У главі 6:
1) підпункт 2 підпункту 6.2.2 пункту 6.2 виключити.
У зв’язку з цим підпункти 3-6 вважати відповідно підпунктами 2-5;
2) у пункті 6.9:
в абзаці першому підпункту 6.9.2 слова «повинні бути вказані ОСП» замінити словами «повинні бути визначені ОСП та розміщені на власному веб-сайті в мережі Інтернет»;
у підпункті 6.9.3 слова «повного та адекватного» замінити словами «оформленого належним чином»;
3) у пункті 6.11:
у підпункті 6.11.4 слова «точки приєднання» замінити словами «до межі його балансової належності»;
підпункт 6.11.5 після слів «точки приєднання» доповнити словами «до межі його балансової належності».
IV. У розділі IV:
1. У главі 8:
1) в абзаці четвертому пункту 8.5 слова та знаки «організацій (акредитованих організацій у випадку випробувань на виконання технологічних вимог до допоміжних послуг)» замінити словами «органу з оцінки відповідності»;
2) пункт 8.6 викласти в такій редакції:
«8.6. Відповідальним виконавцем системних випробувань на об’єкті Користувача системи може бути орган з оцінки відповідності, обраний Користувачем системи.»;
3) пункт 8.23 викласти в такій редакції:
«8.23. У разі проведення випробування з метою перевірки відповідності електроустановок Користувачів (ПДП, потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг технічний звіт також має містити висновок щодо підтвердженої даними випробування оцінки можливості надання допоміжних послуг, їх обсягу та якісних характеристик. Системні випробування з метою перевірки відповідності електроустановок ПДП (потенційного ПДП) вимогам цього Кодексу щодо надання допоміжних послуг викладені у Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу.».
2. Доповнити новою главою такого змісту:
«10. Організаційно-технічні та кваліфікаційні вимоги до органів з оцінки відповідності
10.1. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути незалежними від втручання та не бути представниками зацікавлених осіб.
До переліку зацікавлених осіб належать: персонал Замовника, Користувача, ПДП/потенційного ПДП (у випадку проведення випробування електроустановок щодо надання ДП), особи, з якими у персоналу є родинний зв’язок, або підприємство, що є ПДП (потенційним ПДП), організації, що прямо або опосередковано залучені до виконання робіт з проектування, виготовлення, монтажу, налаштування систем автоматичного управління основного обладнання у ПДП (потенційного ПДП), перевірка якого здійснюється.
Орган з оцінки відповідності та його персонал (адміністративний персонал та персонал, який безпосередньо виконує випробування) не мають права бути юридично чи організаційно прямо або опосередковано (через членів сім’ї або осіб, з якими є родинний зв’язок) пов'язаними з підприємством чи персоналом, які прямо або опосередковано відносяться, чи є афілійованими до постачальника ДП (потенційного ПДП).
10.2. Орган з оцінки відповідності та його персонал мають бути професійно спроможними проводити всі етапи випробування електроустановок відповідно до вимог цього Кодексу.
Орган з оцінки відповідності повинен мати персонал, який має:
спеціальну вищу технічну освіту у галузі знань електричної інженерії;
досвід роботи з випробування основного обладнання, що використовується для регулювання частоти та потужності, напруги та реактивної потужності, автономного пуску та систем його управління.
10.3. Орган з оцінки відповідності та його персонал не має права здійснювати випробування обладнання електроустановок, стосовно яких орган з оцінки відповідності здійснював роботи з проектування, виготовлення, монтажу, налаштування обладнання ПДП (потенційного ПДП).».
V. У розділі V:
1. У главі 2:
1) в абзаці четвертому пункту 2.6 слово «похибка» замінити словом «помилка»;
2) у пункті 2.7 слова «аналіз аварійних ситуацій» замінити словами «оцінку операційної безпеки».
