Про затвердження Кодексу комерційного обліку електричної енергії

7.1. Стороною, відповідальною за точку комерційного обліку (ВТКО), є учасник ринку, в якого на законних підставах у власності чи користуванні знаходиться лічильник електричної енергії у складі вузла обліку електричної енергії для цієї ТКО. При необхідності учасник ринку може створити віртуальну ТКО шляхом об'єднання фізичних ТКО, за які він несе відповідальність. У цьому випадку учасник ринку стає ВТКО для цієї віртуальної ТКО.

7.2. ВТКО відповідальна перед учасниками ринку електричної енергії за улаштування ВОЕ в ТКО, підтримку їх технічного стану та організацію пов'язаних з ТКО процесів комерційного обліку.

7.3. ВТКО для кожної ТКО зобов'язана:

1) організувати улаштування ВОЕ в ТКО за власний кошт та власними силами або із залученням третіх сторін відповідно до вимог цього Кодексу;

2) забезпечити збереження обладнання ВОЕ, у тому числі підтримку обумовлених проектом параметрів зовнішнього середовища, захист від пошкоджень та зовнішнього втручання, а в разі встановлення ВОЕ поза територією (приміщеннями, будівлями або ділянкою), що належить або знаходиться у користуванні ВТКО, забезпечити укладення відповідного договору (акта) про збереження обладнання ВОЕ з власником (користувачем) або організацією, на території якої встановлений ВОЕ;

3) забезпечувати власними силами та за власний кошт (якщо інше не передбачено законом або договором) підтримку технічного стану ЗВТ та допоміжного обладнання ВОЕ на всіх етапах їх життєвого циклу (встановлення обладнання ВОЕ у ТКО, періодичну повірку, обслуговування та ремонт, у тому числі демонтаж, транспортування та монтаж, експлуатацію, вивід із експлуатації тощо) відповідно до вимог цього Кодексу та інших нормативно-правових актів і нормативно-технічних документів;

4) обрати ППКО для кожної ТКО шляхом укладення договору на надання послуг комерційного обліку з ППКО, що має реєстрацію в АКО, або шляхом власної реєстрації в АКО як ППКО;

5) забезпечити ППКО можливість періодичного та позапланового зчитування результатів вимірювання та даних про стан лічильників своїх ТКО відповідно до вимог цього Кодексу;

6) забезпечити заміну ППКО у випадку скасування його реєстрації,

7) забезпечувати допуск до ВОЕ представників ОМ для зчитувань показів до моменту вибору іншого ППКО;

8) забезпечувати допуск представників ОМ для виконання контрольних оглядів цілісності ВОЕ та звірки показів;

9) інформувати визначених ППКО про невідповідність належних їм ВОЕ вимогам цього Кодексу;

10) забезпечити за запитом ППКО приведення ВОЕ до вимог цього Кодексу самостійно або із залученням ППКО;

11) гарантувати своєчасний і недискримінаційний доступ уповноважених осіб заінтересованих сторін до ВОЕ, а також до даних вимірювань;

12) дотримуватись вимог чинного законодавства, цього Кодексу, Правил ринку та Правил роздрібного ринку щодо функціонування ЗКО.

7.4. ВТКО має право:

1) виступати в якості ППКО для ТКО, за які вона відповідає, за умови наявності дійсної реєстрації в АКО;

2) у своїх інтересах доручати забезпечувати організацію комерційного обліку електричної енергії зареєстрованим ППКО;

3) змінювати визначеного ППКО в будь-який час відповідно до порядку зміни ППКО, передбаченого цим Кодексом;

4) забезпечити контроль формування даних комерційного обліку та їх передачу АКО через зареєстрованого ППКО.

7.5. Якщо ВТКО не може обрати зареєстрованого ППКО для ТКО в межах своєї відповідальності з будь-яких причин, тоді ОСР за зверненням ВТКО повинен виступати в якості ППКО для цієї ТКО відповідно до укладеного з ВТКО договору про надання послуг комерційного обліку. Форма зазначеного договору та вартість послуг за ним визначається Регулятором. ОСР продовжуватиме виступати в якості ППКО для ТКО до того часу поки ВТКО не призначить іншого ППКО.

1.1. Суб'єкти господарювання можуть виконувати функції ППКО за умови наявності у них реєстрації в АКО необхідного рівня та дозвільних документів, отриманих в установленому законодавством порядку.

1.2. Реєстрація ППКО здійснюється АКО відповідно до регламентів АКО та цього Кодексу.

