпункт 9 пункту 6.5»;

підпункт 8 пункту 6.5 доповнити трьома новими абзацами такого змісту:

«Одиниці УЗЕ повинні мати функцію POD, яка є обов’язковою для УЗЕ типу С та D.

Уставки налаштування функції POD вибираються згідно з методикою виробника даної системи. Частоти налаштування повинні відповідати заданим ОСП значенням.

Виконання заходів з налаштування функції POD повинно бути виконано власниками УЗЕ у строк не більше трьох місяців після отримання відповідного оперативного розпорядження ОСП;»;

підпункт 2 пункту 6.6 після слова «налаштування» доповнити абревіатурою «УЗЕ»;

4) у главі 7:

пункт 7.1 викласти в такій редакції:

«7.1. Процедура приєднання нових електроустановок Замовників до системи передачі.

Процедура приєднання нових електроустановок Замовників до системи передачі передбачає такі етапи:

подання Замовником ОСП заяви про приєднання;

визначення ОСП точки забезпечення потужності об'єкта Замовника. Цей етап може потребувати розроблення Замовником техніко-економічного обґрунтування згідно з пунктом 7.5 цієї глави;

підготовка ОСП та видача Замовнику проєкту договору про приєднання та технічних умов, які є невід'ємним додатком до цього договору;

укладення договору про приєднання;

розроблення Замовником проєктної документації на будівництво електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів), реконструкцію та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника;

укладення додаткової угоди до договору про приєднання щодо вартості і порядку приєднання;

оплату Замовником вартості приєднання відповідно до умов договору про приєднання;

проведення процедури закупівлі товарів, робіт і послуг з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об’єктів електроенергетики;

укладення додаткової угоди до договору про приєднання щодо терміну/строку приєднання;

проведення будівельно-монтажних і пусконалагоджувальних робіт електроустановок зовнішнього електрозабезпечення;

укладення Замовником договору споживача про надання послуг з передачі електричної енергії, договору про надання послуг із забезпечення перетікань реактивної електричної енергії та договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління або внесення змін до існуючих договорів, а також укладення договору про постачання електричної енергії споживачу або внесення змін до існуючого договору Замовником, який є споживачем електричної енергії;

проведення випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів);

отримання довідки про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення згідно з підпунктом 7.10.1 пункту 7.10 цієї глави;

укладення договорів, що є обов’язковими для участі на ринку електричної енергії, або внесення змін до існуючих договорів Замовником, який має намір набути статусу учасника ринку електричної енергії;

отримання від ОСП дозволу на підключення;

підключення електроустановок Замовника, або їх черг будівництва (пускових комплексів) до електричної мережі.

Для забезпечення приєднання до електричних мереж Замовник може звертатися до організації, яка має ліцензію на виконання відповідних робіт, яка буде брати участь у підготовці відповідних документів про приєднання та звернень до ОСП.»;

у пункті 7.2:

підпункт 2 підпункту 7.2.3 викласти в такій редакції:

«2) копія витягу з Реєстру індустріальних (промислових) парків або інформація про рішення Кабінету Міністрів України про включення індустріального парку до Реєстру індустріальних (промислових) парків;»;

підпункт 7.2.6 викласти в такій редакції:

«7.2.6. У разі відсутності повного комплекту документів, передбачених підпунктом 7.2.2 цього пункту, або неналежного оформлення документів, що додаються до заяви, та/або неналежно заповненої Замовником заяви про приєднання ОСП приймає частину належним чином оформлених документів, вносить відповідну інформацію до реєстру заяв із присвоєнням їй реєстраційного номера та протягом 2 робочих днів, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання, інформує Замовника у спосіб, указаний ним у заяві, про виявлені зауваження щодо невідповідностей (повнота та належне оформлення документів, неналежне заповнення заяви (незаповнення колонки(-нок) заяви або неправильне наповнення колонки) з посиланням на вимоги цього Кодексу та вносить відповідну інформацію до реєстру заяв із присвоєнням заяві реєстраційного номера.

Зауваження до неналежного заповнення заяви мають містити назву колонки, яка неправильно заповнена Замовником, та детальний опис зауваження із посиланням на положення цього Кодексу.

Якщо Замовник не усунув зазначені зауваження протягом 30 днів, починаючи з наступного дня від дати отримання зауважень від ОСП, заява вважається анульованою.

Процедура надання послуги з приєднання розпочинається після отримання ОСП усіх документів, вичерпний перелік яких передбачений підпунктом 7.2.2 цього пункту, починаючи з наступного робочого дня від дати реєстрації заяви про приєднання або дати надання Замовником повного комплекту документів, та/або усунення зауважень щодо належного оформлення документів, що додаються до заяви, та/або усунення зауважень щодо заповнення заяви про приєднання.»;

у підпункті 7.2.7 цифру «5» замінити цифрою «2»;

у підпункті 7.4.3 пункту 7.4:

в абзаці дев’ятому після слова та знака «енергії,» доповнити словами та знаком «або зберігання енергії,»;

доповнити новим абзацом такого змісту:

«Термін дії технічних умов визначається відповідно до Закону України «Про регулювання містобудівної діяльності».»;

у пункті 7.7:

підпункт 7.7.1 доповнити новим абзацом такого змісту:

«Погодження проєктної документації відбувається шляхом застосування механізму «Єдиного вікна», визначеного у порядку, встановленому законодавством.»;

підпункт 7.7.2 після слів «необхідні для проєктування дані» доповнити знаками та словами «, власником яких є ОСП, протягом 10 робочих днів з дня отримання відповідного запиту»;

підпункт 7.7.5 після цифр та слів «10 робочих днів» доповнити словами «від дати підписання акта приймання-передачі проєктної документації»;

у підпункті 7.7.7 після слів «рішення щодо проєкту» доповнити словами «або надає зауваження до проєктної документації» та цифру «15» замінити цифрою «10»;

пункт 7.7.9 викласти в такій редакції:

«7.7.9. У разі отримання від ОСП зауважень до проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника) приєднання розробник такої проєктної документації здійснює її коригування з урахуванням наданих зауважень та подає відкориговану проєктну документацію на повторне погодження.

Повторне погодження проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього

електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника), що підлягає експертизі, здійснюється за бажанням Замовника такої проєктної документації.

Повторне погодження проєктної документації на будівництво та/або технічне переоснащення електричних мереж зовнішнього

електрозабезпечення електроустановок Замовника (до точки приєднання електроустановок Замовника) здійснюється протягом 5 робочих днів з дня її повторного подання. Під час повторного погодження проєктної документації не дозволяється висувати нові зауваження, якщо вони не стосуються внесених змін до проєктної документації.»;

у пункті 7.8:

у підпункті 7.8.3 слова та знаки «нормативно-технічним документом «Норми випробування електрообладнання» замінити абревіатурою, знаками та цифрами «СОУ-Н ЕЕ 20.302»;

у підпункті 7.8.4 після слів «електроустановок Замовника» доповнити словами та знаками «або їх черг будівництва (пускових комплексів)»;

підпункт 7.8.8 викласти в такій редакції:

«7.8.8. Подання робочої напруги для проведення комплексних випробувань та випробувань електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів) здійснюється на підставі заяви Замовника (уповноваженої ним особи), копії декларації (повідомлення) про початок виконання будівельних робіт або дозволу на виконання будівельних робіт та після надання ОСП укладених Замовником договорів (або внесення змін до діючих договорів) згідно з вимогами, встановленими на ринку електричної енергії на термін проведення випробувань.

Заява Замовника має містити дані про кількість електричної енергії, потужність (добові графіки навантаження) та терміни виконання випробувань. До заяви додається повідомлення про готовність електроустановок Замовника, або їх черг будівництва (пускових комплексів) до прийняття робочої напруги та програма випробувань.»;

підпункти 7.9.1 - 7.9.8 пункту 7.9 викласти в такій редакції:

«7.9.1. Для отримання дозволу на підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів), до системи передачі власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ повинен надати ОСП документи, що підтверджують введення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, укласти з ОСП договір про надання послуг з передачі електричної енергії та договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління відповідно до вимог розділу XI цього Кодексу, а також укласти договір про врегулювання небалансів або договір про постачання електричної енергії споживачу, або внести зміни до раніше укладеного договору.

Для кожної електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) у межах об’єкта електроенергетики, УЗЕ подається окремий пакет документів.

На час тестування наступної черги будівництва (пускового комплексу) електроустановки Замовника попередні черги (пускові комплекси) вважаються такими, що проходять тестування, у зв'язку із збільшенням сумарного навантаження на електроустаткування діючого електрообладнання (кабельні та повітряні лінії, МТЗ, контроль напруги тощо).

7.9.2. ОСП оприлюднює на власному вебсайті в мережі Інтернет перелік та зразки типових протоколів випробувань і наладки електрообладнання, що надаються власником об'єкта разом із документом, що підтверджує введення об'єкта електроенергетики в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, за кожним типом об'єкта електроенергетики.

Змонтоване обладнання об’єкта електроенергетики, УЗЕ або його/її черг будівництва (пускових комплексів) має відповідати СОУ-Н ЕЕ 20.302.

Результати випробувань, оформлені у вигляді протоколів випробувань і наладки електрообладнання, надаються власником об’єкта

електроенергетики, УЗЕ разом із документом, що підтверджує введення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування, за кожним типом об’єкта електроенергетики, УЗЕ.

7.9.3. ОСП упродовж 10 робочих днів після виконання власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ вимог, зазначених у підпункті 7.9.1 цього пункту, повинен видати власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ документ (наряд) про дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) та про дозвіл на подачу напруги.

7.9.4. Документ (наряд) про дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі може включати:

тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП);

остаточний дозвіл на підключення (ДПО);

обмежений дозвіл на підключення (ОДП).

7.9.5. Тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП) видається за таких умов:

1) ТДП видається ОСП з метою завершення процесу перевірки даних і аналізу відповідно до вимог цього Кодексу та надання документів, зазначених у підпунктах 7.9.1 і 7.9.2 цього пункту;

2) ТДП дає право власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ тимчасового доступу їх об’єктів до системи передачі та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) упродовж обмеженого проміжку часу, визначеного у підпункті 4 цього підпункту, та проведення додаткової перевірки на відповідність, щоб забезпечити дотримання відповідних технічних умов і вимог;

3) у разі надання ТДП ОСП повинен вказати всі невідповідності та зауваження і встановити термін для їх усунення;

4) максимальний період, упродовж якого власники об’єктів електроенергетики, УЗЕ можуть підтримувати статус ТДП, становить 24 місяці. ОСП має право вказати коротший термін дії для ТДП. Пролонгація ТДП до досягнення максимального періоду надається лише, якщо власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ має значний прогрес у напрямку повної відповідності. Зауваження повинні бути чітко визначені в момент запиту пролонгації;

5) у разі неусунення власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ у встановлений термін невідповідностей та зауважень ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі, як тільки ТДП перестане бути дійсним доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідності та зауваження, і ОСП не переконається, що електроустановка або її черга будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У цьому випадку власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

7.9.6. Остаточний дозвіл на підключення (ДПО) видається за таких умов:

1) ДПО видається ОСП за умови попереднього усунення всіх невідповідностей, виявлених під час статусу ТДП, і належного завершення процесу розгляду даних і аналізу відповідно до вимог цього розділу;

2) ДПО дає право власникам об’єктів електроенергетики, УЗЕ доступу їх об’єктів електроенергетики, УЗЕ до системи передачі та підключення електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів) до системи передачі на необмежений проміжок часу;

3) для цілей проведення перевірки даних і аналізу, власники об’єктів електроенергетики, УЗЕ повинні надати ОСП:

деталізоване викладення декларації про відповідність;

оновлені технічні дані, звіти про випробування та імітаційні моделі і дослідження, зазначені у підпункті 7.9.2 цього пункту, включаючи використання фактичних значень, виміряних під час випробувань;

4) у разі виявлення невідповідності вимогам цього Кодексу, електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу), для якої вже виданий ДПО і не було отримано від власника об’єкта електроенергетики, УЗЕ звернення про надання статусу ОДП, ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідність і ОСП не переконається, що електроустановка або її черга будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У цьому випадку власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

7.9.7. Обмежений дозвіл на підключення (ОДП) видається за таких умов:

1) власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ, для електроустановки або черги будівництва (пускового комплексу) якого/якої вже виданий ДПО, повинен негайно інформувати ОСП про наявність таких обставин:

електроустановка або черга будівництва (пусковий комплекс) його об’єкта електроенергетики, УЗЕ тимчасово втратила функціональність, що впливає на її характеристики та підлягає значній модифікації;

відмова обладнання, що призводить до недотримання однієї або декількох встановлених вимог;

2) власник об’єкта електроенергетики має зробити подання ОСП про надання статусу ОДП, якщо цей власник обґрунтовано очікує, що обставини, описані в підпункті 1 цього підпункту, зберігатимуться понад 3 місяці;

3) статус ОДП повинен бути наданий ОСП і має містити таку інформацію, яка може бути легко перевіреною:

зауваження, що зумовили надання статусу ОДП;

відповідальність та період для усунення зауважень, який не має перевищувати 12 місяців. Наданий початковий період може бути коротшим, з можливістю його пролонгації до максимального періоду, якщо ОСП представлено доказ, який демонструє значний прогрес у вирішенні проблемних питань;

4) для електроустановок або їх черг будівництва (пускових комплексів), які отримали статус ОДП, статус ДПО має бути тимчасово зупинений упродовж терміну дії ОДП;

5) у разі неусунення власником об’єкта електроенергетики, УЗЕ зауважень, що зумовили надання статусу ОДП ОСП має право припинити дозвіл на підключення електроустановки або її черги будівництва (пускового комплексу) до системи передачі, як тільки ОДП перестане бути дійсним доти, доки власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ не усуне невідповідність та зауваження і ОСП не переконається, що електроустановка або її черги будівництва (пусковий комплекс) відповідає вимогам цього Кодексу. У таких випадках ДПО автоматично стає недійсним, а власник об’єкта електроенергетики, УЗЕ може ініціювати врегулювання спірних питань у порядку, встановленому у главі 5 розділу I цього Кодексу.

7.9.8. Разом з видачею ДПО або ТДП ОСП видає дозвіл на подачу напруги (ДПН), який дає право власнику об’єкта електроенергетики, УЗЕ на подачу напруги у його внутрішню мережу та на обладнання власних потреб у точці приєднання. ДПН видається ОСП за умови завершення підготовчих робіт, включаючи укладення договорів, вказаних у підпункті 7.9.1 цього пункту.»;

у пункті 7.10:

підпункт 7.10.1 викласти в такій редакції:

«7.10.1. ОСП після завершення робіт з приєднання в частині зовнішнього електрозабезпечення та проведення комплексних випробувань повідомляє Замовника про готовність власних електричних мереж до підключення електроустановок Замовника, надає довідку про виконання технічних умов у частині зовнішнього електрозабезпечення для підключення електроустановок Замовника або їх черг будівництва (пускових комплексів).»;

у підпункті 7.10.3 після слова «Замовника» доповнити словами та знаками «або їх черг будівництва (пускових комплексів)», а слово «повідомлень» замінити словами і знаками «документів (нарядів)»;

підпункт 7.10.4 після слова «Замовника» доповнити словами та знаками «або їх черг будівництва (пускових комплексів)»;

доповнити новим пунктом такого змісту:

«7.12. Особливості приєднання (підключення) УЗЕ Користувачем

7.12.1. У випадку ініціювання Користувачем (крім ОСР) процедури встановлення та приєднання (підключення) УЗЕ до власних електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення, таке приєднання (підключення) повинно здійснюватися без збільшення дозволеної (встановленої) потужності електроустановок Користувача.

У разі приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення споживача такий споживач має забезпечити, щоб у будь-який період часу не здійснювався відпуск енергії раніше збереженої в УЗЕ в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання.

У разі приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення виробника електричної енергії, такий виробник має забезпечити, щоб у будь-який період часу сумарна потужність, з якою здійснюється відпуск електричної енергії з мереж такого виробника електричної енергії в ОЕС України, не перевищувала встановлену потужність електроустановок такого виробника електричної енергії в місці провадження ліцензованої діяльності відповідно до ліцензії на провадження господарської діяльності з виробництва електричної енергії.

УЗЕ, що приєднані (підключені) до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення Користувача системи передачі/розподілу, повинні відповідати вимогам цього Кодексу, зокрема наведеним у главі 6 цього розділу.

7.12.2. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності P_nom УЗЕ, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення Користувача, менше 1 МВт, Користувач направляє

ОСП повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ із зазначенням такої інформації за формою:

Сумарна величина номінальної (встановленої) потужності Pnom УЗЕ, МВт
Напруга, на якій здійснюється відпуск/відбір електричної енергії УЗЕ, кВ
Дата встановлення УЗЕ, день/місяць/рік
Тип УЗЕ за видом енергії

До повідомлення Користувач додає такі документи:

однолінійна схема з’єднань від точки приєднання електроустановок Користувача в мережі ОСП до УЗЕ;

акт проведення випробувань електрообладнання УЗЕ, пристроїв захисту та автоматики, контрольно-вимірювальних приладів і сигналізації;

для споживачів - матеріали, що підтверджують улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в мережу системи передачі або в мережі інших суб’єктів господарювання раніше збереженої в УЗЕ енергії.

Зазначене повідомлення разом із матеріалами надається не пізніше дня, наступного за днем підключення УЗЕ.