2. У главі 8:
1) у пункті 8.1:
в абзаці третьому підпункту 8.1.6 слова «регулювання області» замінити словами «області регулювання»;
підпункт 8.1.8 викласти в такій редакції:
«8.1.8. ОСП має право за необхідності укладати з іншими ОСП своєї синхронної області договори, що стосуються міждержавної торгівлі резервами потужності, та/або з іншими суб’єктами господарювання договори з врегулювання відхилень від запланованих міждержавних перетоків.»;
2) у підпункті 8.3.8 пункту 8.3:
в абзаці першому слова «регулювання області» замінити словами «області регулювання»;
в абзаці другому слова «області регулювання розраховується у МВт» замінити словом «розраховується»;
3) у пункті 8.4:
у підпункті 8.4.2:
в абзаці четвертому підпункту 7 слова та символи «та ГКД «Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги» виключити;
абзац перший підпункту 23 викласти в такій редакції:
«23) величина необхідного сумарного нормованого первинного резерву для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» залежить від режиму її роботи з енергосистемами інших країн, які впливають на величину прийнятого в синхронній області сумарного резерву первинного регулювання і коефіцієнта розподілу Сi для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:»;
абзаци третій та четвертий підпункту 24 викласти в такій редакції:
«у режимі паралельної роботи з ENTSO-E та відокремлено від енергооб’єднання країн СНД та Балтії прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення асамблеї ENTSO-E та публікуються на офіційному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет;
у режимі паралельної роботи з енергооб’єднанням країн СНД і Балтії та відокремлено від ENTSO-E прийняті величини первісних зобов’язань із первинного резерву для ОЕС України залежно від режиму її роботи визначаються ОСП відповідно до рішення КОТК та публікуються на офіційному веб-сайті ОСП в мережі Інтернет.»;
у підпункті 8.4.3:
у підпункті 8 слова та знаки «області регулювання G (помилка регулювання області АСЕ). Помилка області регулювання G у МВт» замінити словами та знаками «регулювання області G (АСЕ). Помилка регулювання області G»;
підпункт 13 викласти в такій редакції:
«13) резерв вторинного регулювання для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блока регулювання/синхронної області на завантаження і розвантаження виділених електростанцій для вторинного регулювання має створюватися і постійно підтримуватися для забезпечення цілей, зазначених у підпункті 1 цього підпункту;»;
у підпункті 14:
абзац перший викласти в такій редакції:
«14) величина необхідного РВЧ в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блоці регулювання/синхронній області має бути достатньою для компенсації:»;
абзац четвертий викласти в такій редакції:
«найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання (критерій надійності N-1) в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»/блоці регулювання/синхронній області;»;
у підпункті 15:
абзац перший викласти в такій редакції:
«15) РВЧ може складатися з резервів, що активуються в автоматичному (аРВЧ) та ручному (рРВЧ) режимах. Величина мінімального аРВЧ R визначається за формулою»;
в абзаці восьмому слова «вторинного резерву» замінити скороченням «РВЧ»;
доповнити новими абзацами такого змісту:
«Для області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:
принцип визначення РВЧ відповідає вимогам Каталогу заходів для включення на паралельну роботу південно-західної частини української енергосистеми, області регулювання «острову Бурштинської ТЕС» з CENTREL/UCPTE та дорівнює потужності найбільш потужного працюючого блока;
аРВЧ повинен становити ±10 % від покриття області регулювання «острів Бурштинської ТЕС».
Величина рРВЧ для області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» розраховується як різниця між розрахунковою величиною РВЧ та розрахованою величиною аРВЧ.»;
підпункт 16 викласти в такій редакції:
«16) розрахункова величина РВЧ визначається виходячи з необхідності компенсації найбільш вірогідної аварійної втрати генерації або споживання та має становити:
для області регулювання ОЕС України:
на завантаження - 1000 МВт;
на розвантаження - 500 МВт;
для області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:
на завантаження - обсяг резерву визначається відповідно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 цього підпункту;
на розвантаження - 100 МВт.
В ОЕС України РВЧ орієнтовно має розміщатися в окремі періоди не менше ніж на 30 генеруючих одиницях;»;
у підпункті 17:
абзац перший викласти в такій редакції:
«17) в області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» вибір одиниць постачання РВЧ, визначення для них діапазонів вторинного регулювання та РВЧ на завантаження і розвантаження здійснюється ОСП відповідно до Правил ринку.»;
в абзаці другому слова та знаки «ГКД «Маневреність енергоблоків з конденсаційними турбінами. Технічні вимоги»,» виключити;
в абзаці третьому підпункту 20 слово «аварійного» замінити словом «аварійне»;
підпункт 7 підпункту 8.4.4 викласти в такій редакції:
«7) для ОЕС України розрахунковий резерв заміщення на основі статистичних даних про фактичні небаланси для області регулювання ОЕС України за попередні 10 років має складати:
на завантаження - не менше 1000 МВт;
на розвантаження - не менше 500 МВт;
для області регулювання «острів Бурштинської ТЕС»:
на завантаження - обсяг резерву визначається аналогічно до алгоритму, визначеного у підпункті 15 підпункту 8.4.3 цієї глави;
на розвантаження - 100 МВт;»;
4) у підпункті 9.5.6 пункту 9.5 глави 9 скорочення «АРВ» замінити скороченням «АРЗ».