1.3. До суб'єктів, ОЗКО, що здійснюють встановлення, улаштування та обслуговування ЗКО у споживачів (замовників) роздрібного ринку, електроустановки яких приєднанні до системи розподілу номінальною напругою не більше 1 кВ, застосовується спрощена процедура реєстрації "шляхом повідомлення".

1.4. До суб'єктів, що виконують функції ОДКО, АТКО, та ОЗКО, що здійснюють введення вузлів обліку в експлуатацію, застосовується повна процедура реєстрації з укладенням договорів з АКО та ВТКО.

1.5. АКО має право перевірити спроможність заявників виконувати функції ППКО відповідного рівня.

1.6. Термін дії реєстрації ППКО становить 5 років.

1.7. АКО повинен забезпечувати оприлюднення на власному веб-сайті інформації про реєстрацію чи анулювання реєстрації ППКО протягом 3 днів з моменту її проведення.

1.8. Зареєстровані ППКО або суб'єкти господарювання, які подали заявку на реєстрацію, у випадку виникнення будь-яких суперечок стосовно реєстрації мають їх вирішувати відповідно до вимог цього Кодексу та чинного законодавства України.

1.9. У разі виконання заявниками всіх вимог цього Кодексу та регламентів АКО не має права відмовити в реєстрації.

2.1. Для реєстрації в якості ППКО суб'єкти господарювання мають звернутись до АКО із відповідною заявою та надати повний комплект документів, що вимагається регламентами АКО щодо реєстрації ППКО та АС ППКО.

2.2. Регламенти АКО щодо реєстрації ППКО та АС ППКО мають бути оприлюднені АКО та знаходитися у вільному доступі на власному веб-сайті АКО.

2.3. АКО впродовж 10 робочих днів із дня отримання заяви повинен провести перевірку наданих документів та повідомити заявника про необхідність усунення виявлених недоліків, якщо поданих заявником документів для реєстрації недостатньо або вони потребують уточнення.

2.4. У разі відповідності наданих документів встановленим вимогам АКО повинен призначити дату для проведення тестування спроможності ППКО виконувати свої функції згідно з вимогами цього Кодексу.

2.5. За результатами успішного тестування АКО повинен зареєструвати ППКО.

2.6. Для актуалізації інформації, наданої заявником під час реєстрації, зареєстрований ППКО зобов'язаний щорічно підтверджувати відповідну реєстраційну інформацію, надану АКО, та інформувати про всі зміни, які є суттєвими для реєстрації. У разі виникнення таких змін зареєстрований ППКО повинен протягом 20 робочих днів подати АКО письмове повідомлення разом з документами або їх засвідченими в установленому порядку копіями, які підтверджують зазначені зміни.

3.1. АКО самостійно або із залученням третіх сторін щорічно проводить планові вибіркові перевірки стану комерційного обліку електричної енергії для обмеженої кількості ТКО в частині їх відповідності вимогам даного Кодексу та відповідності результатів вимірювання в первинній базі лічильників даним комерційного обліку, що були надані ППКО до Датахаб. Планова вибіркова перевірка може проводитись з обов'язковим попередженням ППКО у строк не менший 10 робочих днів.

3.2. При отриманні інформації від заінтересованих сторін, пов'язаних з ТКО або групою ТКО, щодо неякісного виконання ППКО своїх функцій АКО має провести позапланову перевірку відповідності фактичного стану діяльності ППКО, наданій під час кваліфікації, інформації та вимогам цього Кодексу.

3.3. За результатами перевірки АКО спільно з ППКО, ВТКО та ОМ (за необхідності) складає акт, до якого заносяться виявлені порушення та встановлюються терміни їх усунення. В акті встановлюється термін проведення повторної перевірки усунення недоліків.

3.4. Якщо повторна перевірка виявила, що недоліки не були усунені, АКО приймає рішення про початок процедури анулювання реєстрації згідно з процедурами, визначеними цим Кодексом та регламентами АКО.

3.5. У разі незгоди з рішенням АКО ППКО може звернутися до Регулятора із відповідною скаргою. На час розгляду скарги Регулятором рішення, прийняте АКО, зупиняється.

4.1. АКО анулює реєстрацію ППКО у випадках:

1) за вимогою ППКО - при внесенні суттєвих змін до цього Кодексу, які впливають на процедури інформаційного обміну даними комерційного обліку між учасниками ринку та при модернізації Датахаб АКО;

2) за вимогою ППКО - при модернізації їх АС або при розширенні кількості ТКО, що ним обслуговуються, більше заявленої при реєстрації АС ППКО;

3) за власною ініціативою АКО у разі систематичного невиконання ППКО вимог цього Кодексу (не менше 4 фактів грубих порушень на рік);

4) за вмотивованою вимогою Регулятора у разі систематичного невиконання ППКО вимог цього Кодексу (не менше 4 фактів грубих порушень на рік).