При цьому Користувач несе відповідальність за дотримання вимог щодо:

улаштування комерційного обліку електричної енергії;

улаштування технічних засобів для недопущення погіршення в точці приєднання Користувача до мережі системи передачі параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів;

для споживачів - улаштування технічних засобів для недопущення відпуску в електричну мережу системи передачі або мережі інших суб’єктів господарювання раніше збереженої в УЗЕ енергії.

У разі відсутності зауважень до наданого Користувачем повідомлення про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ та доданих документів, ОСП протягом 5 робочих днів з дня отримання від Користувача такого повідомлення оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.

7.12.3. Якщо сумарна величина номінальної (встановленої) потужності P_nom УЗЕ, що приєднуються до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок Користувача, більше 1 МВт, Користувач розробляє завдання на проєктування та надає його на погодження ОСП щодо:

вимог до комерційного обліку електричної енергії;

вимог до улаштування релейного захисту та протиаварійної автоматики;

вимог щодо розрахунку струмів КЗ та перевірки комутаційної здатності обладнання прилеглої мережі;

вимог щодо забезпечення параметрів якості електричної енергії відповідно до визначених державних стандартів.

Для виробника електричної енергії ОСП додатково погоджує завдання на проєктування щодо:

вимог до проведення розрахунків у частині забезпечення стійкості існуючих об’єктів генерації;

вимог щодо дослідження режимів роботи прилеглої мережі в разі, якщо підключення УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення електроустановок виробника електричної енергії може призводити до зміни графіка відпуску електричної енергії такого виробника в мережу системи передачі.

ОСП здійснює розгляд наданого завдання на проєктування у строк, що не перевищує 10 робочих днів, та надає обґрунтовану відповідь.

ОСП узгоджує проєктну документацію в частині вимог, що були надані Користувачу при погодженні завдання на проєктування. При цьому строк розгляду проєктної документації не перевищує 15 робочих днів. За результатами розгляду проєктної документації ОСП надає узагальнене технічне рішення.

У разі необхідності Користувач доопрацьовує проєктну документацію та надає її на повторне погодження до ОСП. При цьому ОСП не може надати нові зауваження до проєктної документації у разі, якщо Користувач не змінював технічні рішення, що надавалися раніше.

Якщо за результатами виконання проєктної документації визначено необхідність виконання заходів у мережі ОСП, то виробник електричної енергії звертається до ОСП за отриманням технічних умов у частині зміни технічних параметрів (зміна схеми живлення), у порядку, визначеному цим Кодексом.

Після завершення будівельно-монтажних робіт із встановлення УЗЕ Користувач повинен звернутись до ОСП із повідомленням про встановлення і приєднання (підключення) УЗЕ, до якого додаються документи, що підтверджують введення УЗЕ в експлуатацію у порядку, передбаченому законодавством у сфері містобудування.

Протягом 10 робочих днів з дня отримання зазначеного повідомлення від Користувача, ОСП повинен безкоштовно здійснити обстеження УЗЕ на відповідність узгодженій проєктній документації в частині вимог, що були надані Користувачу при погодженні завдання на проєктування.

За результатами обстеження встановленої Користувачем УЗЕ ОСП складає у двох примірниках акт про обстеження. Один примірник зазначеного акта залишається у ОСП та один надається Користувачу.

У разі відсутності зауважень під час здійснення обстеження УЗЕ ОСП протягом 5 робочих днів з дня складання акта про обстеження оформлює у порядку, визначеному ПРРЕЕ, у двох примірниках паспорт точки передачі та направляє один примірник Користувачу.

7.12.4. У випадку ініціювання Користувачем, що раніше здійснив приєднання (підключення) УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення, процедури отримання ліцензії на провадження господарської діяльності зі зберігання енергії, такий Користувач звертається до ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом, за отриманням технічних умов на приєднання до системи передачі електроустановок, призначених для зберігання енергії, з метою приведення схеми електрозабезпечення УЗЕ як об'єкта будівництва, відповідно до вимог цього Кодексу.»;

5) у главі 9:

назву після слова «електроенергетики» доповнити знаком і абревіатурою «, УЗЕ»;

у пункті 9.1:

абзац перший після слова «електроенергетики» доповнити знаком і абревіатурою «, УЗЕ»;

підпункт 5 після слова «об’єкта» доповнити словами і знаком

«електроенергетики, УЗЕ»;

підпункт 6 після слова «об’єкта» доповнити словами і знаком

«електроенергетики, УЗЕ» та виключити слово «повідомлення»;

доповнити новим підпунктом такого змісту:

«9) недотримання вимог цього Кодексу в частині підключення УЗЕ до електричних мереж внутрішнього електрозабезпечення Користувача.».

4. Пункт 8.21 глави 8 розділу IV доповнити знаком та абревіатурою «, УЗЕ».

5. У розділі V!:

1) у главі 2:

у пунктах 2.5, 2.8, 2.12, 2.13, 2.15, 2.17 та 2.21 знак, слово та

абревіатуру «/або СНЕ» замінити абревіатурою «УЗЕ»;

пункт 2.8 після слів «планів ремонтів генеруючого обладнання» доповнити знаком і абревіатурою «, УЗЕ»;

2) у главі 5:

пункт 5.5 викласти в такій редакції:

«5.5. ОСП несе відповідальність за точне та своєчасне складання прогнозного балансу електричної енергії в енергосистемі України на основі наданих Користувачами прогнозів споживання (відбору) та виробництва (відпуску) електричної енергії з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричних мережах та на власні потреби електростанцій та використовує результати цього прогнозу для оперативного планування.

Користувачі мають забезпечити точне прогнозування споживання (відбору)/виробництва (відпуску) електричної енергії та своєчасне надання даних ОСП.»;

у підпункті 5.7.1 пункту 5.7:

в абзаці третьому слово «постачальників» замінити словом «електропостачальників»;

абзац четвертий після слова «споживачів» доповнити словом та абревіатурою «та ОУЗЕ».

6. У розділі VTT:

1) у главі 1:

у пункті 1.1 слова «та споживання електричної енергії» замінити знаком та словами «, споживання електричної енергії та зберігання енергії»;

пункт 1.3 після слова «електроспоживання» доповнити словами, знаком та абревіатурою «та/або УЗЕ»;

2) у главі 2:

пункт 2.2 викласти в такій редакції:

«2.2. Органом вищого рівня диспетчерського управління є ОСП, включаючи його підрозділи - регіональні диспетчерські центри.

Середнім рівнем диспетчерського управління є виробники електричної енергії з встановленою потужністю більше 20 МВт, ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких більше 20 МВт, а також ОСР та постачальники послуг з балансування.

Нижчим рівнем диспетчерського управління є споживачі електричної енергії (крім постачальників послуг балансування), ОУЗЕ, сумарна встановлена потужність УЗЕ яких не перевищує 20 МВт, та виробники електричної енергії розподіленої генерації (крім постачальників послуг з балансування).»;

пункт 2.6 після абревіатури «ЗДТУ» доповнити знаком та абревіатурою «, УЗЕ»;

пункт 2.7 викласти в такій редакції:

«2.7. В оперативному віданні оперативного персоналу ОСП повинні знаходитися лінії електропередачі, устаткування, пристрої РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ, УЗЕ, стан і режим яких впливають на наявну потужність і резерв електростанцій, режим і надійність роботи мереж ОЕС України в цілому, а також настроювання пристроїв РЗА та ПА, АСДУ, ЗДТУ. Операції із зазначеним устаткуванням і пристроями повинні проводитись з дозволу оперативного персоналу, у віданні якого знаходяться устаткування і пристрої.»;

3) пункт 3.1 глави 3 після абзацу другого доповнити новим абзацом третім такого змісту:

«використання власних УЗЕ, якщо система передачі знаходиться у передаварійному режимі, аварійному режимі, режимі системної аварії або режимі відновлення;».

У зв’язку з цим абзаци третій - одинадцятий вважати відповідно абзацами четвертим - дванадцятим;

4) у главі 5:

пункт 5.2 після слова «виробництва» доповнити знаками та словом «(відпуску)», а після слова «споживання» доповнити знаками та словом «(відбору)»;

пункт 5.4 викласти в такій редакції:

«5.4. Учасники ринку, які є постачальниками послуг з балансування, крім погодинних добових графіків відпуску та/або споживання (відбору) електричної енергії, мають надавати ОСП графік виробництва (відпуску - для УЗЕ)/споживання (відбору), який містить інформацію про планове навантаження кожної одиниці генерації або споживання, УЗЕ.»;

5) у главі 6:

абзац восьмий пункту 6.1 доповнити словом та абревіатурою «та УЗЕ»;

абзац третій пункту 6.6 після слова «енергією» доповнити словами «та зберігання енергії».

7. Абзац сьомий підпункту 3 пункту 2.6 глави 2 розділу IX викласти в такій редакції:

«стан заряду УЗЕ».

8. У розділі XI:

1) у главі 5:

абзац другий пункту 5.1 викласти в такій редакції:

«Договір встановлює обов'язки та права сторін у процесі передачі електричної енергії електричними мережами ОСП від виробників та УЗЕ до систем розподілу, УЗЕ та споживачів, а також при здійсненні експорту електричної енергії.»;

пункт 5.3 викласти в такій редакції:

«5.3. Послуги з передачі електричної енергії надаються ОСП безперервно на підставі договору між ним та:

ОСР;

електропостачальником;

споживачем електричної енергії (у тому числі ОМСР), який має намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку незалежно від точки приєднання;

споживачем електричної енергії (у тому числі ОМСР), оператором системи якого є ОСП, незалежно від способу купівлі електричної енергії (в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку чи за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку);

виробником електричної енергії для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСР/ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації;

трейдером/електропостачальником/виробником/ОУЗЕ, що здійснює експорт електричної енергії в обсягах експорту електричної енергії;

ОУЗЕ.

Зі споживачами (у тому числі ОМСР), які купують електричну енергію в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку, для яких оператором системи є ОСП, ОСП укладає договір споживача про надання послуг з передачі електричної енергії відповідно до Правил роздрібного ринку.»;

пункт 5.6 викласти в такій редакції:

«5.6. Оплата послуг з передачі електричної енергії здійснюється за тарифом, який встановлюється Регулятором відповідно до затвердженої(-ого) ним методики (порядку).

Тариф на послуги з передачі електричної енергії оприлюднюється ОСП на офіційному вебсайті у триденний термін після його встановлення Регулятором.

Обсяг послуг з передачі електричної енергії визначається:

для ОСР - на підставі даних щодо обсягів технологічних витрат електричної енергії на її розподіл електричними мережами ОСР;

для електропостачальників - на підставі даних щодо обсягів експорту електричної енергії та обсягів споживання електричної енергії споживачами (у тому числі ОМСР) електропостачальника, крім обсягів споживання електричної енергії споживачами, оператором системи яких є ОСП;

для електропостачальників, які постачають електричну енергію споживачам (у тому числі ОМСР), оператором системи яких є ОСП, та які відповідно до договору електропостачальника про надання послуг з передачі електричної енергії (укладеного відповідно до Правил роздрібного ринку) оплачують послуги з передачі електричної енергії ОСП через електропостачальника, - на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами електропостачальника (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача);

для споживачів електричної енергії (у тому числі ОМСР), які купують електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку, незалежно від точки приєднання - на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача);

для споживачів електричної енергії (у тому числі ОМСР), оператором системи яких є ОСП, які купують електричну енергію в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку та відповідно до договору споживача про надання послуг з передачі електричної енергії самостійно (напряму) оплачують послуги з передачі електричної енергії ОСП, - на підставі даних щодо обсягів споживання електричної енергії цими споживачами по точках приєднання, по яких оператором системи є ОСП (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача);

для виробників електричної енергії - на підставі даних щодо обсягів експорту електричної енергії та обсягів електричної енергії для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСР/ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації;

для трейдерів - на підставі даних щодо обсягів експорту електричної енергії;

для ОУЗЕ - на підставі даних щодо обсягів, що дорівнюють абсолютній величині різниці між місячним відпуском та місячним відбором електричної енергії УЗЕ і, у разі здійснення експорту електричної енергії, обсягів експорту електричної енергії.

З цією метою використовуються дані комерційного обліку Адміністратора комерційного обліку.»;

2) у главі 6:

пункт 6.2 викласти в такій редакції:

«6.2. Послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного)

управління надаються ОСП безперервно на підставі договору між ним та:

ОСР (у тому числі ОМСР, для яких оператором системи є ОСП);

виробником електричної енергії з генеруючими одиницями типу B, C, D;

ОУЗЕ/трейдером/електропостачальником/виробником, що здійснює імпорт та/або експорт електричної енергії в обсягах імпорту/експорту електричної енергії;

споживачем/ОУЗЕ, для якого оператором системи є ОСП.

Користувачі, зазначені у цьому пункті, не можуть здійснювати свою діяльність на ринку електричної енергії до укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.»;

пункт 6.5 викласти в такій редакції:

«6.5. Оплата послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління здійснюється за тарифом, який встановлюється Регулятором відповідно до затвердженої(-ого) ним методики (порядку).

Тариф на послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління оприлюднюється ОСП на офіційному вебсайті в мережі Інтернет у триденний термін після його встановлення Регулятором.

У разі зміни тарифу ОСП повідомляє Користувачів про таку зміну шляхом її оприлюднення на офіційному вебсайті в мережі Інтернет.

Обсяг послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління визначається:

для виробників - як обсяг відпущеної електричної енергії, обсяг імпорту та/або експорту електричної енергії;

для ОСР - як обсяг розподіленої електричної енергії, обсяг купівлі електричної енергії для компенсації технологічних витрат електричної енергії на її розподіл електричними мережами ОСР та обсяг електричної енергії для господарчих потреб ОСР;

для ОМСР, оператором системи яких є ОСП, - як обсяг електричної енергії, який надійшов у мережі МСР (витрати електричної енергії в технологічних електричних мережах МСР, власне споживання ОМСР та сумарний обсяг спожитої електричної енергії користувачами МСР);

для споживачів, оператором системи яких є ОСП, - як обсяг спожитої електричної енергії;

для ОУЗЕ/електропостачальника/трейдера, що здійснює імпорт та/або експорт електричної енергії - як обсяг імпорту та/або експорту електричної енергії;

для ОУЗЕ, електроустановки якого приєднанні до системи передачі, - на підставі даних щодо обсягів, що дорівнюють абсолютній величині різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ.

Обсяг наданої послуги розраховується для ОУЗЕ, який здійснює управління УЗЕ типу B, C, D та УЗЕ типу А1, А2 сумарною максимальною потужністю відпуску вище 1 МВт.

Для визначення обсягу наданої послуги використовуються дані обліку Адміністратора комерційного обліку.

Споживачі, електроустановки яких приєднані до мереж ОСР, окремо не сплачують послугу з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.».

9. Доповнити новим розділом такого змісту:

«ХІІІ. ОСОБЛИВОСТІ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРАВА ОСП МАТИ У
ВЛАСНОСТІ, ВОЛОДІТИ, КОРИСТУВАТИСЯ, РОЗРОБЛЯТИ,
УПРАВЛЯТИ ЧИ ЕКСПЛУАТУВАТИ УЗЕ

1. Загальні положення

1.1. Цей розділ визначає порядок надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ.

1.2. Цей розділ поширюється на ОСП, який має намір мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, відповідно до умов, визначених Законом України «Про ринок електричної енергії».

1.3. Вичерпні умови, у разі дотримання яких ОСП має право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, визначені частиною одинадцятою статті 33 Закону України «Про ринок електричної енергії».

1.4. ОСП не має права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти (крім здійснення диспетчерського (оперативно - технологічного) управління), експлуатувати УЗЕ, крім випадків, передбачених частиною одинадцятою статті 33 Закону України «Про ринок електричної енергії».

2. Подання запиту на отримання згоди Регулятора мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі

2.1. Попередня оцінка доцільності встановлення ОСП УЗЕ здійснюється в рамках досліджень, що виконуються при плануванні розвитку системи передачі.

2.2. Для отримання згоди Регулятора мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП надає до Регулятора запит, до якого додаються:

1) пояснювальна записка із обґрунтуванням необхідності надання згоди набути у власність, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, разом із матеріалами, що підтверджують відповідність УЗЕ повністю інтегрованим елементам мережі та необхідність УЗЕ для виконання ОСП своїх зобов'язань з метою забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі електричної енергії;

2) техніко-економічне обґрунтування необхідності застосування УЗЕ;

3) технічний проєкт УЗЕ, включаючи проєктне розташування УЗЕ та технологічні параметри місця (або точок) їх підключення до системи передачі;

4) перелік УЗЕ, які на момент подачі заяви вже є у власності, володінні, користуванні, розробленні, управлінні чи експлуатації ОСП (із зазначенням підстави їх використання) та відповідності вимогам щодо повністю інтегрованих елементів мережі;

5) інформація щодо джерел фінансування.

Запит та додані до нього матеріали і дані нумеруються, прошнуровуються, завіряються підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою.

Регулятор має право звернутися до ОСП з метою отримання у визначений Регулятором строк додаткових письмових обґрунтувань та пояснень щодо наданих матеріалів і даних.

2.3. Запит ОСП разом із доданими матеріалами і даними розглядається Регулятором на предмет дотримання всіх необхідних умов та вимог щодо можливості ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які передбачені законом.

2.4. У разі ненадання матеріалів чи даних, передбачених пунктом 2.2 цієї глави, або надання неналежним чином оформлених матеріалів Регулятор письмово повідомляє ОСП про необхідність усунення недоліків та повертає надані документи ОСП.

2.5. Рішення про надання права ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, приймається Регулятором протягом 45 робочих днів з дня надання ОСП відповідних документів на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після розгляду та опрацювання матеріалів і даних, наданих ОСП.

