Про затвердження Кодексу системи передачі

2.6. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані створювати на своїх об’єктах системи збору та передачі інформації, що призначені для:

здійснення перспективного та оперативного планування;

виконання розрахунків планових режимів та їх оперативної корекції;

оперативно-диспетчерського контролю та управління режимом роботи енергосистеми, у тому числі автоматизованої системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОСП;

системної автоматики та релейного захисту;

складання оперативно-диспетчерської звітності;

виконання завдань організаційно-економічного управління.

2.7. До складу технічних засобів збору та передачі інформації мають, зокрема, входити:

вимірювальні перетворювачі електричних і неелектричних величин;

сигнальні та виконавчі пристрої;

апаратура та пристрої передачі телеінформації, у тому числі телевимірювань, телесигналізації, телеуправління, телерегулювання і протиаварійної автоматики;

сервери, що використовуються для збору, передачі інформації та її зберігання.

2.8. Канали зв’язку, які використовуються в системах збору та передачі інформації на всіх рівнях централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, утворюють відомчу телекомунікаційну мережу центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

2.9. У відомчу телекомунікаційну мережу входять магістральні кабельні та радіорелейні лінії, багатоканальні системи високочастотного зв’язку по фазних проводах і тросах ліній електропередачі, орендовані канали загальнодержавної та відомчих мереж зв’язку, місцеві провідні лінії та засоби радіозв’язку.

2.10. Визначення обсягів інформації, необхідних для управління енергетичними об’єктами і вибір технічних засобів передачі здійснюються ОСП з урахуванням:

значення енергооб’єкта в енергетичній системі;

обсягу автоматизації енергооб’єкта;

структури диспетчерського та виробничо-господарського управління.

2.11. Засоби зв’язку вибираються ОСП з урахуванням вимог від автоматизованих і автоматичних систем управління щодо забезпечення енергетичних об’єктів необхідними каналами телефонного зв’язку для потреб диспетчерського та виробничо-господарського управління, а також каналами телемеханіки, передачі даних, системної автоматики і релейного захисту.

Ці засоби зв’язку мають відповідати мінімальним вимогам до засобів технологічного та диспетчерського зв’язку на об’єктах ОЕС України, встановленим відповідними нормативно-технічними документами.

2.12. Для голосового зв’язку, у частині процесів експлуатації системи та контролю за нею, ОСП передбачається використання таких телекомунікаційних засобів:

звичайний голосовий зв’язок (у нормальних умовах експлуатації енергосистеми) - лінія спеціального призначення, відмінна від тієї, що використовується для обміну даними в реальному часі, та/або орендована телекомунікаційна лінія загального користування, та/або мобільний телефонний зв’язок;

екстрений голосовий зв’язок (експлуатація енергосистеми в аварійних умовах та/або в разі часткового чи повного порушення роботи енергосистеми) - лінія спеціального призначення лише для цих цілей, розташована в диспетчерському пункті та/або центрі аварійного управління, орендована лінія загального користування, спеціально призначена для цих цілей, та мобільний телефон спеціального призначення лише для цих цілей.

3. Вимоги до інтегрованої системи оперативно-диспетчерського управління та систем зв’язку з боку системи управління

3.1. ОСП повинен мати інтегровану автоматизовану систему диспетчерського управління (АСДУ), що забезпечує збір, передачу, обробку і відображення оперативної інформації про стан електричної мережі і поточний режим енергосистеми та її частин, дистанційне управління обладнанням енергооб’єктів, а також оптимізацію режимів та можливість обміну інформацією з іншими інформаційними системами.

3.2. До складу програмно-технічних засобів інтегрованої АСДУ повинні входити такі підсистеми:

комплекс дистанційного управління та збору даних (за міжнародною термінологією - SCADA);

підсистема автоматичного регулювання частоти та потужності;

комплекс контролю та оптимізації електричних режимів;

комплекс диспетчерського тренажеру;

комплекс формування графіків ремонту устаткування та погоджувальних процедур.

3.3. ОСП повинен мати систему високошвидкісних синхронізованих вимірювань, що забезпечує синхронізовані за часом вимірювання параметрів, які характеризують режим роботи енергосистеми в різних її точках з високою дискретністю і дозволяють ОСП:

спостерігати перехідні процеси в енергосистемі;

оцінювати поточні режими роботи всієї енергосистеми;

ефективно аналізувати причини і наслідки технологічних порушень і системних аварій;

перевірити і уточнити динамічну модель енергосистеми;

більш точно налаштувати автоматику захисту.

3.4. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні забезпечити виконання вимог, які встановлює до систем зв’язку інтегрована АСДУ, а саме:

забезпечення високої надійності мережі передачі даних;

забезпечення високої пропускної здатності;

організація корпоративної цифрової системи зв’язку;

забезпечення інтегрованого використання високошвидкісних каналів для передачі мови, телеінформації, даних обліку електричної енергії та комерційної інформації, оперативно-технологічної інформації АСДУ ОСП.

3.5. Висока надійність мережі передачі даних системами зв’язку має відповідати таким вимогам:

забезпечення коефіцієнта готовності та часу відновлення роботоздатності мережі згідно з нормами, встановленими відповідними нормативними документами;

забезпечення усталеної роботи мережі в разі виникнення збоїв за рахунок резервування каналів зв’язку;

дублювання основного устаткування тощо.

3.6. Забезпечення високої пропускної здатності систем зв’язку має здійснюватися за рахунок:

використання сучасних комунікаційних технологій;

оренди міжміських цифрових каналів зв’язку;

організації оптоволоконного зв’язку між ОСП та Користувачами з однієї сторони, та міжміськими телефонними станціями - з іншої;

виділених телефонних каналів для передачі даних між енергооб’єктами шляхом модернізації існуючих високочастотних каналів по лініях електропередачі, радіоканалах, транкінговій радіомережі та відомчих оптоволоконних каналах зв’язку тощо.

3.7. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані будувати організацію корпоративної цифрової системи зв’язку, яка має забезпечувати:

передачу даних у пакетному режимі;

організацію телефонного та факсимільного зв’язку;

організацію каналів передачі телемеханічної інформації;

одночасну передачу даних і голосу;

вірогідність і цілісність переданої інформації;

можливість транспортування даних з гарантованою якістю передачі;

взаємодію з регіональними мережами суб’єктів ринку електричної енергії;

механізми, які забезпечують пріоритетність трафіку, що гарантує припустимі величини затримки для критичного трафіку;

наявність механізмів мережної безпеки.

4. Відповідальність за функціонування системи інформаційно-технологічного управління

4.1. ОСП та користувачі системи передачі/розподілу, задіяні в диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні ОЕС України в реальному часі, є власниками комунікаційної інфраструктури, що використовується для цих потреб, і несуть відповідальність за експлуатацію, технічне обслуговування та модернізацію її засобів.

У разі технічного обслуговування та/або модернізації цих засобів ступінь їх загального резервування та надійності не повинен зменшуватися.

4.2. Користувачі системи передачі/розподілу, які прийняли на баланс програмно-технічні комплекси та засоби зв’язку і передачі даних, що входять до складу інформаційно-технологічної системи управління ОЕС України, або ті, що забезпечують її функціонування, несуть адміністративну або матеріальну відповідальність згідно із законодавством України та Правилами ринку за збиток, заподіяний іншому учаснику ринку електричної енергії через неправильне функціонування цієї системи, якщо збій у роботі інформаційно-технологічної системи виник з їх вини.

5. Основні вимоги до організації систем збору і передачі інформації для диспетчерських пунктів ОСП

5.1. ОСП і Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, зобов’язані створювати на своїх об’єктах системи збору та передачі інформації, що призначені для:

виконання розрахунків планових режимів та їх оперативної корекції;

системної автоматики та релейного захисту;

складання оперативно-диспетчерської звітності;

виконання завдань організаційно-економічного управління.

5.2. До складу технічних засобів збору та передачі інформації мають входити, зокрема:

вимірювальні перетворювачі електричних і неелектричних величин;

сигнальні та виконавчі пристрої;

сервери, що використовуються для збору, передачі інформації та її зберігання.

5.3. Інформаційний обмін з пунктами управління повинен здійснюватися згідно з вимогами та протоколами відповідних нормативно-технічних документів - стандартів ІЕС.

5.4. ОСП повинен створювати на своєму центральному диспетчерському пункті та диспетчерських пунктах своїх підрозділів системи збору та передачі інформації на основі вимог, установлених відповідними нормативно-технічними документами, виходячи із прийнятого на даний період складу завдань АСДУ енергосистемою і функцій диспетчерського управління з урахуванням рівня розвитку засобів збору та передачі інформації та комплексів технічних засобів АСДУ.

5.5. Системи збору та передачі телеметричної інформації мають відповідати таким вимогам:

клас точності багатофункціональних перетворювачів, які використовуються у тракті телеметричної інформації, сумарний час на вимірювання та передачу телеметричної інформації з об’єкта на диспетчерський пункт, а також ймовірність появи похибки телеметричної інформації мають відповідати нормам і вимогам, установленим чинними нормативними документами з питань загальних технічних умов для комплексів та пристроїв телемеханіки;

передавання телеметричної інформації має виконуватись з використанням пакетних протоколів передачі даних;

усі телевимірювання та телесигнали мають передаватися з позначками часу.

5.6. З об’єктів безпосереднього оперативного управління диспетчера ОСП або диспетчерів його регіональних електроенергетичних систем телеметрична інформація може передаватися одночасно у двох напрямках з використанням одного передавального комплекту телемеханіки.

5.7. Для ретрансляції телеметричної інформації з диспетчерського пункту нижчого рівня на диспетчерський пункт вищого рівня, а також у зворотному напрямку та між диспетчерськими пунктами одного рівня, якщо це доцільно з техніко-економічних обґрунтувань, необхідно застосовувати пристрої телемеханіки для кожного рівня.

Число пунктів ретрансляції телеметричної інформації, як правило, має бути не більше одного.

5.8. ОСП та Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному віданні ОСП, повинні передбачати на своїх диспетчерських пунктах управління автоматичне введення в оперативно-інформаційні комплекси телеметричної інформації від пристроїв телемеханіки та виведення інформації з оперативно-інформаційних комплексів на пристрої відображення, а також установлювати систему гарантованого електроживлення пристроїв телемеханіки та зв’язку.

5.9. Передавання потоків телеметричної інформації здійснюється двома незалежними каналами зв’язку (основним та резервним).

{Пункт 5.9 глави 5 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 333 від 03.03.2021 }

5.10. Телеметрична інформація для АСДУ визначається ОСП в обсязі, необхідному для виконання таких комплексів завдань:

перспективного та оперативного планування режимів роботи енергосистеми;

оперативно-диспетчерського контролю та управління з можливістю оперативної корекції сталого режиму;

автоматичного регулювання частоти, потужності та напруги у вузлах енергосистеми;

обліку електричної енергії та аналізу роботи енергосистеми.

5.11. Визначення обсягів інформації, необхідних для управління енергетичними об’єктами, і вибір технічних засобів передачі здійснюються ОСП з урахуванням:

значення енергооб’єкта в енергетичній системі;

обсягу автоматизації енергооб’єкта;

структури диспетчерського та виробничо-господарського управління;

вимог з боку автоматизованих і автоматичних систем управління.

5.12. Кожен Користувач, а також постачальник послуг з балансування та допоміжних послуг повинен погоджувати з ОСП склад та обсяг телеметричної інформації для АСДУ.

5.13. Передавання телеметричної інформації на диспетчерські пункти ОСП здійснюється за допомогою комплексних пристроїв телемеханіки з можливістю подання інформації як безпосередньо від пристроїв телемеханіки, так і від комплексу технічних засобів АСДУ, що перебувають на диспетчерському пункті.

5.14. Для оперативно-диспетчерського контролю та управління режимом роботи енергосистеми передбачається телесигналізація та телевимірювання, які передаються, як правило, шляхом ретрансляції з диспетчерських пунктів ОСП, а також безпосередньо з об’єктів, що перебувають в оперативному управлінні диспетчера ОСП.

5.15. З енергетичного об’єкта, на якому організовується центр протиаварійного управління, за необхідності передбачається ретрансляція телеінформації на диспетчерський пункт ОСП для оперативно-диспетчерського контролю та управління, а також - створення координуючих систем протиаварійної автоматики.

6. Організація обміну інформацією

6.1. Загальні вимоги до обміну інформацією

6.1.1. ОСП повинен збирати таку інформацію по своїй області спостереження і обмінюватися цими даними з усіма іншими ОСП своєї синхронної області тою мірою, яка необхідна для проведення оперативного аналізу операційної безпеки відповідно до вимог глави 6 розділу VI цього Кодексу, а саме:

генерація;

споживання;

графіки;

балансова позиція;

планові ремонти та топологія підстанцій;

прогнози.

6.1.2. ОСП має представляти інформацію, що визначена в підпункті 6.1.1 цього пункту, у вигляді потужності споживання і генерації в кожному вузлі індивідуальної моделі мережі, яка готується ним відповідно до вимог пунктів 6.2-6.9 глави 6 розділу VI цього Кодексу.

6.1.3. ОСП спільно з ОСР та Користувачами, обладнання яких знаходиться в його оперативному підпорядкуванні, визначає сфери застосування і обсяги обміну даними на основі таких категорій:

структурні дані;

дані складання графіків і прогнози;

дані у режимі реального часу;

{Абзац четвертий підпункту 6.1.3 пункту 6.1 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

характеристики та параметри відповідно до підпунктів 6.3.7, 6.4.5-6.4.8 цієї глави.

6.1.4. ОСП забезпечує розроблення інструкцій, згідно з якими визначається формат (макет), обсяг і зміст інформації з урахуванням використання цієї інформації для кожної з операцій, визначених у пункті 5.1 цього розділу.

6.1.5. ОСП організовує міжрівневий обмін інформацією за допомогою систем збору та передачі даних, побудованих на базі відкритих промислових стандартів і протоколів, що забезпечують:

безпосередній обмін даними між програмами або обмін через буферні бази даних, або через електронну пошту;

можливість негайного або відстроченого (до заданого моменту часу або до певної події) контролю прийнятих даних, підготовки та автоматичної передачі діагностичних повідомлень про виявлені помилки на адресу відправника;

перетворення прийнятих даних у формат зберігання (якщо необхідність перетворення формату визначена в описі інформаційного потоку), а також запис у базу даних;

вибірку даних із бази даних, перетворення даних з формату зберігання у формат передачі (якщо необхідність перетворення оголошена в описі потоку) і організація передачі даних у режимі автоматичного розсилання заданому адресатові або на запит з боку одержувача переданих даних.

6.1.6. Обмін даними оперативного контролю в реальному часі здійснюється з високим пріоритетом і повним резервуванням, з використанням резервованих високонадійних ліній спеціального призначення (це може бути лінія, яка належить енергетичній компанії або відомча телекомунікаційна мережа) між усіма точками обміну даними, з пріоритетом використання більш швидкісних ліній.

6.1.7. Обмін даними оперативного планування щодо графіків і прогнозу мережевих обмежень здійснюється з середнім пріоритетом і повним резервуванням, з використанням лінії спеціального призначення з нижчим пріоритетом або як резервні варіанти з використанням електронної пошти та вебсайту.

6.1.8. Обмін іншими даними оперативного планування здійснюється з середнім пріоритетом і повним резервуванням, з використанням електронної пошти та/або вебсайту, а також лінії спеціального призначення з нижчим пріоритетом у разі недоступності електронної пошти та за умови, що вимоги до обміну даними, зазначені в пунктах 6.3 та 6.4 цієї глави, дозволятимуть використання лінії спеціального призначення для цих цілей.

6.1.9. Обмін загальними даними здійснюється з низьким пріоритетом і без резервування, з використанням електронної пошти, факсу, звичайної пошти тощо.

6.1.10. ОСП та Користувачі під час передавання та зберігання даних мають дотримуватися вимог інформаційної безпеки, які передбачають:

конфіденційність - інформація захищається від несанкціонованого доступу;

контроль доступу - інформація доступна тільки для того, кому вона призначена;

аутентифікацію - можливість однозначно ідентифікувати автора документа;

цілісність - інформація захищається від несанкціонованої модифікації;

невідречення - відправник (автор) документа не має права відмовлятися від виконаної дії.

6.1.11. Інформаційна безпека передачі та зберігання даних забезпечується підсистемою криптографічного захисту даних шляхом використання електронних цифрових підписів, сертифікатів, паролів доступу, відкритих і закритих ключів доступу тощо.

6.2. Обмін інформацією між ОСП синхронної області

6.2.1. ОСП повинен обмінюватися структурною інформацією стосовно своєї області спостереження, включаючи, зокрема:

регулярну топологію підстанцій та інші відповідні дані за рівнями напруги;

технічні дані по лініях електропередачі;

технічні дані трансформаторів, до яких приєднані ОСР або значні Користувачі, які є об'єктами енергоспоживання, а також блочних трансформаторів генераторів значних Користувачів, які є генеруючими об’єктами;

{Абзац четвертий підпункту 6.2.1 пункту 6.2 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021, № 68 від 17.01.2023 }

максимальна і мінімальна активна й реактивна потужність значних Користувачів, які є генеруючими одиницями;

технічні дані фазозсувних трансформаторів;

технічні дані систем ПСВН;

{Абзац сьомий підпункту 6.2.1 пункту 6.2 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

технічні дані реакторів, конденсаторів і статичних компенсаторів реактивної потужності;

межі операційної безпеки.

6.2.2. ОСП повинен обмінюватися уставками захисту ліній, включених до Переліків аварійних ситуацій суміжних ОСП, та ліній, включених до його Переліку аварійних ситуацій, для координації захисту суміжних систем передачі.

6.2.3. Для забезпечення скоординованого аналізу операційної безпеки та створення загальної моделі мережі у своїй області синхронізації ОСП повинен обмінюватися з іншими ОСП своєї синхронної області такими даними:

топологія передавальних мереж 220 кВ і вищої напруги у своїй області регулювання;

модель або еквівалент передавальної мережі з напругою нижче 220 кВ, яка чинить істотний вплив на його власну передавальну мережу;

температурні межі елементів передавальних систем;

прогнозовані дані щодо відпуску і відбори на кожній підстанції передавальних мереж для різних періодів часу.

{Абзац п'ятий підпункту 6.2.3 пункту 6.2 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.2.4. Для скоординованої оцінки динамічної стійкості ОСП обмінюється з іншими ОСП своєї синхронної області такими даними:

1) стосовно значних Користувачів, які є генеруючими одиницями, зокрема:

електричні параметри генераторів змінного струму, застосовні під час оцінки динамічної стійкості, включаючи повну інерцію;

моделі захисту;

генератори змінного струму та первинні двигуни;

опис підвищувальних трансформаторів;

мінімальна і максимальна реактивна потужність;

напруги і моделі регулятора частоти обертання;

первинні двигуни і моделі системи збудження;

2) щодо типів регулювання і діапазонів регулювання напруги перемикачів відгалужень, включаючи опис таких перемикачів;

{Підпункт 2 підпункту 6.2.4 пункту 6.2 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3) щодо систем ПСВН та FACTS пристроїв - динамічні моделі пристрою і пов’язане з ним регулювання.

6.2.5. Для моніторингу та визначення станів системи передачі ОСП повинен організувати з іншими ОСП своєї синхронної області обмін даними щодо режимів роботи їх систем передачі з використанням ІТ-систем для обміну даними в режимі реального часу на загальноєвропейському рівні, як це передбачено для ENTSO-E:

частота;

похибка регулювання для відновлення частоти;

виміряні значення обміну активною потужністю між областями РЧП;

агрегований відпуск генерації;

{Абзац п’ятий підпункту 6.2.5 пункту 6.2 глави 6 розділу Х із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

режим системи передачі відповідно до вимог глави 2 розділу V цього Кодексу;

уставка регулятора відновлення частоти;

взаємообмін електричною енергією віртуальними з’єднувальними лініями;

{Абзац восьмий підпункту 6.2.5 пункту 6.2 глави 6 розділу Х в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

6.2.6. ОСП повинен обмінюватися з ОСП своєї синхронної області за допомогою SCADA такими даними щодо їх системи передачі в режимі реального часу:

фактична топологія підстанцій;

активна і реактивна потужність через комірку лінії, включаючи передавальні, розподільні і лінії, що приєднують значного Користувача;

активна і реактивна потужність у комірці трансформатора, включаючи передавальні, розподільні трансформатори, а також ті, що приєднують значних Користувачів;

активна і реактивна потужність через комірку генеруючого об’єкта;

регулювальні положення трансформаторів, включаючи фазозсувні трансформатори;

виміряні або оцінені значення напруги на системах шин;

реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів або від статичних компенсаторів реактивної потужності;

обмеження можливостей з вироблення активної та реактивної потужності для області спостереження.

6.2.7. Кожний ОСП має право запитувати іншого ОСП своєї області спостереження та повинен надавати на запит іншого ОСП його області спостереження зрізи стану розрахункових даних в області регулювання такого ОСП, якщо це необхідно для виконання аналізу операційної безпеки.

{Пункт 6.2 глави 6 розділу X доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.3. Обмін інформацією між ОСП та ОСР

6.3.1. ОСП повинен визначити область спостереження приєднаних до системи передачі систем розподілу для точного та ефективного визначення режимів системи передачі на основі методології координації аналізу операційної безпеки.

{Підпункт 6.3.1 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.3.2. У тих випадках, коли система розподілу не має безпосереднього приєднання до системи передачі, але її електричний вплив вважається суттєвим з точки зору належного представлення поведінки системи передачі, така система розподілу повинна бути визначена ОСП як частина області спостереження.

{Підпункт 6.3.2 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.3.3. Кожний ОСР повинен надавати ОСП структурну інформацію, пов’язану з областю спостереження, зокрема, по:

підстанціях за напругою;

лініях приєднання підстанцій за напругою;

трансформаторах на підстанціях за напругою;

значних Користувачах;

реакторах і конденсаторах, приєднаних до підстанцій, за напругою;

генеруючих одиницях із встановленою потужністю 1 МВт та більше.