VI. У розділі VI:
1. У пункті 1.2 глави 1 слова «та здійснюватися на відповідний період» замінити знаком та словами «, здійснюватися на відповідний період та включати».
2. У пункті 5.3 глави 5:
1) у абзаці четвертому слова «технологічні витрати» замінити словами «технологічних витратах»;
2) абзац шостий викласти в такій редакції:
«прогнозних технологічних витратах електричної енергії при її передачі магістральними та міждержавними електричними мережами, розрахункових обсягах передачі електричної енергії мережами ОСП;».
VII. У пунктах 3.3 та 3.4 глави 3 розділу VII слово «формами» замінити словом «категоріями».
VIII. У главі 8 розділу VIII:
1. Пункт 8.7 викласти в такій редакції:
«8.7. Відновлення режиму роботи енергосистеми України після системної аварії має здійснюватися відповідно до Плану відновлення роботи ОЕС України після системної аварії/Плану відновлення роботи «острова Бурштинської ТЕС» після системної аварії (далі - План відновлення), який є складовою частиною Плану захисту енергосистеми.».
2. Підпункти 8.9 та 8.10 викласти в такій редакції:
«8.9. План відновлення має передбачати найбільш імовірні прогнозні варіанти ліквідації системної аварії в ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС», у тому числі на тлі негативного впливу явищ природного та техногенного характеру.
8.10. Відновлення роботи ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» має бути гнучким і передбачати альтернативні шляхи ліквідації системної аварії, а також обов’язкове резервування (дублювання) обладнання, що задіяне в ліквідації системної аварії.».
IX. У розділі IX:
1. Главу 1 викласти у такій редакції:
«1. Загальні положення
1.1. Основним завданням ОСП є управління режимом роботи ОЕС України для забезпечення її надійної і стійкої роботи в усіх режимах. Одним із критеріїв режиму роботи енергосистеми є частота електричного струму і напруга, які залежать від балансів активної і, відповідно, реактивної потужностей в енергосистемі. Для забезпечення сталої і надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів ОСП придбаває/використовує відповідні допоміжні послуги. ДП з регулювання частоти та потужності, а також напруги та реактивної потужності призначені для упередження виникнення аварійних режимів і, відповідно, упередження спрацювання протиаварійної автоматики і являють собою відповідний процес.
1.2. Користувачі системи передачі/розподілу можуть надавати ОСП допоміжні послуги, перелік яких визначений у Правилах ринку.
1.3. Вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідного для забезпечення належного надання:
допоміжних послуг з надання резервів підтримання частоти (первинне регулювання), автоматичного і ручного відновлення частоти (вторинне регулювання) та резервів заміщення (третинне регулювання) - визначені у главі 8 розділу V цього Кодексу;
допоміжної послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономний пуск) - визначені у підпункті 2 пункту 2.7 глави 2 розділу III цього Кодексу;
допоміжної послуги з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, яка передбачає компенсацію реактивної потужності синхронним генератором з метою підтримання заданих ОСП рівнів напруги в контрольованих вузлах ОЕС України в режимі, коли виробництво активної потужності не здійснюється. Діапазони максимальної реактивної потужності, яка може бути використана для регулювання напруги, визначаються за результатами випробувань у процесі перевірки ПДП.
1.4. Новозбудовані генеруючі одиниці типу С та D, а також генеруючі одиниці, що пройшли реконструкцію або технічне переоснащення, мають бути технічно спроможними забезпечувати розміщення РПЧ, автоматичних і ручних РВЧ та РЗ, а також здійснювати регулювання напруги та реактивної потужності (крім регулювання напруги в режимі СК).
1.5. ГЕС та ГАЕС, приєднана потужність яких більша 200 МВт, що мають технічну спроможність регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для області регулювання ОЕС України, повинні забезпечувати розміщення на своїх генеруючих одиницях резервів для надання ДП із забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК.