2.6. Регулятор може відмовити ОСП у наданні згоди мати у власності володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, якщо не виконані всі умови та вимоги, які передбачені Законом та цим Кодексом, з наданням ОСП відповідного обґрунтування.

2.7. У разі отримання ОСП рішення Регулятора про надання згоди мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, роботи зі встановлення УЗЕ мають бути враховані ОСП при формуванні інвестиційної програми.

2.8. У разі зміни технічних параметрів наявних УЗЕ, які є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП необхідно отримати погодження від Регулятора відповідно до вимог цієї глави.

2.9. Рішення про надання згоди ОСП набути у власність, володіння, користування або розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ повідомляється Регулятором Секретаріату Енергетичного Співтовариства разом з відповідною інформацією про запит ОСП та необхідність надання такого права.

3. Подання запиту на право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі

3.1. ОСП подає до Регулятора запит на право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, у разі дотримання таких умов (сукупно):

1) інші сторони, за результатами відкритої, прозорої та недискримінаційної тендерної процедури, яка підлягає попередньому перегляду та затвердженню Регулятором, не набули права власності, володіння, користування, права розробляти, управляти або експлуатувати такі установки зберігання енергії чи є неспроможними надавати допоміжні послуги, не пов’язані з регулюванням частоти, за обґрунтованою вартістю та своєчасно;

2) такі УЗЕ необхідні ОСП для виконання своїх зобов’язань щодо забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі, і вони не використовуються для купівлі та/або продажу електричної енергії на ринку електричної енергії чи для надання послуг з балансування та/або допоміжних послуг.

3.2. Для отримання права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ ОСП надає до Регулятора запит, до якого додаються:

1) пояснювальна записка із обґрунтуванням необхідності надання права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, разом із матеріалами, що підтверджують дотримання умов, передбачених пунктом 3.1 цієї глави;

2) техніко-економічне обґрунтування необхідності застосування УЗЕ, у тому числі у порівнянні з іншими заходами забезпечення ефективної, надійної та безпечної роботи системи передачі;

3) технічний проєкт УЗЕ, включаючи схему приєднання УЗЕ до об'єктів електроенергетики ОСП із позначенням засобів обліку електричної енергії, що забезпечують фіксацію обсягів перетікання електричної енергії як до, так і з УЗЕ відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку;

4) перелік УЗЕ, які на день подачі заяви вже є у власності, володінні, користуванні, розробленні, управлінні чи експлуатації ОСП (із зазначенням підстави їх використання);

5) проєкт тендерної документації на закупівлю ОСП УЗЕ;

6) інформація щодо орієнтовної вартості (капітальні та операційні витрати на УЗЕ) та джерел фінансування.

Запит та додані до нього матеріали і дані нумеруються, прошнуровуються, завіряються підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою.

Регулятор має право звернутися до ОСП з метою отримання у визначений Регулятором строк додаткових письмових обґрунтувань та пояснень щодо наданих матеріалів і даних.

3.3. Запит ОСП разом із доданими матеріалами і даними, розглядається Регулятором на предмет дотримання всіх необхідних умов та вимог щодо можливості ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які передбачені законом.

3.4. У разі ненадання матеріалів чи даних, передбачених пунктом 3.2 цієї глави, або надання неналежним чином оформлених матеріалів Регулятор письмово повідомляє ОСП про необхідність усунення недоліків та повертає надані документи ОСП.

3.5. Регулятор на основі наданих ОСП матеріалів і даних здійснює оцінку необхідності надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, та перевіряє проєкт тендерної документації на відповідність керівним принципам закупівлі оператором системи передачі установок зберігання енергії, затвердженим Регулятором.

3.6. Рішення про надання права ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, приймається Регулятором протягом 45 робочих днів, з дня надання ОСП відповідних документів, на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після проведення оцінки необхідності надання ОСП права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ та перевірки проєкту тендерної документації.

3.7. Регулятор може відмовити ОСП у наданні права мати у власності володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, якщо не виконані всі умови та вимоги, які передбачені Законом, з наданням ОСП відповідного обґрунтування.

3.8. У разі зміни технічних параметрів наявних УЗЕ, які не є повністю інтегрованими елементами мережі, ОСП необхідно отримати погодження від Регулятора відповідно до вимог цієї глави.

3.9. Рішення про надання згоди ОСП набути у власність, володіння, користування або розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ повідомляється Регулятором Секретаріату Енергетичного Співтовариства разом з відповідною інформацією про запит ОСП та необхідність надання такого права.

4. Проведення публічних консультацій щодо існуючих УЗЕ з метою оцінки потенційної наявності та зацікавленості інших сторін в інвестуванні в такі установки

4.1. У випадках коли Регулятор надає право ОСП мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ відповідно до порядку, визначеного цим розділом, він забезпечує не рідше ніж один раз на 5 років проведення публічних консультацій щодо існуючих УЗЕ з метою оцінки потенційної наявності та заінтересованості інших сторін в інвестуванні у такі установки.

4.2. Оголошення про проведення публічних консультацій здійснюється Регулятором шляхом оприлюднення на власному офіційному вебсайті інформаційного повідомлення, у якому зазначаються:

1) технічний опис існуючих УЗЕ, їхнє географічне розташування та підключення до електричної мережі;

2) кваліфікаційні вимоги до заінтересованих третіх осіб, які мають право подавати свої листи про наміри щодо інвестування в УЗЕ, не повинні бути пристосованими до окремих учасників, а повинні бути пропорційними, пов’язаними з предметом та метою публічних консультацій, чіткими і зрозумілими;

3) умови подання листа про наміри, включаючи строк подання;

4) шаблон листа про наміри, який, зокрема, містить вимогу щодо зазначення річних експлуатаційних витрат УЗЕ, у тому числі прогнозованих заінтересованою третьою стороною повернення інвестицій.

4.3. Інформаційне повідомлення про проведення публічних консультацій оприлюднюється не пізніше 3 місяців до дати їх проведення. Строк прийняття листів про наміри інвестування в УЗЕ складає 2 місяці від дати оприлюднення відповідного інформаційного повідомлення на офіційному вебсайті Регулятора.

До участі в публічних консультаціях допускаються всі заінтересовані сторони, включаючи існуючих та потенційних учасників ринку електричної енергії.

4.4. Через 20 днів після проведення публічних консультацій Регулятор оцінює відповідність заінтересованих третіх сторін кваліфікаційним вимогам та оцінює подані ними листи про наміри. Листи про наміри, подані заінтересованими третіми особами, які не відповідають кваліфікаційним вимогам, підлягають відхиленню.

4.5. Вважається, що треті сторони будуть технологічно та економічно спроможними володіти, розвивати, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, якщо оцінка листів про наміри, отримані Регулятором, покаже, що щонайменше у двох листах про наміри виражається зацікавленість третіх осіб у придбанні УЗЕ, які мають номінальну (встановлену) потужність, що дорівнює або перевищує номінальну (встановлену) потужність УЗЕ, що належать, управляються чи експлуатуються ОСП.

4.6. У разі якщо Регулятор встановлює, що треті сторони були б технологічно та економічно спроможними володіти, розвивати, управляти чи експлуатувати УЗЕ, Регулятор приймає рішення про обов'язок ОСП поступового припинення діяльності із збереження енергії у порядку, передбаченому у цій главі.

4.7. У випадках, відмінних від передбачених пунктом 3.6 глави 3 цього розділу, Регулятор підтверджує надане ОСП право мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, принаймні до проведення наступних публічних консультацій.

4.8. Дія цієї глави не поширюється на випадки, якщо УЗЕ є повністю інтегрованими елементами мережі ОСП та не використовуються для балансування або управління перевантаженнями.

5. Поступове припинення діяльності ОСП зі зберігання енергії

5.1. У випадках, зазначених у пункті 4.5 глави 4 цього розділу, Регулятор забезпечує поступове припинення діяльності ОСП зі зберігання енергії у термін, що не перевищує 18 місяців.

5.2. З метою поступового припинення своєї діяльності зі зберігання енергії ОСП проводить відкритий, прозорий та недискримінаційний аукціон з продажу своїх УЗЕ.

Регулятор може дозволити оператору системи передачі отримати обґрунтовану компенсацію, зокрема, щоб відшкодувати залишкову вартість своїх інвестицій у набуття установок зберігання енергії.

5.3. Аукціон проводиться на основі технічного завдання, яке розробляється ОСП для кожного окремого аукціону та погоджується Регулятором до його відкриття.

5.4. Процедура аукціону розпочинається публічним оголошенням на офіційному вебсайті ОСП та системі онлайн аукціонів з продажу майна, до якого додається технічне завдання конкурсу та вказується відповідна контактна особа (або особи) ОСП, відповідальна за проведення аукціону.

5.5. Технічне завдання аукціону має включати:

1) детальні технічні характеристики та іншу відповідну інформацію щодо УЗЕ, які продаються ОСП;

2) фінансові деталі, включаючи умови розрахунків за придбані УЗЕ;

3) початкова ціна на УЗЕ;

4) мінімальні інтервали підвищення початкової ціни на УЗЕ;

5) умови подання пропозицій про закупівлю, включно з кінцевим терміном подання, який має бути не менше 2 місяців з дня оприлюднення відповідного публічного оголошення;

6) порядок та критерії відбору пропозиції переможця;

7) дата запланованого публічного оголошення результатів аукціону;

8) умови, за яких аукціон буде вважатися таким, що не відбувся;

9) умови, за яких ОСП має право припинити аукціон без результату;

10) терміни та умови розгляду запитів учасників та розгляду їхніх претензій та/або скарг.

5.6. Аукціон вважається таким, що не відбувся, якщо жоден учасник у ньому не запропонував ціну, рівну або вищу за початкову ціну на УЗЕ.

5.7. Початкова ціна УЗЕ, як правило, має дорівнювати залишковій вартості УЗЕ. У випадках, передбачених пунктом 4.6 глави 4 цього розділу, початкова ціна УЗЕ у новому аукціоні може бути нижчою, але не більше ніж на 20 % від початкової ціни в попередньому аукціоні.

5.8. Переможець оголошується ОСП не пізніше ніж через 10 днів після закінчення терміну подання пропозицій про закупівлю, зазначеного в технічному завданні аукціону, та повідомляється Регулятору разом із поданою пропозицією. ОСП має право приступити до продажу УЗЕ переможцеві, якщо Регулятор не висуне жодної претензії про недійсність аукціону через 10 днів після отримання відповідного звіту від ОСП.».

10. У тексті Кодексу та додатків до нього абревіатуру «СНЕ» замінити абревіатурою «УЗЕ», а слова «проект», «проектування», «проектна документація», «проектно-кошторисна документація», «проектні рішення», «проектна схема», «проектні параметри», «проектна організація», «веб-сайт» в усіх відмінках замінити відповідно словами «проєкт», «проєктування», «проєктна документація», «проєктно-кошторисна документація», «проєктні рішення», «проєктна схема», «проєктні параметри», «проєктна організація», «вебсайт» у відповідних відмінках.

11. Додаток 1 (тип Б) викласти в новій редакції, що додається.

12. Доповнити новим додатком 1 (тип В), що додається.

13. У додатках 3 (тип А) та (тип Б):

1) пункт 3.3 розділу 3 доповнити новим абзацом такого змісту:

«Цей Договір може бути розірвано Виконавцем послуг в односторонньому порядку шляхом направлення письмового повідомлення у випадках, визначених у пункті 7.4 розділу 7 цього Договору. При цьому Договір вважається розірваним, а зобов’язання припиненим з дати, зазначеної у повідомленні. Повідомлення має бути надіслане Замовнику не пізніше ніж за 30 днів до прогнозованої дати розірвання цього Договору.»;

2) в абзаці першому пункту 4.2 розділу 4 слова «погодження проєктної документації» замінити словами та знаками «підписання додаткової угоди, укладеної після підписання Сторонами акта приймання- передачі погодження проєктної документації»;

3) абзац перший пункту 5.3 розділу 5 після доповнити знаками та словами «, але не більше подвійної облікової ставки Національного банку України, що діяла у період, за який сплачується пеня».

14. Доповнити новим додатком 3 (тип В), що додається.

15. Додаток 4 (тип Б) викласти в новій редакції, що додається.

16. Доповнити новим додатком 4 (тип В), що додається.

17. У додатку 5:

1) Типовий договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно - технологічного) управління викласти в новій редакції, що додається.

2) доповнити новим додатком 9, що додається.

18. Пункт 15.2 розділу 15 додатка 6 доповнити новим абзацом такого змісту:

«перелік об’єктів електроенергетики виробника/ОУЗЕ (додаток 6) (виробникам/ОУЗЕ).».

19. У розділі ІІ додатка 7:

1) у главі 2:

пункт 2.3 викласти в такій редакції:

«2.3. Методика випробування регулювання базового навантаження передбачає, що:

1) одиниця надання ДП повинна перебувати в режимі регулювання навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). У випадку випробувань УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску в діапазоні від Рmin.вп до Рmах.вп та режимів відбору в діапазоні від Рmin.відб до Рmax.відб за формулами:

 

 

 

 

де вп - режим відпуску;

відб - режим відбору;

2) зона нечутливості частоти збільшується до високих значень, щоб не порушувати вихідну потужність;

3) необхідно спостерігати, чи є вихідна потужність одиниці надання ДП постійною впродовж 1 години (може бути скоригований за необхідності);

4) вимірюються всі визначені сигнали;

5) випробування вважається проведеним успішно за умови, що фактична активна потужність коливається в межах ±1% від номінальної потужності (Рном).»;

у пункті 2.4:

у підпункті 3 слова, цифри та знаки «встановлюватимуться в діапазоні 4 - 6 %» замінити словами, цифрами та знаками «для електроустановок змінюється в діапазоні 0,1 - 12 %»;

доповнити новим підпунктом такого змісту:

«6) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність, зафіксована після введення сигналу відхилення частоти, відповідає розрахованій величині згідно з програмою випробувань.»;

у пункті 2.5:

у підпункті 3 слова, цифри та знаки «встановлено в діапазоні 4 - 8 %» замінити словами та цифрами «встановлюється відповідно до підпункту 3 пункту 2.4 цієї глави», а знаки, слова і цифри «(усього - 200 мГц або 100 мГц)» замінити знаками, словами та цифрами «, за яких буде досягнуто повний резерв (за замовчуванням 200 мГц)»;

у підпункті 5 слова та цифри «кроками 50 мГц» замінити словами, цифрами та знаками «кількістю кроків від 2 до 5, точні значення мають бути вказані в кожній програмі випробувань для конкретної одиниці надання ДП»;

у назві рисунка 3 слова «Малі сигнали» замінити словом «Сигнали»;

у підпункті 2 пункту 2.7 слова, цифри та знаки «встановлюється в діапазоні 4 - 8 % (вибирається на основі резервної потужності енергоблока)» замінити словами, цифрами та знаками «визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1 - 12 %»;

пункт 2.8 викласти в такій редакції:

«2.8. Випробування вважається проведеним успішно за умови видачі не менше 50 % обсягу РПЧ на завантаження/розвантаження (відбір/відпуск) за час не більше 15 сек та 100 % обсягу РПЧ на завантаження/розвантаження (відбір/відпуск) за час не більше 30 сек. Під час навантаження/розвантаження допускається перерегулювання за умови, якщо воно не перевищує 1 % Рном, та коливання потужності мають затухаючий характер.

Рисунок 5. Процес активації РПЧ на завантаження для генерації і розвантаження для споживання (установка зберігання енергії може працювати як у режимі відпуску, так і в режимі відбору електричної енергії)

 

Рисунок 6. Процес активації РПЧ на розвантаження для генерації і навантаження для споживання (установка зберігання енергії може працювати як у режимі відпуску, так і в режимі відбору електричної енергії)»;

2) у главі 3:

пункт 3.1 викласти в такій редакції:

«3.1. Перевірка базового навантаження аРВЧ.

Це випробування має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.

Для проведення випробування:

електроустановка одиниці надання ДП повинна перебувати в режимі підтримки заданого навантаження з попередньо визначеною допустимою уставкою потужності (Рзад). У випадку випробувань УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску в діапазоні від Ршіп.вп до Рmax.вп та режимів відбору в діапазоні від Ршіп.відб до Ршах.відб за формулами:

 

 

де вп - режим відпуску;

відб - режим відбору.

Для проведення випробувань УЗЕ зона нечутливості частоти збільшується до значень, що не порушуватимуть вихідну потужність (рекомендовано 500 мГц);

вихідна потужність електроустановки одиниці надання ДП має бути постійною впродовж 1 години (за необхідності може бути скориговано);

випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність коливається в межах ±1 % номінальної потужності (Рном).

Для УЗЕ перевірка базового навантаження проводиться окремо для режимів відпуску та режимів відбору.»;

у пункті 3.6:

в абзаці четвертому підпункту 1 слова, цифри та знаки «статизм 8 або 10 %» замінити словами, цифрами та знаками «значення статизму

визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1 - 12 %»;

у пункті 2 слова, цифри та знаки «статизм може бути встановлений на рівні 8 або 10 %» замінити словами, цифрами та знаками «значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1 - 12 %»;

у підпункті 3 слова та знаки «диспетчером ОСП, щоб активувати всю величину» замінити словами «для активації всього обсягу»;

у підпункті 8 цифри та знаки «5 - 15» замінити цифрами «30»;

доповнити новим підпунктом такого змісту:

«10) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності із затримкою, що не перевищує 30 секунд, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном)

протягом 30 хвилин, час повної активації резерву не перевищує 15 хвилин.»;

3) у главі 4:

пункт 4.1 доповнити новим абзацом такого змісту:

«випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність протягом періоду постачання коливається в межах ±1 % від номінальної потужності (Рном).»;

пункт 4.2 доповнити новим абзацом п’ятим такого змісту:

«4) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність протягом періоду постачання коливається в межах ±1 % від номінальної потужності (Рном).».