{Підпункт 6.3.3 пункту 6.3 глави 6 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

Кожен ОСР повинен надавати ОСП інформацію щодо підписання (розірвання) договорів про приєднання генеруючих одиниць типу В, С, D до електричних мереж ОСР не пізніше 5 робочих днів з моменту вчинення їх реєстрації.

6.3.4. Перелік технічних параметрів та характеристик, а також форми надання інформації для ОСР оприлюднюються на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет.

6.3.5. Кожний ОСР, приєднаний до системи передачі повинен надавати ОСП оновлену структурну інформацію, пов'язану з областю спостереження, відповідно до підпункту 6.3.3 цього пункту - періодично, принаймні кожні півроку.

{Підпункт 6.3.5 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.3.6. Кожний ОСР повинен щорічно надавати ОСП, з розподілом за джерелами первинної енергії, сумарну генеруючу потужність усіх генеруючих одиниць типу A, які виконують вимоги глави 2 розділу III цього Кодексу, і найкращу оцінку генеруючих одиниць типу A, які не виконують вимоги глави 2 розділу III цього Кодексу, і приєднані до його розподільної мережі разом з відповідною інформацією щодо їхньої частотної характеристики.

{Підпункт 6.3.6 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

6.3.7. Кожний ОСР повинен у режимі реального часу надавати ОСП інформацію, пов'язану з областю спостереження, включно з таким:

фактична топологія підстанції;

активна та реактивна потужність через комірку лінії;

активна та реактивна потужність через комірку трансформатора;

відпуск активної та реактивної потужності через комірку генеруючого об'єкта;

положення відгалужень трансформаторів, приєднаних до мережі системи передачі;

напруги на системах шин;

реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів;

сукупне виробництво в області ОСР, яка є частиною області спостереження, з розподілом за джерелами первинної енергії (для генеруючих одиниць типу A та B);

виробництво в області ОСР, яка є частиною області спостереження, з розподілом за джерелами первинної енергії по кожній генеруючій одиниці типу C та D;

сукупне споживання в області ОСР, яка є частиною області спостереження.

{Підпункт 6.3.7 пункту 6.3 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.4. Обмін інформацією між ОСП, власниками міждержавних ліній електропередачі, систем ПСВН, генеруючих одиниць типу B, C і D та УЗЕ типу A2, B, C і D

{Назва пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.4.1. Кожний Користувач, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу D, повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:

загальні дані генеруючої одиниці, включаючи встановлену потужність і джерело первинної енергії;

дані про турбіну і генеруючий об’єкт, включаючи час для пуску з холодного і гарячого станів;

дані для розрахунків струмів короткого замикання;

дані про трансформатори генеруючих об’єктів;

дані про РПЧ для генеруючих об’єктів, що пропонують або надають цю послугу;

{Абзац шостий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

дані про РВЧ для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;

{Абзац сьомий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

дані про РЗ для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;

{Абзац восьмий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

дані, необхідні для відновлення системи передачі;

{Абзац дев'ятий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

дані і моделі, необхідні для виконання динамічного моделювання;

дані про захист;

дані про можливість регулювання напруги та реактивної потужності;

{Абзац дванадцятий підпункту 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

дані щодо вартості коригувальних дій, якщо такі передбачені цим Кодексом.

{Підпункт 6.4.1 пункту 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.4.2. Кожний Користувач, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу B і С, повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:

загальні дані генеруючої одиниці, включаючи встановлену потужність і джерело первинної енергії;

дані для розрахунків струмів короткого замикання;

дані про РПЧ для генеруючих об’єктів, що пропонують або надають цю послугу;

{Абзац четвертий підпункту 6.4.2 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

дані про РВЧ для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;

{Абзац п'ятий підпункту 6.4.2 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

дані про РЗ для генеруючих одиниць, які беруть участь у цій послузі;

{Абзац шостий підпункту 6.4.2 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

дані про захист;

можливості щодо регулювання напруги та реактивної потужності;

дані, необхідні для виконання оцінки динамічної стійкості згідно з положеннями пункту 13.2 глави 13 розділу V цього Кодексу;

дані щодо вартості коригувальних дій, якщо такі передбачені цим Кодексом.

{Підпункт 6.4.2 пункту 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.4.3. Кожний власник з’єднувача або системи ПСВН повинен надавати ОСП, зокрема, такі дані:

паспортні дані установки;

дані про трансформатори;

дані про фільтри і блоки фільтрів;

дані про компенсацію реактивної енергії;

можливості щодо регулювання активної потужності;

можливості щодо регулювання напруги та реактивної потужності;

встановлення пріоритетів робочого режиму - активного чи реактивного, якщо воно передбачене;

можливості з підтримання частотної характеристики;

динамічні моделі для динамічного моделювання;

дані про захист;

можливості з проходження КЗ без від’єднання від мережі.

6.4.4. Кожний користувач, який є власником УЗЕ типу А2, B, C і D, повинен надавати ОСП:

загальні дані УЗЕ, включаючи встановлену потужність відпуску та відбору електроенергії;

дані для розрахунків струмів КЗ;

дані про трансформатори УЗЕ;

дані про РПЧ для УЗЕ, які пропонують або надають цю послугу;

{Абзац п'ятий підпункту 6.4.4 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

дані про РВЧ для одиниць УЗЕ, які беруть участь у наданні цієї послуги;

{Абзац шостий підпункту 6.4.4 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

дані, необхідні для відновлення системи передачі;

дані та моделі, необхідні для виконання динамічного моделювання;

дані про захист;

дані про можливість регулювання напруги та реактивної потужності.

{Пункт 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим підпунктом 6.4.4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

6.4.5. Перелік технічних параметрів та характеристик та форми надання інформації для власників міждержавних ліній електропередачі, систем ПСВН та генеруючих одиниць, безпосередньо приєднаних до системи передачі, публікуються на власному офіційному вебсайті ОСП.

{Підпункт 6.4.5 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

6.4.6. Кожний Користувач, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу B, C і D, повідомляє ОСП такі дані:

фактичні дані за попередню добу щодо наявної енергогенеруючої потужності, обсягів виробництва електричної енергії та потужності і надання допоміжних послуг;

вироблення активної потужності та обсяги резервів активної потужності, а також готовність на добу наперед та у поточній добі;

про свої планові відключення або обмеження вироблення активної потужності;

прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності.

6.4.7. Кожний оператор систем ПСВН повідомляє ОСП такі дані:

фактичні дані за попередню добу щодо наявної пропускної потужності, обсягів перетікання електричної енергії;

графік перетікання активної потужності та готовність на добу наперед та у поточній добі;

про свої планові відключення або обмеження активної потужності;

прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності.

6.4.8. Кожний користувач системи передачі/розподілу, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючі одиниці типу B, C і D та УЗЕ типу А2, B, C і D, повинен надавати ОСП у реальному часі принаймні таку інформацію про:

положення вимикачів у точці приєднання або в іншому вузлі, погодженому з ОСП;

активну й реактивну потужність у точці приєднання або в іншому вузлі, погодженому з ОСП;

у разі генеруючого об’єкта або УЗЕ зі споживанням, відмінним від споживання на власні потреби, сальдо активної та реактивної потужності;

телесигнали та телевиміри згідно з вимогами додатка 8 до цього Кодексу.

{Підпункт 6.4.8 пункту 6.4 глави 6 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

6.4.9. Кожний власник систем ПСВН або власник міждержавних ліній електропередачі повинен надавати ОСП принаймні такі дані в режимі реального часу відносно точки приєднання до системи передачі:

{Абзац перший підпункту 6.4.9 пункту 6.4 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

положення вимикачів;

оперативний статус;

активна і реактивна потужність.

6.4.10. Кожний користувач, який є власником УЗЕ типу А2, B, C і D, повідомляє ОСП про:

фактичні дані за попередню добу щодо наявної потужності, обсягів відпуску і споживання електричної енергії та потужності і надання допоміжних послуг;

обсяги відпуску та споживання активної потужності та обсяги резервів активної потужності, а також про готовність на добу наперед та у поточній добі;

планові відключення або обмеження відпуску і споживання активної потужності;

прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності.

{Пункт 6.4 глави 6 розділу X доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

6.4.11. ОСП має право запросити у власника генеруючого об'єкта, генеруюча одиниця якого приєднана до системи передачі, додаткову відповідну інформацію, у разі необхідності, для аналізу операційної безпеки.

6.4.12. Кожний власник міждержавних ліній електропередачі змінного струму повинен надати ОСП, принаймні, такі дані:

паспортні дані установки;

інформацію про електричні параметри лінії;

дані про захисти;

дані про свої планові відключення або обмеження.

6.5. Обмін інформацією між ОСП та об’єктами енергоспоживання

6.5.1. Власники об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі, повинні надавати ОСП такі структурні дані:

електричні дані трансформаторів, приєднаних до передавальної мережі;

характеристики навантаження об’єкта енергоспоживання;

характеристики регулювання реактивної потужності.

6.5.2. Власники об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі повинні надавати ОСП такі оперативні дані:

фактичні дані попереднього місяця щодо обсягів електричної енергії, активної та реактивної потужності в цілому та по кожній точці приєднання до електричної мережі;

графіки споживання активної та прогнози споживання реактивної електричної енергії на день наперед, включаючи будь-які зміни цих графіків або прогнозів;

прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності;

у разі участі у регулюванні попиту графік мінімальних і максимальних потужностей, у діапазоні яких може здійснюватися регулювання споживання.

6.5.3. Власники об’єктів енергоспоживання, електроустановки яких приєднані до системи передачі повинні надавати ОСП по кожному об’єкту в режимі реального часу таку інформацію:

{Абзац перший підпункту 6.5.3 пункту 6.5 глави 6 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

активна й реактивна потужність у точці приєднання;

мінімальна і максимальна потужність, у діапазоні яких може здійснюватися регулювання споживання.

6.5.4. Кожний користувач системи розподілу, який безпосередньо бере участь у регулюванні споживання або агрегатор (для споживача, що входить до його агрегованої групи), повинен надавати ОСП у режимі реального часу такі дані графіків:

{Абзац перший підпункту 6.5.4 пункту 6.5 глави 6 розділу Х в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

мінімальна і максимальна активна потужність, у діапазоні яких може здійснюватися регулювання споживання, а також максимальна і мінімальна тривалість будь-якого потенційного використання цієї потужності для регулювання споживання;

прогноз активної потужності без обмежень, доступної для будь-якого запланованого регулювання споживання та регулювання в реальному часі;

активна й реактивна потужність у реальному часі в точці приєднання, а також підтвердження того, що застосовуються оцінки фактичних значень регулювання споживання.

6.6. Обмін інформацією між ОСП та Користувачами з метою передачі даних щодо функціонування ринку електричної енергії на платформу прозорості ENTSO-E

6.6.1. Користувачі надають ОСП інформацію/дані щодо функціонування ринку електричної енергії, а ОСП упорядковує, агрегує отриману інформацію/дані та передає їх на платформу прозорості ENTSO-E відповідно до встановленого Регулятором порядку.

6.6.2. Дані/інформація передаються (оновлюються) ОСП у форматі, структурі, обсязі та з періодичністю, встановленими Інструкцією подання та публікації даних щодо функціонування ринку електричної енергії, що розробляється та затверджується ОСП і розміщується на його власному вебсайті в мережі Інтернет.

6.7. Обмін інформацією між ОСП та ENTSO-E з метою участі в ІТС механізмі

6.7.1. Відповідно до вимог Договору ІТС ОСП надає ENTSO-E інформацію, необхідну для участі в ІТС механізмі в обсязі, у порядку та на умовах, визначених Договором ІТС, зокрема:

річне вертикальне навантаження;

ціну технологічних витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, враховану Регулятором при встановленні тарифу на послуги з передачі електричної енергії;

інформацію щодо пропускної спроможності міждержавних перетинів, розподілену у спосіб інший, ніж визначено статтею 39 Закону України «Про ринок електричної енергії», та її використання;

погодинні значення фізичних перетоків електричної енергії по кожній міждержавній лінії електропередачі відповідно до вимог Договору ІТС, зокрема з країнами периметру, на основі даних комерційного обліку;

погодинні графіки експорту/імпорту електричної енергії по кожному міждержавному перетину з країнами периметру;

іншу інформацію/дані, запитувані відповідно до умов Договору ІТС.

У випадку отримання запиту щодо доповнення та/або уточнення наданих даних ОСП надає відповідні дані.

6.7.2. ОСП отримує від ENTSO-E інформацію щодо попередньої та остаточної суми внеску до фонду ІТС, а також щодо ставки плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру (perimeter fee) (у євро/МВт·год) та доводить її до відома Регулятора у строк не пізніше 3 робочих днів з моменту отримання.

{Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022 }

6.8. Кожний агрегатор повинен надавати ОСП дані:

про одиниці агрегації, включаючи сукупну встановлену потужність генеруючих одиниць, сукупну встановлену потужність відпуску та відбору УЗЕ та дозволену потужність споживання (загальні дані);

про РПЧ для одиниці агрегації, що пропонує або надає цю послугу;

про РВЧ для одиниці агрегації, що пропонує або надає цю послугу;

про РЗ для одиниці агрегації, що пропонує або надає цю послугу;

щодо можливості регулювання напруги та реактивної потужності одиницею агрегації;

необхідні для відновлення системи передачі;

про планові відключення або обмеження відпуску і споживання активної потужності;

про прогнозовані обмеження можливостей з регулювання реактивної потужності.

{Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

6.9. Обмін інформацією між ОСП та ENTSO-E з метою участі ОСП у процесі загальноєвропейської оцінки достатності ресурсів

6.9.1. Загальноєвропейська оцінка достатності ресурсів має на меті виявлення проблем достатності ресурсів шляхом проведення загальної оцінки достатності ресурсів в енергосистемі для задоволення поточних і прогнозованих потреб в електричній енергії на загальноєвропейському рівні, на рівні держав, ОСП яких є членами ENTSO-Е, а також на рівні окремих торгових зон, де це доцільно, і проводитися щороку для кожного року з 10 наступних років, починаючи від року початку такої оцінки.

6.9.2. ОСП повинен брати участь у консультаціях з ENTSO-Е, ОСП, який є членом ENTSO-Е, державами-членами і Секретаріатом Енергетичного Співтовариства перед початком проведення загальноєвропейської оцінки достатності ресурсів. ОСП повинен надавати ENTSO-Е дані, а також оприлюднювати власні прогнози для своєї області регулювання, які необхідні для проведення загальноєвропейської оцінки достатності ресурсів, у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

6.9.3. ОСП має брати участь у консультаціях щодо отриманих результатів загальноєвропейської оцінки достатності ресурсів.

{Главу 6 розділу X доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6.10. Обмін інформацією між ОСП та РКЦ

6.10.1. ОСП у межах зобов’язань щодо співпраці з РКЦ, передбачених главою 11 розділу VI цього Кодексу, може взаємодіяти та надавати РКЦ інформацію для виконання таких завдань:

ідентифікація та оцінка ризиків;

забезпечення захисту та стійкості роботи системи;

розробка моделей кризового управління для попередження та припинення всіх видів небезпек;

оцінка узгодженості Планів захисту енергосистеми і Планів відновлення;

оцінка достатності ресурсів на регіональному рівні на короткострокову перспективу (зокрема, на сезонну та на період принаймні від доби наперед до тижня наперед) і розробки заходів із пом’якшення ризиків;

проведення аналізу роботи енергосистеми під час та після збурень і підготовки відповідних звітів;

визначення обсягів резервних потужностей;

сприяння регіональним закупівлям балансуючих потужностей;

розробляння сценаріїв регіональної енергетичної кризи.

6.10.2. ОСП може звертатися до РКЦ з питань:

оптимізації розрахунків з іншим ОСП;

визначення потреб ОСП у розвитку нових елементів системи передачі, потреб у модернізації наявних елементів системи передачі або їхніх альтернатив, які будуть представлені регіональним групам, та можуть бути включеними до Плану розвитку системи передачі на наступні 10 років;

отримання інформації, яка необхідна для виконання скоординованих дій та рекомендацій РКЦ;

моделювання та підготовки до кризових ситуацій;

отримання результатів регіональної оцінки достатності ресурсів разом із рекомендаціями РКЦ щодо пом’якшення ризиків недостатності ресурсів у регіоні;

виконання інших завдань, які не висвітлені у чинних нормативно-правових актах.

6.11. Обмін інформацією між ОСП та Координаційною групою з безпеки постачання

6.11.1. ОСП має надавати інформацію за запитом Координаційної групи з безпеки постачання та враховувати рекомендації стосовно:

результатів, наведених у плані розвитку системи передачі на наступні 10 років;

результатів оцінки достатності ресурсів;

ефективності заходів, спрямованих на дотримання безпеки постачання електричної енергії, визначених з урахуванням критерію очікуваної недопоставленої електричної енергії (EENS) та критерію очікуваної втрати навантаження (LOLE);

результатів оцінки достатності ресурсів на сезонну перспективу;

методології проведення оцінки достатності ресурсів на короткострокову перспективу;

узгодженості планів готовності до ризиків в електроенергетиці;

інформації, що використовується для визначення сценаріїв національної кризи в електроенергетиці;

звіту про оцінку після закінчення енергетичної кризи;

методології визначення сценаріїв регіональної кризи в електроенергетиці.

6.11.2. ОСП спільно з Регулятором співпрацюють з ENTSO-E, Координаційною групою з безпеки постачання, Компетентними та регуляторними органами Договірних Сторін Енергетичного Співтовариства в межах підготовки сценаріїв регіональної кризи в електроенергетиці.

7. Зв’язок під час роботи в реальному часі

7.1. Засоби зв’язку, які використовуються для диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України в реальному часі, обмежуються для загального використання й мають забезпечувати високу надійність і гарантовану пропускну спроможність з обов’язковим резервуванням каналів зв’язку.

Існуючі системи зв’язку загального використання можна використовувати для управління в реальному часі лише у разі, якщо жодні спеціалізовані засоби зв’язку не працюють.

7.2. ОСП несе відповідальність за розроблення та оновлення інструкцій щодо вимог до передачі оперативної інформації в реальному часі.

7.3. Для передачі даних у реальному часі мають використовуватися високошвидкісні магістралі з коефіцієнтом готовності для кожного напрямку передачі не меншим ніж 0,998.

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

7.5. Увесь голосовий зв’язок між оперативним персоналом ОСП та Користувачів має постійно записуватися з обох сторін.

Ці записи архівуються та зберігаються впродовж, як мінімум, 3 років.

7.6. Технічні вимоги до комунікаційної інфраструктури, яку використовують усі причетні сторони для потреб оперативно-технологічного управління в реальному часі, визначаються ОСП.

8. Вимоги до єдиної системи точного часу в ОЕС України

8.1. ОСП несе відповідальність за впровадження системи єдиного часу в роботі ОЕС України за рахунок установлення в усіх важливих точках енергосистеми автоматичних пристроїв реєстрації перехідних режимів, які мають можливість синхронізуватися між собою за сигналом точного часу.

8.2. ОСП зобов’язаний передавати синхронізуючий сигнал точного часу з АСДУ.

8.3. ОСП та Користувачі мають забезпечити у точках установки пристроїв реєстрації перехідних режимів підтримку точності часу в межах максимально допустимого відхилення, що встановлюється відповідними нормативними документами.

9. Порядок оброблення та зберігання даних

9.1. Оброблення даних включає процеси перевірки та звірки, а також їх реєстрацію, архівацію та зберігання.

9.2. Сторона, яка володіє даними або надає їх, зобов’язана виконувати перевірку та звірку даних перед поданням їх стороні, яка має одержувати або використовувати ці дані.

Успішно перевірені та звірені дані мають відповідним чином позначатися.

9.3. У разі незадовільної перевірки та/або звірки оброблення даних має бути призупинено до успішного проведення цих процедур.

9.4. У разі повторної незадовільної перевірки та/або звірки даних суб’єкт їх надання має припинити оброблення цих даних і звернутися за допомогою до ОСП.

9.5. Кожна сторона, яка володіє даними, надає та одержує дані, а також користується даними, має право реєструвати, зберігати та архівувати дані відповідно до власних процедур з урахуванням збереження конфіденційності даних.

10. Конфіденційність даних та поводження з конфіденційною інформацією

10.1. Конфіденційність даних забезпечується багаторівневою системою визначення конфіденційності даних чи документів.

Варіантами конфіденційності є:

для службового (внутрішнього) користування;

конфіденційно;

суворо конфіденційно.

10.2. Відсутність позначки конфіденційності означає, що відповідні дані чи документи є відкритими для доступу будь-якій стороні, включаючи громадськість.

10.3. Позначка конфіденційності «Для службового (внутрішнього) користування» означає, що відповідні дані чи документи є відкритими для доступу попередньо визначеній групі (визначеним особам).

10.4. Позначка конфіденційності «Конфіденційно» означає, що відповідні дані чи документи є відкритими для доступу лише сторонам обміну даними ОСП.

10.5. Позначка конфіденційності «Суворо конфіденційно» означає, що відповідні дані чи документи є відкритими для доступу лише визначеним сторонам обміну даними, тоді як ОСП може лише здійснювати моніторинг процесу обміну даними без перегляду їх змісту (наприклад, з використанням даних чи документів у зашифрованій формі).

10.6. Конфіденційна інформація включає:

усю інформацію, яка є комерційною за своєю природою та в разі її розкриття може впливати на ринкові умови;

усю інформацію з позначками «Для службового (внутрішнього) користування», «Конфіденційно» або «Суворо конфіденційно», за умови, що сторона, яка передає цю інформацію, може обґрунтовано пояснити в письмовій формі на запит іншої сторони причини, чому цю інформацію належить трактувати як конфіденційну.

10.7. Усі сторони, задіяні в наданні та обміні інформацією, організовують поводження з конфіденційною інформацією в такий спосіб, щоб мінімізувати ризики зловживання конфіденційною інформацією, несанкціонованого доступу до неї або її розкриття.

10.8. Конфіденційність не застосовується до даних:

широкого розповсюдження;

які вже є в законному володінні одержувача до моменту їх одержання від сторони, яка їх розкриває;

розкриття яких вимагається від одержувача за будь-яким законом, розпорядженням суду або наказом органів влади.