4.2. Після прийняття в установленому порядку обґрунтованого рішення про початок процедури анулювання реєстрації АКО повинен негайно повідомити по це ППКО та всіх учасників ринку, які уклали договори з відповідним ППКО.

4.3. Учасники ринку після отримання першого повідомлення про намір АКО анулювати реєстрацію призначеного ППКО зобов'язані призначити нового ППКО протягом одного календарного місяця.

4.4. Якщо протягом одного календарного місяця з дня відправлення першого повідомлення від АКО про початок процедури анулювання реєстрації ППКО не буде надано доказів виправлення всіх недоліків, деталізованих у повідомленні, АКО приймає рішення про анулювання реєстрації ППКО.

4.5. У разі якщо учасник ринку не призначив нового ППКО до моменту анулювання реєстрації ППКО, функції призначеного ППКО має виконувати ОСР, на території якого знаходяться ТКО.

4.6. У випадку анулювання реєстрації ППКО для подовження діяльності на ринку електричної енергії ППКО має зареєструватися в АКО відповідно до встановленого порядку.

4.7. У випадку анулювання реєстрації учасника ринку учасник ринку має забезпечувати комерційний облік шляхом укладення договорів із зареєстрованими ППКО.

1.1. Приєднання та підключення до електричних мереж ОМ електроустановок учасників ринку, а також передача та розподіл електричної енергії цими мережами та/або відпуск та отримання електричної енергії не дозволяється без улаштування ВОЕ, створення ТКО та їх реєстрації в Датахаб AKO.

1.2. Усі ТКО на ринку електричної енергії, відповідне обладнання ВОЕ та АС мають відповідати вимогам, визначеним у цьому Кодексі.

1.3. Параметризація лічильників електричної енергії для всіх ТКО на ринку електричної енергії виконується ППКО відповідно до вимог, встановлених АКО.

2.1. АКО створює і постійно підтримує функціонування реєстру ТКО, який повинен містити блоки ідентифікації, параметризації та технічний блок.

2.2. Блок ідентифікації містить:

1) дату і час, коли ТКО була зареєстрована, змінена або скасована;

2) унікальний код EIC ідентифікації ТКО;

3) унікальний код EIC ідентифікації області комерційного обліку, до якої належить ТКО;

4) тип точки;

5) ідентифікатор ВТКО;

6) ідентифікатор ППКО;

7) код EIC та типи учасників ринку, які мають відношення до даної ТКО (оператор мережі, електропостачальник тощо).

2.3. Блок параметризації містить:

1) тип комунікаційного інтерфейсу та частоту зчитування результатів вимірювання/формування даних комерційного обліку;

2) інтервал вимірювання;

3) інформацію про метод профілювання та тип профілю, що застосовується;

4) інформацію, що необхідна для виконання процедур валідації та сертифікації (рівень напруги, максимальна потужність, оціночний річний обсяг споживання тощо);

5) стан підключення.

2.4. Технічний блок містить інформацію про:

1) місцезнаходження ВОЕ (адреса та GPS-координата);

2) ідентифікатори всіх пов'язаних ВОЕ, у тому числі лічильників електричної енергії, АС, їх тип, серійний номер та технічні характеристики, алгоритми та формули розрахунку від точки вимірювання до комерційної межі, електронні дані паспортів-протоколів тощо;

3) ідентифікатор та контактні дані СПМ, включаючи дані облікового запису для доступу до порталу Датахаб AKO;

4) ідентифікаційну інформацію про договори укладені електропостачальниками, ОМ, СПМ та ППКО, що мають відношення до ТКО.

2,5. ППКО, що виконують функцію ATKO, забезпечують підтримку інформації щодо ТКО в реєстрі ТКО в актуальному стані шляхом надсилання відповідних електронних документів до АКО згідно з встановленими ним стандартами інформаційного обміну.

2.6. Внесення змін до реєстру ТКО, у тому числі реєстрація ТКО, вилучення ТКО, а також будь-які інші зміни зобов'язані виконуватись одразу після отримання ППКО відповідної інформації або звернення заінтересованого учасника ринку та з інформуванням всіх заінтересованих сторін.