У зв’язку з цим абзац п’ятий вважати абзацом шостим;

4) доповнити після глави 4 новою главою 5 такого змісту:

«5. Особливості проведення перевірки УЗЕ

5.1. Важливим параметром для УЗЕ є стан заряду УЗЕ в реальному часі SoC (State of Charge) - поточний стан заряду, %, оскільки його недостатність унеможливить забезпечення надання повного обсягу ДП. Величина гранично допустимого стану заряду УЗЕ, достатнього для надання ДП у повному обсязі, визначається під час проведення випробувань, шляхом обчислення верхньої та нижньої меж спроможності забезпечення ДП.

Після кожного пункту програми випробувань SoC повертається до значення, що дозволяє провести наступний крок випробувань.

Алгоритм визначення верхньої межі спроможності забезпечення резерву SoC_upper розраховується за формулою

SoC_upper = SoC_max - ∆SoC,%,

де ∆SoC - кількість фактично витраченого заряду для забезпечення повного обсягу резерву, зафіксованого під час випробувань у режимі відбору, %.

Визначення ∆SoC розраховується за формулою

∆SoC = |SoC₂ - SoC₁|,

де SoC₂ - стан заряду, зафіксований на момент початку досліду з визначення повного обсягу резерву згідно з пунктом 2.7 глави 2 цього додатка, %;

SoC₁ - стан заряду, зафіксований на момент завершення досліду з визначення повного обсягу резерву згідно з пунктом 2.7 глави 2 цього додатка, %;

SoC_max - максимальний робочий стан заряду УЗЕ, 100 %.

Алгоритм визначення нижньої межі спроможності забезпечення резерву, SoC_lower розраховується за формулою

SoC_lower = SoC_min + ∆SoC, % ,

де ∆SoC - кількість фактично витраченого заряду для забезпечення повного обсягу резерву, зафіксованого під час випробувань у режимі відпуску, %.

Визначення ASoC розраховується за формулою

∆SoC = |SoC₂ - SoC₁|,

де SoC₂ - стан заряду, зафіксований на момент початку досліду з визначення повного обсягу резерву згідно з пунктом 2.7 глави 2 цього додатка, %;

SoC₁ - стан заряду, зафіксований на момент завершення досліду з визначення повного обсягу резерву згідно з пунктом 2.7 глави 2 цього додатка, %;

SoC_min - мінімальний робочий стан заряду УЗЕ, 0 %.».

У зв’язку з цим глави 5 та 6 вважати відповідно главами 6 та 7.

20. Доповнити новим додатком 11, що додається.

 

Директор Департаменту із регулювання відносин у сфері енергетики

А. Огньов

Додаток 1 (тип Б)
до Кодексу системи передачі

Керівнику
__________________________________________________________________________
(Оператора системи передачі/відокремленого підрозділу Оператора системи передачі за місцем розташування електроустановок Замовника)

ЗАЯВА
про приєднання електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії,
до системи передачі (типова форма)

__________________________________________________________________________
(найменування Замовника приєднання)
__________________________________________________________________________
(код за ЄДРПОУ)
__________________________________________________________________________
(місце розташування об’єкта Замовника)
__________________________________________________________________________
(банківські реквізити Замовника)
__________________________________________________________________________
(тип електричної станції, вид палива (первинного енергоносія))
__________________________________________________________________________
(мета приєднання (нове приєднання/зміна технічних параметрів))

Електроустановки, призначені для виробництва електричної енергії

Існуюча величина встановленої електричної потужності: ______ кВт, приєднана на напругу кВ.

Прошу на договірних засадах здійснити комплекс заходів з приєднання до системи передачі електроустановок з виробництва електричної енергії з прогнозованою величиною встановленої електричної потужності ______ кВт, до якої буде підключено установку зберігання енергії з прогнозованою величиною номінальної (встановленої) потужності P_nom _______ кВт.

Графік введення потужностей за роками:

Рік, місяць введення потужності	Потужність, що вводиться, кВт		Прогнозована величина встановленої електричної потужності з урахуванням існуючої величини встановленої електричної потужності, кВт
	загальна	у т. ч. щодо кожного агрегата або по черзі

Електроустановки, призначені для забезпечення власних та господарських потреб

Дозволена (приєднана) потужність згідно з існуючим договором ______ кВт напругою _______ кВ, І _______-кВт, ІІ _______-кВт, ІІІ _______-кВт,
         (І, ІІ та ІІІ категорії надійності електропостачання)

Договір від ______________ №_________________________

Прошу на договірних засадах здійснити комплекс заходів з приєднання електроустановок указаних нижче параметрів до електричних мереж:

_______ кВт, напругою _______ кВ, І _______-кВт, ІІ _______-кВт, ІІІ _______-кВт.
(величина потужності, що замовляється, напруга, І, ІІ та ІІІ категорії надійності електропостачання)

Графік введення потужностей за роками:

Рік введення потужності	Величина максимальної розрахункової(прогнозованої) потужності з урахуванням існуючої дозволеної (приєднаної) потужності, кВт	Категорія надійності електропостачання
		І	ІІ	ІІІ

__________________________________________________________________________
(необхідність приєднання будівельних механізмів та інша додаткова інформація)

Величина потужності, дозволеної до використання після приєднання:

_______ кВт, напругою _______ кВ, І _______-кВт, ІІ _______-кВт, ІІІ _______-кВт
(величина максимальної потужності, ступінь напруги, І, ІІ та ІІІ категорії надійності електропостачання з урахуванням існуючої дозволеної (приєднаної) потужності)

До заяви замовника додаються:

1. Ситуаційний план та викопіювання з топографо-геодезичного плану в масштабі 1:2000 із зазначенням місця розташування об'єкта (об'єктів) Замовника, земельної ділянки Замовника або прогнозованої точки приєднання (для об'єктів, які приєднуються до електричних мереж уперше).

2. Копія документа на право власності, який підтверджує право власності чи користування цим об'єктом, або, за відсутності об'єкта, право власності чи користування земельною ділянкою. У разі відсутності кадастрового номера у свідоцтві на право власності на земельну ділянку - викопіювання з топографо-геодезичного плану або плану забудови території із зазначенням місця розташування земельної ділянки.

3. Копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копію свідоцтва платника податку на додану вартість.

4. Копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про приєднання.

5. ТЕО (за наявності).

Спосіб повідомлення реєстраційного номера заяви:
__________________________________________________________________________
(рекомендованим поштовим відправленням, електронною поштою, факсом, за усним запитом Замовника засобами телефонного/мобільного зв’язку)

Поштова адреса:__________________________________________________________________

Контакти:

роб. тел.: (_____)_________________, (______)_________________________

моб. тел.: +38 (_____)_________________

факс: (_____)________________________

Е-mail:_____________________________

М. П. (за наявності)

_________________________                                              _________________________
                  (підпис)                                                                                     (П.І.Б.)

Додаток 1 (тип В)
до Кодексу системи передачі

Керівнику
__________________________________________________________________________
(Оператора системи передачі/відокремленого підрозділу Оператора системи передачі за місцем розташування електроустановок Замовника)

ЗАЯВА
про приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи
передачі (типова форма)

__________________________________________________________________________
(найменування Замовника приєднання)
__________________________________________________________________________
(код за ЄДРПОУ)__________________________________________________________________________
(місце розташування об’єкта Замовника)

__________________________________________________________________________
(банківські реквізити Замовника)
__________________________________________________________________________
(тип електричної станції, вид палива (первинного енергоносія))

__________________________________________________________________________
(мета приєднання (нове приєднання/зміна технічних параметрів))

Електроустановки, призначені для зберігання енергії

Існуюча величина встановленої потужності: _____ кВт, приєднана на напругу _____ кВ.

Прошу на договірних засадах здійснити комплекс заходів з приєднання до системи передачі електроустановок призначених для зберігання енергії з прогнозованою величиною номінальної (встановленої) потужності P_nom ________________ кВт.

Графік введення потужностей за роками:

Рік, місяць введення потужності	Номінальна (встановлена) потужність Pnom, що вводиться, кВт		Прогнозована величина встановленої потужності з урахуванням існуючої величини встановленої електричної потужності, кВт
	загальна	у т.ч. щодо кожного агрегата або по черзі

Електроустановки, призначені для забезпечення власних та господарських потреб

Дозволена (приєднана) потужність згідно з існуючим договором кВт напругою _____ кВ, І _____ -кВт, ІІ _____ -кВт, ІІІ _____ -кВт,
(І, ІІ та ІІІ категорії надійності електропостачання)

Договір від __________ №_______________________

Прошу на договірних засадах здійснити комплекс заходів з приєднання електроустановок указаних нижче параметрів до електричних мереж:

_____ кВт, напругою _____ кВ, І _____ -кВт, ІІ _____ -кВт, ІІІ _____ -кВт.
(величина потужності, що замовляється, напруга, І, ІІ та ІІІ категорії надійності електропостачання)

Графік введення потужностей за роками:

Рік введення потужності	Величина максимальної розрахункової(прогнозованої) потужності з урахуванням існуючої дозволеної (приєднаної) потужності, кВт	Категорія надійності електропостачання
		І	ІІ	ІІІ

__________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________
       (необхідність приєднання будівельних механізмів та інша додаткова інформація)

Величина потужності, дозволеної до використання після приєднання:

_____ кВт, напругою _____ кВ, І _____ -кВт, ІІ _____ -кВт, ІІІ _____ -кВт
(величина максимальної потужності, ступінь напруги, І, ІІ та ІІІ категорії надійності електропостачання з урахуванням існуючої дозволеної (приєднаної) потужності)

До заяви замовника додаються:

1. Ситуаційний план та викопіювання з топографо-геодезичного плану в масштабі 1:2000 із зазначенням місця розташування об'єкта (об'єктів) Замовника, земельної ділянки Замовника або прогнозованої точки приєднання (для об'єктів, які приєднуються до електричних мереж уперше).

2. Копія документа на право власності, який підтверджує право власності чи користування цим об'єктом, або, за відсутності об'єкта, право власності чи користування земельною ділянкою. У разі відсутності кадастрового номера у свідоцтві на право власності на земельну ділянку - викопіювання з топографо-геодезичного плану або плану забудови території із зазначенням місця розташування земельної ділянки.

3. Копія витягу з Реєстру платників єдиного податку або копію свідоцтва платника податку на додану вартість.

4. Копія паспорта або належним чином оформлена довіреність чи інший документ на право укладати та підписувати договір про приєднання.

5. ТЕО (за наявності).

Спосіб повідомлення реєстраційного номера заяви:
__________________________________________________________________________
(рекомендованим поштовим відправленням, електронною поштою, факсом, за усним запитом Замовника засобами телефонного/мобільного зв’язку)

Поштова адреса:__________________________________________________________________

Контакти:

роб. тел.: (_____)_________________, (______)_________________________

моб. тел.: +38 (_____)_________________

факс: (_____)________________________

Е-mail:_____________________________

М. П. (за наявності)
_________________________                                     __________________________
                 (підпис)                                                                             (П. І. Б.)
«___» ____________ 20___ року

Додаток 3 (тип В)
до Кодексу системи передачі

ДОГОВІР
про приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи передачі
(типова форма)

№ ______________

                          ______________                                        ______________
                         (місце укладення)                                                 (дата)

__________________________________________________________________________,
                          (найменування електропередавальної організації)
в особі, _______________________________________________________________що діє  
                                               (посада, прізвище та ініціали)
на підставі____________________________________________(далі - Виконавець послуг),
                                        (назва установчого документа)
з однієї сторони, та ___________________________________________________________
                                                   (найменування/прізвище, ім'я, по батькові замовника)
(далі - Замовник), в особі _______________________________________________, що діє
                                                                             (посада, прізвище та ініціали)
на ________________________________________________________________підставі
__________________________________________________________________________,
                                         (довіреність або установчі документи)

з іншої сторони (далі - Сторони), уклали цей договір про приєднання електроустановок Замовника до електричних мереж (далі - Договір).

При виконанні умов цього Договору Сторони зобов'язуються діяти відповідно до чинного законодавства України, зокрема Кодексу системи передачі.

1. Загальні положення

1.1. За цим Договором до електричних мереж Виконавця послуг або іншого власника мереж приєднується:_____________________________________________________________,
                                                            (опис об'єкта Замовника)
місце розташування об'єкта Замовника:________________________________________
_________________________________________________________________________

1.2. Точка забезпечення потужності об'єкта Замовника встановлюється на:
__________________________________________________________________________

1.3. Точка приєднання (межа балансової належності об'єкта Замовника) встановлюється на:

1.4. Замовлено до приєднання потужність у точці приєднання _____ кВт.

1.5. Категорія надійності електропостачання _______.

1.6. Ступінь напруги в точці приєднання визначається напругою на межі балансової належності і буде становити _____ кВ, _______ клас.

2. Предмет Договору

2.1. Виконавець послуг забезпечує приєднання електроустановок об'єкта Замовника (будівництво, реконструкція, технічне переоснащення та введення в експлуатацію електричних мереж зовнішнього електропостачання об'єкта Замовника від точки забезпечення потужності до точки приєднання) відповідно до схеми зовнішнього електропостачання і проєктної документації та здійснює підключення об'єкта Замовника до електричних мереж на умовах цього Договору.

2.2. Замовник оплачує Виконавцю послуг вартість приєднання.

3. Права та обов'язки Сторін

3.1. Виконавець послуг зобов'язаний:

3.1.1. Забезпечити в установленому Кодексом системи передачі порядку приєднання об'єкта Замовника (будівництво та введення в експлуатацію електричних мереж зовнішнього електропостачання об'єкта Замовника від місця забезпечення потужності до точки приєднання) у строки, які будуть визначені додатковою угодою, після узгодження Замовником із Виконавцем проєктної документації, після виконання Замовником зобов'язань, визначених пунктом 3.2 цього розділу.

3.1.2. Підключити електроустановки Замовника до електричних мереж протягом днів

після введення в експлуатацію об'єкта Замовника в порядку, встановленому законодавством у сфері містобудування, та узгодити із Замовником акт розмежування балансової належності електроустановок та експлуатаційної відповідальності Сторін.

3.2. Замовник зобов'язаний:

3.2.1. Розробити на підставі технічних умов від  ___________ №  ___________, які є додатком до цього Договору, проєктну документацію на електричні мережі зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника та погодити її з Виконавцем послуг.

3.2.2. Розробити на підставі технічних умов від  ___________ №  ___________, які є додатком до цього Договору, проєктну документацію на електричні мережі внутрішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника.

3.2.3. Оплатити на умовах цього Договору вартість наданих Виконавцем послуг з приєднання електроустановок Замовника в точці приєднання.

3.2.4. На дату  ___________ ввести в експлуатацію власний об'єкт та електроустановки зовнішнього забезпечення від точки приєднання до електроустановок об'єкта.

3.2.5. Надати документи, що підтверджують готовність до експлуатації електроустановки об'єкта Замовника.

3.3. Виконавець послуг має право призупинити виконання зобов'язань за цим Договором до належного виконання Замовником відповідних умов цього Договору та/або ініціювати перегляд Сторонами істотних умов цього Договору у разі порушення Замовником порядку розрахунків за цим Договором.

Цей Договір може бути розірвано Виконавцем послуг в односторонньому порядку, шляхом направлення письмового повідомлення, у випадках, визначених в пункті 7.4 розділу 7 цього Договору. При цьому цей Договір вважається розірваним, а зобов’язання припиненим з дати, зазначеної у повідомленні. Повідомлення має бути надіслане Замовнику не пізніше ніж за 30 днів до прогнозованої дати розірвання цього Договору.

3.4. Замовник має право контролювати виконання Виконавцем послуг зобов'язань за цим Договором у режимі реального часу, для чого Виконавець створює та забезпечує Замовнику доступ до особистого кабінету на вебсайті, або шляхом письмових запитів до Виконавця послуг.

3.5. Після введення в експлуатацію електричних мереж зовнішнього електропостачання (від точки забезпечення потужності до точки приєднання) Виконавець послуг набуває право власності на збудовані електричні мережі зовнішнього електропостачання.

3.6. Підключення електроустановки Замовника до електричних мереж електропередавальної організації здійснюється на підставі заяви протягом 5 днів, якщо підключення не потребує припинення електропостачання інших споживачів, або 10 днів, якщо підключення потребує припинення електропостачання інших споживачів, після введення в експлуатацію об'єкта Замовника в порядку, установленому законодавством у сфері містобудування.

4. Плата за приєднання та порядок розрахунків

4.1. Плата за приєднання визначається відповідно до розробленої та погодженої проєктної документації електричних мереж зовнішнього електрозабезпечення електроустановок Замовника (від точки забезпечення потужності до точки приєднання електроустановок замовника).

Вартість послуги з приєднання визначається додатковою угодою до цього Договору, яка буде визначена відповідно до проєктної документації та після закупівлі товарів, робіт і послуг з будівництва, реконструкції та/або технічного переоснащення об'єктів електроенергетики (до точки приєднання електроустановок замовника) під час надання послуг з приєднання на конкурентних засадах.

4.2. Виконавець послуг зобов'язаний надати Замовнику рахунок на сплату плати за приєднання не пізніше 5 (п’яти) робочих днів від дати підписання додаткової угоди, укладеної після підписання Сторонами акта приймання-передачі погодження проєктної документації.

Замовник зобов'язаний оплатити на умовах цього Договору вартість наданих Виконавцем послуг з приєднання електроустановок Замовника в точці приєднання протягом 5 (п’яти) робочих днів з дня отримання рахунка.