10.9. Правила конфіденційності не можуть обмежувати зобов’язання чи впливати на зобов’язання будь-якої задіяної сторони щодо надання інформації відповідно до законодавства України та інших нормативно-правових актів судовим органам, центральним органам виконавчої влади та Регулятору.

10.10. Кожна сторона може вільно користуватися своєю власною інформацією для будь-яких цілей без обмежень до моменту, поки вона не включатиме даних, одержаних від інших сторін.

10.11. Лише уповноважені сторони, які мають допуск до відповідної конфіденційної інформації, можуть користуватися цією інформацією для своїх оперативних ділових цілей, якщо не передбачено інше, або в разі запиту від уповноважених органів виконавчої влади згідно з національним чи міжнародним законодавством.

Така конфіденційна інформація розкривається лише їхнім керівникам та співробітникам, які мають допуск до конфіденційної інформації.

10.12. Конфіденційна інформація не розкривається сторонами в будь-який спосіб, мірі чи формі, повністю або частково, крім випадків, коли задіяні сторони домовились про інші умови шляхом укладення / приєднання до двосторонніх чи багатосторонніх договорів.

{Пункт 10.12 глави 10 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024 }

10.13. Сторона має надіслати повідомлення надавачу конфіденційної інформації та/або її власнику якщо ця сторона зобов'язана розкрити таку конфіденційну інформацію відповідно до вимог чинного законодавства України.

Сторони домовляються щодо змісту й обсягу конфіденційної інформації, що має розголошуватися відповідно до чинного законодавства, а також про те, що розкриття конфіденційної інформації здійснюватиметься в належний спосіб.

10.14. Якщо сторона користується даними від імені іншої сторони, то ці дані трактуються як індивідуальна інформація сторони, але вона залишається у володінні власника даних та/або надавача даних відповідно.

10.15. Кожна сторона може обробляти спільні дані для свого індивідуального користування.

Жодна зміна в даних не впливає на обмеження щодо використання цих даних.

10.16. ОСП чи будь-яка сторона, яка бере участь у процесі обміну даними та/або перебуває під впливом порушення конфіденційності даних чи інформації, може ставити питання про порушення конфіденційності даних чи інформації.

10.17. У разі порушення конфіденційності даних застосовуються правила щодо конфіденційності, викладені у відповідному договорі (ліцензії).

10.18. Сторона, яку не задовольняє розв’язання питання про порушення конфіденційності даних чи інформації відповідно до пункту 10.17 цієї глави, може звертатися з запитом щодо вирішення спірного питання до ОСП та Регулятора або вирішувати цю ситуацію в судовому порядку.

11. Вимоги з інформаційної безпеки

11.1. Інформаційна безпека має забезпечуватися відповідно до вимог відповідних міжнародних та національних стандартів у галузі інформаційної безпеки, у тому числі для систем управління процесами в індустрії енергетичних сервісних програм.

11.2. Критерії та порядок віднесення об’єктів енергетики до об’єктів критичної інфраструктури, загальні вимоги до їх кіберзахисту, у тому числі щодо застосування індикаторів кіберзагроз та вимоги до проведення незалежного аудиту інформаційної безпеки затверджуються Кабінетом Міністрів України.

11.3. Вимоги і порядок проведення незалежного аудиту інформаційної безпеки на об’єктах критичної інфраструктури встановлюється відповідними нормативно-правовими актами з аудиту інформаційної безпеки, що затверджуються Кабінетом Міністрів України.

Розроблення нормативно-правових актів з незалежного аудиту інформаційної безпеки на об’єктах критичної інфраструктури здійснюється на основі міжнародних стандартів, стандартів Європейського Союзу та НАТО з обов’язковим залученням представників основних суб’єктів національної системи кібербезпеки, наукових установ, незалежних аудиторів та експертів у сфері кібербезпеки.

11.4. Відповідальність за забезпечення кіберзахисту комунікаційних і технологічних систем об’єктів критичної інфраструктури, захисту технологічної інформації відповідно до вимог законодавства, за невідкладне інформування урядової команди реагування на комп’ютерні надзвичайні події України CERT-UA про інциденти кібербезпеки, за організацію проведення незалежного аудиту інформаційної безпеки на таких об’єктах покладається на власників та/або керівників підприємств, установ та організацій віднесених до об’єктів критичної інфраструктури.

11.5. Для запобігання несанкціонованому доступу до елементів системи передачі повинні використовуватися сучасні засоби мережевої безпеки та засоби антивірусного захисту.

{Пункт 11.5 глави 11 розділу X із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

11.6. ОСП розробляє вимоги з безпеки, які є обов’язковим до виконання для Користувачів.

XI. Надання послуг з передачі електричної енергії та з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

1. Загальні умови надання послуг з передачі електричної енергії та з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

1.1. Послуги з передачі електричної енергії та з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління надаються ОСП на недискримінаційних засадах відповідно до вимог, установлених законодавством та цим Кодексом.

1.2. Послуги з передачі електричної енергії та з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління надаються на договірних засадах на основі типових договорів згідно з порядком, визначеним цим Кодексом.

Типові форми договорів про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та про надання послуг з передачі електричної енергії наведені в додатках 5 та 6 до цього Кодексу відповідно.

{Абзац другий пункту 1.2 глави 1 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

1.3. Доступ до системи передачі надається Користувачу лише на підставі укладеного договору про надання послуг з передачі електричної енергії.

Діяльність на ринку електричної енергії без укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у випадках, передбачених цим Кодексом, не допускається.

{Пункт 1.3 глави 1 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

1.4. Ініціатором укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та договору про надання послуг з передачі електричної енергії може виступати будь-яка сторона.

{Главу 1 розділу XI доповнено новим пунктом 1.4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

1.5. У разі введення надзвичайного стану відповідно до Закону України «Про правовий режим надзвичайного стану» підприємства, установи та організації електроенергетики, розташовані у місцевостях, де введено надзвичайний стан, зобов’язані виконувати розпорядження органів, які здійснюють заходи надзвичайного стану на відповідній території щодо енергопостачання споживачів, незалежно від умов укладених договорів.

1.6. Паспорт точки передачі, що оформляється між ОСП та виробником, має містити зокрема:

величини дозволеної (договірної) потужності відбору електричної енергії, зокрема на власні потреби, заряджання УЗЕ тощо;

величини дозволеної (договірної) потужності відпуску електричної енергії.

Величини дозволеної (договірної) потужності та відбору електричної енергії, зокрема на власні потреби, заряджання УЗЕ тощо визначається згідно із зазначеними в реалізованих технічних умовах на приєднання електроустановок виробника, призначених відповідно для виробництва та/або споживання електричної енергії, або (у разі відсутності такої потужності у реалізованих технічних умовах) – згідно з потужністю, що встановлюється на рівні потужності, призначеної для власних потреб генеруючих установок залежно від джерела енергії згідно з вимогами нормативно-технічних документів, але не більше 4 % для електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії з енергії сонця, та не більше 8 % для інших виробників електричної енергії від величини дозволеної (договірної) потужності відпуску електричної енергії.

{Главу 1 розділу XI доповнено новим пунктом 1.6 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

2. Вимоги щодо якості надання послуг з передачі електричної енергії

2.1. ОСП дотримується затверджених Регулятором показників якості послуг, які характеризують рівень надійності передачі електричної енергії, комерційної якості надання послуг та якості електричної енергії.

2.2. Якість електричної енергії характеризується фізичними параметрами переданої Користувачам електричної енергії та їх відповідністю встановленим цим Кодексом показникам.

2.3. ОСП проводить моніторинг якості електричної енергії в мережах системи передачі, зокрема щодо вимірювання таких показників: частоти, напруги, небалансу напруги, напруги гармонік, флікерів, а також фіксації провалів напруги та перенапруги. Система моніторингу має бути побудована на основі даних, отриманих на регулярній (за допомогою стаціонарних засобів) або вибірковій (за допомогою переносних засобів) основі.

ОСП забезпечує на регулярній основі вимірювання показників якості електричної енергії на шинах підстанцій, від яких заживлені Користувачі. Вимірювання переносними приладами контролю показників якості електричної енергії проводяться у випадку звернення Користувача щодо необхідності їх проведення на межі балансової належності у разі її розміщення на об’єкті Користувача та наявності на ньому не гірших за класом точності вимірювальних трансформаторів, ніж зі сторони ОСП.

Дані вимірювання показників якості електричної енергії мають оброблятися, зберігатися ОСП протягом 5 років.

{Главу 2 розділу XI доповнено новим пунктом 2.3 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

2.4. Відхилення значення основної частоти напруги електроживлення від номінальної напруги не повинно перевищувати ± 0,5 Гц протягом 99,5 % часу інтервалу в один тиждень і +2/-3 Гц - протягом 100 % часу інтервалом у 7 днів. Значення основної частоти напруги електроживлення, Гц, вимірюється в інтервалі часу 10 секунд згідно з ДСТУ IEC «61000-4-30».

{Пункт 2.4 глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

2.5. Повільні зміни напруги на межі балансової належності мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі (тривалістю більше хвилини), не повинні перевищувати 10 % від номінального або погодженого значення напруги протягом 100 % часу інтервалу в 7 днів. Значення напруги більші та менші номінального або погодженого значення напруги усереднюють в інтервалі 10 хвилин згідно з ДСТУ IEC «61000-4-30».

{Пункт глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 68 від 17.01.2023 }

2.6. Показниками якості електричної енергії, що відносяться до коливань напруги є довгочасна доля флікера, усереднена в інтервалі часу 2 години, яка не повинна перевищувати 1 % протягом 95 % часу інтервалу в один тиждень.

2.7. Значення сумарних коефіцієнтів гармонічних складових напруги на межі балансової належності мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі, усереднених в інтервалі часу 10 хвилин не повинні перевищувати 3,0 протягом 95 % часу інтервалу в 7 днів. Значення коефіцієнтів гармонічних складових напруги до 40 порядку не повинні перевищувати значень установлених у таблиці 33 протягом 95 % часу інтервалу в 7 днів. Вимірювання напруги гармонічних складових повинні проводитись згідно з вимогами ДСТУ IEC «61000-4-30».

{Пункт 2.7 глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

Таблиця 33

Значення коефіцієнтів напруг окремих гармонічних складових до 40 порядку

Непарні гармоніки

Парні гармоніки

не кратні 3

кратні 3

3,0

1,9

1,3

1,0

15-39

0,5

6-40

0,5

2,5

1,5

1,3

0,9

25-37

0,5

2.8. Показниками несиметрії трифазної системи напруг є коефіцієнти несиметрії напруг зворотної послідовності та нульової послідовності. Значення коефіцієнтів зворотної послідовності, які вимірюються згідно з пунктом 2.3 цієї глави, усереднених в інтервалі часу 10 хвилин, не повинні перевищувати 2% протягом 95% часу інтервалу в один тиждень. При оцінці коефіцієнтів зворотної послідовності повинні проводитись вимірювання згідно з вимогами ДСТУ IEC 61000-4-30.

{Пункт глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

{Пункт 2.9 глави 2 розділу XI виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 68 від 17.01.2023 }

2.9. ОСП щороку до 01 листопада розробляє та надає Регулятору Програму моніторингу якості електричної енергії в системі передачі на наступний рік, що містить, у тому числі:

кількість задіяних вимірювальних засобів (стаціонарних та портативних), їх назви та клас характеристики процесу вимірювання;

перелік обладнання та точок приєднання, на яких будуть встановлюватись (встановлені) вимірювальні засоби, та період часу, протягом якого буде проводитись вимірювання параметрів якості електричної енергії.

ОСП щороку до 01 березня надає Регулятору та публікує на власному вебсайті звіт за результатами проведення моніторингу якості електричної енергії в системі передачі за попередній рік.

{Абзац четвертий пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

2.10. ОСП здійснює автоматичну реєстрацію перерв у передачі електричної енергії засобами реєстрації аварійних подій, приладами релейного захисту з функцією автоматичної реєстрації параметру, а також пристроями телемеханіки або іншими засобами реєстрації перерв в електропостачанні. Даними технічними засобами забезпечується фіксація даних щодо часу і тривалості перерв у передачі електричної енергії (знеструмлення) електроустановок Користувачів, що пов’язані з відмовами у роботі системи передачі та відновлення її роботи, та передача даних до ОСП.

2.11. Надійність (безперервність) передачі електричної енергії характеризується кількістю, тривалістю перерв у передачі електричної енергії та обсягом недовідпущеної електричної енергії. Показники надійності (безперервності) передачі електричної енергії визначаються Регулятором.

2.12. Комерційна якість надання послуг характеризує якість взаємовідносин ОСП із Користувачами, зокрема дотримання встановлених цим Кодексом та іншим законодавством строків надання послуг та виконання робіт щодо:

надання доступу до системи передачі;

відновлення електроживлення споживача;

розгляду звернень Користувачів тощо.

2.13. ОСП надає споживачам компенсації за недотримання показників якості надання послуг у розмірі та порядку, встановленому Регулятором

2.14. ОСП та Користувачі зобов’язані дотримуватися вимог нормативно-правових актів, нормативно-технічних документів, стандартів операційної безпеки, а також умов укладених договорів з питань:

операційної безпеки;

{Абзац другий пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

безпеки постачання електричної енергії;

технічної експлуатації електричних станцій і мереж, енергетичного обладнання і мереж електроенергетичних підприємств та споживачів, виготовлення, монтажу, налагодження та випробування енергоустановок і мереж, виконання проєктних робіт на енергоустановках і мережах.

2.15. При нанесенні збитків Користувачу внаслідок недотримання ОСП показників якості послуг, визначених у пунктах 2.2 - 2.7 цієї глави та договором про надання послуг з передачі електричної енергії, Користувач має право на відшкодування збитків, а ОСП зобов’язаний здійснити таке відшкодування.

2.16. Відшкодування Користувачу за недотримання ОСП показників якості послуг, зазначених у пунктах 2.2-2.7 цієї глави, не здійснюється, якщо недотримання показників якості послуг відбулося з причин:

застосування заходів у разі виникнення та ліквідації наслідків надзвичайної ситуації в ОЕС України, оголошеної ОСП у порядку, визначеному цим Кодексом;

{Абзац третій пункту глави 2 розділу XI виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

недотримання Користувачем вимог документів, зазначених у пункті 2.14 цієї глави.

2.17. Користувач здійснює відшкодування збитків ОСП, понесених ОСП через недотримання Користувачем вимог документів, зазначених у пункті 2.14 цієї глави.

2.18. ОСП на основі аналізу показників якості послуг з передачі електричної енергії та причин їх недотримання розробляє заходи, спрямовані на усунення та недопущення в майбутньому цих причин.

{Абзац перший пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

{Абзац другий пункту глави 2 розділу XI виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

2.19. ОСП зобов’язаний:

оприлюднювати на власному вебсайті в мережі Інтернет інформацію щодо показників якості послуг з передачі електричної енергії та заходів, спрямованих на їх дотримання, порядку компенсації за недотримання цих показників якості та встановлення розміру компенсації;

щорічно до 01 квітня оприлюднювати на власному вебсайті в мережі Інтернет звіт щодо показників якості послуг з передачі електричної енергії;

{Абзац третій пункту глави 2 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

зберігати інформацію, яка необхідна для аналізу показників якості послуг з передачі електричної енергії та причин їх недотримання.

3. Порядок припинення/обмеження передачі електричної енергії споживачам

3.1. Послуги з передачі електричної енергії надаються Користувачу безперервно, крім випадків, передбачених договором про надання послуг з передачі електричної енергії та цим Кодексом.

3.2. Випадки припинення передачі електричної енергії:

1) за заявою Користувача:

припинення (тимчасове або остаточне) експлуатації електроустановки;

продаж/передача прав власності/користування на об’єкт Користувача;

інші тимчасові причини припинення електропостачання (виконання будівельних, аварійно-відновлювальних робіт тощо);

2) за зверненням електропостачальника:

припинення електроживлення Користувача (споживача електричної енергії) у випадках, визначених Правилами роздрібного ринку;

3) за ініціативою ОСП:

закінчення терміну дії/розірвання договору про надання послуг з передачі електричної енергії;

несплата та/або неповна оплата послуг згідно з умовами договору про надання послуг з передачі електричної енергії та/або договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління;

{Абзац третій підпункту 3 пункту 3.2 глави 3 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

виявлення несанкціонованого відбору електричної енергії Користувачем або втручання в роботу засобів обліку електричної енергії або елементів системи передачі;

наявність заборгованості за несанкціонований відбір електричної енергії;

несанкціоноване відновлення електроживлення Користувача (споживача електричної енергії);

невиконання вимог припису уповноваженого представника органу виконавчої влади, на який покладено відповідні обов’язки згідно із законодавством України, щодо усунення незадовільного технічного стану електроустановок Користувачів, який загрожує аварією, пожежею та/або створює загрозу життю обслуговуючого персоналу, населенню та навколишньому середовищу;

недопущення до електроустановок Користувача, пристроїв релейного захисту, автоматики та зв’язку, які забезпечують регулювання навантаження в енергосистемі, та/або розрахункових засобів обліку електричної енергії уповноважених посадових осіб органів виконавчої влади та/або ОСП, на яких покладено згідно з законодавством України та/або договором відповідні обов’язки;

проведення планових ремонтів електроустановок та електричних мереж системи передачі;

проведення системних випробувань;

4) за ініціативою Адміністратора комерційного обліку:

невиконання обґрунтованих вимог щодо приведення засобів розрахункового обліку в технічний стан відповідно до Кодексу комерційного обліку;

5) за форс-мажорних обставин, у тому числі:

застосування графіків та протиаварійних систем зниження електроспоживання з метою запобігання порушенням режиму роботи ОЕС України;

аварійні перерви електропостачання.

3.3. ОСП має надати попередження про обмеження/припинення передачі електричної енергії Користувачу після встановлення факту наявності підстав для вчинення вказаних дій не менше ніж за 5 робочих днів до запланованої дати обмеження/припинення передачі електричної енергії. При цьому в попередженні мають бути зазначені підстави, дата та орієнтовний час, з якого передачу електричної енергії буде припинено/обмежено.

{Пункт 3.3 глави 3 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

3.4. ОСП має право припиняти/обмежувати передачу електричної енергії на час проведення планових ремонтів електроустановок та електричних мереж системи передачі та проведення системних випробувань, здійснивши відповідні погодження та попередження відповідно до вимог цього Кодексу.

Припинення/обмеження передачі електричної енергії за заявою Користувача здійснюється у такому порядку. У разі остаточного припинення експлуатації електроустановки та/або продажу/передачі прав власності/користування на електроустановку (об’єкт) Користувач зобов’язаний повідомити про це ОСП за 20 робочих днів до дати настання зазначеної події та остаточно розрахуватись з ним за договором про надання послуг з передачі електричної енергії.

За наявності технічної можливості ОСП зобов’язаний припинити/обмежити передачу електричної енергії Користувачу із заявленої ним дати бажаного тимчасового припинення/обмеження передачі електричної енергії або остаточного припинення експлуатації електроустановки та/або продажу/передачі прав власності/користування на електроустановку (об’єкт).

3.5. Припинення електроживлення споживача за зверненням електропостачальника здійснюється у порядку, визначеному у пунктах 3.6 - 3.15 цієї глави та з урахуванням вимог Правил роздрібного ринку.

{Пункт 3.5 глави 3 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

3.6. Електропостачальник має зареєструвати в ОСП споживачів, лінії електропередачі яких приєднані до системи передачі, на яких може поширюватись звернення щодо припинення їх електроживлення, та посадових осіб, які можуть подавати відповідне звернення від імені електропостачальника.

3.7. Звернення електропостачальника щодо припинення електроживлення споживача подається ОСП у письмовій формі з власноручним підписом або в електронній формі з накладанням електронного підпису уповноваженої особи із зазначенням:

найменування і місцезнаходження юридичної особи - електропостачальника та його контактних даних (телефон, факс, адреса електронної пошти);

найменування, місцезнаходження споживача, його контактні дані (телефон, факс);

причин застосування припинення електроживлення споживача;

дати припинення електроживлення споживача.

{Пункт 3.7 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

3.8. До звернення електропостачальника додається копія повідомлення споживача про припинення електроживлення, направлене електропостачальником.

{Пункт 3.8 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

3.9. ОСП перевіряє можливість схеми приєднання споживача до системи передачі забезпечити таке припинення без відключення та/або обмеження електропостачання іншим споживачам, а також умови обмеження/відключення електропостачання споживача, якщо він входить до переліку захищених споживачів відповідно до Порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 27 грудня 2018 року № 1209.

{Пункт 3.9 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

3.10. Після виконання зазначених перевірок ОСП не пізніше ніж за 5 робочих днів письмово повідомляє споживача щодо припинення його електроживлення за зверненням електропостачальника, дату i час виконання цієї операції, а також попереджає споживача про заходи, яких він має вжити для забезпечення безпечного припинення електроживлення.

Припинення електроживлення споживача відбувається з дотриманням вимог розділу VII Правил роздрібного ринку електричної енергії, затверджених постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 312.

{Пункт 3.10 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

3.11. Споживач зобов’язаний вжити заходів для забезпечення безпечного припинення електроживлення та письмово повідомити про це ОСП, а також забезпечити присутність посадових осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів на об’єкті припинення електроживлення, та безперешкодний доступ уповноважених представників ОСП, електропостачальника і представників інших організацій за заявкою ОСП у час, визначений у повідомленні ОСП.

Відсутність письмового повідомлення ОСП від Споживача про вжиття відповідних заходів не є підставою для зупинення процедури припинення електроживлення цього Споживача.

{Пункт 3.11 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

3.12. Споживач у триденний термін від дня отримання повідомлення про припинення його електроживлення може оскаржити відповідне звернення електропостачальника у Регулятора або в судовому порядку та повинен повідомити ОСП про подання відповідної скарги. Таке оскарження не є підставою для зупинення процесу припинення електроживлення споживача.