1.6. Технічна спроможність надання ДП з відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій (автономного пуску) є обов'язковою для всіх ГЕС, участь яких передбачена у Плані відновлення області регулювання ОЕС України/області регулювання «острів Бурштинської ТЕС» після особливої системної аварії, затвердженому ОСП.
1.7. Правилами ринку визначаються умови оплати ДП, відбору постачальників ДП, умови моніторингу надання ДП та санкції за ненадання або неякісне надання ДП.
1.8. Потенційні ПДП повинні пройти перевірку та продемонструвати ОСП, що електроустановки їх об’єктів, за допомогою яких надаються ДП, відповідають технічним вимогам до ДП, що встановлені цим Кодексом, шляхом успішного проходження випробувань одиниць/груп надання ДП з отриманням відповідного свідоцтва про відповідність вимогам до ДП.
1.9. Випробування повинні проходити всі електроустановки ПДП, за допомогою яких надаються або планується надання ДП.
1.10. Випробування проводяться відповідно до Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг, що є додатком 7 до цього Кодексу та який містить, зокрема:
порядок перевірки ПДП (потенційного ПДП);
порядок проведення випробувань одиниць/груп надання ДП;
взаємовідносини, права та обов’язки учасників процесу перевірки та випробувань;
вимоги щодо періодичності підтвердження відповідності вимогам цього Кодексу щодо надання ДП;
процедуру оскарження результатів перевірки та випробувань електроустановок ПДП.
1.11. Для електроустановок, що проходять випробування, необхідні для приєднання до мереж системи передачі/розподілу, дозволяється одночасне проведення випробувань електроустановок, що належать ПДП (потенційному ПДП), щодо надання ДП за умови дотримання вимог цього розділу та Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг.
1.12. Реєстрація ОСП ПДП після успішного проходження процесу перевірки та укладення договорів про ДП між ОСП та ПДП здійснюється відповідно до Правил ринку.».
2. Глави 2-4 виключити.
У зв’язку з цим главу 5 вважати главою 2.
X. У пункті 6.3 глави 6 розділу X:
1. Підпункт 6.3.3 доповнити новими абзацами такого змісту:
«генеруючих одиницях із встановленою потужністю 1 МВт та більше.
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.».
2. Підпункти 6.3.6 та 6.3.7 викласти в такій редакції:
«6.3.6. Кожний ОСР повинен щомісяця надавати ОСП, з розподілом за джерелами первинної енергії, перелік та сумарну генеруючу потужність усіх генеруючих одиниць типу A (з приведенням потужності до напруги 35 кВ та вище підстанцій ОСР відповідно до нормальної схеми мережі), які відповідають вимогам глави 2 розділу III цього Кодексу, і найкращу оцінку сумарної генеруючої потужності генеруючих одиниць типу A, які не відповідають вимогам глави 2 розділу III цього Кодексу, що приєднані до його системи розподілу, разом з відповідною інформацією щодо їхньої частотної характеристики.
6.3.7. Кожний ОСР повинен у реальному масштабі часу надавати ОСП інформацію, пов'язану з областю спостереження, включаючи таке:
фактична топологія підстанції;
активна і реактивна потужність через комірку лінії;
активна і реактивна потужність через комірку трансформатора;
вливання активної і реактивної потужності через комірку генеруючого об'єкта;
положення відгалужень трансформаторів, приєднаних до передавальної мережі;
напруги на системах шин;
реактивна потужність через комірки реакторів і конденсаторів;
сукупне вироблення в області спостереження ОСР з розподілом за джерелами первинної енергії (для генеруючих одиниць типу А та В);
вироблення в області спостереження ОСР з розподілом за джерелами первинної енергії по кожній генеруючій одиниці типу С та D;
сукупне споживання в області спостереження ОСР.».
XI. У розділі XI:
1. У главі 1:
1) абзац другий пункту 1.2 після слів «Типові форми договорів» доповнити словами «про надання послуг»;
2) пункт 1.3 викласти в такій редакції:
«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.»;
3) після пункту 1.3 доповнити новим пунктом 1.4 такого змісту:
«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.».
У зв’язку з цим пункт 1.4 вважати пунктом 1.5.