За домовленістю Сторін може бути встановлений інший порядок оплати шляхом конкретизації умов цього Договору.

5. Відповідальність Сторін

5.1. У випадку порушення своїх зобов'язань за цим Договором Сторони несуть відповідальність, визначену цим Договором та чинним законодавством. Порушенням зобов'язання є його невиконання або неналежне виконання, тобто виконання з порушенням умов, визначених змістом зобов'язання.

5.2. Виконавець послуг несе відповідальність за зміст та обґрунтованість виданих технічних умов та правильність розрахунку плати за приєднання за цим Договором.

5.3. За порушення строків виконання зобов'язання за цим Договором винна Сторона сплачує іншій Стороні пеню у розмірі 0,1 відсотка вартості приєднання за кожний день прострочення, але не більше подвійної облікової ставки Національного банку України, що діяла у період, за який сплачується пеня.

У разі порушення Виконавцем послуг умов зобов'язання щодо строків надання послуги з приєднання:

у разі перевищення строку надання послуги з приєднання, установленого цим Договором, від 10 до 20 календарних днів (при стандартному приєднанні) або від 30 до 60 календарних днів (при нестандартному приєднанні) плата за приєднання, визначена цим Договором, зменшується на 10 відсотків (крім випадків, визначених Кодексом системи передачі);

у разі перевищення строку надання послуги з приєднання, установленого цим Договором, від 60 до 120 календарних днів плата за приєднання, визначена цим Договором, зменшується на 20 відсотків (крім випадків, визначених Кодексом системи передачі);

у разі перевищення строку надання послуги з приєднання, встановленого цим Договором, більше ніж на 120 календарних днів Виконавець послуг зобов'язаний повернути Замовнику кошти, отримані як попередня оплата в розмірі 80 відсотків плати, визначеної цим Договором (крім випадків, визначених Кодексом системи передачі).

5.4. Сторони не відповідають за невиконання умов цього Договору, якщо це спричинено дією обставин непереборної сили. Факт дії обставин непереборної сили Сторони підтверджують документами уповноваженого органу.

6. Порядок вирішення спорів

6.1. Усі спірні питання, пов'язані з виконанням цього Договору, вирішуються шляхом переговорів між Сторонами.

6.2. У разі недосягнення згоди спір вирішується в судовому порядку відповідно до законодавства України.

7. Строк дії Договору

7.1. Цей Договір набирає чинності з моменту його підписання і діє до повного виконання

Сторонами передбачених ним зобов'язань, але не довше ніж до _____________.

7.2. Цей Договір може бути змінено або розірвано і в інший строк за ініціативою будь-якої зі Сторін у порядку, визначеному законодавством України.

7.3. Строк дії цього Договору може бути продовжений за вмотивованим зверненням однієї зі Сторін у передбаченому законодавством порядку.

7.4. Цей Договір може бути розірвано у разі відсутності розробленої проєктно-кошторисної документації та виконання будівництва у строки, зазначені в заяві.

8. Інші умови Договору

8.1. Фактом виконання зобов'язання Виконавця послуг з приєднання об'єкта Замовника (будівництва електричних мереж зовнішнього електропостачання об'єкта Замовника від місця забезпечення потужності до точки приєднання) Сторони вважатимуть підписаний акт отримання/надання послуги з приєднання Виконавцем та Замовником послуги.

8.2. Перелік невід'ємних додатків до цього Договору:

1. ___________________________.

2. ___________________________.

8.3. Цей Договір укладено у двох примірниках, які мають однакову юридичну силу для Замовника та Виконавця послуг.

9. Місцезнаходження Сторін

Виконавець послуг: Замовник:

Додаток 4 (тип Б)
до Кодексу системи передачі

ТЕХНІЧНІ УМОВИ
на приєднання електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії,
до системи передачі (типова форма)

Додаток__________________
до договору про приєднання
до електричних мереж
від «____» 20_______ року
№_______________________

Дата видачі «___ »20_______________ року

_________________________________________________________________________
         (назва об'єкта та повне найменування/прізвище, ім'я, по батькові Замовника)

1. Місце розташування об'єкта Замовника________________________________________

Функціональне призначення об'єкта_____________________________________________

Прогнозований рік уведення об'єкта в експлуатацію

2. Існуюча дозволена (приєднана) потужність згідно з договором споживача про надання послуг з розподілу (передачі) електричної енергії ______ кВт:

I категорія                                                                ______ кВт:

II категорія                                                               ______ кВт:

III категорія                                                              ______ кВт:

3. Величина максимальної розрахункової (прогнозованої) потужності з урахуванням існуючої дозволеної (приєднаної) потужності ______ кВт:

I категорія                                                                ______ кВт:

II категорія                                                               ______ кВт:

III категорія                                                              ______ кВт:

Величина номінальної (встановленої) потужності установки зберігання енергії P_nom ______ кВт, що буде підключена до електроустановок об’єкту Замовника.

Графік уведення потужностей за роками:

Рік введення потужності	Величина максимальної розрахункової (прогнозованої) потужності з урахуванням існуючої дозволеної (приєднаної) потужності, кВт	Категорія надійності електропостачання
		I	II	III

4. Джерело електропостачання _______________________________________________,
                                                       (диспетчерська назва лінії електропередачі, підстанції)
номер____________________________________________________________________
                                                                     (опори, комірки)
5. Точка забезпечення потужності _____________________________________________,
                                                (диспетчерська назва лінії електропередачі, підстанції)
номер____________________________________________________________________
                                                            (опори або обладнання)
6. Точка приєднання________________________________________________________
                                           (диспетчерська назва лінії електропередачі, підстанції)
номер___________________________________________________________________
                                                                            (опори, комірки)

7. Розрахункове значення струму короткого замикання в точці приєднання електроустановки Замовника або вихідні дані для його розрахунку: __________ А.

8. Прогнозовані межі балансової належності та експлуатаційної відповідальності встановлюються в точці приєднання електроустановки.

1. Вимоги до електроустановок Замовника

1. Для одержання потужності на об'єкті Замовника від точки приєднання до об'єкта Замовника необхідно виконати:

1.1. Вимоги до електричних мереж основного живлення: ____________________________
___________________________________________________________________________

1.2. Вимоги до електричних мереж резервного живлення, у тому числі виділення відповідного електрообладнання на окремі резервні лінії живлення для збереження електропостачання цього електрообладнання у разі виникнення дефіциту потужності в об'єднаній енергосистемі:

1.3. Вимоги до розрахункового обліку електричної енергії: __________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
             (рекомендований тип засобів обліку електричної енергії, місце встановлення)

1.4. Вимоги до компенсації реактивної потужності: ________________________________
___________________________________________________________________________

1.5. Вимоги до ізоляції, захисту від перенапруги:__________________________________
___________________________________________________________________________

1.6. Вимоги до електропостачання приладів та пристроїв, які використовуються для будівництва та реконструкції об'єктів електромереж:_______________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

Додаткові технічні умови приєднання будівельних струмоприймачів (у разі необхідності):__
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

1.7. Рекомендації щодо використання типових проєктів електрозабезпечення електроустановок:____________________________________________________________
___________________________________________________________________________

1.8. Рекомендації щодо регулювання добового графіка навантаження:_________________
___________________________________________________________________________

2. Додаткові вимоги та умови:__________________________________________________

2.1. Установлення засобів вимірювальної техніки для контролю якості електричної енергії (заповнюється за згодою Замовника):___________________________________________
___________________________________________________________________________

2.2. Вимоги до автоматичного частотного розвантаження (АЧР), системної протиаварійної автоматики (СПА):___________________________________________________________

2.3. Вимоги до релейного захисту й автоматики, компенсації струмів однофазного замикання в мережах з ізольованою нейтраллю тощо:_____________________________
___________________________________________________________________________

2.4. Вимоги до телемеханіки та зв'язку:___________________________________________

2.5. Специфічні вимоги щодо живлення електроустановок Замовника, які стосуються резервного живлення, допустимості паралельної роботи елементів електричної мережі:__
___________________________________________________________________________

2. Вимоги до електроустановок ОСП

1. Для одержання потужності в точці приєднання проєктна документація від точки забезпечення потужності до точки приєднання має передбачати: ___________________
___________________________________________________________________________

1.1. Вимоги до електромереж основного та резервного живлення:___________________
___________________________________________________________________________

1.2. Вимоги до релейного захисту й автоматики, компенсації струмів однофазного замикання в мережах з ізольованою нейтраллю тощо:_____________________________
___________________________________________________________________________

1.3. Вимоги до телемеханіки та зв'язку:____________________________________________

1.4. Вимоги до ізоляції, захисту від перенапруги:___________________________________

1.5. Вимоги до кошторисної частини проекту:______________________________________

1.6. Вимоги до оформлення проєктно-кошторисної документації:_____________________

2. До початку будівництва проєкт погодити з______________________________________

Технічний керівник (ОСП)
___________________________________________________________________________

Вик. інженер __________________________ Тел. ________________________________

3. Технічна характеристика ділянки електричної мережі наведена на схемі, що додається:

Виконавець послуг:	Замовник:
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
Тел.: __________________	Тел.: __________________
М. П. (за наявності)	М. П. (за наявності)
______________________________                   (підпис, П. І. Б.)	______________________________                   (підпис, П. І. Б.)
_______________ 20__ року	_______________ 20__ року

 

Додаток 4 (тип В)
до Кодексу системи передачі

ТЕХНІЧНІ УМОВИВИ
на приєднання електроустановок, призначених для зберігання енергії, до системи передачі (типова форма)

Додаток__________________
до договору про приєднання
до електричних мереж
від «_______ »20_______ року
№_______________________

Дата видачі «___ »20_______________ року

___________________________________________________________________________
           (назва об'єкта та повне найменування/прізвище, ім'я, по батькові Замовника)а)

1. Місце розташування об'єкта Замовника________________________________________

Функціональне призначення об'єкта_____________________________________________

Прогнозований рік уведення об'єкта в експлуатацію ________________________________

2. Існуюча дозволена (приєднана) потужність згідно з договором споживача про надання послуг з розподілу (передачі) електричної енергії _______ кВт:

I категорія                                                                ______ кВт:

II категорія                                                               ______ кВт:

III категорія                                                              ______ кВт:

3. Величина максимальної розрахункової (прогнозованої) потужності з урахуванням існуючої дозволеної (приєднаної) потужності ________ кВт:

I категорія                                                                ______ кВт:

II категорія                                                               ______ кВт:

III категорія                                                              ______ кВт:

Графік уведення потужностей за роками:

Рік введення потужності	Величина максимальної розрахункової (прогнозованої) потужності з урахуванням існуючої дозволеної (приєднаної) потужності, кВт	Категорія надійності електропостачання
		I	II	III

4. Джерело електропостачання ________________________________________________
                                                    (диспетчерська назва лінії електропередачі, підстанції)
номер______________________________________________________________________
                                                                                    (опори, комірки)

5. Точка забезпечення потужності _______________________________________________,
                                               (диспетчерська назва лінії електропередачі, підстанції)
номер______________________________________________________________________
                                                                             (опори, комірки)

6. Точка приєднання _________________________________________________________,
                                       (диспетчерська назва лінії електропередачі, підстанції)

7. Розрахункове значення струму короткого замикання в точці приєднання електроустановки Замовника або вихідні дані для його розрахунку: __________________А.

8. Прогнозовані межі балансової належності та експлуатаційної відповідальності встановлюються в точці приєднання електроустановки.

1. Вимоги до електроустановок Замовника

1. Для одержання потужності на об'єкті Замовника від точки приєднання до об'єкта Замовника необхідно виконати:

1.1. Вимоги до електричних мереж основного живлення:___________________________
_________________________________________________________________________

1.2. Вимоги до електричних мереж резервного живлення, у тому числі виділення відповідного електрообладнання на окремі резервні лінії живлення для збереження електропостачання цього електрообладнання у разі виникнення дефіциту потужності в об'єднаній енергосистемі: ___________________________________________________
_________________________________________________________________________

1.3. Вимоги до розрахункового обліку електричної енергії:_________________________
_________________________________________________________________________
         (рекомендований тип засобів обліку електричної енергії, місце встановлення)

1.4. Вимоги до компенсації реактивної потужності:________________________________
_________________________________________________________________________

1.5. Вимоги до ізоляції, захисту від перенапруги:__________________________________
_________________________________________________________________________

1.6. Вимоги до електропостачання приладів та пристроїв, які використовуються для будівництва та реконструкції об'єктів електромереж:______________________________
_________________________________________________________________________

Додаткові технічні умови приєднання будівельних струмоприймачів (у разі необхідності):_
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________

1.7. Рекомендації щодо використання типових проєктів електрозабезпечення електроустановок:_________________________________________________________
_________________________________________________________________________

1.8. Рекомендації щодо регулювання добового графіка навантаження:_______________
_________________________________________________________________________

2. Додаткові вимоги та умови:_________________________________________________

2.1. Установлення засобів вимірювальної техніки для контролю якості електричної енергії (заповнюється за згодою Замовника):___________________________________________
_________________________________________________________________________

2.2. Вимоги до автоматичного частотного розвантаження (АЧР), системної протиаварійної автоматики (СПА):____________________________________________________________
_________________________________________________________________________

2.3. Вимоги до релейного захисту й автоматики, компенсації струмів однофазного замикання в мережах з ізольованою нейтраллю тощо:____________________________
_________________________________________________________________________

2.4. Вимоги до телемеханіки та зв'язку:________________________________________

2.5. Специфічні вимоги щодо живлення електроустановок Замовника, які стосуються резервного живлення, допустимості паралельної роботи елементів електричної мережі:__
_________________________________________________________________________

2. Вимоги до електроустановок ОСП

1. Для одержання потужності в точці приєднання проєктна документація від точки забезпечення потужності до точки приєднання має передбачати: ____________________
_________________________________________________________________________

1.1. Вимоги до електромереж основного та резервного живлення:___________________
_________________________________________________________________________

1.2. Вимоги до релейного захисту й автоматики, компенсації струмів однофазного замикання в мережах з ізольованою нейтраллю тощо:______________________________
_________________________________________________________________________

1.3. Вимоги до телемеханіки та зв'язку:_________________________________________

1.4. Вимоги до ізоляції, захисту від перенапруги:_________________________________

1.5. Вимоги до кошторисної частини проєкту:_____________________________________

1.6. Вимоги до оформлення проєктно-кошторисної документації: _____________________

2. До початку будівництва проєкт погодити з_____________________________________

Технічний керівник (ОСП)
_________________________________________________________________________

Вик. інженер _____________________ Тел. _____________________________

3. Технічна характеристика ділянки електричної мережі наведена на схемі, що додається:
_________________________________________________________________________

Виконавець послуг:	Замовник:
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
________________________________	________________________________
Тел.: __________________	Тел.: __________________
М. П. (за наявності)	М. П. (за наявності)
______________________________                   (підпис, П. І. Б.)	______________________________                   (підпис, П. І. Б.)
_______________ 20__ року	_______________ 20__ року

 

Додаток 5
до Кодексу системи передачі

ТИПОВИЙ ДОГОВІР
про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

№ _______________

м. _________________                                                            «___» ____________ 20_ _ року
       (місце укладання)

ПРИВАТНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА ЕНЕРГЕТИЧНА КОМПАНІЯ «УКРЕНЕРГО», далі - оператор системи передачі (ОСП), Виконавець, який діє на підставі _________ та ліцензії __________ від _________ № ___________ , енергетичний ідентифікаційний код (EIC) № _________, в особі ___________, який діє на підставі __________ та __________, який діє на підставі _______________ та відповідної ліцензії (за наявності) від _______ № __________ , енергетичний ідентифікаційний код (EIC) № _______, далі - Користувач, в особі ____________, який діє на підставі _____________, далі - Сторони, уклали цей Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (далі - Договір).

1. Предмет Договору

1.1. Цей Договір регулює оперативно-технологічні відносини під час взаємодії Сторін в умовах паралельної роботи у складі об’єднаної енергетичної системи (ОЕС) України.

За цим Договором ОСП зобов'язується надавати послугу з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління, а саме управління режимами роботи ОЕС України з виробництва, передачі, забезпечення планових перетоків електричної енергії по міждержавних лініях зв’язку ОЕС України з енергосистемами суміжних країн, розподілу та споживання електричної енергії для забезпечення здатності енергосистеми задовольняти сумарний попит на електричну енергію та потужність у кожний момент часу з дотриманням вимог енергетичної, техногенної та екологічної безпеки (далі - Послуга).

1.2. Користувач зобов'язується здійснювати оплату за надану Послугу відповідно до умов цього Договору.

1.3. Під час виконання вимог цього Договору, а також вирішення питань, що не обумовлені цим Договором, Сторони зобов’язуються керуватися чинним законодавством України, зокрема Законом України «Про ринок електричної енергії», Правилами ринку, Кодексом системи передачі, Кодексом комерційного обліку та іншими нормативно-правовими актами, що забезпечують функціонування ринку електричної енергії України та ОЕС України.

1.4. Договір встановлює обов’язки та права Сторін у процесі оперативного планування, експлуатації обладнання, диспетчерського управління та балансування енергосистеми в реальному часі та її захисту в надзвичайних ситуаціях, а також формування, обробки, передачі та відображення даних під час регламентованого обміну інформацією.

2. Ціна Договору та умови оплати

2.1. Ціна цього Договору визначається як сума нарахованої вартості послуг за сукупністю розрахункових періодів наростаючим підсумком протягом календарного року.