3.13. Після виконання процедур, зазначених у пунктах 3.7-3.10 цієї глави, ОСП здійснює припинення електроживлення споживача шляхом приведення в дію відповідних комутаційних апаратів або від'єднання струмоприймачів споживача від системи передачі.

{Пункт 3.13 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

3.14. Припинення електроживлення споживача за зверненням електропостачальника у вихідні та святкові дні не допускається, крім випадків, коли кількість безперервних святкових та вихідних днів перевищує 2 доби.

3.15. Електропостачальник не має права звертатися до ОСП щодо припинення електроживлення споживача у випадках, якщо споживач не порушує своїх договірних зобов’язань перед електропостачальником.

Якщо споживач порушує свої договірні зобов’язання перед електропостачальником, але відноситься до захищених категорій, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження та відновлення електропостачання, припинення електроживлення цього споживача відбувається відповідно до Порядку забезпечення постачання електричної енергії захищеним споживачам.

{Абзац другий пункту 3.15 глави 3 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3.16. Відповідальність за можливі економічні збитки споживача, а також техногенні, екологічні та соціальні наслідки припинення його електроживлення, здійсненого відповідно до визначеного цією главою порядку, несе споживач.

3.17. Нагляд (контроль) за дотриманням ОСП встановленого відповідними нормативно-технічними документами порядку застосування заходів з припинення постачання електричної енергії споживачам здійснює центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики.

3.18. У разі несплати або неповної оплати за послуги з передачі електричної енергії та/або послуг з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління у строки, визначені договором про надання послуг з передачі електричної енергії та/або договором про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, ОСП не пізніше ніж за 10 робочих днів надсилає Користувачу або вручає особисто попередження про припинення передачі електричної енергії.

{Пункт 3.18 глави 3 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

4. Порядок відновлення передачі електричної енергії споживачам

4.1. Відновлення тимчасового припинення/обмеження передачі електричної енергії здійснюється ОСП за зверненням Користувача протягом 5 робочих днів з дати отримання звернення щодо відновлення електроживлення.

4.2. ОСП зобов'язаний відновити електроживлення споживача за зверненням електропостачальника, який надавав звернення на припинення електроживлення цьому споживачеві, або за зверненням іншого електропостачальника за умови надання ним документів, що підтверджують усунення споживачем порушень, або за зверненням споживача у випадку купівлі ним електричної енергії для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку за умови укладення ним договору про врегулювання небалансів відповідно до Правил ринку.

{Пункт 4.2 глави 4 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

4.3. Звернення електропостачальника/споживача щодо відновлення електроживлення споживача подається ОСП у письмовій формі з власноручним підписом або в електронній формі з накладанням електронного підпису уповноваженої особи із зазначенням:

{Абзац перший пункту 4.3 глави 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

найменування, місцезнаходження юридичної особи електропостачальника/споживача та його контактних даних (телефон, факс, адреса електронної пошти);

{Абзац другий пункту 4.3 глави 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

переліку посадових осіб споживача, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів та їх контактні дані (телефон, факс);

{Абзац третій пункту 4.3 глави 4 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

дати відновлення електроживлення споживача.

{Абзац четвертий пункту 4.3 глави 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

{Пункт 4.4 глави 4 розділу XI виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

4.4. ОСП протягом одного робочого дня опрацьовує звернення щодо відновлення електроживлення споживача з точки зору поточного балансу потужності в ОЕС України та гарантій безпеки постачання електричної енергії іншим споживачам і письмово повідомляє споживача про прийняття до виконання звернення щодо відновлення його електроживлення, дату і час виконання цієї операції (з обґрунтуванням, якщо дата відрізняється від зазначеної в повідомленні електропостачальника/споживача), а також попереджає споживача про заходи, яких той має вжити для забезпечення безпечного відновлення електроживлення.

ОСП також повинен поінформувати відповідного ОСР та/або іншого Користувача щодо відновлення електроживлення споживача, якщо до мереж такого споживача приєднані мережі ОСР та/або мережі інших Користувачів.

{Пункт 4.4 глави 4 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

4.5. Вимоги та оперативні команди або розпорядження ОСП щодо технологічних операцій, пов’язаних з відновленням електроживлення споживача та забезпеченням їх безпечного виконання, при необхідності, надаються каналами зв’язку засобів диспетчерського управління.

{Пункт 4.5 глави 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 1680 від 29.09.2021 }

4.6. Споживач зобов'язаний вжити заходів для забезпечення безпечного відновлення електроживлення та письмово повідомити про це ОСП, а також забезпечити присутність посадових осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію струмоприймачів, на об'єкті відновлення електроживлення у час, визначений у повідомленні ОСП.

{Пункт 4.6 глави 4 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

4.7. Після виконання процедур, зазначених у пунктах 4.4-4.6 цієї глави, та отримання необхідних підтверджень ОСП здійснює відновлення електроживлення споживача шляхом приведення в дію відповідних комутаційних апаратів або приєднання струмоприймачів споживача до системи передачі.

{Пункт 4.7 глави 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 }

4.8. Відповідальність за можливі економічні збитки споживача, а також техногенні, екологічні та соціальні наслідки відновлення його електроживлення, здійсненого відповідно до порядку, визначеного цією главою, несе споживач.

4.9. Якщо протягом часу припинення електроживлення споживача він збільшив приєднану потужність на величину, яка перевищує дозволену йому до приєднання, то разом зі зверненням електропостачальника споживачем подається заява про приєднання електроустановок до системи передачі, типова форма якої наведена в додатку 1 до цього Кодексу. Відновлення електроживлення споживача у цьому випадку, здійснюється відповідно до умов, визначених у розділі III цього Кодексу.

4.10. Підключення електроустановок Користувача, які були відключені на виконання вимоги або припису, здійснюється після усунення Користувачем порушень, що підтверджується відповідним документом організації, яка висунула вимогу або видала припис.

5. Порядок укладення договорів про надання послуг з передачі електричної енергії

5.1. Договір про надання послуг з передачі електричної енергії визначає організаційні, технічні та фінансові умови, на яких ОСП здійснює передачу електричної енергії електричними мережами системи передачі.

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/імпорту електричної енергії.

5.2. Укладення договорів про надання послуг з передачі електричної енергії є обов'язковою умовою надання Користувачам доступу до системи передачі.

5.3. Послуги з передачі електричної енергії надаються ОСП учаснику ринку електричної енергії безперервно на підставі договору про надання послуг з передачі електричної енергії, що є додатком 6 до цього Кодексу, між ним та:

ОСР;

електропостачальником;

трейдером;

споживачем електричної енергії, який:

має намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку незалежно від точки приєднання,

планує набути статусу активного споживача з метою продажу електричної енергії за «зеленим» тарифом гарантованому покупцю,

встановив установки зберігання енергії з метою участі у ринку допоміжних послуг, надання послуг з балансування та купівлі-продажу електроенергії, яка використовується для зберігання енергії в установках зберігання енергії, на організованих сегментах ринку самостійно або у складі агрегованих груп;

ОМСР, який має намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку незалежно від точки приєднання;

виробником електричної енергії;

ОУЗЕ;

гарантованим покупцем.

Користувачі, зазначені у цьому пункті, не можуть здійснювати свою діяльність на ринку електричної енергії, а також експорт/імпорт електричної енергії, без укладеного договору про надання послуг з передачі електричної енергії.

Між ОСП та Користувачем, який є (або планує стати) учасником ринку електричної енергії, укладається один Договір про надання послуг з передачі електричної енергії, який є додатком 6 до цього Кодексу, сукупно за всіма видами діяльності цього Користувача на ринку електричної енергії.

Відносини між ОСП та споживачами (у тому числі ОМСР), які купують електричну енергію в електропостачальника за Правилами роздрібного ринку електричної енергії та для яких оператором системи є ОСП, регулюються цим Кодексом, Правилами роздрібного ринку електричної енергії та укладеними між ними договорами відповідно до Правил роздрібного ринку електричної енергії.

{Пункт 5.3 глави 5 розділу ХІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

5.4. ОСП укладає договір про надання послуг з передачі електричної енергії з Користувачем до набуття ним статусу учасника ринку електричної енергії відповідно до Правил ринку.

Будь-який Користувач системи, у випадку купівлі електричної енергії для власних потреб (споживання та/або відбору) своїх електроустановок, незалежно від їх функціонального призначення прирівнюється до споживача та має права і обов'язки споживача в частині оплати послуг.

У випадку постачання електричної енергії електропостачальником споживачу (у тому числі ОМСР, оператором системи якого є ОСП), ОСП додатково укладає договір електропостачальника про надання послуг з передачі електричної енергії відповідно до Правил роздрібного ринку електричної енергії.

Якщо оператором системи споживача (у тому числі ОМСР), який має намір купувати електричну енергію для власного споживання за двосторонніми договорами та на організованих сегментах ринку, є ОСП, ОСП додатково укладає договір споживача про надання послуг з передачі електричної енергії відповідно до Правил роздрібного ринку електричної енергії.

5.5. Договір про надання послуг з передачі електричної енергії є публічним договором приєднання та укладається на підставі типової форми договору, який затверджується Регулятором та є додатком 6 до цього Кодексу.

ОСП зобов'язаний на своєму офіційному вебсайті оприлюднити редакцію договору про надання послуг з передачі електричної енергії зі змінами та роз'яснення щодо укладення та приєднання Користувача до договору про надання послуг з передачі електричної енергії.

На вимогу Користувача ОСП протягом 10 робочих днів від дня звернення повинен надати Користувачу підписаний ОСП примірник укладеного договору у паперовій формі.

5.6. Оплата послуг з передачі електричної енергії здійснюється за тарифом, який встановлюється Регулятором відповідно до затвердженої(-ого) ним методики (порядку) та включає в себе тарифну складову на виконання спеціальних обов’язків із забезпечення збільшення частки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії.

{Абзац перший пункті 5.6 глави 5 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1462 від 16.09.2025 }

Тариф на послуги з передачі електричної енергії (із зазначенням, у тому числі тарифної складової на виконання спеціальних обов’язків із забезпечення збільшення частки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії) оприлюднюється ОСП на офіційному вебсайті у триденний термін після його встановлення Регулятором, але не пізніше дня, що передує дню набрання ним чинності.

{Абзац другий пункті 5.6 глави 5 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1462 від 16.09.2025 }

Оплата послуг з передачі електричної енергії при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії у період після приєднання оператора системи передачі України до ІТС механізму здійснюється відповідно до глави 7 цього розділу.

Оплату послуг з передачі електричної енергії для електроустановок, що агрегуються, здійснюють власники (користувачі) цих електроустановок або їх електропостачальники.

{Пункт 5.6 глави 5 розділу ХІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

5.7. Обсяг послуг з передачі електричної енергії визначається:

1) у період до приєднання ОСП до ІТС механізму:

для ОСР - на підставі даних щодо обсягів технологічних витрат електричної енергії на її розподіл територією здійснення ліцензованої діяльності, як електричними мережами ОСР, так і електричними мережами інших власників;

для електропостачальників (крім випадків здійснення постачання активним споживачам, що встановили УЗЕ) - на підставі даних щодо обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку споживачів (у тому числі ОМСР), крім обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку споживачів, оператором системи яких є ОСП;

для електропостачальників, що здійснюють постачання електричної енергії активним споживачам, що встановили УЗЕ - на підставі обсягу спожитої з мережі електричної енергії електроустановками, призначеними для споживання та виробництва електричної енергії, та окремо на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії установкою зберігання енергії;

для споживачів електричної енергії (крім активних споживачів, які встановили установку зберігання енергії) або 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 відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку цих споживачів (з урахуванням втрат електричної енергії в мережах споживача або ОМСР);

для активних споживачів, які встановили УЗЕ - на підставі обсягу спожитої з мережі електричної енергії електроустановками, призначеними для споживання та виробництва електричної енергії, та окремо на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ;

для виробників електричної енергії (за винятком генеруючих одиниць виробників, яким встановлено «зелений» тариф, або об’єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця) - на підставі даних щодо обсягів відбору електричної енергії площадками комерційного обліку для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСР/ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації або власного споживання, у тому числі для забезпечення роботи насосних модулів;

для виробників, яким встановлено «зелений» тариф, або об’єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця на підставі даних щодо позитивного значення обсягу різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії площадками комерційного обліку генеруючих одиниць таких виробників;

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

З цією метою використовуються дані комерційного обліку щодо відпуску та/або відбору електричної енергії сформовані Адміністратором комерційного обліку за площадками (точками) комерційного обліку, яким присвоєні ЕІС-коди та відповідно до Кодексу комерційного обліку в інтервалі розрахункового періоду затвердженого Правилами ринку, у розрізі кожного календарного дня;

2) у період після приєднання ОСП до ІТС механізму:

для електропостачальників (крім випадків здійснення постачання активним споживачам, що встановили УЗЕ) - на підставі даних щодо обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру та обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку споживачів (у тому числі ОМСР), крім обсягів відбору електричної енергії об’єктами/площадками комерційного обліку споживачів, оператором системи яких є ОСП;

для виробників електричної енергії (за винятком генеруючих одиниць виробників, яким встановлено «зелений» тариф, або об’єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця) - на підставі даних щодо обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру та обсягів відбору електричної енергії площадками комерційного обліку для забезпечення власних потреб електричних станцій, що заживлені від мереж ОСР/ОСП, а також власних потреб електричних станцій у випадку відсутності генерації або власного споживання, у тому числі для забезпечення роботи насосних модулів;

для виробників, яким встановлено «зелений» тариф, або об’єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця, на підставі даних щодо обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру та щодо позитивного значення обсягу різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії площадками комерційного обліку генеруючих одиниць таких виробників;

для трейдерів - на підставі даних щодо обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру;

для ОУЗЕ - на підставі даних щодо обсягів, що дорівнюють абсолютній величині різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ, і у разі здійснення експорту/імпорту електричної енергії, обсягів експорту/імпорту електричної енергії до/з країн периметру;

для гарантованого покупця - на підставі даних щодо обсягів експорту електричної енергії до країн периметру.

З цією метою використовуються дані комерційного обліку щодо відпуску та/або відбору сформовані Адміністратором комерційного обліку за площадками (точками) комерційного обліку, яким присвоєні ЕІС-коди та відповідно до Кодексу комерційного обліку та/або графіки імпорту та експорту електричної енергії за зовнішньоекономічними контрактами (договорами) на кожному міждержавному перетині з країнами периметру в інтервалі розрахункового періоду, затвердженого Правилами ринку, у розрізі кожного календарного дня.

{Пункт 5.7 глави 5 розділу ХІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

5.8. Договір про надання послуг з передачі електричної енергії укладається шляхом приєднання Користувача до умов договору згідно з наданою ним заявою-приєднання із зазначенням реквізитів Користувача, енергетичного ідентифікаційного коду (EIC-коду типу X), ECRB коду (унікального ідентифікатору учасника оптового енергетичного ринку) та інформації щодо обраного ним ППКО, до якої додаються:

{Абзац перший пункту 5.8 глави 5 розділу XІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024 }

підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), завірена копія довіреності, виданої в установленому законодавством порядку тощо);

копії договорів споживача та/або виробника/ОМСР/ОУЗЕ про надання послуг з розподілу (передачі) електричної енергії з додатками (для виробників та/або ОУЗЕ та/або ОМСР та споживачів), розміщених за місцем провадження ліцензованої діяльності відповідного ОСР.

Бланк заяви-приєднання повинен бути оприлюднений на офіційному вебсайті ОСП.

Заява-приєднання може бути надана до ОСП як в паперовій формі шляхом проставляння власноручного підпису уповноваженої особи, так і в електронній формі з використанням електронного підпису.

5.9. ОСП протягом 10 робочих днів від дня отримання заяви-приєднання, повного пакету документів та необхідної для укладення договору інформації направляє Користувачу повідомлення, в якому вказує дату акцептування заяви-приєднання. Разом з листом-повідомленням про приєднання до договору ОСП направляє Користувачу оформлений в паперовій або електронній формі перелік об'єктів електроенергетики (додаток 4 до Типового договору про надання послуг з передачі електричної енергії (виробникам/ОУЗЕ/Споживачам/ОМСР)).

Датою початку дії договору про надання послуг з передачі електричної енергії є дата акцепту, зазначена у повідомленні ОСП.

{Глава 5 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

6. Порядок укладення договорів про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

6.1. Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління визначає організаційні, технічні та фінансові умови, на яких ОСП здійснює диспетчерське (оперативно-технологічне) управління в ОЕС України.

Договір встановлює обов'язки та права сторін у процесі оперативного та перспективного 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.

6.2. Послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у період до та після приєднання ОСП до ІТС механізму надаються ОСП безперервно на підставі договору між ним та:

ОСР;

виробником електричної енергії з генеруючими одиницями типу В, С, D, відповідно до рівня напруги та потужності в точці приєднання, згідно з пунктом 2.1 глави 2 розділу ІІІ цього Кодексу;

споживачем (у тому числі який планує набути статусу активного споживача)/ОУЗЕ/ОМСР, для яких оператором системи є ОСП.

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

Між ОСП та Користувачем укладається один договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління сукупно за всіма видами діяльності цього Користувача на ринку електричної енергії.

{Пункт 6.2 глави 6 розділу ХІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

6.3. ОСП укладає договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління з Користувачем до/під час набуття ним статусу учасника ринку електричної енергії відповідно до Правил ринку.

6.4. Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління є публічним договором приєднання та укладається на підставі типової форми договору, який затверджується Регулятором та є додатком 5 до цього Кодексу.

Будь-який Користувач, у випадку купівлі електричної енергії для власних потреб своїх електроустановок (споживання та/або відбору), незалежно від їх функціонального призначення, прирівнюється до споживача та має права і обов'язки споживача в частині оплати послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

ОСП зобов'язаний на своєму офіційному вебсайті оприлюднити редакцію договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління зі змінами та роз'яснення щодо укладення та приєднання Користувача до договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

6.5. Оплата послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління здійснюється відповідно до цього Кодексу 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 у триденний термін після його встановлення Регулятором, але не пізніше дня, що передує дню набрання ним чинності.

У разі зміни тарифу ОСП повідомляє Користувачів про таку зміну її оприлюднення на офіційному вебсайті, не пізніше дня, що передує дню набрання нею чинності.

Оплату послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління для електроустановок, що агрегуються, здійснюють власники (користувачі) цих електроустановок.

{Пункт 6.5 глави 6 розділу ХІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

6.6. Обсяг послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління визначається для суб'єкта господарювання сукупно за всіма видами діяльності на ринку електричної енергії у період до та після приєднання ОСП до ІТС механізму:

для виробників - як обсяг відпущеної електричної енергії за площадками комерційного обліку (з генеруючими одиницями типу B, C, D), за винятком генеруючих одиниць виробників, яким встановлено "зелений" тариф, або об'єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця;

для виробників, яким встановлено "зелений" тариф, або об'єктів електроенергетики, черги будівництва (пускового комплексу) таких виробників, що входять до балансуючої групи гарантованого покупця (з генеруючими одиницями типу B, C, D) - на підставі даних щодо позитивного значення обсягу різниці між місячним відпуском та місячним відбором електричної енергії площадками комерційного обліку генеруючих одиниць таких виробників;

для ОСР - як обсяг розподіленої електричної енергії об'єктам/площадкам комерційного обліку споживачів, обсяг відбору технологічних витрат електричної енергії на її розподіл територією здійснення ліцензованої діяльності, як електричними мережами ОСР, так і електричними мережами інших власників та обсяг відбору електричної енергії площадкам комерційного обліку 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 відбору електричної енергії об'єктами/площадками комерційного обліку користувачів МСР);

для споживачів (крім активних споживачів, оператором системи яких є ОСП, та які встановили УЗЕ, та ОУЗЕ), оператором системи яких є ОСП, - на підставі даних щодо обсягів відбору електричної енергії об'єктами/площадками комерційного обліку цих споживачів;

{Абзац шостий пункту 6.6 глави 6 розділу ХІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

для активних споживачів, оператором системи яких є ОСП та які встановили УЗЕ - на підставі даних щодо обсягу спожитої з мережі електричної енергії електроустановками, призначеними для споживання та виробництва електричної енергії, та окремо на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії УЗЕ;

{Пункт 6.6 глави 6 розділу ХІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

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 A1, A2, сумарною максимальною потужністю відпуску вище 1 МВт.

Для визначення обсягу наданої послуги використовуються дані комерційного обліку щодо відпуску та/або відбору електричної енергії, сформовані Адміністратором комерційного обліку за площадками (точками) комерційного обліку, яким присвоєні ЕІС-коди, та відповідно до Кодексу комерційного обліку в інтервалі розрахункового періоду, затвердженого Правилами ринку, в розрізі кожного календарного дня.

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

6.7. Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління укладається шляхом приєднання Користувача до умов договору згідно з наданою ним заявою-приєднання із зазначенням реквізитів Користувача, енергетичного ідентифікаційного коду (EIC-коду типу Х), ECRB коду (унікального ідентифікатору учасника оптового енергетичного ринку, за наявності) та даних обраного ним ППКО, до якої додаються:

копія документа про підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), завірена копія довіреності, виданої в установленому законодавством порядку тощо);

підписаний зі сторони Користувача акт розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін (додаток 3 до Договору) (для ОСР, виробників, ОУЗЕ та споживачів (в тому числі ОМСР), приєднаних до системи передачі) - у двох примірниках;

копії договорів виробника/споживача про надання послуг з розподілу (передачі) електричної енергії з додатками (для виробників, розміщених за місцем провадження ліцензованої діяльності відповідного ОСР);

копія договору щодо користування мережами основного виробника з додатками (у разі укладення такого договору між основним виробником та субвиробником);

{Пункт 6.7 глави 6 розділу ХІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

підписана зі сторони Користувача однолінійна схема об'єкта (для виробників, ОУЗЕ та споживачів (в тому числі ОМСР), приєднаних до системи передачі) (додаток 2 до договору).

Бланк заяви-приєднання повинен бути оприлюднений на офіційному вебсайті ОСП.