2. У главі 2:
1) у пункті 2.4 слова та знаки «передавальної мережі та розподільних мереж або мереж споживачів приєднаних до передавальної мережі (тривалістю більше хвилини)» замінити словами та знаками «мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі (тривалістю більше хвилини),»;
2) у пунктах 2.6 та 2.7 слова «передавальної мережі та розподільних мереж або мереж споживачів приєднаних до передавальної мережі» замінити словами та знаками «мережі системи передачі та мереж систем розподілу або мереж споживачів, приєднаних до системи передачі,»;
3) у пункті 2.8 слова та знаки «передавальній мережі, зокрема щодо вимірювання таких показників:» замінити словами та знаками «мережах системи передачі, зокрема щодо вимірювання таких показників: частоти,»;
4) в абзаці четвертому пункту 2.9 слово «сайті» замінити словами «власному веб-сайті», після слова «системі» доповнити словом «передачі»;
5) в абзаці другому пункту 2.14 слово «мережі» виключити;
6) у пункті 2.16:
в абзаці другому слово «надзвичайних» виключити;
абзац третій виключити.
У зв’язку з цим абзац четвертий вважати абзацом третім;
7) у пункті 2.18:
в абзаці першому знак та слова «, і подає ці заходи на затвердження Регулятору» виключити;
абзац другий виключити;
8) в абзаці третьому пункту 2.19 слова «надавати Регулятору та» виключити.
3. У главі 3:
1) абзац третій підпункту 3 пункту 3.2 доповнити словами та знаками «та/або договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно- технологічного) управління»;
2) у пункті 3.3 слово «розподілу» замінити словом «передачі», слово «час» замінити словами та знаком «орієнтовний час,»;
3) пункт 3.5 доповнити словами «та з урахуванням вимог Правил роздрібного ринку»;
4) пункти 3.8-3.11 викласти в такій редакції:
«3.8. До звернення електропостачальника додається копія повідомлення споживача про припинення електроживлення, направлене електропостачальником.
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.
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.
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.»;
5) пункт 3.13 викласти в такій редакції:
«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.»;
6) пункт 3.18 викласти в такій редакції:
«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.».
4. У главі 4:
1) пункт 4.2 викласти в такій редакції:
«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.»;
2) у пункті 4.3:
в абзацах першому та другому слово «електропостачальника» замінити словами та знаком «електропостачальника/споживача»;
в абзаці четвертому слова «і часу» виключити;
3) пункт 4.4 виключити.
У зв'язку з цим пункти 4.5-4.11 вважати відповідно пунктами 4.4-4.10;
4) пункт 4.4 викласти в такій редакції:
«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.»;
5) у пункті 4.5 слово «дублюються» замінити словом «надаються»;
6) пункт 4.6 викласти в такій редакції:
«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.»;
7) у пункті 4.7 цифри та знаки «4.5-4.7» замінити цифрами та знаками «4.4-4.6».
5. У главі 5:
1) у пункті 5.1:
в абзаці першому слово «системою» замінити словами «електричними мережами системи»;
в абзаці другому слово «системою» замінити словами «електричними мережами Оператора системи»;
2) у пункті 5.2 слова «електропостачальникам, ОСР та споживачам» замінити словом «Користувачам»;
3) у пункті 5.3:
в абзаці першому слово «двостороннього» виключити;
4) абзац перший пункту 5.4 викласти в такій редакції:
«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, а у випадку постачання електричної енергії електропостачальником споживачу, приєднаному до мереж системи передачі, - відповідно до Правил роздрібного ринку.»;
5) в абзаці другому пункту 5.5 слова «є публічним і має оприлюднюватись» замінити словом «оприлюднюється»;
6) пункти 5.7 та 5.8 викласти в такій редакції:
«5.7. Для отримання проекту договору про надання послуг з передачі електричної енергії Користувач, зазначений у пункті 5.3 цієї глави, звертається до ОСП з відповідною заявою із зазначенням реквізитів Користувача та інформації щодо обраного ним ППКО, до якої додаються:
підтвердження повноважень особи на укладення договору (витяг з установчого документа про повноваження керівника (для юридичних осіб), копію довіреності, виданої в установленому порядку тощо);
перелік точок комерційного обліку (ЕІС-кодів) Користувача в електронному вигляді.
Бланк заяви повинен бути розміщений на веб-сайті ОСП.
Документи, надані в електронному вигляді, мають бути завірені електронно-цифровим підписом. Засоби передачі даних визначаються за згодою сторін.