2.2. Оплата послуг здійснюється за тарифом, який встановлюється Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (Регулятором), відповідно до затвердженої нею методики та оприлюднюється ОСП на своєму офіційному вебсайті https://ua.energy/. Тариф застосовується з дня набрання чинності постановою, якою встановлено тариф, якщо більш пізній строк не визначено такою постановою.

2.3. Обсяг наданої Послуги визначається відповідно до розділу ХІ Кодексу системи передачі.

2.4. Вартість Послуги за розрахунковий період визначається як добуток обсягу наданої Послуги на значення тарифу, що діє у визначений розрахунковий період. На вартість Послуги нараховується податок на додану вартість відповідно до законодавства України.

2.5. Розрахунок за надану Послугу здійснюється на умовах часткової попередньої оплати вартості Послуги за поточний розрахунковий період згідно із нижчезазначеною системою платежів і розрахунків:

до_ числа розрахункового місяця -____ % вартості Послуги;

до_ числа розрахункового місяця -____ % вартості Послуги;

до останнього банківського дня календарного місяця -___ % вартості Послуги.

2.6. Плановий обсяг Послуги на розрахунковий період визначається на основі наданих користувачем повідомлень щодо планового обсягу Послуги на розрахунковий період.

У разі зміни планових обсягів Послуги протягом розрахункового місяця Користувач передає оператору системи передачі (ОСП), Виконавцю повідомлення про зміну обсягів Послуги. Оператор системи передачі (ОСП), Виконавець протягом 5 робочих днів після отримання такого повідомлення коригує розмір наступних планових платежів.

2.7. Користувач здійснює розрахунок з ОСП за послуги з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління до 15 числа місяця наступного за розрахунковим (включно), на підставі рахунків, актів надання Послуги, наданих Виконавцем, або самостійно сформованих в електронному вигляді за допомогою «Системи управління ринком» (далі - СУР), або отриманих за допомогою сервісу електронного документообігу (далі - Сервіс) (автоматизована система, яка забезпечує функціонування електронного документообігу), з використанням у порядку, визначеному законодавством, електронного підпису особи, уповноваженої на підписання документів в електронному вигляді.

Вартість наданої Послуги за розрахунковий період визначається до 10 числа місяця, наступного за розрахунковим (включно), на підставі даних, що надаються Адміністратором комерційного обліку (далі - АКО). Акти приймання-передачі Послуги направляються Користувачам до 12 числа місяця, наступного за розрахунковим (включно).

Коригування обсягів та вартості наданої Послуги відповідного розрахункового періоду здійснюється за уточненими даними комерційного обліку, що надаються АКО протягом 10 календарних днів з дати проведення процесу врегулювання в СУР, що здійснюється на вимогу та в терміни, передбачені Правилами ринку.

Оплату вартості Послуги, після коригування обсягів, Користувач здійснює до 15 числа місяця, наступного за місяцем, у якому отримано акт коригування до акта надання Послуги (включно).

Акти надання Послуги та акти коригування до актів надання Послуги у відповідному розрахунковому періоді Виконавець направляє Користувачу в електронній формі з використанням електронного підпису (із застосуванням Сервісу) або надає Користувачу два примірники в паперовому вигляді, підписані власноручним підписом зі своєї сторони.

2.8. Користувач здійснює підписання актів надання Послуги відповідного розрахункового періоду протягом трьох робочих днів з дня їх отримання Користувачем та повертає Виконавцю.

2.9. За відсутності заборгованості надлишок коштів, що надійшли протягом розрахункового періоду, зараховується в рахунок оплати наступного розрахункового періоду. За наявності заборгованості кошти зараховуються першочергово в оплату заборгованості минулих періодів з найдавнішим терміном її виникнення. При повній сплаті заборгованості минулих періодів надлишок коштів зараховується в оплату штрафних санкцій, за наявності згоди Користувача.

2.10. Оплата вартості нарахованих штрафних санкцій та/або пені здійснюється на поточний рахунок ОСП, що зазначається в рахунку до сплати. За дату оплати рахунку приймається дата зарахування коштів на поточний рахунок ОСП.

3. Права та обов’язки сторін

3.1. Обов’язки оператора системи передачі (ОСП), Виконавця:

3.1.1. Своєчасно та професійно надавати Послугу.

3.1.2. Здійснювати оперативно-технологічне управління режимом роботи об’єктів диспетчеризації у складі ОЕС України в реальному часі відповідно до структури диспетчерського управління відповідно до вимог Кодексу системи передачі, інших нормативно-технічних документів та вимог технічної документації заводів-виробників.

3.1.3. Здійснювати диспетчерське управління шляхом надання оперативних команд та/або розпоряджень, у тому числі із застосуванням засобів дистанційного управління.

3.1.4. Надавати дані Користувачу згідно з вимогами Кодексу системи передачі, зокрема дані згідно з главою 6 розділу Х.

3.1.5. Попереджувати та сприяти ліквідації технологічних порушень роботи об’єктів електроенергетики у складі ОЕС України.

3.1.6. Проводити оперативні перемикання в електричних установках об’єктів диспетчеризації, на обладнанні, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні оператора системи передачі (ОСП), Виконавця.

3.1.7. Розробляти та узгоджувати із Користувачем перелік електротехнічного обладнання, турбогенераторів, котлів, основного та допоміжного обладнання енергоблоків (включно з системами управління та регулювання) тощо, зупинка (вимкнення) якого знижує наявну потужність електростанцій, перелік енергоблоків (генераторів), підключених до автоматики регулювання перетоків активної потужності, автоматики виділення блоків на власні потреби, об’єктів диспетчеризації, які знаходяться в оперативному управлінні чи віданні оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, який є додатком до цього Договору.

3.1.8. Здійснювати обмін інформацією у відповідності з вимогами щодо планування, координації виведення з роботи обладнання та планування введення в роботу обладнання, передбаченими Кодексом системи передачі.

3.1.9. Здійснювати річне, сезонне, місячне, тижневе, добове прогнозування споживання та виробництва електричної енергії в ОЕС України з метою планування забезпечення балансової надійності енергосистеми та забезпечення планового виведення з роботи (введення в роботу) обладнання.

3.1.10. Визначати прогнозовані, річні, квартальні, місячні обсяги виробництва електроенергії і потужності на годину максимального навантаження на електростанціях.

3.1.11. Розробляти та доводити до відома Користувача комплект необхідних інструкцій і положень щодо оперативно-диспетчерського управління роботою об’єктів диспетчеризації Користувачів у складі ОЕС України і забезпечувати їх своєчасний перегляд та коригування.

3.1.12. Повідомляти Користувача про аварійне вимкнення повітряних ліній та обладнання підстанцій основної мережі ОЕС України та надавати оперативні команди та/або розпорядження знизити генеруючу потужність електростанції (з метою врегулювання системних обмежень в ОЕС України).

3.1.13. Зберігати та не розголошувати службову та комерційну таємницю, а також іншу конфіденційну інформацію, що стала йому відома під час виконання обов’язків за цим Договором.

3.1.14. При виникненні обставин, що перешкоджають належному виконанню своїх зобов’язань згідно з цим Договором, терміново повідомляти про це Користувача.

3.1.15. Складати та передавати Користувачу акти про надання Послуг.

3.1.16. Здійснювати розрахунки за надані Послуги.

3.2. Обов'язки Користувача:

3.2.1. Своєчасно та в повному обсязі здійснювати розрахунки за цим Договором.

3.2.2. Підтримувати в належному стані технічні та технологічні системи експлуатації своїх електроустановок, а також структуру управління цими системами відповідно до вимог Кодексу системи передачі, інших нормативно-технічних документів та вимог технічної документації заводів-виробників.

3.2.3. Забезпечити наявність обладнання зв’язку для передачі в режимі реального часу з належним захистом таких сигналів:

від генеруючого об'єкта до диспетчерських пунктів оператора системи передачі (ОСП), Виконавця:

сигнал індикації стану нормованого первинного регулювання частоти FSM (ув./вимк.);

планова активна потужність (за графіком);

фактичне значення активної потужності;

фактичні завдання по активній потужності для відповідного відхилення частоти;

статизм і зона нечутливості;

_______________________
_______________________ ;

від Оператора системи розподілу інформації, пов'язаної з областю спостереження, включаючи:

фактичну топологію підстанції;

активну і реактивну потужність через комірку лінії;

активну і реактивну потужність через комірку трансформатора;

вливання активної і реактивної потужності через комірку генеруючого об'єкта;

положення відгалужень трансформаторів, приєднаних до передавальної мережі;

напругу на системах шин;

реактивну потужність через комірки реакторів і конденсаторів;

сукупне вироблення в області спостереження з розподілом за джерелами первинної енергії;

сукупне споживання в області спостереження;

від кожного об'єкта енергоспоживання, який знаходиться в оперативному підпорядкуванні оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, такої інформації:

активну й реактивну потужність у точці приєднання;

мінімальну і максимальну потужність, у діапазоні яких може здійснюватися регулювання споживання.

Від УЗЕ до диспетчерських пунктів оператора системи передачі (ОСП), Виконавця інформація передається в режимі реального часу в залежності від типу УЗЕ в обсязі, визначеному главою 6 розділу ІІІ Кодексу системи передачі та додатками 8 та 9 до КСП.

3.2.4. Повертати оператору системи передачі (ОСП), Виконавцю підписані зі свого боку акти про надання Послуг.

3.2.5. Невідкладно виконувати розпорядження оперативного персоналу оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, якщо вони не становлять загрози для життя людей, обладнання та не можуть призвести до втрати живлення власних потреб об’єкта електроенергетики.

3.2.6. Підтверджувати виконання оперативних команд та/або розпоряджень після їх виконання.

3.2.7. Невідкладно повідомляти оперативний персонал оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, якщо отримані розпорядження суперечать вимогам технологічного регламенту експлуатації обладнання електростанції.

3.2.8. Робити обґрунтовані заперечення, якщо розпорядження оператора системи передачі (ОСП), Виконавця розтлумачене як помилкове, із поясненням причин відмови і відображенням запису в оперативному журналі, але у випадку підтвердження розпорядження оператора системи передачі (ОСП), Виконавця - виконати його.

3.2.9. Діяти відповідно до вимог чинних інструкцій та положень, оформлених та доведених оператором системи передачі (ОСП), Виконавцем відповідно до вимог цього Договору.

3.2.10. Узгоджувати дії з оперативного управління обладнанням, яке знаходиться в оперативному віданні іншого суб’єкта та/або оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, з персоналом цього суб’єкта та/або оператором системи передачі (ОСП), Виконавцем.

3.2.11. Невідкладно повідомляти оператора системи передачі (ОСП), Виконавця у разі виникнення:

на електростанції ситуації, яка вимагає розвантаження чи зупинки енергоблоків електростанції;

на інших об’єктах електроенергетики Користувача ситуації, яка вимагає відключення чи значного зниження споживання.

3.2.12. Попередньо узгоджувати з оператором системи передачі (ОСП), Виконавцем розпорядження керівників Користувача з питань, що стосуються експлуатації об'єктів диспетчеризації, засобів обліку електричної енергії та іншого обладнання, яке знаходиться в оперативному управлінні або віданні оператора системи передачі (ОСП), Виконавця.

3.2.13. Невідкладно повідомляти оператора системи передачі (ОСП), Виконавця про вимкнення повітряних ліній та обладнання, спрацювання релейного захисту, лінійної автоматики та протиаварійної автоматики, параметри аварійного режиму для визначення місць пошкодження на повітряних лініях, порушення нормальної роботи обладнання та пристроїв, які знаходяться в оперативному управлінні чи віданні оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, а також про порушення режиму роботи основного і допоміжного генеруючого обладнання електростанції, які призвели або можуть призвести до зниження її навантаження або порушення вимог безпечної експлуатації обладнання.

3.2.14. Повідомити оператора системи передачі (ОСП), Виконавця про факт настання технологічного порушення у термін ___________, але не пізніше доби після виявлення такого порушення та залучати до участі у двосторонній комісії з розслідування.

3.2.15. Мати відповідну структуру диспетчерського управління та перелік обладнання з його розподілом за формами оперативної підпорядкованості.

3.2.16. З урахуванням переліку, отриманого від оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, згідно з підпунктом 3.1.8 затверджувати перелік електротехнічного обладнання із доповненнями. Здійснювати обмін інформацією відповідно до Порядку планування зміни стану обладнання системи передачі та Користувачів, Порядку координації виведення з роботи обладнання та Порядку введення в роботу обладнання, передбачених главами 2, 3 та 4 розділу VI Кодексу системи передачі відповідно.

3.2.17. Надавати на погодження оператору системи передачі (ОСП), Виконавцю нормальні схеми з'єднань обладнання об’єктів електроенергетики (електричних станцій, електричних підстанцій, електричних мереж) Користувача щороку станом на 01 січня в термін до 15 січня поточного року, а також після виконання реконструкції чи модернізації об’єктів електроенергетики до введення їх в експлуатацію.

3.2.18. Надавати постійні дані та дані, що надаються на періодичній основі оператору системи передачі (ОСП), Виконавцю згідно з вимогами Кодексу системи передачі.

3.2.19. Надавати оператору системи передачі (ОСП), Виконавцю свої прогнози

споживання та виробництва електричної енергії згідно з вимогами Кодексу системи передачі.

3.2.20. Забезпечити підготовку експлуатаційного та оперативного персоналу електростанції, з якими взаємодіє оператор системи передачі (ОСП), Виконавець, відповідно до вимог Кодексу системи передачі.

3.2.21. У частині планування та ведення режиму роботи електростанцій:

забезпечити виконання заходів, необхідних для надійної паралельної роботи своїх електричних станцій у складі ОЕС України;

забезпечити надання інформації, необхідної для ведення режимів ОЕС України в осінньо-зимовий та весняно-літній періоди;

забезпечити електростанції паливом у кількості, необхідній для виробництва електроенергії у прогнозованих та затверджених обсягах.

3.2.22. Здійснювати технічне обслуговування обладнання та апаратури, які знаходяться в оперативному управлінні чи віданні оператора системи передачі (ОСП), Виконавця.

3.2.23. Створити необхідні умови для реалізації оператором системи передачі (ОСП), Виконавцем своїх обов’язків за цим Договором.

3.2.24. Відшкодовувати витрати оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, пов’язані з виконанням ним своїх обов’язків за цим Договором.

3.2.25. На запит оператора системи передачі (ОСП), Виконавця надавати дані для визначення пропускної спроможності як фактичні, так і планові, а також дані з оцінювання безпеки постачання, у тому числі і дані комерційного характеру.

3.2.26. Забезпечити відповідність електроустановок об’єктів вимогам Кодексу системи передачі упродовж усього терміну експлуатації об’єкта.

3.3. Права оператора системи передачі (ОСП), Виконавця:

3.3.1. Брати участь у розслідуванні технологічних порушень на будь-якій електроустановці об’єкта електроенергетики ОЕС України, якщо це технологічне порушення призвело до порушення нормальної експлуатації цього об’єкта, економічних втрат або невиконання договірних зобов’язань, у тому числі перед третьою стороною.

3.3.2. Своєчасно та в повному обсязі отримувати плату за надану Послугу.

3.3.3. Самостійно розраховувати планові обсяги Послуги на підставі обсягу наданої Послуги у попередньому розрахунковому періоді у разі ненадання у встановлені терміни повідомлень щодо планових обсягів Користувачем.

3.3.4. Обмежувати або припиняти надання Послуги у випадках, передбачених цим Договором.

3.3.5. Вимагати від Користувача дотримання на належному рівні показників якості електроенергії на межі балансової належності електромереж та експлуатаційної відповідальності Сторін.

3.3.6. Звертатися до Користувача із запитом про надання додаткової інформації, необхідної для визначення пропускної спроможності у відповідному напрямку та у відповідний період часу.

3.3.7. Доповнювати та уточнювати перелік постійних даних, необхідних для складання перспективних планів.

3.3.8. Указувати вимоги для обладнання щодо забезпечення дистанційного керування відповідним вхідним портом, регулювання вихідної активної потужності.

3.3.9. Установлювати параметри апаратури реєстрації аварійних подій, зокрема критерії запуску і частоту дискретизації.

3.3.10. Висунути вимоги щодо необхідності встановлення додаткових пристроїв на генеруючому об’єкті з метою попередження аварійних ситуацій в енергосистемі.

3.3.11. Вимагати підтвердження відповідності електроустановок Користувача вимогам Кодексу системи передачі шляхом проведення випробувань та/або моделювання відповідності.

3.3.12. Визначати перелік посад та встановлювати кваліфікаційні вимоги до працівників, задіяних у системі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України середнього та нижчого рівня, щодо яких ним погоджуються програми підготовки до самостійної роботи, а також брати участь у перевірці знань цих працівників у складі комісій, створених відповідно до положень Кодексу системи передачі.

3.4. Права Користувача:

3.4.1. Отримати відшкодування збитків за надання Послуг, якщо внаслідок рішення оператора системи передачі (ОСП), Виконавця щодо зміни графіка виведення з роботи обладнання та за відсутності відповідних письмових пояснень буде завдано будь-яких збитків.

3.4.2. Звертатися у встановленому законодавством України порядку до відповідних центральних органів виконавчої влади, центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику з нагляду (контролю) у сфері електроенергетики, та Регулятора щодо неналежної експлуатації електроустановок, вирішення спірних питань, у тому числі пов’язаних з технологічними порушеннями на об’єкті електроенергетики, яким володіє та/або експлуатує інша сторона.

4. Підпорядкування оперативного персоналу та його взаємодія

4.1. Суб’єкти середнього та нижчого рівнів диспетчерського управління взаємодіють між собою з оперативно-технологічних питань на підставі відповідного положення, узгодженого між ними.

4.2. Взаємодія між оперативним персоналом Сторін відповідно до його оперативної підпорядкованості регулюється Кодексом системи передачі та цим Договором.