Для укладення договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління для ОУЗЕ та Виробника з генеруючими одиницями типу B, C і D, Користувач має надати ОСП довідку про підключення до шлюзу інформаційного обміну технологічною інформацією в режимі реального часу з ОСП для УЗЕ та генеруючих одиниць типу B, C і D відповідно до форми та Порядку організації інформаційного обміну технологічною інформацією в режимі реального часу, оприлюднених на офіційному вебсайті ОСП.

6.8. ОСП протягом 10 робочих днів з дня отримання заяви-приєднання та необхідної для укладення договору інформації направляє Користувачу повідомлення, в якому вказує дату акцептування заяви-приєднання. Разом з листом-повідомленням про приєднання до договору ОСП направляє Користувачу оформлений перелік об'єктів електроенергетики (додаток 10 до договору (виробникам/ОУЗЕ/Споживачам)), а також повертає підписаний зі свого боку примірник акта розмежування балансової належності електричних мереж та експлуатаційної відповідальності Сторін (для ОСР, виробників та споживачів, приєднаних до системи передачі) (додаток 3 до Договору).

Договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління вважається укладеним з дати акцепту, зазначеної у повідомленні ОСП.

6.9. ОСП не має права відмовити Користувачу в укладенні договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у разі виконання ним вимог цього Кодексу.

6.10. У разі приєднання електроустановок субвиробника до технологічних мереж внутрішнього електрозабезпечення основного виробника договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління укладається ОСП із субвиробником та здійснюється відповідне нарахування плати, якщо такий договір укладений між ОСП та основним виробником та в основного виробника виникає обов’язок здійснювати оплату послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління відповідно до вимог цього Кодексу.

{Главу 6 розділу XI доповнено новим пунктом 6.10 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

{Глава 6 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

7. Особливості надання послуг з передачі електричної енергії у період після приєднання ОСП до ІТС механізму

7.1. ОСП приєднується до Договору ІТС для участі в ІТС механізмі відповідно до процедур ENTSO-E. ОСП інформує про стан впровадження Договору ІТС на офіційному вебсайті.

ОСП повідомляє Регулятора про намір приєднатися до Договору ІТС не пізніше ніж за три місяці до прогнозованої дати набрання чинності Договором ІТС для ОСП.

Договір ІТС набирає чинності для ОСП з дня приєднання до Договору ІТС згідно з рішенням ENTSO-E.

ОСП інформує Регулятора про приєднання до Договору ІТС упродовж 3 робочих днів з дня його приєднання з наданням копії договору (з додатками).

ОСП інформує на офіційному вебсайті про дату приєднання до Договору ІТС протягом 3 робочих днів з дня приєднання до Договору ІТС.

Дата початку розрахунків ОСП за Договором ІТС визначається ENTSO-E. ОСП інформує Регулятора про дату початку розрахунків за Договором ІТС.

{Пункт 7.1 глави 7 розділу XІ в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024 }

7.2. ОСП у строки та у порядку, визначені Договором ІТС, здійснює внески до фонду ІТС у розмірі, розрахованому ENТSO-E відповідно до Регламенту Комісії (ЄС) № 838/2010 від 23 вересня 2010 року.

7.3. Учасники ринку, що здійснюють експорт/імпорт електричної енергії до/з країн ІТС, плату за послуги з передачі цих обсягів електричної енергії не здійснюють.

Послуги з передачі електричної енергії при здійсненні експорту/імпорту електричної енергії до/з країн ІТС оплачуються в рамках ІТС механізму шляхом компенсації понесених ОСП витрат відповідно до умов Договору ІТС з фонду ІТС, який передбачає покриття:

вартості технологічних витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, що виникли у системі передачі сторін ІТС механізму внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії відповідними системами передачі;

витрат на утримання системи передачі сторін ІТС механізму для забезпечення прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії відповідними системами передачі.

7.4. Учасники ринку, що здійснюють експорт/імпорт електричної енергії до/з країн периметру, оплачують послуги з передачі цих обсягів електричної енергії за ставкою плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру.

7.5. ОСП оприлюднює на офіційному вебсайті актуальний перелік країн периметру та актуальний рівень ставки плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру в євро/МВт·год.

ОСП оприлюднює на офіційному вебсайті ставку плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру у грн/МВт·год не пізніше 03 числа місяця, наступного за розрахунковим періодом. Конвертація величини ставки здійснюється щомісяця за середнім курсом гривні до євро Національного банку України за розрахунковий період надання послуги.

{Абзац другий пункту 7.5 глави 7 розділу XІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024 }

7.6. Регулятор здійснює моніторинг технічного співробітництва ОСП з ENTSO-E та запровадження механізмів компенсації між операторами систем передачі в рамках такого співробітництва.

ОСП щорічно готує звіт про участь в ІТС механізмі та надає його Регулятору у строк до 01 вересня року, наступного за звітним. У звіті зазначається інформація та дані щодо:

річного вертикального навантаження;

щомісячних обсягів перетікання електричної енергії з/до ОЕС України до/з країн ІТС та окремо до/з країн периметру по кожній міждержавній лінії електропередачі;

щомісячних обсягів чистого імпорту та чистого експорту відповідно до Договору ІТС;

щомісячного обсягу прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії системою передачі, у тому числі окремо із урахуванням зменшення таких перетоків через розподілення пропускної спроможності, у спосіб інший, ніж визначено статтею 39 Закону України «Про ринок електричної енергії»;

помісячної фактичної ціни технологічних витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, що виникли у системі передачі від міждержавних перетоків електроенергії;

помісячних обсягів витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, що виникли у системі передачі внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії;

щомісячних графіків експорту/імпорту електричної енергії по кожному міждержавному перетину з країнами периметру;

суми щомісячних внесків (компенсацій), сплачених (отриманих) ОСП у рамках участі в ІТС механізмі в євро та у гривневому еквіваленті за курсом гривні до євро, установленим Національним банком України (на дату їх сплати (отримання));

даних попередніх та фактичних розрахунків за Договором ІТС;

дат отримання рахунків про сплату внесків за Договором ІТС та дат фактичного платежу;

доходів, отриманих ОСП від надання послуг з передачі електричної енергії до/з країн периметру (сумарно та з розбивкою на доходи, отримані від імпортерів та експортерів електричної енергії);

відповідності фактичних та прогнозних показників участі в ІТС механізмі.

7.7. У випадку наміру виходу ОСП з Договору ІТС він подає відповідне обґрунтування Регулятору із аналізом впливу на користувачів системи передачі та на функціонування ринку електричної енергії. ОСП ініціює вихід з Договору ІТС після погодження з Регулятором.

{Розділ XI доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1305 від 11.10.2022 }

XII. Підготовка експлуатаційного та оперативного персоналу ОСП та об’єктів електроенергетики, з якими взаємодіє ОСП

1. Організація роботи з персоналом

1.1. На всіх об’єктах електроенергетики, незалежно від їхньої відомчої належності та форм власності, необхідно забезпечувати комплектування робочих місць висококваліфікованим персоналом, здійснювати професійне навчання працівників на виробництві, включаючи первинну професійну підготовку, перепідготовку і підвищення кваліфікації, проводити перевірку знань працівників та їх атестацію.

1.2. Працівники під час прийняття на роботу і у процесі роботи повинні проходити інструктажі, навчання з питань охорони праці та пожежної безпеки, з надання першої медичної допомоги потерпілим від нещасних випадків і правил поведінки у разі виникнення аварійних ситуацій.

Працівники зобов’язані постійно підтримувати належний рівень своєї кваліфікації та поточну психофізіологічну працездатність, а керівники об’єктів електроенергетики мають створювати для цього необхідні умови.

1.3. Діяльність у сфері професійного розвитку працівників об’єктів електроенергетики має здійснюватися за такими основними напрямами:

розроблення поточних та перспективних планів професійного навчання працівників;

визначення видів, форм і методів професійного навчання працівників;

розроблення та виконання робочих навчальних планів і програм професійного навчання працівників;

організація професійного навчання працівників;

добір педагогічних кадрів та фахівців для проведення професійного навчання працівників безпосередньо у роботодавця;

ведення первинного та статистичного обліку кількості працівників, зокрема тих, які пройшли професійне навчання;

стимулювання професійного зростання працівників;

забезпечення підвищення кваліфікації працівників безпосередньо на виробництві або в навчальних закладах, як правило, не рідше ніж 1 раз на 5 років;

визначення періодичності атестації працівників та організація її проведення;

проведення аналізу результатів атестації та здійснення заходів щодо підвищення професійного рівня працівників.

1.4. Керівники об’єктів електроенергетики зобов’язані організовувати роботу щодо професійного навчання працівників на виробництві відповідно до вимог чинного законодавства України та галузевих нормативних документів, застосовуючи при цьому такі обов’язкові форми:

професійну та/або спеціальну підготовку або перепідготовку за новою посадою (професією) зі стажуванням та дублюванням на робочому місці;

підтримання і підвищення кваліфікації;

навчання персоналу та роботу з охорони праці і пожежної безпеки;

перевірку знань та атестацію;

допуск до самостійної роботи;

інструктажі з питань охорони праці, технічної експлуатації та пожежної безпеки, у тому числі вступні, первинні, повторні (періодичні), цільові, позапланові;

безперервне професійне навчання на виробництві для підвищення кваліфікації;

протиаварійні та протипожежні тренування та тренажерна підготовка, навчання з питань технічної експлуатації;

навчання прийомам надання першої допомоги потерпілим;

щорічне спеціальне навчання на виробництві для працівників, які зайняті на роботах з підвищеною небезпекою та підвищеною пожежною небезпекою, або там, де є потреба у професійному доборі.

Під час професійного навчання працівників на виробництві необхідно враховувати їх початковий рівень професійної освіти, кваліфікацію і досвід роботи, займану посаду та особливості робочого місця, вимоги до професій, встановлені відповідними нормативно-правовими актами.

1.5. Керівництво процесом підготовки, підтримання та підвищення кваліфікації персоналу об’єктів електроенергетики має здійснювати технічний керівник, а контроль за його здійсненням - керівник підприємства (відокремленого підрозділу).

Персональна відповідальність інших посадових осіб підприємства за роботу з персоналом визначається їх посадовими інструкціями і розпорядчими документами, що затверджуються керівництвом підприємства.

1.6. З метою профілактики і запобігання виробничого травматизму на підприємствах електроенергетики можуть вводитися особливі умови безпечного виконання робіт. Положення про введення особливих умов безпечного виконання робіт готується центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та приймається у встановленому порядку.

2. Організація проведення спеціального навчання

2.1. Працівники, які забезпечують виробничі процеси в електроенергетиці (оперативний, оперативно-виробничий і адміністративно-технічний персонал), зобов’язані мати спеціальну освіту і до початку самостійного виконання роботи проходити первинну професійну підготовку, спеціальне навчання та перевірку знань згідно із законодавством, включаючи нормативно-правові акти органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, інших органів виконавчої влади.

2.2. Первинна професійна підготовка проводиться одночасно зі спеціальним навчанням, залежно від посади, перед допуском до самостійної роботи за такими напрямами:

професійна підготовка на робочому місці в обсязі, визначеному посадовою інструкцією;

навчання з питань охорони праці;

навчання з питань пожежної безпеки;

навчання з питань технічної експлуатації.

2.3. Спеціальне навчання і перевірка знань (атестація) проводиться щодо підготовки персоналу (працівників) об’єктів електроенергетики, який забезпечує виробничі процеси, виконує роботу з важкими та шкідливими умовами праці та/або підвищеної небезпеки, а також персоналу, задіяного в системі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління режимами роботи ОЕС України.

Критерії зазначених умов праці та переліки робіт і посад, що відповідають цим критеріям, визначаються і затверджуються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування державної політики у сфері промислової безпеки та охорони праці.

Допуск до роботи працівників електроенергетики, які не пройшли відповідної підготовки, забороняється.

2.4. Працівники, зайняті на роботах з підвищеною небезпекою або там, де є потреба у професійному доборі, повинні щороку проходити спеціальне навчання і перевірку знань відповідних нормативно-правових актів з охорони праці.

До виконання робіт підвищеної небезпеки та тих, що потребують професійного добору, допускаються особи за наявності висновку психофізіологічної експертизи.

2.5. Спеціальне навчання персоналу (працівників) об’єктів електроенергетики може проводитись за формальною і неформальною формами професійного навчання на вибір керівників цих об’єктів з урахуванням специфіки роботи персоналу та прийнятих на підприємстві форм і методів забезпечення професійного розвитку працівників.

Формальне професійне навчання - набуття працівниками професійних знань, умінь і навичок у навчальному закладі або безпосередньо на виробництві відповідно до вимог державних стандартів освіти, за результатами якого видається документ про освіту встановленого зразка.

Неформальне професійне навчання - набуття працівниками професійних знань, умінь і навичок, не регламентоване місцем набуття, строком та формою навчання.

2.6. Первинна професійна підготовка та спеціальне навчання проводяться за індивідуальними програмами теоретичного і практичного навчання, в яких, крім навчання за напрямами, зазначеними в пункті 2.2 цієї глави, у разі необхідності повинно бути передбачено стажування і дублювання на робочому місці за спеціально підготовленою програмою.

Для персоналу з технічної експлуатації, а також оперативного персоналу об’єктів електроенергетики проходження стажування і дублювання є обов’язковим.

2.7. У разі проведення спеціального навчання у спеціальних навчальних закладах воно здійснюється за програмами цих закладів, а в разі навчання в умовах виробництва - за програмами, затвердженими керівником підприємства.

Програми спеціального навчання з пожежної безпеки мають бути узгодженими з місцевими органами державного пожежного нагляду.

2.8. Спеціальне навчання працівників може проводитись в умовах виробництва у випадках, коли на його проведення не потрібно отримання ліцензії або коли за наявності умов, установлених відповідними нормативними документами, об’єкт електроенергетики може отримати ліцензію на проведення спеціального навчання для окремих професій.

2.9. Працівники об’єктів електроенергетики, які мають повну вищу, базову вищу або професійно-технічну освіту, а також працівники, яких переводять на інше робоче місце або які мали перерву в роботі, у тому числі більше одного року, можуть проходити спеціальне навчання безпосередньо на об’єктах без додаткового навчання у спеціальних навчальних закладах.

2.10. Навчання працівників проводиться як традиційними методами (лекції, семінари, консультації, практичні заняття тощо), так і з використанням сучасних видів навчання (модульного, дистанційного тощо), а також з використанням таких технічних засобів навчання, як:

автоматизовані навчальні курси і системи;

аудіовізуальні засоби;

комп’ютерні тренажери;

навчально-тренувальні комплекси.

Програмні засоби, що використовуються у процесі професійної підготовки персоналу, мають відповідати функціональним, програмно-технічним нормам придатності та, як правило, бути стандартними.

2.11. Перевірку знань працівників проводять комісії, які призначаються наказом керівника підприємства або розпорядчим документом відповідного центрального органу виконавчої влади. До складу комісії при перевірці знань у керівного персоналу та працівників оперативно-диспетчерських підрозділів суб’єктів електроенергетики включаються уповноважені представники центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики (за згодою).

3. Вимоги щодо підготовки персоналу ОСП

3.1. ОСП зобов’язаний комплектувати робочі місця, що забезпечують експлуатацію та технічне обслуговування обладнання системи передачі, висококваліфікованими працівниками, які мають спеціальну професійну освіту енергетичного профілю та стаж роботи за спеціальністю, згідно з вимогами відповідних нормативних документів.

3.2. Перелік посад працівників ОСП, які забезпечують експлуатацію та технічне обслуговування обладнання системи передачі, затверджується ОСП.

3.3. Підготовка персоналу, який забезпечує експлуатацію та технічне обслуговування обладнання електричних мереж, включає безперервний процес підбору, підготовки, перепідготовки і підвищення кваліфікації, контролю знань працівників та їх атестації.

3.4. Допуск до самостійної роботи оперативних і оперативно-виробничих працівників уперше або у зв’язку з переведенням їх на іншу роботу за профілем експлуатації та технічного обслуговування обладнання системи передачі, а також після перерви в роботі понад 6 місяців необхідно здійснювати тільки після проходження ними:

інструктажів з питань експлуатації та технічного обслуговування обладнання, охорони праці та пожежної безпеки;

професійної підготовки;

тренажерної підготовки;

навчання на робочому місці (стажування);

перевірки знань в обсязі, обов’язковому для даної посади;

виконання професійних обов’язків на робочому місці (дублювання) з обов’язковим проходженням протиаварійних і протипожежних тренувань;

одержання або відновлення чинності ліцензії (у визначених законодавством випадках).

3.5. Оперативний та оперативно-виробничий персонал під час приймання на роботу має проходити психофізіологічний і фаховий відбір у встановленому законодавством України порядку, а у визначених законодавством випадках - також і спеціальну перевірку.

3.6. Професійна підготовка, спеціальне навчання та перевірка знань працівників, які забезпечують експлуатацію та технічне обслуговування обладнання електричних мереж, проводиться в обсягах, необхідних для виконання покладених на них обов’язків, передбачених посадовою інструкцією.

3.7. ОСП має право визначати перелік посад та встановлювати кваліфікаційні вимоги до працівників Користувачів, які забезпечують експлуатацію та технічне обслуговування обладнання, безпосередньо приєднаного до системи передачі, 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 цього Кодексу.

3.8. Спільна мова для спілкування між працівниками ОСП, відповідальними за роботу в режимі реального часу.

Якщо інше не погоджено, загальною мовою спілкування між працівниками ОСП, відповідальними за роботу в режимі реального часу, та суміжного ОСП є англійська мова.

ОСП повинен забезпечити навчання своїх працівників, відповідальних за роботу в режимі реального часу, для досягнення ними достатнього рівня володіння спільною мовою спілкування, погодженою з суміжними ОСП.

{Главу 3 розділу XII доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

4. Вимоги щодо підготовки працівників об’єктів електроенергетики, задіяних у системі диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України

4.1. Керівники об’єктів електроенергетики зобов’язані комплектувати робочі місця, що відносяться до системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, висококваліфікованими працівниками, які мають спеціальну професійну освіту енергетичного профілю та стаж роботи за спеціальністю, згідно з вимогами відповідних нормативних документів.

4.2. Перелік посад працівників об’єктів електроенергетики, які забезпечують функціонування системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, затверджується керівниками цих об’єктів за погодженням з ОСП.

4.3. Підготовка персоналу, який забезпечує діяльність системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, включає безперервний процес підбору, підготовки, перепідготовки і підвищення кваліфікації, контролю знань працівників та їх атестації.

4.4. Допуск до самостійної роботи оперативних і оперативно-виробничих працівників уперше або у зв’язку з переведенням їх на іншу роботу за профілем функціонування системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, а також після перерви в роботі понад 6 місяців необхідно здійснювати тільки після проходження ними:

професійної підготовки;

тренажерної підготовки;

навчання на робочому місці (стажування);

перевірки знань в обсязі, обов’язковому для даної посади;

одержання або відновлення чинності ліцензії (у визначених законодавством випадках).

4.5. Оперативний та оперативно-виробничий персонал під час приймання на роботу має проходити психофізіологічний і фаховий відбір у встановленому законодавством України порядку, а у визначених законодавством випадках - також і спеціальну перевірку.

4.6. Професійна підготовка, спеціальне навчання та перевірка знань працівників, які забезпечують функціонування системи диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України, проводиться в обсягах, необхідних для виконання покладених на них обов’язків, передбачених посадовою інструкцією, а також з питань:

технічної експлуатації обладнання електричних станцій і мереж;

оперативно-технологічного управління виробництвом, передачею і розподілом електричної енергії з урахуванням режимів централізованого теплопостачання;

функціонування ринку електричної енергії України.

4.7. ОСП має право 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 цього Кодексу.

5. Атестація персоналу (працівників)

5.1. Категорії працівників, які підлягають атестації, та періодичність її проведення визначаються керівником об’єкта електроенергетики у встановленому законодавством України порядку.

5.2. Атестація проводиться за рішенням керівника об’єкта електроенергетики, яким затверджуються положення про проведення атестації, склад атестаційної комісії, графік проведення атестації. Інформація про проведення атестації доводиться до відома працівників не пізніше ніж за 2 місяці до її проведення.

Атестація працівника проводиться не частіше ніж 1 раз на 3 роки і тільки в його присутності.

5.3. Не допускається проведення оцінки професійного рівня та кваліфікації працівника за ознаками, що безпосередньо не пов’язані з виконуваною ним роботою.

5.4. Порядок формування атестаційної комісії, регламент її роботи та прийняття рішення встановлюються відповідно до вимог чинного законодавства України та галузевих нормативних документів.

5.5. Атестаційна комісія приймає рішення про відповідність або невідповідність працівника займаній посаді або виконуваній роботі.

5.6. У разі прийняття рішення про відповідність працівника займаній посаді або виконуваній роботі комісія може рекомендувати керівнику об’єкта електроенергетики зарахувати його до кадрового резерву, присвоїти чергову категорію, установити надбавку до заробітної плати або збільшити її розмір, організувати стажування на більш високій посаді або направити на підвищення кваліфікації з метою просування по роботі.

5.7. У разі прийняття рішення про невідповідність працівника займаній посаді або виконуваній роботі комісія може рекомендувати керівнику об’єкта електроенергетики перевести працівника, за його згодою, на іншу посаду чи роботу, що відповідає його професійному рівню, або направити на навчання з подальшою (не пізніше ніж через рік) повторною атестацією. Рекомендації комісії з відповідним обґрунтуванням доводяться до відома працівника у письмовій формі.

У разі відмови працівника від переведення на іншу посаду чи роботу, що відповідає його кваліфікаційному рівню, або від професійного навчання за рахунок коштів підприємства керівник об’єкта електроенергетики за результатами атестації має право звільнити працівника відповідно до Кодексу законів про працю України.

5.8. Результати атестації можуть бути оскаржені працівником у порядку, встановленому законодавством.

6. Співробітництво між ОСП у підготовці персоналу ОСП, відповідального за роботу в режимі реального часу

6.1. ОСП організовує регулярні заняття з суміжними ОСП для вдосконалення знань про характеристики суміжних систем передачі, а також для комунікації і координації між співробітниками суміжних ОСП, які відповідають за експлуатацію та технічне обслуговування обладнання електричних мереж у режимі реального часу. Сумісна підготовка ОСП має включати в себе детальні знання про узгоджені дії, необхідні для кожного режиму системи.

6.2. ОСП повинен визначити, у співпраці щонайменше з суміжним ОСП, необхідність та періодичність проведення спільної підготовки, у тому числі мінімальний зміст та обсяг таких занять, беручи до уваги рівень взаємного впливу і необхідне експлуатаційне співробітництво. Така сумісна підготовка ОСП може включати, зокрема, проведення спільних підготовчих семінарів і спільних навчальних занять на тренажері.

6.3. ОСП разом з іншими ОСП щонайменше один раз на рік повинен брати участь у підготовці з врегулювання проблем експлуатації в режимі реального часу. Періодичність має визначатися з урахуванням рівня взаємного впливу систем передачі і типу міжсистемного з’єднання - постійний або змінний струм.

6.4. ОСП повинен обмінюватися досвідом роботи в режимі реального часу, включаючи відвідування та обмін досвідом між співробітниками оператора системи, відповідальними за експлуатацію та технічне обслуговування обладнання електричних мереж у режимі реального часу, з суміжними ОСП, з іншим ОСП, з яким існує або існувала експлуатаційна взаємодія, і з відповідними РКЦ.

{Розділ XII доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

XIII. 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.

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.

{Кодекс доповнено новим розділом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

Директор

Департаменту із регулювання

відносин у сфері енергетики

К. Сушко

Додаток 1 (тип А)

до Кодексу системи передачі

ЗАЯВА

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

{Додаток 1 (тип А) із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

Додаток 1 (тип Б)

до Кодексу системи передачі

ЗАЯВА

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

{Додаток 1 (тип Б) із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 1144 від 29.07.2025 }

Додаток 1 (тип В)

до Кодексу системи передачі

ЗАЯВА

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

{Кодекс доповнено новим Додатком 1 (тип В) згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

Додаток 2

до Кодексу системи передачі

ЗАЯВА

на отримання вихідних даних для розроблення техніко-економічного обґрунтування схеми приєднання об’єкта

Додаток 3 (тип А)

до Кодексу системи передачі

ДОГОВІР

про приєднання електроустановок до системи передачі (типова форма)

{Додаток 3 (тип А) із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 68 від 17.01.2023 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Додаток 3 (тип Б)

до Кодексу системи передачі

ДОГОВІР

{Додаток 3 (тип Б) із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 68 від 17.01.2023 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2061 від 09.12.2025 }

Додаток 3 (тип В)

до Кодексу системи передачі

ДОГОВІР

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

{Кодекс доповнено новим Додатком 3 (тип В) згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 68 від 17.01.2023 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1144 від 29.07.2025 }

Додаток 4 (тип А)

до Кодексу системи передачі

ТЕХНІЧНІ УМОВИ

на приєднання електроустановок до системи передачі

{Додаток 4 (тип А) із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

Додаток 4 (тип Б)

до Кодексу системи передачі

ТЕХНІЧНІ УМОВИ

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

{Додаток 4 (тип Б) в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

Додаток 4 (тип В)

до Кодексу системи передачі

ТЕХНІЧНІ УМОВИ

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

{Кодекс доповнено новим Додатком 4 (тип В) згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1053 від 15.07.2025 }

Додаток 5

до Кодексу системи передачі

ТИПОВИЙ ДОГОВІР

про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління

{Додаток 5 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 2267 від 05.11.2019 , № 360 від 07.02.2020 - щодо визнання протиправними та нечинними змін див. Рішення Окружного адміністративного суду міста Києва № 640/3041/20 від 13.07.2020 , № 1680 від 29.09.2021 , № 2027 від 10.11.2021 ; в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 , № 1763 від 29.09.2023 ; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024 , № 1053 від 15.07.2025 , № 1144 від 29.07.2025 }

Додаток 1

до Типового договору про надання

послуг з диспетчерського

(оперативно-технологічного)

управління

ЗАЯВА-ПРИЄДНАННЯ

{Додаток 1 в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

Додаток 6

до Типового договору про надання

послуг з диспетчерського

(оперативно-технологічного)

управління

Положення

про взаємодію ОСП та Виробника, з генеруючими одиницями якого диспетчери ОСП при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні взаємодіють безпосередньо

{Типовий договір доповнено новим Додатком 6 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 , № 1305 від 11.10.2022 , № 1763 від 29.09.2023 }

Додаток 7

до Типового договору

про надання послуг з диспетчерського

(оперативно-технологічного) управління

ПОЛОЖЕННЯ

про взаємодію ОСП та ОСР при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні

{Типовий договір доповнено новим Додатком 7 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 , № 1763 від 29.09.2023 }

Додаток 8

до Типового договору

про надання послуг з диспетчерського

(оперативно-технологічного) управління

ПОЛОЖЕННЯ

про взаємодію ОСП та Споживача при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні

{Типовий договір доповнено новим Додатком 8 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 , № 1763 від 29.09.2023 }

Додаток 9

до Типового договору про надання

послуг з диспетчерського

(оперативно-технологічного) управління

ПОЛОЖЕННЯ

про взаємодію ОСП та Оператора УЗЕ при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні

{Типовий договір доповнено новим Додатком 9 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

Додаток 10

до Типового договору про надання

послуг з диспетчерського

(оперативно-технологічного)

управління

ПОЛОЖЕННЯ

про взаємодію ОСП та Виробника, з генеруючими одиницями якого диспетчери ОСП при диспетчерському (оперативно-технологічному) управлінні взаємодіють через диспетчера ОСР

{Типовий договір доповнено новим Додатком 10 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 }

Додаток 6

до Кодексу системи передачі

ТИПОВИЙ ДОГОВІР

про надання послуг з передачі електричної енергії

{Додаток 6 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 , № 2267 від 05.11.2019 , № 360 від 07.02.2020 - щодо визнання протиправними та нечинними змін див. Рішення Окружного адміністративного суду міста Києва № 640/3041/20 від 13.07.2020 , № 2027 від 10.11.2021 , № 1234 від 30.09.2022 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 ; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024 , № 1144 від 29.07.2025 , № 1462 від 16.09.2025 }

Додаток 1

до Типового договору про надання

послуг з передачі електричної енергії

ЗАЯВА-ПРИЄДНАННЯ

{Додаток 1 в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1763 від 29.09.2023 ; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1036 від 28.05.2024 }

Додаток 7

до Кодексу системи передачі

ПОРЯДОК

перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг

I. Порядок перевірки ПДП

1. Загальні положення

1.1. Цей Порядок визначає процедуру та умови перевірки ПДП (потенційного ПДП) та електроустановок, які використовуються (плануються до використання) ним для надання ДП оператору системи передачі, з метою підтвердження їх відповідності вимогам Кодексу системи передачі (далі - КСП) та інших нормативних документів щодо:

резервів підтримки частоти (РПЧ);

автоматичних резервів відновлення частоти (аРВЧ);

ручних резервів відновлення частоти (рРВЧ);

резервів заміщення (РЗ);

регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора;

відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску).

Учасниками процесу перевірки ПДП або потенційного ПДП (далі - Перевірка ПДП) є ОСП, ОСР у випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу, ПДП (потенційні ПДП) та орган з оцінки відповідності.

2. Права та обов’язки ОСП у процесі перевірки ПДП

2.1. ОСП зобов’язаний:

1) оприлюднювати на власному вебсайті вимоги до програм випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП) за кожним видом ДП;

2) приймати рішення щодо погодження:

програм випробувань;

дати проведення випробувань;

звітів випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП);

3) брати участь у випробуваннях електроустановок ПДП (потенційних ПДП);

4) розглядати апеляції з питань Перевірки ПДП (потенційного ПДП);

5) оприлюднювати актуальний реєстр ПДП, які пройшли перевірку;

6) організовувати контроль відповідності ПДП, які пройшли перевірку, вимогам КСП та інших нормативних документів.

2.2. ОСП має право:

1) ініціювати проведення позачергових випробувань електроустановок ПДП у випадках, визначених цим Порядком;

2) вимагати від учасників процесу Перевірки ПДП виконання своїх зобов’язань, що випливають з цього Порядку;

3) запитувати у ПДП (потенційного ПДП) документи, що підтверджують відповідність органу з оцінки відповідності вимогам КСП;

4) з метою інформування учасників ринку вести реєстр органів з оцінки відповідності;

5) залучати до процесу перевірки та випробувань консультантів, що мають успішний досвід проведення перевірок у сфері ДП в ENTSO-E.

3. Права та обов’язки ПДП (потенційних ПДП)

3.1. ПДП (потенційний ПДП) зобов’язаний:

1) забезпечувати проведення випробувань електроустановок ПДП відповідно до глав 8-9 розділу IV КСП та цього Порядку;

2) забезпечувати відповідність електроустановок технічним вимогам КСП;

3) проводити контроль перевірених показників, їх стабільності, реєстрацію та збереження результатів контролю;

4) невідкладно інформувати ОСП щодо внесення змін до технічної документації, конструкції електроустановок, що пройшли перевірку, та до технологічних процесів, пов’язаних з наданням ДП;

5) передбачати в договорі, що укладається з органом з оцінки відповідності, зобов’язання щодо дотримання ним вимог, визначених у КСП та цьому Порядку;

6) забезпечувати доступ уповноважених представників ОСП до електроустановок ПДП у процесі проведення контролю відповідності ПДП, які пройшли перевірку, вимогам КСП та інших нормативних документів.

3.2. ПДП (потенційний ПДП) має право:

1) ініціювати проведення перевірки та випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

2) вільно обирати орган з оцінки відповідності;

3) звертатися до ОСП за роз’ясненнями з питань Перевірки ПДП;

4) оскаржувати рішення ОСП щодо Перевірки ПДП.

4. Етапи проведення перевірки ПДП

4.1. Основними етапами проведення Перевірки ПДП є:

1) ініціювання проведення Перевірки ПДП;

2) проведення організаційних та підготовчих робіт, передбачених главами 8 та 9 розділу IV КСП та цим Порядком;

3) підготовка та узгодження між учасниками процесу Перевірки ПДП програми випробувань та термінів (дати початку та завершення) проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

4) проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

5) підготовка органом з оцінки відповідності технічного звіту про результати проведеного випробування;

6) затвердження ПДП (потенційним ПДП) технічного звіту про результати проведеного випробування;

7) підготовка та надання, з метою погодження, до ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування, який має містити висновок щодо підтвердженої випробуваннями електроустановок ПДП оцінки спроможності надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик.

5. Алгоритм перевірки ПДП

5.1. ПДП (потенційний ПДП) ініціює процес Перевірки ПДП не пізніше ніж за 30 календарних днів до запланованої дати проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) шляхом подання запиту до ОСП, у якому має бути зазначено:

вид ДП;

інформацію щодо органу з оцінки відповідності, який проводитиме випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП);

технічні відомості про обладнання ПДП (потенційного ПДП);

заплановану дату проведення випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП).

5.2. ПДП (потенційний ПДП) направляє ОСП програму випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП), складену відповідно до вимог глав 8 та 9 розділу IV КСП та цього Порядку, після погодження дати випробувань протягом 5 робочих днів.

5.3. ОСП приймає рішення щодо погодження програми випробування електроустановок ПДП та повідомляє про це ПДП (потенційного ПДП) протягом 10 робочих днів з дати її отримання від ПДП (потенційного ПДП). У випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу ОСП повинен узгодити своє рішення з відповідним ОСР.

У випадку якщо програма випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) не відповідає вимогам цього Порядку, ОСП повідомляє ПДП (потенційного ПДП) про відхилення програми з обґрунтуванням причин відхилення. Потенційний ПДП має усунути вказані недоліки та повторно направити ОСП програму випробувань не пізніше ніж за 10 робочих днів до дати випробувань. Після повторного розгляду програми випробувань ОСП приймає рішення щодо погодження/непогодження такої програми. У разі незадовільного рішення ОСП повідомляє ПДП (потенційного ПДП) про відхилення програми та скасування дати проведення випробувань електроустановок ПДП.

5.4. Орган з оцінки відповідності проводить випробування електроустановок ПДП (потенційного ПДП) за участі ПДП (потенційного ПДП), ОСП та ОСР у випадку приєднання електроустановок ПДП (потенційного ПДП) до електричних мереж системи розподілу за погодженою з ОСП програмою випробувань. Присутність представників ОСП при проведенні випробувань є обов’язковою.

5.5. Після проведення випробування електроустановки ПДП (потенційного ПДП) орган з оцінки відповідності складає протокол випробувань. Протокол випробувань має бути затверджений ПДП (потенційним ПДП).

5.6. На підставі затвердженого протоколу випробувань орган з оцінки відповідності розробляє та надає ПДП (потенційному ПДП) технічний звіт про результати проведеного випробування, що має бути направлений ПДП (потенційним ПДП) на погодження ОСП.

5.7. У випадку якщо технічний звіт про результати проведеного випробування та протокол випробувань встановлює відповідність електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам КСП та інших нормативно-технічних документів, ОСП погоджує його та повідомляє про це ПДП протягом 10 робочих днів з дати отримання технічного звіту від ПДП (потенційного ПДП).

5.8. Орган з оцінки відповідності на основі погодженого ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування приймає рішення щодо відповідності електроустановки ПДП (потенційного ПДП) вимогам КСП щодо надання ДП не пізніше 5 робочих днів з дня погодження технічного звіту та надає ПДП Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП, яке має бути погоджено ОСП.

{Абзац перший пункту 5.8 глави 5 розділу I із змінами, внесеними згідно Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

ОСП вносить ПДП до реєстру ПДП, який оприлюднюється ОСП на власному вебсайті в мережі Інтернет, протягом одного робочого дня з моменту отримання інформації від ПДП про отримання ним Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.

{Пункт 5.8 глави 5 розділу I із змінами, внесеними згідно Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019 }

5.9. На основі погодженого з ОСП технічного звіту про результати проведеного випробування для перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам до аРВЧ ПДП також може отримати Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП щодо надання ДП з рРВЧ та/або РЗ в обсягах, визначених за результатами випробувань.

{Пункт 5.10 глави 5 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Пункт 5.11 глави 5 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

{Пункт 5.12 глави 5 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

6. Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП

6.1. Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП має містити:

найменування ПДП;

{Пункт 6.2 глави 6 доповнено новим абзацом другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020 }

місцезнаходження електроустановок ПДП;

{Пункт 6.2 глави 6 доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020 }

ЕІС-код учасника ринку;

ЕІС-код області регулювання, де розташовані електроустановки ПДП (потенційного ПДП);

EIC-код одиниці надання допоміжної послуги;

вид ДП, на яку видане Свідоцтво;

підтверджений за результатами випробувань об’єм резерву потужності (для РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ);

підтверджений діапазон регулювання реактивної потужності (для послуги регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК);

час активації та об’єм резерву потужності, що може бути затребувана під час активації послуги із відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску);

дату видачі Свідоцтва;

термін дії Свідоцтва;

підстави надання Свідоцтва;

{Пункт 6.2 глави 6 доповнено новим абзацом тринадцятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020 }

найменування органу з оцінки відповідності, що видав Свідоцтво.

{Пункт 6.1 глави 6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020 }

6.2. Додатком до Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП має бути технічний звіт про результати проведеного випробування.

{Пункт 6.2 глави 6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020 }

6.3. Якщо одиниця надання ДП, на яку видано Свідоцтво про відповідність вимогам до ДП, термін дії якого не завершився, передана на праві власності, оренди або іншому праві користування іншому учаснику ринку, такий учасник ринку (потенційний ПДП) має право звернутися до ОСП щодо надання нового Свідоцтва за умови незмінності технічних характеристик одиниці надання ДП та технологічних процесів, що впливають або можуть вплинути на якість надання ДП.

Заява на отримання нового Свідоцтва потенційного ПДП має містити:

найменування ПДП - попереднього отримувача Свідоцтва;

вид ДП, на який подається запит щодо отримання нового Свідоцтва;

технічні відомості про обладнання.

До заяви додається технічний звіт про результати проведеного випробування, що був додатком до попереднього Свідоцтва.

ОСП протягом 10 робочих днів на підставі заяви про анулювання Свідоцтва попереднього отримувача, заяви потенційного ПДП на отримання нового Свідоцтва та підтвердження незмінності об'ємів резерву потужності (для РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ) і діапазонів регулювання реактивної потужності (для послуги регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК), а також у разі відповідності інформації щодо одиниці надання ДП, на яку видано попереднє Свідоцтво, інформації, зазначеній у заяві потенційного ПДП, надає нове Свідоцтво ПДП, уносить відповідні зміни до Реєстру ПДП та Реєстру одиниць надання ДП.

Термін дії нового Свідоцтва не змінюється.

Додатком до Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП є технічний звіт про результати проведеного випробування. У новому Свідоцтві робиться відмітка про підстави його надання.

Під час розгляду заяви потенційного ПДП ОСП має право на проведення перевірки відповідності потенційного ПДП вимогам КСП у разі порушення умов надання ДП ПДП протягом шести календарних місяців у більше ніж 20 % випадків.

У випадку якщо за результатами цієї перевірки виявлено, що потенційний ПДП не відповідає вимогам КСП, то потенційний ПДП має провести випробування електроустановок згідно з алгоритмом перевірки ПДП, який передбачено розділом V цього Порядку.

{Главу 6 розділу I доповнено новим пунктом 6.3 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1724 від 16.09.2020 }

7. Термін дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП

7.1. Термін дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП складає 5 років.

7.2. Дострокове завершення терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП відбувається в таких випадках:

технічні вимоги щодо надання ДП змінилися;

результати моніторингу засвідчують, що за останні 6 календарних місяців 3 рази не була надана відповідна ДП;

було проведено реконструкцію/переоснащення електроустановок ПДП;

неусунення ПДП невідповідностей електроустановок у терміни (строки), визначені ОСП.

7.3. У випадку завершення терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП та ненадання інформації ПДП про продовження терміну дії ОСП виключає інформацію про такого ПДП з Реєстру ПДП.

{Главу 7 розділу I доповнено новим пунктом 7.3 згідно Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019 }

8. Процедура оскарження результатів Перевірки ПДП

8.1. ПДП (потенційний ПДП) має право на оскарження рішення ОСП щодо непогодження технічного звіту про результати випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП) шляхом звернення до ОСП. ОСП повинен розглянути таке звернення у строк, що не перевищує 10 робочих днів з дати отримання звернення від ПДП (потенційного ПДП).

У разі незгоди з рішенням ОСП ПДП (потенційний ПДП) має право звернутися до Регулятора.

9. Організація контролю

9.1. ОСП організовує контроль роботи електроустановок ПДП, за допомогою яких надаються ДП, шляхом проведення перевірок та отримання інформації про електроустановки ПДП, виконання ПДП своїх зобов’язань у частині надання ДП та відповідності КСП. Контроль виконується протягом терміну дії Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.

9.2. Критерієм для визначення необхідності у проведенні перевірок є зіставлення даних, отриманих за результатами випробувань, та результатів моніторингу.

9.3. При виявленні невідповідностей електроустановок, за допомогою яких надаються ДП, вимогам КСП ОСП повідомляє ПДП щодо виявлених невідповідностей та термінів їх усунення.

II. Порядок проведення випробувань електроустановок ПДП (потенційного ПДП)

1. Загальні положення

1.1. Перед проведенням випробувань електроустановок ПДП (потенційних ПДП) перевіряється наявність у ПДП (потенційного ПДП) необхідного обладнання, програмного забезпечення та професійної кваліфікації щодо таких аспектів:

1) початковий стан електроустановок, за допомогою яких планується надання ДП: забезпечено готовність до випробування та необмеженої роботи в умовах проведення випробування зі звичайними уставками обмежувачів та захистів;

2) схема регулювання: належна схема керування повинна бути активована для регулятора частоти обертання та інших відповідних регуляторів (для ТЕС - енергоблок перебуватиме в режимі «котел відслідковує турбіну» або «скоординованого регулювання»);

3) подача сигналу на вимірювання швидкості: характеристика сигналу швидкості у регулятора повинна бути визначена, а відповідний генератор сигналу повинен бути доступний перед випробуванням. Для нового регулятора та/або станційної системи SCADA можливе введення необхідних випробувальних сигналів у регулятор та/або регулятор частоти обертання та здійснення реєстрації за допомогою програмно-технічного інтерфейсу. Якщо така опція доступна, потрібно віддавати перевагу їй, а не подачі апаратного сигналу. Краще вводити імітаційний сигнал частоти - як у контур регулювання швидкості, так і в контур активної потужності. Якщо це неможливо, сигнал вводиться в контур регулювання активної потужності, а реальна частота системи реєструється. Умови випробувань повинні бути вказані в кожній програмі випробувань, орієнтованій на конкретну одиницю надання ДП;

{Підпункт 3 пункту 1.1 глави 1 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

4) реєстратор даних: записи випробувань мають бути заархівовані блочною системою SCADA, якщо ця система задовольняє очікування часової роздільної здатності, визначені нижче. Якщо ж ні, для збору випробувальних даних буде використовуватися зовнішній пристрій, який має такі можливості:

запис 16 сигналів, що мають точність вимірювання 0,001 в.о.;

мінімальний час вибірки 100 мс (10 зразків на секунду) часова роздільна здатність для кожного сигналу.

Якщо для реєстрації даних необхідний зовнішній пристрій, усі відповідні детальні параметри пристрою мають визначатись у методиці проведення випробувань конкретного енергоблока;

5) аварійне зупинення випробування: програмний параметр або апаратний перемикач, який вимикає підсумовування поданих сигналів заданої форми у разі аварії;

6) визначення вимірювальних сигналів: сигнали, які реєструватимуться під час випробувань на кожній одиниці надання ДП, мають докладно визначатися у програмах випробувань, орієнтованих на конкретну одиницю надання ДП. Точки вимірювання аналогових сигналів мають бути визначені разом з їхніми характеристиками (напруга/струм, діапазон сигналу). Для систем SCADA з можливістю реєстрації даних, сумісної з вимогами, мають бути визначені лише необхідні сигнали, тому ПДП може визначити належну реєстрацію даних у системі SCADA.