4.3. Оперативні команди та/або розпорядження надаються черговим диспетчером оператора системи передачі (ОСП), Виконавця підпорядкованому персоналу щодо виконання конкретних дій з управління технологічними режимами роботи об’єктів ОЕС України та оперативним станом обладнання об’єктів.

4.4. Оперативні команди та/або розпорядження віддаються диспетчером оперативному персоналу об’єкта управління безпосередньо за ієрархічною структурою диспетчерського управління. Дії з оперативного управління обладнанням, яке знаходиться в оперативному віданні іншого суб’єкта, мають бути попередньо узгоджені з персоналом цього суб’єкта.

4.5. Диспетчерські пункти мають бути обладнані спеціалізованим розподільним щитом диспетчерського зв’язку для голосового обміну даними під час управління в режимі реального часу.

4.6. У разі відсутності зв’язку оперативна команда та/або розпорядження передається через будь-якого суб’єкта, включеного до системи диспетчерського управління.

4.7. Голосовий зв’язок між оперативним персоналом оператора системи передачі (ОСП), Виконавця та Користувача має постійно записуватися з обох Сторін. Ці записи архівуються та зберігаються Сторонами впродовж 3 років.

4.8. Технічні вимоги до комунікаційної інфраструктури, яку використовують усі причетні сторони для потреб оперативно-технологічного управління в реальному часі, визначаються оператором системи передачі (ОСП), Виконавцем.

5. Порядок утворення, скликання та роботи комісії з розслідування технологічних порушень

5.1. Факт технологічного порушення має право зафіксувати кожна зі Сторін цього Договору.

5.2. Порушення фіксується шляхом складання акта технологічного порушення у вільній формі. Актом визначається дата, час та місце технологічного порушення, вид технологічного порушення, опис обставин, за яких таке порушення відбулося, опис наслідків технологічного порушення із зазначенням завданої шкоди, перелік учасників та свідків такого порушення. Додатково може вказуватися інша інформація, яка може бути корисна у розслідуванні. При складанні такого акта здійснюється фотофіксація, відзнятий матеріал є невід’ємною частиною акта.

5.3. Розслідування технологічних порушень на об’єктах Користувача здійснюється комісією Користувача. Комісія скликається протягом 1 робочого дня. Членів комісії призначає голова. Головою комісії є головний диспетчер Користувача.

5.4. Голова включає до складу двосторонньої комісії представників оператора системи передачі (ОСП), Виконавця. Повідомлення про долучення до складу комісії разом із програмою проведення розслідування направляється факсограмою або електронною поштою на адресу оператора системи передачі (ОСП), Виконавця.

5.5. Користувач організовує роботу з розслідування за програмою, що погоджується оператором системи передачі (ОСП), Виконавцем.

5.6. Робота з розслідування технологічних порушень полягає у виявленні причин, обставин, що спричинили таке порушення, вжиття заходів щодо усунення технологічного порушення та унеможливлення виникнення його у майбутньому.

5.7. За рішенням голови комісії здійснюється притягнення до відповідальності винних осіб.

5.8. Комісія розробляє заходи щодо недопущення в майбутньому подібних технологічних порушень.

6. Відповідальність Сторін та вирішення спорів

6.1. За внесення платежів, передбачених главою 2 цього Договору, з порушенням термінів Користувач сплачує Виконавцю пеню в розмірі 0,1 % від суми боргу за кожен день прострочення платежу, але не більше подвійної облікової ставки Національного банку України. Оплата пені здійснюється за окремим рахунком.

6.2. Сторони несуть відповідальність за достовірність даних, що надаються.

6.3. Відповідальність за технічну експлуатацію об’єктів несе та Сторона, у власності та/або користуванні якої перебуває цей об’єкт.

6.4. Відповідальність за шкоду будь-якій Стороні, завдану внаслідок неналежної експлуатації чи технічного стану обладнання або технологічного порушення на об’єкті, несе Сторона, у власності та/або користуванні якої перебуває цей об’єкт.

6.5. Сторони не несуть відповідальності одна перед одною у разі неналежної експлуатації чи технічного стану обладнання або технологічного порушення на об’єкті суб’єкта господарювання, який не є стороною цього Договору.

6.6. Сторони є власниками комунікаційної інфраструктури, що використовується для потреб диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України в реальному часі, і несуть відповідальність за експлуатацію, технічне обслуговування та модернізацію її засобів.

6.7. Оператор системи передачі (ОСП), Виконавець несе відповідальність за розроблення та оновлення інструкцій щодо вимог до передачі оперативної інформації в реальному часі.

6.8. У випадку порушення своїх зобов’язань за цим Договором Сторони несуть відповідальність, визначену цим Договором та чинним законодавством. Порушенням зобов’язання є його невиконання або неналежне виконання, тобто виконання з порушенням умов, визначених змістом зобов’язання.

6.9. Сторони не несуть відповідальність за порушення своїх зобов’язань за цим Договором, якщо воно сталося не з їх вини. Сторона вважається невинуватою, якщо вона доведе, що вжила всіх залежних від неї заходів для належного виконання зобов’язання.

6.10. За необгрунтовану відмову від виконання своїх зобов’язань винна Сторона сплачує іншій Стороні штраф у розмірі 3 % від вартості послуг розрахункового періоду, у якому зафіксовано невиконання такого зобов’язання. Сплата штрафних санкцій за відмову від виконання своїх зобов’язань не звільняє Сторони від виконання зобов’язання в натурі, крім випадку, коли управнена Сторона відмовилася від прийняття виконання зобов’язання.

7. Форс-мажор

7.1. Сторони звільняються від відповідальності за часткове чи повне невиконання або неналежне виконання зобов’язань за цим Договором, якщо вони є наслідком непереборної сили (пожежі, повені, землетрусу, стихійного лиха, воєнних дій та інших обставин непереборної сили), якщо ці обставини безпосередньо вплинули на виконання цього Договору.

7.2. Якщо форс-мажор продовжується більше шести місяців, то кожна зі Сторін має право відмовитися від подальшого виконання зобов’язань за цим Договором, і в цьому випадку цей Договір вважається припиненим у випадку досягнення Сторонами згоди про правові наслідки по всіх умовах цього Договору.

7.3. Сторона, яка не може виконати зобов’язання за цим Договором, повинна письмово не пізніше 5 днів з дня настання форс-мажорних обставин повідомити про це іншу Сторону.

7.4. Наявність форс-мажору має бути підтверджена документами уповноваженого органу України.

7.5. Неповідомлення або несвоєчасне повідомлення про настання чи припинення форс-мажору позбавляє Сторону права на них посилатися.

8. Інші умови

8.1. У разі закінчення терміну дії кваліфікованого сертифіката відкритого ключа Сторони зобов’язані врегулювати це питання протягом 10 робочих днів з дня виникнення таких обставин.

8.2. Виробники, які мають у власності та/або експлуатують енергогенеруюче обладнання встановленою потужністю понад 200 МВт включно, мають зберігати впродовж п’яти років інформацію, необхідну для перевірки оперативно-диспетчерських рішень та поведінки під час подання заявок (пропозицій) на ринку «на добу наперед», внутрішньодобовому ринку, балансуючому ринку, ринку допоміжних послуг та при розподілі пропускної спроможності, яка включає, зокрема, погодинні дані по кожній електростанції щодо доступних генеруючих потужностей та обов’язкових резервів, включаючи постанційний розподіл таких резервів на момент подачі заявок/пропозицій, та фактичні дані.

8.3. Сторони погоджуються підтримувати конфіденційність будь-якої інформації, що стосується обох Сторін, і яку було визнано конфіденційною.

8.4. Сторони зобов'язані старанно зберігати конфіденційну інформацію. Конфіденційні зобов'язання продовжуються після того, як цей Договір припиняє свою дію, й доти, доки конфіденційна інформація має значення для Сторін.

8.5. Конфіденційні зобов'язання залишаються чинними протягом 10 років, якщо інше не погоджено в письмовій формі Сторонами або якщо інше не передбачено законодавством.

8.6. Конфіденційні зобов'язання не перешкоджають Сторонам передавати або розкривати конфіденційну інформацію, якщо одна зі Сторін зобов'язана зробити це відповідно до закону, наказу, припису, постанови або доручення органів влади, суду.

8.7. Сторони погоджуються з тим, що до цього Договору у разі необхідності можуть бути внесені зміни та доповнення за взаємною згодою.

8.8. У разі необхідності внесення змін до цього Договору (у тому числі у випадку ухвалення рішення про реорганізацію та/або ліквідацію підприємства, банкрутство, про внесення змін до установчих документів щодо найменування і місця знаходження підприємства, про зміну банківських реквізитів, інших даних, що впливають на належне виконання передбачених цим Договором зобов'язань) вони мають бути оформлені у вигляді додаткової угоди за підписами уповноважених осіб Сторін.

8.9. У разі внесення змін або скасування нормативно-правових актів, що регулюють відносини, пов'язані з наданням Послуги, Сторони вносять до цього Договору відповідні зміни, які необхідні для усунення протиріч.

9. Відключення, обмеження, припинення живлення

9.1. Сторони інформують одна одну якомога швидше щодо порушень, які впливають на роботу системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та системи передачі, і вживають негайних заходів з локалізації порушення та усунення небезпеки для обслуговуючого персоналу та обладнання, що не задіяне в порушенні.

9.2. Оператор системи передачі (ОСП), Виконавець має право відключити електрообладнання Користувача від системи передачі:

1) з метою запобігання порушенням режиму роботи об’єднаної енергетичної системи України або її окремих частин, забезпечення надійної та безпечної роботи об’єктів електроенергетики з виробництва, передачі і постачання електричної енергії;

2) для запобігання порушень та розвитку аварій у системі передачі, пожежі, створення загрози життю людей, при видачі помилки або відмови оперативно-інформаційних комплексів Користувача, які порушують управління режимом роботи ОЕС України і корекція яких значно затримується;

3) після закінчення терміну дії або у разі розірвання цього Договору.

9.3. Оператор системи передачі (ОСП), Виконавець має право застосування обмеження або припинення надання Послуги Користувачу, повідомивши його за три робочі дні про такі наміри.

9.4. Оператор системи передачі (ОСП), Виконавець має право обмежити, припинити, знизити надійність надання Послуги після повідомлення Користувача не пізніше ніж за 10 днів для проведення планових ремонтних робіт, огляду, тестування або інших аналогічних робіт у системі передачі та електроустановках оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, для приєднання нових Користувачів до системи передачі у разі відсутності резервного живлення Користувача або у разі зниження показників якості електроенергії з вини Користувача до величин, які порушують нормальне функціонування електроустановок оператора системи передачі (ОСП), Виконавця.

9.5. Порядок припинення/відновлення електроживлення Споживача визначено Кодексом системи передачі.

10. Обмін інформацією в рамках Договору

10.1. Планові обсяги Послуги Користувач зобов’язаний подавати Виконавцю до десятої доби місяця, що передує розрахунковому місяцю. Виконавець протягом 3 днів їх погоджує і повертає Користувачу.

10.2. Виконавець щокварталу оформлює акт звірки розрахунків наданої Послуги відповідно до форми, наведеної в додатку 5 до цього Договору, та надсилає його Користувачу в електронній формі з використанням електронного підпису (за допомогою Сервісу) або надає Користувачу два примірники в паперовому вигляді, підписані власноручним підписом уповноваженої особи зі своєї сторони. Користувач протягом трьох робочих днів з дня отримання акта звірки розрахунків наданої Послуги підписує його та повертає Виконавцю.

За окремим запитом Користувача може бути оформлено додатковий акт звірки розрахунків наданої Послуги.

10.3. У разі виникнення розбіжностей в акті звірки розрахунків наданої Послуги Користувач має право протягом 3 робочих днів з дня отримання такого акта направити Виконавцю свій варіант з мотивованим запереченням. Виконавець має розглянути, підписати у разі згоди та надати акт звірки розрахунків Користувачу протягом 3 робочих днів з дня його отримання.

10.4. Акти надання Послуги, акти коригування до актів надання Послуги, акти звірки розрахунків наданої Послуги, рахунки, повідомлення про планові обсяги та будь-які інші повідомлення за цим Договором повинні направлятися однією Стороною іншій за допомогою Сервісу, електронною поштою або факсимільним повідомленням, а також можуть бути підтверджені рекомендованим листом, іншим реєстрованим поштовим відправленням або доставлені кур'єром під розписку за адресою, зазначеною в цьому Договорі.

10.5. Податкові накладні отримуються Користувачем виключно в електронному вигляді у порядку, визначеному податковим законодавством.

10.6. Будь-які документи, що створюються/укладаються Сторонами під час виконання

Договору (у тому числі акт надання Послуги або акт коригування до акта наданої Послуги), можуть бути підписані Сторонами як у паперовій формі шляхом проставлення власноручного підпису уповноваженої особи на час тимчасового нефункціонування Сервісу, про що Виконавець зобов’язаний повідомити на своєму вебсайті, так і в електронній формі з використанням електронного підпису (за винятком випадків, коли використання електронного підпису прямо заборонено Законом) за допомогою Сервісу, який забезпечує юридично значимий електронний документообіг між Сторонами та знаходиться в мережі Інтернет за посиланням: https://online.ua.energy/. Один документ повинен бути підписаний обома

Сторонами в один і той самий спосіб (залежно від форми документа).

10.7. Рахунки, акти надання Послуги, акти коригування до актів надання Послуги, акти звірки розрахунків та повідомлення вважаються отриманими Стороною:

у день їх доставки кур’єром, що підтверджується квитанцією про вручення одержувачу, що підписується його уповноваженим представником;

у день особистого вручення, що підтверджується підписом уповноваженого представника одержувача та/або реєстрацією вхідної кореспонденції.

Електронний документ, який направляється Стороною на виконання Договору через Сервіс, вважається одержаним іншою Стороною з часу набуття документом статусу «Доставлено» у Сервісі.

Сторони визнають, що електронний документ, сформований, підписаний та переданий за допомогою Сервісу, є оригіналом та має повну юридичну силу, породжує права та обов’язки для Сторін, та визнається рівнозначним документом ідентичним документу, який міг би бути створений однією зі Сторін на паперовому носії та скріплений власноручними підписами уповноважених осіб.

10.8. Для забезпечення електронного документообігу Сторони зобов’язуються здійснити реєстрацію в Сервісі та дотримуватися правил та інструкції користування Сервісом, які ним передбачені.

10.9. При підписанні документів електронним підписом використовується сертифікат, виданий кваліфікованим надавачем електронних довірчих послуг, у порядку, встановленому законодавством.

10.10. Сторона підтверджує, що документи, підписані електронним підписом за допомогою Сервісу з використанням реєстраційних даних Сторони, вважаються такими, що підписані цією Стороною (уповноваженою нею особою).

11. Порядок врегулювання спорів

11.1. Усі суперечки та розбіжності, що виникають з цього Договору або у зв'язку з ним, у тому числі що стосуються його укладення, дії, виконання, змін, доповнень, припинення, Сторони вирішують шляхом переговорів, якщо інше не передбачено цим Договором.

11.2. Наявність спору, що виникає у зв’язку з цим Договором, не звільняє Сторони від виконання їх зобов’язань відповідно до умов цього Договору.

11.3. Спірні питання між Користувачем та оператором системи передачі (ОСП), Виконавцем розглядаються в межах наданих законодавством повноважень НКРЕКП, центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики та судом.

11.4. У випадках, не передбачених цим Договором, Сторони керуються чинним законодавством України.

12. Термін дії Договору

12.1. Цей Договір набирає чинності з дня його підписання і укладається на строк до _______. Договір вважається продовженим на наступний календарний рік, якщо за місяць до закінчення терміну дії Договору жодною зі Сторін не буде заявлено про припинення його дії або перегляд його умов.

12.2. Договір може бути розірвано і в інший термін за ініціативою будь-якої зі Сторін у порядку, визначеному законодавством України.

12.3. Сторони зобов'язуються письмово повідомляти про зміну реквізитів (місцезнаходження, найменування, організаційно-правової форми, банківських реквізитів тощо) не пізніше ніж через 10 днів після настання таких змін.

12.4. Цей Договір укладено у двох примірниках, які мають однакову юридичну силу, один з них зберігається в оператора системи передачі (ОСП), Виконавця, другий - у Користувача.

12.5. Цей Договір припиняє свою дію, якщо одна зі Сторін перестає бути учасником ринку електричної енергії та/або визначена згідно з Правилами ринку «Дефолтним» учасником ринку, з дати, зазначеної у заяві Сторони, що вирішила позбутися статусу учасника ринку електричної енергії добровільно та/або у разі відсутності ліцензії на проведення певного виду діяльності, та/або за рішенням Адміністратора розрахунків. В іншому випадку цей Договір припиняє свою дію з дати набрання законної сили рішенням суду про розірвання цього Договору.

12.6. Припинення/розірвання дії цього Договору не звільняє Сторони від належного виконання обов'язків, що виникли в період дії цього Договору.

13. Інші умови

13.1. Усі зміни та доповнення до цього Договору оформлюються письмово, підписуються уповноваженими особами обох Сторін.

13.2. Межа відповідальності за стан та обслуговування електроустановок визначається в додатку 3 до цього Договору.

13.3. Додатками до цього Договору є:

перелік точок комерційного обліку, зареєстрованих за Користувачем (споживачем)/перелік віртуальних точок комерційного обліку Користувача на межі з оператором системи передачі (додаток 1);

схема з'єднань обладнання об'єкта диспетчеризації та перелік електротехнічного обладнання (додаток 2);

акт розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін (додаток 3);

акт надання Послуги (додаток 4);

акт звірки розрахунків (додаток 5);

Положення про взаємодію ОСП та Виробника при диспетчерському (оперативно- технологічному) управлінні (додаток 6);

Положення про взаємодію ОСП та ОСР при диспетчерському (оперативно- технологічному) управлінні (додаток 7);

Положення про взаємодію ОСП та Споживача при диспетчерському (оперативно- технологічному) управлінні (додаток 8);

Положення про взаємодію ОСП та ОУЗЕ при диспетчерському (оперативно- технологічному) управлінні (додаток 9);

Перелік об’єктів електроенергетики виробника/ОУЗЕ (додаток 10 (виробникам/ОУЗЕ)).

14. Місцезнаходження та банківські реквізити Сторін

Оператор системи передачі (ОСП), Виконавець	Користувач
«НЕК «Укренерго»
Адреса:	Адреса:
IBAN №	IBAN №
МФО	МФО
ЄДРПОУ	ЄДРПОУ
ІПН:	ІПН:
Телефон:	Телефон:
Факс:	Факс:
Email:	Email:
Статус платника податку:	Статус платника податку:
Директор:	Директор:
М. П. (за наявності)	М. П. (за наявності)

 

Додаток 9
до Типового договору
про надання послуг з диспетчерського
(оперативно-технологічного) управління

ЗАТВЕРДЖУЮ	ЗАТВЕРДЖУЮ
Керівник ОСП	Керівник Оператора УЗЕ
_______________ /П І Б/	_______________ /П І Б/
«___» ______________ 20____ р	«___» ______________ 20____ р

ПОЛОЖЕННЯ
про взаємодію ОСП та Оператора УЗЕ при диспетчерському
(оперативно-технологічному) управлінні

1. Загальні положення

1.1. Це Положення є невід’ємною частиною до договору № _______ між ОСП та Оператором УЗЕ про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління від «______» __________ 20______ року №.

1.2. Це Положення встановлює порядок оперативно-технологічних відносин між ОСП (відповідним структурним підрозділом ОСП) та Оператором УЗЕ, який здійснює управління УЗЕ типу В, С, Д, та/або А1, А2 сумарною потужністю більше 1 МВт (далі за текстом УЗЕ) у частині диспетчерського (оперативно-технологічного) управління (ОДУ) режимами роботи УЗЕ Оператора УЗЕ, експлуатації обладнання, пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, обчислювальної техніки, перспективного розвитку. У тому числі формування, обробка, передача та відображення даних під час регламентованого обміну інформацією з ОСП.

1.3. У цьому Положенні терміни та скорочення вживаються у значеннях, наведених у Кодексі системи передачі.

1.4. Після підписання цього Положення керівниками ОСП та Оператора УЗЕ ОСП направляє його у відповідні РДЦ, а Оператор УЗЕ - власникам відповідних УЗЕ, які отримують команди через Оператора УЗЕ.

2. Організація ОДУ режимом роботи УЗЕ

2.1. Організацію ОДУ режимом роботи УЗЕ у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України), здійснюється згідно зі структурою ОДУ, визначеною ОСП відповідно до Кодексу системи передачі.

2.2. Основними принципами функціонування ОДУ режимом роботи УЗЕ у складі ОЕС України (відокремленої частини ОЕС України) є:

2.2.1. ОДУ режимом роботи УЗЕ у реальному часі здійснює зміна чергового диспетчера (ЧД) ОСП або ЧД РДЦ через оперативний персонал Оператора УЗЕ.

2.2.2. Оперативний персонал Оператора УЗЕ в оперативному відношенні підпорядкований безпосередньо ЧД ОСП або ЧД РДЦ, у зоні оперативно-диспетчерського управління якого розміщується УЗЕ (згідно зі структурою ОДУ ОЕС України).

2.2.3. ЧД ОСП або ЧД РДЦ видає оперативні команди або розпорядження оперативному персоналу Оператора УЗЕ, за допомогою засобів програмного забезпечення СУР, дистанційного управління або за телефоном. За відсутності прямих каналів зв'язку чи їх тимчасової непрацездатності ЧД ОСП або ЧД РДЦ видає команди оперативному персоналу Оператора УЗЕ через оперативний персонал інших підприємств (наприклад ОСР, до мереж яких підключено УЗЕ), у яких наявний зв'язок з оперативним персоналом Оператора УЗЕ.

2.2.4. Оперативні команди ЧД ОСП (РДЦ) оперативний персонал Оператора УЗЕ повинен виконувати невідкладно, особливо оперативні команди на зміну активної чи реактивної потужності УЗЕ - повинні виконуватись негайно, з дотриманням заявлених технічних характеристик УЗЕ.

2.2.5. Оперативний персонал Оператора УЗЕ несе повну відповідальність за виконання оперативних команд або розпоряджень ЧД ОСП або ЧД РДЦ, а ЧД ОСП або ЧД РДЦ - за їх обґрунтованість.

2.2.6. При аварійних ситуаціях в ОЕС України ЧД ОСП (РДЦ) може видати оперативну команду з грифом «аварійно» на зміну активної чи реактивної потужності безпосередньо оперативному персоналу УЗЕ з наступним повідомленням про це оперативному персоналу Оператора УЗЕ. Під грифом «аварійно» ЧД ОСП (РДЦ) надається оперативна команда на зміну активної чи реактивної потужності УЗЕ, яку необхідно виконати негайно, незалежно від поточного режиму роботи. Її подання пов'язане з ліквідацією аварійної ситуації в ОЕС України або її частини (регіону). Після ліквідації аварійної ситуації проводиться оптимізація режиму роботи УЗЕ з урахуванням післяаварійного режиму в ОЕС України або її окремої частини (регіону).

2.2.7. ЧД ОСП (РДЦ) має право, за режимом роботи регіону змінити активну чи реактивну потужність конкретної УЗЕ в порушення акцептованого ОСП добового графіка електричної енергії, з метою забезпечення меж операційної безпеки або врегулювання системних обмежень (уникнення або ліквідації аварійної ситуації) в ОЕС України або підпорядкованому регіоні з наступним повідомленням оперативному персоналу Оператора УЗЕ.

2.2.8. Якщо оперативному персоналу Оператора УЗЕ оперативна команда або розпорядження ЧД ОСП, РДЦ здається помилковою, то він зобов'язаний зробити обґрунтоване заперечення, але у випадку повторного підтвердження оперативної команди - повинен виконати її.

2.2.9. Оперативні команди або розпорядження ЧД ОСП, РДЦ, що являють загрозу для життя людей, а також оперативні команди, які можуть призвести до пошкодження обладнання, виконувати заборонено. Про свою відмову виконати таке розпорядження оперативний персонал Оператора УЗЕ зобов'язаний негайно повідомити ЧД, який віддав цю оперативну команду або розпорядження, а також доповісти своєму технічному керівнику і зробити відповідний запис в оперативному журналі.

2.2.10. У разі виникнення на УЗЕ ситуації, яка вимагає негайного розвантаження або відключення обладнання (загроза життю людей, пошкодження обладнання, відмова, аварія), воно повинно бути розвантажено або відключено оперативним персоналом згідно з вимогами інструкцій з попереднім, якщо це можливо, і обов'язковим наступним повідомленням про це оперативного персоналу вищого рівня ОДУ. Після відключення і зупинки обладнання, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП (РДЦ), оформлюється аварійна заявка із зазначенням причини і орієнтовного терміну ремонту, згідно з відповідною інструкцією ОСП.

2.2.11. Керівники об’єктів та суб’єктів УЗЕ та Оператора УЗЕ не мають права відмінити оперативні команди ЧД ОСП (РДЦ) на зміну навантаження УЗЕ або відключення в резерв.

2.2.12. Розпорядження керівників УЗЕ або Оператора УЗЕ підпорядкованому персоналу з питань, що стосуються експлуатації пристроїв РЗ і ПА, ЗДТУ, які знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД ОСП (РДЦ), потрібно попередньо узгоджувати з керівним персоналом ОСП або РДЦ згідно з переліком обладнання УЗЕ щодо способу диспетчерського управління.

2.2.13. Диспетчер РДЦ повинен повідомляти оперативний персонал Оператора УЗЕ про технологічні порушення в основній мережі відповідного регіону ОЕС України, внаслідок яких, за умови забезпечення стійкості, оперативний персонал Оператора УЗЕ повинен за командою ЧД або самостійно знизити активну потужність УЗЕ згідно з вимогами інструкцій.

2.2.14. Оперативний персонал ОСП (РДЦ) має право відключити електрообладнання УЗЕ від системи розподілу (через ЧД відповідного ОСР):

1) з метою запобігання порушенням режиму роботи ОЕС України або її окремих частин, забезпечення надійної та безпечної роботи об'єктів електроенергетики з виробництва, передачі і постачання електричної енергії;

2) для запобігання порушень та розвитку аварій у системі передачі, пожежі, створення загрози життю людей, при видачі помилки або відмови оперативно-інформаційних комплексів УЗЕ, які порушують управління режимом роботи ОЕС України, і корекція яких значно затримується.

2.2.15. При наявності та роботоспроможності програмного забезпечення СУР ЧД ОСП віддає команди на зміну навантаження УЗЕ через відповідне програмне забезпечення, згідно з вимогами Правил ринку. При відсутності справного програмного забезпечення ЧД ОСП (РДЦ) віддає команди про зміну навантаження УЗЕ оперативному персоналу Оператора УЗЕ, за допомогою телефонних каналів зв’язку.

2.3. До основних функцій ОСП належать:

контроль режиму роботи УЗЕ у складі ОЕС України;

контроль за виконанням акцептованого ОСП добового графіка електричної енергії УЗЕ;

передача оперативних команд, через оперативний персонал Оператора УЗЕ, на зміну активної та реактивної потужності УЗЕ;

щорічне подання Оператору УЗЕ станом на 01 січня списків оперативного персоналу ОСП, РДЦ, який має право надавати оперативні команди на зміну режиму роботи УЗЕ, вести оперативні переговори, приймати та передавати інформацію статистичного характеру відповідно до інструкцій, а також своєчасне повідомлення про всі зміни у складі цього персоналу;

проведення роботи з оперативним персоналом Оператора УЗЕ відповідно до чинних нормативних документів;

перевірка стану ОДУ Оператора УЗЕ щодо забезпечення сталості і надійності роботи ОЕС України.

2.4. До основних функцій Оператора УЗЕ належать:

цілодобове диспетчерське оперативно-технологічне управління та ліквідація технологічних порушень на обладнанні УЗЕ, що знаходиться в оперативному підпорядкуванні Оператора УЗЕ;

забезпечення виконання акцептованого ОСП добового графіка електричної енергії УЗЕ. Підтримання збалансованого режиму роботи підпорядкованих УЗЕ на підставі акцептованого ОСП добового графіка електричної енергії та виконання оперативних команд ЧД ОСП (РДЦ) щодо зміни навантажень в акцептованому ОСП добовому графіку електричної енергії та обсягів відпуску/відбору електричної енергії відповідно до Правил ринку;

виконання оперативних команд ЧД ОСП, РДЦ на зміну активної або реактивної потужності підпорядкованих УЗЕ;

підтримка діапазону регулювання при роботі системи автоматичного регулювання частоти та активної потужності (САРЧП ОЕС України) у межах технічних можливостей обладнання щодо надання відповідних допоміжних послуг (аРВЧ);

надання на запит ЧД ОСП, РДЦ оперативної інформації про стан і режими роботи обладнання УЗЕ;

щорічне подання до ОСП, РДЦ станом на 01 січня списків оперативного персоналу Оператору УЗЕ, який має право отримувати оперативні команди на зміну режиму роботи УЗЕ, вести оперативні переговори, приймати та передавати інформацію статистичного характеру відповідно до інструкцій ОСП, РДЦ, а також своєчасне повідомлення ОСП, РДЦ про всі зміни у складі цього персоналу;

щорічне подання до РДЦ станом на 01 січня нормальних схем електричних з’єднань підпорядкованих УЗЕ, даних про реконструкцію, зміну стану або умов роботи обладнання, пристроїв РЗ та ПА, ЗДТУ, телемеханіки, що знаходяться в оперативному підпорядкуванні ЧД РДЦ;

подання до ОСП, РДЦ заявок на виведення в ремонт обладнання УЗЕ, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП. Незалежно від наявності дозволеної заявки виведення з роботи та введення в роботу устаткування УЗЕ, що знаходиться в оперативному управлінні або віданні ЧД ОСП, РДЦ, може виконуватися тільки з дозволу ЧД ОСП, РДЦ безпосередньо перед виведенням чи введенням устаткування;

забезпечення справності каналів зв’язку з ОСП;

забезпечення справної роботи комп’ютерної техніки, на якій встановлено програмне забезпечення, через яке надаються команди на зміну режиму роботи УЗЕ.

3. Порядок розроблення та введення в дію оперативної документації з ОДУ

3.1. ОСП або РДЦ (на запит) Оператора УЗЕ надсилає Оператору УЗЕ комплект необхідних інструкцій і положень щодо ОДУ і забезпечує їх своєчасний перегляд та коригування. Перелік інструкцій і положень ОСП міститься у додатку 2 до цього Положення.

3.2. РДЦ може доповнювати даний перелік (на запит) Оператора УЗЕ по кожному конкретному регіону ОЕС України.

3.3. Оператор УЗЕ (на запит) ОСП або РДЦ надсилає ОСП або РДЦ комплект необхідних інструкцій і регламентів роботи основного обладнання УЗЕ, паспортні дані, технічні характеристики системи регулювання та програмно-технологічного комплексу системи регулювання і забезпечує їх своєчасний перегляд та коригування.

4. Взаємодія Оператора УЗЕ та ОСП з підготовки оперативного персоналу Оператора УЗЕ та диспетчерів ОСП, РДЦ

4.1. Оперативний персонал Оператора УЗЕ відповідно до програми, складеної керівниками Оператора УЗЕ, можуть ознайомитись з особливостями роботи ОЕС України або відповідного регіону на підставі листа, надісланого керівнику ОСП (відповідного РДЦ).

4.2. Диспетчери РДЦ і ОСП можуть ознайомитись з особливостями роботи Оператора УЗЕ відповідно до програми, складеної керівниками ДС РДЦ чи ЦДС ОСП на підставі листа, надісланого Оператору УЗЕ.

4.3. Персонал ОСП та Оператора УЗЕ забезпечують необхідні умови для ознайомлення з роботою ОСП та Оператора УЗЕ, виділення для консультацій кваліфікованих фахівців.

5. Взаємодія ОСП та Оператора УЗЕ з передачі оперативних команди на зміну навантаження

5.1. ЧД ОСП, при настанні ситуації в ОЕС України, яка потребує зміни навантаження УЗЕ, розраховує необхідну величину. За допомогою відповідного програмного забезпечення СУР віддає оперативну команду оперативному персоналу Оператора УЗЕ, на зміну навантаження підпорядкованих УЗЕ.

5.2. Оперативний персонал Оператора УЗЕ повинен підтвердити отримання оперативної команди через відповідне програмне забезпечення СУР. У разі якщо оперативний персонал Оператора УЗЕ не підтвердив отримання оперативної команди, ЧД ОСП (РДЦ) повинен передати оперативну команду через засоби диспетчерського зв’язку.

6. Взаємодія ОСП та Оператора УЗЕ з обміну інформацією

6.1 На Оператора УЗЕ покладаються обов’язки виконання регламентованого обміну інформацією між Виробником та ОСП.

6.2 Оператор УЗЕ повинен забезпечити передачу технологічної інформації до ОСП, а також забезпечити можливість виконувати дистанційне керування потужністю УЗЕ згідно з вимогами Кодексу системи передачі та Правил ринку.

6.3 Технічні вимоги до регламентованого обміну технологічною інформацією між ОСП та УЗЕ вказано у КСП.

7. Прикінцеві положення

7.1. За погодженням сторін дозволяється вносити уточнення та доповнення до цього Положення за умови, що вони не будуть суперечити Кодексу системи передачі, іншим нормативно-правовим актам, що регулюють функціонування ринку електричної енергії.

Додатки:

Додаток 1. Структура ОДУ режимом роботи електростанцій Виробника, які отримують команди через Оператора УЗЕ.

Додаток 2. Перелік інструкцій і положень щодо ОДУ роботою електростанцій Виробників у складі ОЕС України, які ОСП надсилає Оператору УЗЕ (надається ОСП на запит Оператора УЗЕ).

Додаток 3. Перелік УЗЕ, які отримують команди через Оператора УЗЕ (надає Оператор УЗЕ).

Додаток 11
до Кодексу системи передачі

Реєстр інформації про проведені закупівлі товарів, робіт та послуг

№ з/п	Вид предмета закупівлі (товари/ роботи/ послуги)	Найме- нування предмета закупівлі	Найме- нування виробничої програми, згідно з якою прово- диться закупівля (інвести- ційна програма, ремонтна програма, заходи з приєд- нання)	Гіперпо- силання на відпо- відну закупі- влю	Дата оприлю- днення оголо- шення про прове- дення закупівлі	Іденти- фікатор закупівлі/ частин пре- дмета закупівлі (лотів)	Вартість, що визначена у тендерній пропозиції переможця процедури закупівлі, з яким ОСП має намір укласти договір про закупівлю			Дата укла- дення договору про заку- півлю з пере- можцем	Інфор- мація щодо відміни закупівлі, причини її відміни	Примі- тки
							питома вартість, тис. грн без ПДВ	кількість	загальна вартість, тис. грн без ПДВ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

 

Керівник ліцензіата __________________             ___________________________
(або особа, яка виконує його обов'язки)                                          (підпис)
 "___ "20________________ року                                          М.П. (за наявності)