1.2. Випробування повинні виконуватися в координації з ОСП та оперативним персоналом, що експлуатує одиницю надання ДП, щоб уникнути будь-яких небажаних регулювальних дій. В усіх випробуваннях, пов’язаних з регулюванням частоти та активної потужності, має здійснюватися реєстрація наведених у таблиці 1 типових сигналів (у залежності від типу одиниці надання ДП) із відповідною часовою роздільною здатністю.

Таблиця 1

Назва сигналу

Роздільна здатність

(не менше)

уставка частоти

100 мс

виміряне значення частоти та/або виміряне значення частоти обертання валу турбіни

100 мс

активна вихідна потужність одиниці надання ДП, що бере участь у ППЧ

100 мс

положення регулюючих клапанів турбіни

100 мс

тиск гострої пари перед турбіною*

1 с

температура свіжої пари*

1 с

витрата палива*

1 с

ручна уставка активної потужності

100 мс

дистанційна уставка активної потужності (від ЦР САРЧП)

1 с

температура пари проміжного перегріву*

1 с

команди керування регулюючими клапанами турбіни*

100 мс

тиск у камері згоряння*

1 с

рівень у барабані*

1 с

тиск у конденсаторі*

1 с

напір нетто (для гідроагрегатів)*

1 с

__________

Примітка.

Наявність або відсутність пунктів, відмічених *, залежить від технічних характеристик одиниці надання ДП, яка випробовується.

У разі відсутності сигналу по витраті палива необхідно використовувати сигнал, що характеризує зміну витрати палива (наприклад, частота обертання пиложивильників).

{Таблиця 1 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 , № 677 від 06.05.2025 }

1.3. Перед випробуваннями гідроагрегатів необхідно зафіксувати напір нетто.

1.4. Електроустановки ПДП (потенційного ПДП) мають бути оснащені системою моніторингу, що відповідає вимогам глави 5 розділу IX КСП та Порядку моніторингу виконання постачальниками допоміжних послуг зобов’язань з надання допоміжних послуг, визначеного Правилами ринку (далі - Порядок моніторингу).

Перед проведенням випробувань перевіряється оснащеність електроустановок ПДП (потенційного ПДП) відповідними системами моніторингу надання ДП.

З цією метою ПДП (потенційний ПДП) повинен підтвердити:

наявність відповідного програмно-технічного комплексу, за допомогою якого забезпечується моніторинг надання ДП;

можливість фіксації всіх необхідних сигналів;

забезпечення точності вимірювання та дискретності всіх сигналів;

забезпечення виконання технічних вимог щодо організації каналів обміну інформацією між ОСП та ПДП;

забезпечення збереження інформації щодо моніторингу ДП.

1.5. Випробування одиниць агрегації агрегатора проводяться в місці, з якого відбувається керування одиницями агрегації агрегатора.

{Главу 1 розділу II доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2649 від 29.12.2023 }

1.6. Перед початком проведення випробувань агрегатор зобов’язаний надати інформацію про юридичну та фактичну адреси учасників агрегованої групи, електроустановки яких входять до складу одиниць агрегації, та про номінальну потужність одиниці агрегації (Р ном ), яка визначається на підставі даних щодо встановленої потужності генеруючих одиниць або встановленої потужності відпуску/відбору УЗЕ, або дозволеної потужності споживання об’єктів енергоспоживання.

1.7. За запитом ОСП агрегатор зобов’язаний надати необхідні технічні дані по кожній електроустановці, що входить до складу одиниці агрегації агрегатора на будь-якому етапі процесу перевірки чи підготовки до неї. Дані по кожній електроустановці, що входить до складу одиниці агрегації агрегатора мають зберігатись в місці, з якого відбувається керування одиницями агрегації агрегатора.

На вимогу ОСП агрегатор зобов’язаний забезпечити доступ до електроустановок, що входять до складу одиниці агрегації арегатора на будь-якому етапі процесу перевірки чи підготовки до неї.

2. Порядок проведення випробувань РПЧ

2.1. За наявності процесу обертання елементів обладнання для всіх випробувань подача сигналу має здійснюватися у вимірюваний сигнал частоти або уставку частоти - у залежності від можливостей регулятора частоти обертання, як показано на рисунку 1.

{Абзац перший пункту 2.1 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

Рисунок 1. Приклад подачі сигналу регулятора

2.2. Випробування регулювання базового навантаження має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.

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 Pmin.вп до Рmax.вп та режимів відбору в діапазоні від Pmin.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).

{Пункт 2.3 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

2.4. Для спостереження за чутливістю системи регулювання при випробуванні чутливості РПЧ необхідно задавати малі відхилення частоти, як показано на рисунку 2. При цьому:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою

де

P min

мінімальне навантаження (технічний мінімум або максимальна потужність відбору УЗЕ), що може нести одиниця надання ДП тривалий час. Для УЗЕ P min використовується з від’ємним знаком;

{Абзац третій підпункту 1 пункту 2.4 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

P max

максимальне навантаження (встановлена потужність або максимальна потужність відпуску УЗЕ), що може нести одиниця надання ДП тривалий час;

{Абзац четвертий підпункту 1 пункту 2.4 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю;

3) значення статизму для електроустановок змінюється в діапазоні 0,1-12 % (за замовчуванням для випробувань повинно бути 5 %);

{Підпункт 3 пункту 2.4 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

4) сигнал, визначений на рисунку 2, подається як сигнал вимірювання частоти кроками по ±10 мГц і ±20 мГц;

5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хвилин);

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

{Пункт 2.4 глави 2 розділу II доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

Рисунок 2. Малі сигнали відхилення частоти

2.5. Перевірка достовірності уставок РПЧ.

Перевірка достовірності уставок РПЧ виконується з метою підтвердження відповідності характеристик налаштування регулятора потужності (статизм і нечутливість до частоти на основі ступінчатих змін вимірюваної частоти), для чого задаються різні відхилення частоти для електроустановки надання ДП як показано на рисунку 3. При цьому:

1) вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється посередині діапазону регулювання, який визначається згідно з підпунктом 1 пункту 2.4 цієї глави;

{Підпункт 1 пункту 2.5 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

2) відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю;

3) значення статизму встановлюється відповідно до підпункту 3 пункту 2.4 цієї глави. Випробування повторюється для 2 різних значень статизму. Випробувальні значення статизму під час випробування залежать від номінальної потужності одиниці надання ДП і максимальних ступенів частоти, за яких буде досягнуто повний резерв (за замовчуванням 200 мГц). Точні значення мають бути вказані в кожній програмі випробувань для конкретної одиниці надання ДП;

{Підпункт 3 пункту 2.5 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

4) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

5) сигнал, визначений на рисунку 3, подається як сигнал вимірювання (у цілому ±200 мГц, з кількістю кроків від 2 до 5, точні значення мають бути вказані в кожній програмі випробувань для конкретної одиниці надання ДП);

{Підпункт 5 пункту 2.5 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

6) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендується 5-7 хвилин).

Рисунок 3. Сигнали відхилення частоти

{Назва рисунка 3 пункту 2.5 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

2.6. Для спостереження характеристики РПЧ при перевірці працездатності РПЧ для одиниці надання ДП необхідно задавати ступінчасті відхилення частоти, які є достатньо великими для активації всього РПЧ, як показано на рисунку 4.

2.7. Методика випробування працездатності РПЧ передбачає, що:

1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів навантаження регулювання:

Для УЗЕ випробування повторюється окремо на завантаження від P max.відб. до P min.відб. та від P min.вп. до P max.вп. та на розвантаження від P max.вп. до P min.вп. та від P min.відб. до P max.відб. .

{Підпункт 1 пункту 2.7 глави 2 розділу II доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

Відповідний режим регулювання - активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною 0 мГц;

2) значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 %;

{Підпункт 2 пункту 2.7 глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

3) реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

4) сигнал, визначений на рисунку 4, подається як сигнал вимірювання частоти величиною ±200 мГц (буде перераховано для різних налаштувань статизму та обсягу основного резерву електростанції) такими кроками:

для режиму високого навантаження буде перевірена активація резерву на завантаження;

для режиму низького навантаження буде перевірена активація резерву на розвантаження;

5) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 15 хвилин (кожний імітаційний сигнал частоти буде підтримуватися мінімум 15 хвилин);

6) вимірюються всі визначені сигнали.

Рисунок 4. Подача сигналу частоти для випробування характеристик РПЧ у вимірювану частоту в разі мінімальної потужності

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)

{Пункт 2.8 глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

{Текст глави 2 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3. Порядок проведення випробувань аРВЧ

{Назва глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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 Pmin.вп до Рmax.вп та режимів відбору в діапазоні від Pmin.відб до Рmax.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.

{Пункт 3.1 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

3.2. Випробування перевірки чутливості аРВЧ має на меті перевірити чутливість електроустановки до малої зміни уставки навантаження.

Для проведення цього випробування:

вихідна потужність одиниці надання ДП встановлюється приблизно посередині діапазону регулювання та розраховується за формулою

відповідний режим регулювання активний, а зона нечутливості по частоті встановлюється рівною високому значенню (рекомендовано 500 мГц), щоб уникнути впливу змін частоти в мережі через контур первинного регулювання;

уставка активної потужності змінюється кроками ±1 % і ±2 % (відносно номінальної потужності одиниці надання ДП);

реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано максимум 5 хв);

випробування може здійснюватися зі SCADA шляхом імітації уставки;

вимірюються всі визначені сигнали.

{Пункт 3.2 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3.3. Перевірка достовірності уставок аРВЧ виконується з метою підтвердження зміни активної потужності у відповідності до заданих уставок через ступінчасті зміни в сигналі ЦР САРЧП.

3.4. Випробування з перевірки достовірності уставок аРВЧ має на меті перевірити здатність електроустановки змінювати навантаження відповідно до уставки.

Для проведення цього випробування:

реакція одиниці надання ДП на кожному кроці має бути попередньо розрахована й погоджена у програмі випробувань;

уставка активної потужності буде збільшена і зменшена в чотири кроки в позитивному і негативному напрямі. На кожному кроці вихідна потужність буде змінена на 25 % від повного резерву одиниці надання ДП, як показано на рисунку 7;

реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється до стабілізації вихідної потужності одиниці надання ДП (рекомендовано менше 5 хв);

випробування може виконуватися зі SCADA шляхом імітації уставки потужності;

вимірюються всі визначені сигнали.

Рисунок 7. Сигнал АРП для перевірки петлі гістерезису аРВЧ як відсоток від повної резервної потужності одиниці надання ДП.

{Пункт 3.4 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3.5. Випробування з перевірки працездатності аРВЧ необхідне для перевірки активації всього запланованого обсягу резерву аРВЧ за час визначений у підпункті 8.4.3 пункту 8.4 розділу V КСП.

{Пункт 3.5 глави 3 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

3.6. Методика випробування аРВЧ передбачає, що:

1) випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів регулювання навантаження:

Для УЗЕ випробування проводяться окремо на завантаження від P max.відб. до P min.відб. та від P min.вп. до P max.вп. та на розвантаження від P max.вп. до P min.вп. та від P min.відб. до P max.відб. .

{Підпункт 1 пункту 3.6 глави 3 розділу II доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1546 від 16.09.2021 }

У випадку перевірки спільної активації РПЧ та аРВЧ необхідно встановити зону нечутливості по частоті рівною нулю, а значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 %. Резервну потужність одиниці надання ДП (Pрез) буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП.

{Абзац четвертий підпункту 1 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

2) відповідний режим регулювання - активний, зона нечутливості по частоті встановлюється рівною нулю, а значення статизму визначається на основі величини резерву та змінюється в діапазоні 0,1-12 % для перевірки максимуму вторинного резерву. Pрез буде обчислено за цього статизму і номінальної потужності одиниці надання ДП;

{Підпункт 2 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

3) уставка потужності змінюється для активації всього обсягу аРВЧ покроково на завантаження та розвантаження;

{Підпункт 3 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

4) для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву;

5) для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву;

6) щоб визначити затримку зв’язку, фіктивна змінна додається до виміряних значень і змінюється в момент подачі ступінчастого відхилення диспетчером ОСП. Це вимагає постійного зв’язку з диспетчером ОСП;

7) випробування може виконуватися зі станційної системи SCADA шляхом імітації уставки одиниці надання ДП;

8) реакція одиниці надання ДП на кожний крок вимірюється упродовж 30 хвилин у залежності від часу стабілізації кожної одиниці надання ДП;

{Підпункт 8 пункту 3.6 глави 3 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

9) вимірюються всі визначені сигнали;

10) випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності із затримкою, що не перевищує 30 сек, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном) протягом 30 хв після досягнення уставки, час повної активації резерву не перевищує 15 хв.

{Пункт 3.6 глави 3 розділу II доповнено новим підпунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 ; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

4. Порядок випробування рРВЧ та/або РЗ

4.1. Порядок проведення випробувань рРВЧ

4.1.1. Випробування з перевірки базового навантаження рРВЧ має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.

Випробування проводиться відповідно до підпункту 3.1 глави 3 цього розділу.

4.1.2. Випробування з перевірки працездатності рРВЧ необхідне для перевірки активації всього запланованого обсягу резерву рРВЧ за час, визначений у підпункті 8.4.3 пункту 8.4 розділу V КСП.

Це випробування повторюється окремо на завантаження та розвантаження в діапазоні для двох рівнів регулювання навантаження.

Відповідний режим регулювання активний, зона нечутливості по частоті встановлюється рівною високому значенню (рекомендовано 500 мГц), щоб уникнути впливу змін частоти в мережі через контур первинного регулювання;

Уставка потужності змінюється для активації всього обсягу рРВЧ окремо на завантаження та розвантаження.

Для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву.

Для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву.

Вимірюються всі визначені сигнали.

Випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном) протягом 30 хв після досягнення уставки, час повної активації цього резерву не перевищує 15 хв.

4.2. Порядок проведення випробувань РЗ

4.2.1. Випробування з перевірки базового навантаження РЗ має на меті перевірити здатність одиниці надання ДП підтримувати встановлену активну потужність упродовж певного інтервалу часу.

Це випробування проводиться відповідно до пункту 3.1 глави 3 цього розділу.

4.2.2. Випробування з перевірки працездатності РЗ необхідне для перевірки активації всього запланованого обсягу резерву РЗ за час, визначений у підпункті 8.4.4 пункту 8.4 глави 8 розділу V КСП.

Уставка потужності змінюється для активації всього обсягу РЗ окремо на завантаження та розвантаження.

Для режиму високого навантаження буде перевірена висхідна активація резерву.

Для режиму низького навантаження буде перевірена низхідна активація резерву.

Вимірюються всі визначені сигнали.

Випробування вважається проведеним успішно за умови, що вихідна активна потужність змінюється відповідно до уставки активної потужності, точність підтримання заданої потужності не гірше ±1 % від номінальної потужності (Рном) протягом 60 хв після досягнення уставки, час повної активації цього резерву не перевищує 30 хв.

{Глава 4 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 677 від 06.05.2025 }

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

де

Δ SoC

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

Визначення Δ SoC розраховується за формулою

Δ SoC = |SoC 2 – SoC 1 | ,

де

SoC 2

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

SoC 1

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

де

Δ SoC

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

Визначення Δ SoC розраховується за формулою

Δ SoC = |SoC 2 – SoC 1 |,

де

SoC 2

SoC 1

SoC min

мінімальний робочий стан заряду УЗЕ, 0 %.

{Розділ II доповнено новою главою 5 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

6. Порядок випробування регулювання напруги та реактивної потужності для генераторів у режимі синхронного компенсатора

6.1. Підтвердження здатності генераторів надавати ДП із регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора здійснюється шляхом надання до ОСП технічної документації заводів- виробників відповідного обладнання із закладеними в такій документації технічними характеристиками. Відповідну технічну документацію ПДП (потенційний ПДП) зобов’язаний надати ОСП протягом 20 робочих днів із дня отримання відповідного запиту від ОСП.

Метою випробувань регулювання напруги та реактивної потужності в режимі синхронного компенсатора є перевірка здатності одиниці надання ДП надання послуги з регулювання напруги та визначення максимальних обсягів реактивної потужності.

При перевірці регулювання напруги в режимі синхронного компенсатора на вузлі записується таке:

1) задана напруга U z ;

2) напруга вузла U p ;

3) активна потужність генератора PG;

4) реактивна потужність генератора QG;

5) напруга генератора UG;

6) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.

6.2. Перевірка максимального та мінімального значення реактивної потужності одиниці надання ДП в режимі СК.

Методика випробування:

1) ОСП надає оперативну команду ПДП на видачу максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виробляє максимальну реактивну потужність протягом години;

{Підпункт 1 пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }

2) ОСП надає оперативну команду ПДП на споживання максимальної реактивної потужності протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП споживає максимальну реактивну потужність протягом години;

{Підпункт 2 пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }

3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.

6.3. Методика випробування здатності регулювання напруги передбачає, що:

1) на початку випробування напруга встановлюється на початковому значенні;

2) ОСП надає покроково оперативні команди ПДП на регулювання (зміну) напруги протягом години. Одразу після її отримання одиниця надання ДП виконує оперативну команду;

3) вимірюються всі сигнали, визначені в пункті 5.1 цієї глави.

За результатами вимірювань визначають:

графік і час стабілізації напруги у вузлі,

аперіодичний графік,

час стабілізації t0 - tu ≤ 5 хв,

точність стабілізації напруги у вузлі,

діапазон регулювання реактивної потужності відповідного генератора (Qmax і Qmin).

Графіки повинні бути зроблені на основі виміряних значень величин UG, PG, UP, QG.

Результати повинні бути оброблені з періодом запису t = 1 секунда.

7. Порядок проведення випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій

7.1. Метою таких випробувань є перевірка здатності одиниці надання ДП забезпечити надання послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій у разі виникнення такої системної аварії з реєстрацією таких параметрів:

1) напруга генератора UG;

2) напруга власних потреб одиниці надання ДП U вп ;

3) частота обертання одиниці надання ДП fG;

4) час надання та виконання оперативних команд;

{Підпункт 4 пункту глави розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 }

5) вимірювані величини записуються за допомогою реєстраційного пристрою з періодом запису t = 1 секунда.

7.2. Методика випробування здатності забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій передбачає, що:

1) одиниця надання ДП, що випробовується, повинна бути зупинена;

2) автономні джерела живлення (дизельні генератори тощо), які будуть використовуватись під час проведення випробувань, повинні бути вимкнені;

3) перевіряються на працездатність основні та резервні засоби зв’язку;

4) необхідно забезпечити відключення живлення власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується;

5) після підтвердження інформації про відсутність напруги на шинах власних потреб одиниці надання ДП виконується запуск автономного джерела живлення;

6) виконується живлення шин власних потреб одиниці надання ДП, що випробовується, від автономного джерела живлення, виконується запуск одиниці надання ДП;

7) процедура повторюється тричі;

8) після третього успішного запуску одиниця надання ДП має забезпечити живлення власних потреб, після чого автономне джерело живлення має бути вимкнене;

9) одиниця надання ДП має працювати протягом години з номінальною напругою та частотою;

10) вимірюються всі визначені сигнали.

{Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1120 від 21.06.2019 ; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2267 від 05.11.2019 , № 1724 від 16.09.2020 , № 1546 від 16.09.2021 , № 1680 від 29.09.2021 , № 1234 від 30.09.2022, № 2649 від 29.12.2023 }

Додаток 8

до Кодексу системи передачі

ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ

до побудови АСУ ТП у складі інформаційно-технологічної системи диспетчерського управління ОЕС України

{Кодекс системи передачі доповнено новим Додатком згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1680 від 29.09.2021 ; із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2992 від 29.12.2021 , № 1053 від 15.07.2025 }

Додаток 9

до Кодексу системи передачі

ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ

до побудови каналів зв’язку для обміну технологічною інформацією між оператором системи передачі та користувачами системи передачі/розподілу

Додаток 10

до Кодексу системи передачі

ЗВІТ

про виконання Плану розвитку системи передачі

Додаток 11

до Кодексу системи передачі

РЕЄСТР

інформації про проведені закупівлі товарів, робіт та послуг

{Кодекс доповнено новим Додатком 11 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1234 від 30.09.2022 }

Додаток 12

до Кодексу системи передачі

ПОРЯДОК

розроблення, подання на схвалення та виконання інвестиційної програми оператора системи передачі

1. Загальні положення

1.1. Цей Порядок поширюється на суб'єкта господарювання, який отримав ліцензію на провадження господарської діяльності з передачі електричної енергії, та установлює процедуру розроблення, подання на схвалення та виконання інвестиційної програми (далі - ІП) ОСП.

1.2. У цьому Порядку терміни вживаються в таких значеннях:

базовий період - період дії ІП, який передує прогнозному періоду ІП, тривалістю, як правило, календарний рік;

захід ІП - належним чином обґрунтована, запланована до виконання закупівля товарів та робіт протягом прогнозного періоду ІП (календарний рік), що пов'язана з провадженням ОСП господарської діяльності з передачі електричної енергії та диспетчерського (оперативно-технологічного) управління;

звітний період - період дії ІП, за який ОСП звітує про виконання ІП (щокварталу наростаючим підсумком та за підсумками календарного року);

інвестиційна програма (ІП) - оформлені з урахуванням вимог цього Порядку зобов’язання ОСП щодо виконання у визначені терміни та за рахунок відповідних джерел фінансування комплексу заходів ІП, спрямованих, зокрема, на підвищення рівня надійності, безпеки, економічності та забезпечення ефективного функціонування активів ОСП; розвиток системи передачі; поліпшення якості надання послуг з передачі електричної енергії та диспетчерського (оперативно-технологічного) управління; зниження технологічних витрат електричної енергії;

перехідний захід ІП - запланований до виконання захід ІП, що виконується протягом двох або більше років, та пов'язаний з обґрунтованою ОСП необхідністю виконання заходу ІП етапами;

прогнозний період ІП (далі - прогнозний період) - період, протягом якого ОСП зобов'язаний виконати заходи ІП (як правило, перший календарний рік відповідного Плану).

1.3. ОСП зобов'язаний використовувати кошти, визначені як джерело фінансування ІП, виключно на її виконання відповідно до графіка виконання заходів по кварталах, визначеного ІП.

1.4. Розгляду питання про схвалення ІП передує його відкрите обговорення на місцях згідно з Порядком проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженим постановою НКРЕКП від 30 червня 2017 року № 866.

1.5. Регулятор приймає рішення про схвалення ІП або внесення змін до неї на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після розгляду та опрацювання Регулятором ІП або запропонованих змін до неї та поданих матеріалів згідно з вимогами цього Порядку.

2. Вимоги до ІП

2.1. Інформація в ІП та звітах щодо її виконання, викладена у числовому форматі, зазначається з точністю до двох цифр після коми, а якщо ціла частина числа дорівнює нулю, з точністю до двох значущих цифр після коми.

2.2. ОСП розробляє ІП на підставі Плану на наступні 10 років згідно з вимогами цього Порядку та протоколів нарад Регулятора щодо підходів до формування ІП на відповідний прогнозний період, та подає її Регулятору за формою, наведеною в додатку 13 до Кодексу, відповідно до затвердженого Регулятором графіка.

2.3. Неподання або подання ОСП ІП, що не відповідає вимогам цього Порядку та інших нормативно-правових актів, є порушенням Ліцензійних умов провадження господарської діяльності з передачі електричної енергії, затверджених постановою НКРЕКП від 09 листопада 2017 року № 1388.

2.4. ОСП формує джерела фінансування ІП з таких статей:

амортизація;

прибуток на капітальні інвестиції, передбачений структурою тарифів (цін);

запланований обсяг надходжень за перетоки реактивної електричної енергії;

дохід, отриманий від розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів.

Додатковими джерелами фінансування ІП можуть бути: залучені кошти (кредити, грантові кошти, фінансова допомога), кошти, отримані від здійснення діяльності, пов'язаної та не пов'язаної з передачею електричної енергії та диспетчерським (оперативно-технологічним) управлінням, прибуток від надання послуг комерційного обліку електричної енергії та інші джерела відповідно до вимог чинного законодавства.

У разі включення прибутку від надання послуг комерційного обліку електричної енергії або його частини до джерел фінансування ІП такі кошти спрямовуються виключно на заходи з впровадження та розвитку комерційного обліку електричної енергії.

2.5. ОСП формує ІП відповідно до розділів, визначених цим Порядком, із зазначенням обсягу фінансування по кожному з розділів (без урахування податку на додану вартість (далі - ПДВ)). ІП має містити:

1) інформацію про прогнозний загальний техніко-економічний стан ОСП на дату закінчення чинної ІП з урахуванням виконання її заходів;

2) загальний перелік заходів по кожному розділу ІП, запланованих на прогнозний період;

3) детальний перелік заходів ІП, запланованих до виконання на прогнозний період, з урахуванням наскрізної пріоритезації заходів у межах розділів ІП, з розбивкою на етапи (квартали) з фінансуванням відповідно до планових квартальних обсягів надходжень коштів. При визначенні пріоритезації заходів вважається, що пріоритетнішим є захід, виконання якого є важливішим та/або має більший вплив на забезпечення підвищення рівня надійності, безпеки, економічності, зниження технологічних витрат електричної енергії та поліпшення якості надання послуг з передачі електричної енергії та диспетчерського (оперативно-технологічного) управління;

4) пояснювальну записку з обґрунтуванням необхідності виконання заходів по кожному розділу ІП;

5) джерела фінансування ІП;

6) прогноз ОСП щодо зниження технологічних витрат та втрат електричної енергії за результатами реалізації ІП.

2.6. Пояснювальна записка до ІП повинна бути структурованою, сформованою відповідно до вимог цього Порядку та складатись із детального опису кожного заходу у розрізі розділів ІП, що має бути оформлений відповідно до глави 6 додатка 13 до Кодексу та містити, зокрема, таку інформацію:

1) назву та порядковий номер заходу ІП відповідно до глави 5 додатка 13 до Кодексу. Назва заходу ІП повинна відповідати розробленій проєктно-кошторисній документації (за наявності) та має містити характер дій, що плануються до виконання (будівництво, реконструкція, технічне переоснащення, розроблення проєктно-кошторисної документації тощо);

2) характер робіт, що плануються до виконання (будівництво, реконструкція, технічне переоснащення, розроблення проєктно-кошторисної документації, закупівля тощо), та запланований термін виконання цього заходу;

3) пріоритетність заходу в межах розділу ІП із зазначенням основних критеріїв її визначення;

4) посилання на сторінку та пункт схваленого Плану (із зазначенням терміну виконання згідно з Планом), програму модернізації вузлів обліку електричної енергії по точках комерційного обліку всіх типів, по яких ОСП є відповідальним за точку комерційного обліку, яка погоджена Адміністратором комерційного обліку, та інші документи (концепції, програми, плани, нормативно-правові акти тощо), що передбачають виконання заходу;

5) посилання на обґрунтовуючі матеріали, що підтверджують необхідність виконання заходу, зокрема:

акти, експертні звіти (висновки) щодо необхідності заміни відповідного обладнання (електротехнічне обладнання, транспортний засіб, прилади та інструменти тощо), програмних засобів, протоколи замірів (акти, відомості тощо), протоколи випробувань та вимірювань, цінові (комерційні) пропозиції (прайси), результати публічної закупівлі з указанням відповідного ідентифікатора закупівлі у вигляді гіперпосилання, тощо;

технічне завдання на проєктування (завдання на коригування) та розроблення проєктів землеустрою, затверджені в установленому порядку, технічні завдання/вимоги на розроблення програмних продуктів;

схвалену, затверджену, погоджену належним чином проєктно-кошторисну документацію (стадія ТЕО, стадія проєкт, стадія робоча документація) із зазначенням кошторисної вартості та відповідний наказ про її затвердження;

експертний висновок щодо розгляду проєктно-кошторисної документації із зазначенням відповідної кошторисної вартості;

6) інформацію щодо існуючого стану відповідних об'єктів та їх складових частин із зазначенням останньої дати проведення ремонтних робіт, терміну їх експлуатації, типу та характеристик згідно з технічними паспортами;

7) обґрунтування необхідності та доцільності виконання заходу ІП із зазначенням очікуваного результату виконання цього заходу. До заходів ІП, за необхідності, мають бути додані схемні рішення, інші графічні та табличні матеріали, що підтверджують необхідність та доцільність виконання заходу;

8) опис робіт із зазначенням фізичних обсягів та вартості, що заплановані до виконання у прогнозному періоді, та основних техніко-економічних показників проєктів (із зазначенням, зокрема, типу та кількості основного обладнання та матеріалів, що плануються до заміни/встановлення). По заходах, що мають перехідний характер, також зазначаються етапи виконання (план-графік, діаграма Ганта), фізичні обсяги та фінансування по роках із урахуванням фактичного виконання). По заходах із закупівлі транспортних засобів або спеціалізованої техніки, пояснювальна записка повинна містити таку інформацію: ціль закупівлі транспортного засобу; підрозділ, у який закуповується транспортний засіб; тип нового транспортного засобу; опис характеристик, технічних параметрів та комплектації, яким мають відповідати нові транспортні засоби, для виконання своїх функцій; порівняльний аналіз обраного типу транспортного засобу та ще 2-х його аналогів на предмет економічної та технічної доцільності для виконання заявлених функцій;

9) для окремих заходів ІП також зазначаються відповідні цілі та показники (індикатори), що будуть досягнуті за результатом їх виконання, та орієнтовний термін проведення відповідної процедури закупівлі;

10) опис та розрахунок запланованого економічного ефекту від впровадження заходу (робіт) ІП.

2.7. ОСП додає до кожного заходу ІП обґрунтовуючі матеріали, що, зокрема мають містити:

1) проєктно-кошторисну документацію з виконання відповідних робіт, розроблену та затверджену відповідно до вимог чинного законодавства. Обсяги робіт та ресурсів (матеріалів, обладнання тощо) у кошторисній документації повинні бути підтверджені відповідними обсягами у затвердженій проєктній частині, а технічні рішення, застосовані у проєктно-кошторисній документації, мають відповідати технічним рішенням у відповідному Плані;

2) експертні висновки щодо розгляду проєктно-кошторисної документації відповідно до вимог чинного законодавства;

3) накази про затвердження відповідної проєктно-кошторисної документації;

4) акти, експертні звіти (висновки) щодо необхідності заміни відповідного обладнання (електротехнічне обладнання, транспортний засіб, прилади та інструменти тощо), програмних засобів, протоколи замірів (акти, відомості тощо), протоколи випробувань та вимірювань, відповідні технічні завдання на проєктування та розроблення проєктів землеустрою, затверджені в установленому порядку із зазначенням стадії проєктування (ТЕО, проєкт, робочий проєкт тощо), технічні завдання/вимоги на розроблення програмних продуктів та інші матеріали;

5) цінові (комерційні) пропозиції (прайси) виробників або їх офіційних представників в Україні, результати публічної закупівлі (за наявності) (по заходах із технічного переоснащення та реконструкції засобів обчислювальної техніки, впровадження та розвитку інформаційних технологій з указанням каталожних номерів відповідного обладнання та програмного забезпечення). При цьому ОСП, як правило, надає 2 – 3 альтернативні цінові (комерційні) пропозиції із детальною специфікацією по складових відповідного обладнання, програмних засобів тощо;

6) відповідні програми/концепції розвитку, у тому числі програми заміни дефектного обладнання, що містять перелік запланованих за роками заходів, у разі їх наявності.

По заходах, що фінансуються за рахунок кредитних коштів міжнародних фінансових організацій, ОСП додатково надає «Таблицю цін на обладнання», що є додатком до відповідних договорів.

2.8. При формуванні ІП на прогнозний період ОСП повинен передбачити виконання перехідних заходів з попередніх періодів.

Кількість перехідних заходів, початком виконання яких є прогнозний період, у складі ІП може бути, як правило, не більше трьох, за виключенням заходів, виконання яких протягом прогнозного періоду є неможливим через режимні обмеження, довготривале виготовлення обладнання та довготривалі процедури оформлення землевпорядної документації, що підтверджується наданням відповідних документів та розрахунків.

2.9. ОСП може передбачити в ІП кошти для розробки проєктів на виконання робіт, що заплановані до реалізації, як правило, в наступному календарному році. Вартість проєктно-вишукувальних робіт визначається відповідно до чинного законодавства та кошторисів на виконання цих проєктно-вишукувальних робіт.

2.10. ОСП визначає обсяги інвестицій виходячи з технічного стану основних фондів, підтвердженого технічним оглядом та відповідною технічною документацією, та інших активів ОСП, принципів економічної доцільності запровадження відповідних заходів, а також з урахуванням впливів цих заходів на рівень тарифів на передачу електричної енергії та диспетчерське (оперативно-технологічне) управління.

2.11. ОСП повинен здійснювати планування фінансування розділів ІП з урахуванням, зокрема, необхідності забезпечення належного рівня безпеки, надійності та якості надання послуг з передачі електричної енергії та диспетчерського (оперативно-технологічного) управління на довгостроковий період, підвищення енергоефективності електричних мереж ОСП, з урахуванням вимог Закону України «Про енергетичну ефективність», впровадження та розвитку «розумних мереж», управління попитом та можливостей надання допоміжних послуг виробниками, забезпечення кібербезпеки об'єктів системи передачі, а також доцільності, необхідності та можливості використання установок зберігання енергії.

2.12. Заходи з нового будівництва, реконструкції, технічного переоснащення об'єктів ОСП можуть бути включені до ІП за наявності необхідних обґрунтовуючих матеріалів відповідно до пункту 2.7 цієї глави, зокрема проєктно-кошторисної документації, розробленої відповідно до вимог чинного законодавства і затвердженої в установленому порядку, а також титулу будівництва (за наявності).

З метою забезпечення ефективного використання джерел фінансування ІП та для прискорення виконання робіт з нового будівництва, реконструкції, технічного переоснащення по об'єктах з класом наслідків СС-2 та СС-3 і комплексів релейного захисту та автоматики, строк виготовлення окремого обладнання для яких перевищує шість місяців, ОСП може передбачити в ІП фінансування в обсязі до п'ятдесяти відсотків орієнтовної вартості такого обладнання, визначеної відповідно до цінових (комерційних) пропозицій (прайс-листів) виробників відповідного обладнання або їх офіційних представників в Україні, для виплати авансових платежів, за умови включення до цієї ІП повної вартості виконання відповідних проєктно-вишукувальних робіт. Після виконання відповідних проєктно-вишукувальних робіт ОСП може звернутися до Регулятора з пропозицією щодо внесення змін до схваленої ІП для включення залишку фінансування для завершення виконання робіт по зазначених об’єктах.

2.13. Ціни закупівель, що застосовує ОСП при формуванні ІП, є орієнтовними. Остаточна ціна закупівель визначається ОСП на конкурентних засадах відповідно до вимог чинного законодавства про здійснення закупівель.

{Пункт 2.14 виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 982 від 30.06.2026 }

2.14. Заходи, що передбачають закупівлю та впровадження програмного забезпечення (далі - ПЗ), придбання прав (ліцензій) на користування ПЗ можуть бути включені до ІП за умови, якщо:

платіж за використання ПЗ (прав користування ним) є одноразовим, а ліцензія є безстроковою або довгостроковою (строк використання не менше 1 року) та враховується як нематеріальний актив або у складі вартості основних засобів;

на вже використовуване ПЗ встановлюється за доплату оновлена версія ПЗ або здійснюється його поліпшення (модернізація) за умови збільшення його капіталізації;

закупівля ПЗ здійснюється як невід’ємна складова частина обладнання;

строк (термін) корисного використання програми (ліцензії) становить не менше одного операційного циклу (1 року) (за виключенням заходів кібербезпеки) та програма (ліцензія) враховується як нематеріальний актив або у складі вартості основних засобів;

впровадження нового ПЗ взамін існуючого ПЗ здійснюється не частіше ніж 1 раз на 5 років за виключенням випадків припинення підтримки ПЗ виробником.

До ІП ОСП за рахунок основних джерел фінансування не можуть бути включені такі заходи: хмарні рішення (послуги), консалтингові послуги, технічна підтримка, послуги інтернету, послуги з оренди каналів зв’язку, підтримка доменного імені, ремонтні роботи для обслуговування обчислювальних потужностей, комплектуючі для ремонту існуючої техніки, послуги підписки на використання ПЗ (за виключенням заходів кібербезпеки), обмінний фонд тощо.

До ІП ОСП не можуть бути включені заходи, спрямовані на забезпечення надання ОСП (як ППКО) платних послуг комерційного обліку електричної енергії іншим учасникам ринку електричної енергії.

2.15. На титульній сторінці всіх примірників схваленої ІП ОСП зазначає реквізити:

документа(ів), яким(и) ІП затверджена відповідно до статуту ОСП;

постанови Регулятора, якою схвалено ІП.

Зазначені відмітки з реквізитами підписує керівник ОСП або особа, що виконує його обов’язки, та скріплює відповідною печаткою (за наявності).

2.16. Матеріали, що подає ОСП як обґрунтування ІП, у тому числі в електронній формі, повинні бути оформлені та затверджені належним чином відповідно до вимог чинного законодавства.

3. Порядок розгляду та схвалення ІП

3.1. ОСП затверджує ІП у порядку, встановленому його установчими документами.

3.2. ОСП подає Регулятору ІП, оформлену з урахуванням вимог цього Порядку, для опрацювання в електронній формі (у форматах Word, Excel тощо) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника ОСП (або особи, яка виконує його обов'язки) на офіційну електронну адресу Регулятора.

3.3. Регулятор розглядає ІП на предмет її відповідності вимогам цього Порядку.

У разі встановлення Регулятором невідповідності ІП вимогам цього Порядку в частині оформлення, затвердження та відповідного обґрунтування вона до розгляду не приймається та повертається на доопрацювання ОСП.

У разі наявності зауважень та пропозицій до поданої ІП Регулятор інформує про це ОСП.

Зокрема, у разі надання ОСП недостовірної інформації щодо обґрунтування заходу ІП захід на вимогу Регулятора має бути виключений.

3.4. Подані ОСП протягом 10 робочих днів відповідні пропозиції, додаткові пояснення та обґрунтування до ІП, з урахуванням наданих Регулятором зауважень та пропозицій, повторно розглядаються Регулятором.

У разі виникнення необхідності внесення змін до переліку заходів ІП за результатом опрацювання ОСП зауважень та пропозицій Регулятора до поданої ІП ОСП подає на розгляд Регулятору доопрацьований примірник ІП, оформлений, погоджений та обґрунтований з урахуванням вимог Кодексу та цього Порядку.

3.5. У разі встановлення Регулятором відповідності ІП вимогам цього Порядку питання про її схвалення виноситься на засідання Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання, у порядку, визначеному Регламентом Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженим постановою НКРЕКП від 06 грудня 2016 року № 2133.

3.6. Після прийняття рішення про схвалення ІП обґрунтовуючі матеріали до неї, подані ОСП, а також робочі примірники ІП повертаються ОСП та зберігаються в нього не менше 3 років після закінчення строку дії відповідної ІП та мають бути надані Регулятору на його запит для виконання покладених на нього завдань.

3.7. Якщо під час розгляду Регулятором ІП виникають питання, що потребують проведення експертизи, розгляд ІП призупиняється на період, необхідний для проведення такої експертизи, про що Регулятор письмово повідомляє ОСП протягом 5 днів з дня прийняття Регулятором рішення щодо проведення такої експертизи.

За результатами експертизи спірні питання розглядаються на засіданні Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання.

3.8. У разі визнання на засіданні Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання, заходів ІП необґрунтованими ці заходи ОСП пропонується виключити, а кошти, передбачені на їх фінансування, можуть бути за пропозицією Регулятора виключені зі структури тарифу або перерозподілені ОСП між іншими розділами ІП.

3.9. ОСП забезпечує достовірність інформації, наданої Регулятору у складі ІП, звітів щодо виконання ІП, обґрунтовуючих матеріалів до ІП, а також інформації, що надається у відповідь на окремі запити Регулятора тощо.

3.10. Протягом 10 календарних днів з дня прийняття Регулятором рішення про схвалення ІП ОСП подає схвалену Регулятором ІП в електронній формі (у форматах Word, Excel) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника ОСП (або особи, яка виконує його обов'язки) на офіційну електронну адресу центрального апарату Регулятора.

Електронну форму схваленої Регулятором ІП ОСП оприлюднює шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті в мережі Інтернет протягом 5 робочих днів з дня прийняття Регулятором рішення про схвалення ІП та зберігає на ньому протягом строку дії ІП та не менше 3 років після його закінчення.

3.11. При виникненні особливих обставин, яких ОСП не міг передбачити (пов'язаних з усуненням наслідків, що виникли в результаті форс-мажорних обставин, необхідністю виконання робіт для забезпечення стійкості роботи об'єднаної енергетичної системи України, режимними обмеженнями, обґрунтованою зміною технічних рішень, виникненням економії внаслідок виконання заходів та у разі збільшення/доповнення визначених джерел фінансування), ОСП має право за власною ініціативою, як правило, протягом місяця за підсумками першого та другого кварталу та/або не пізніше 30 вересня прогнозного періоду звернутися до Регулятора з пропозицією щодо внесення змін до схваленої ІП, оформленою та обґрунтованою відповідно до вимог цього Порядку, з наданням відповідних висновків, розрахунків та інших документів, що підтверджують факт виникнення таких обставин. При цьому у разі необхідності зміни переліку заходів ІП ОСП повинен дотримуватись пріоритезації, що визначена у схваленій ІП.

Зміни до ІП ОСП подає Регулятору за формою, наведеною у додатку 15 до Кодексу.

Регулятор розглядає зміни до ІП на загальних підставах відповідно до визначеної цим Порядком процедури розгляду та схвалення ІП. Пояснювальна записка до запропонованих змін, зокрема, повинна містити обґрунтування необхідності коригування заходів, виключення та включення додаткових заходів до схваленої ІП.

Питання про внесення змін до ІП Регулятор розглядає на засіданнях, які проводяться у формі відкритих слухань.

4. Виконання ІП

4.1. ОСП зобов'язаний виконувати схвалену Регулятором ІП у повному обсязі відповідно до запланованих етапів, обсягів робіт у кількісному вираженні, джерел та обсягів фінансування у вартісному вираженні, у тому числі для заходів, які мають перехідний характер.

4.2. Виконаними вважаються заходи ІП, по яких підтверджено досягнення цілей та показників (індикаторів), що були визначені у відповідній пояснювальній записці при їх схваленні в ІП, щодо яких здійснено повне фінансування та активи по яких введені в експлуатацію у термін до 31 грудня прогнозного періоду відповідної ІП, що підтверджено такими документами:

1) для матеріальних активів (у тому числі інших необоротних матеріальних активів):

акт введення в експлуатацію основних засобів;

акт готовності об’єкта електроенергетики до експлуатації технічно переоснащених або замінених складових частин об'єктів електричних мереж;

2) для нематеріальних активів:

акт введення в господарський оборот об'єкта права інтелектуальної власності у складі нематеріальних активів.

Заходи з розроблення проєктно-кошторисної документації та проєктів землеустрою вважаються виконаними протягом прогнозованого періоду, якщо за результатами їх виконання складено акт приймання-передачі виконаної проєктної документації на об’єкт у термін до 31 грудня цього періоду та щодо яких здійснено повне фінансування.

{Абзац восьмий пункту 4.2 глави 4 виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 982 від 30.06.2026 }

ОСП має виконувати заходи ІП з дотриманням вимог чинного законодавства у сфері регулювання містобудівної діяльності.

Про затвердження Кодексу системи передачі — частина 4