2.7. АТКО зобов'язані вносити інформацію в реєстр ТКО та вести належну документацію, в якій фіксуються підстави внесення всіх змін у реєстр ТКО.

2.8. Електропостачальники зобов'язані забезпечити оновлення в реєстрі ТКО інформації щодо їх споживачів, пов'язаних з ТКО.

3.1. На ринку електричної енергії використовуються фізичні та віртуальні ТКО. Фізичні ТКО створюються та безпосередньо пов'язані з улаштованими в електричних мережах точками вимірювання та відповідними ВОЕ. Віртуальні ТКО створюються для цілей функціонування ринку електричної енергії у випадку необхідності формування даних комерційного обліку на основі розрахунків, у тому числі на основі результатів вимірювання з одної або декількох точок вимірювання.

3.2. Для встановлених згідно з Правилами ринку типів і функцій електроустановок використовуються типи ТКО, що вказані в таблиці 2.

3.3. ВОЕ встановлюються та фізичні ТКО створюються:

1) у кожній точці електричної мережі на комерційній межі між двома або більше учасниками ринку з метою обліку переданих між ними обсягів електричної енергії;

2) всередині електричних мереж учасників ринку з метою роздільного обліку виробництва споживання, транзиту та втрат електричної енергії у процесі її передачі або розподілу;

3) на межі областей комерційного обліку, створених учасниками ринку відповідно до вимог цього Кодексу.

3.4. Учасники ринку за власним бажанням з метою покращення процесу обліку та точності розрахунків можуть встановити ВОЕ та улаштовувати всередині власних мереж додаткові ТКО.

3.5. Кожний учасник ринку повинен узгодити схему розташування та перелік ТКО з власниками електроустановок та електричних мереж, що приєднані до його мереж.

3.6. Місце розміщення ВОЕ в електричних мережах має вибиратися як найближче до комерційної межі між учасниками ринку.

3.7. Якщо з технічної або економічної причин встановлення ВОЕ на комерційній межі розподілу недоцільне, то за взаємною згодою сторін з урахуванням вимог цього Кодексу ВОЕ можуть бути розміщені не на комерційній межі розподілу. При цьому місце їх розміщення має обиратись таким чином, щоб забезпечити мінімальні втрати активної електричної енергії в електричній мережі від точки вимірювання до комерційної межі розподілу відповідного об'єкта.

3.8. У випадках якщо існує більше одного технічно обґрунтованого варіанта розміщення ВОЕ, необхідно обирати найбільш економічно доцільний варіант за умови повної відповідності ВОЕ вимогам чинних нормативних документів і цього Кодексу.

3.9. Якщо згода між сторонами щодо визначення місця розташування ВОЕ не досягнута, то кінцеве рішення з цього питання приймає АКО.

3.10. У випадку якщо на комерційній межі суміжних об'єктів електроенергетики вже встановлені ВОЕ (більше одного), які належать різним власникам (різним ВТКО), то відповідні ВТКО зобов'язані між собою погодити, який ВОЕ для конкретної ТКО буде вважатися основним, а який верифікаційним.

3.11. При визначенні основного та верифікаційного ВОЕ сторони зобов'язані керуватися правилами вибору основного ВОЕ.

3.12. Основним визначається ВОЕ, для якого розраховані втрати активної енергії від точки вимірювання до комерційної межі розподілу є меншими.

3.13. Якщо для обох ВОЕ розраховані втрати активної енергії від точки вимірювання до комерційної межі розподілу є однаковими, то основним визначається ВОЕ, який має вищу точність, а при однаковій точності основний ВОЕ визначається за згодою сторін.

3.14. У разі відсутності згоди сторін щодо визначення, який ВОЕ є основним, а який - верифікаційним, остаточне рішення з цього питання приймається АКО.

3.15. Учасники ринку за власним бажанням та з метою перевірки або резервування джерела інформації для зареєстрованої ТКО можуть улаштовувати верифікаційні ВОЕ зі своєї сторони комерційної межі.

3.16. Фактичні обсяги електричної енергії в ТКО визначаються на основі результату вимірювання електричної енергії в точці вимірювання основного ВОЕ з урахуванням втрат електричної енергії в елементах електричних мереж між точкою вимірювання та ТКО згідно з методикою приведення даних до комерційної межі, яка розробляється АКО та затверджується Регулятором.

4.1. Комерційний облік на електростанції організовується в такий спосіб, щоб забезпечити роздільне визначення обсягів виробленої, спожитої на власні та господарські потреби та відпущеної електричної енергії в мережу кожним блоком та електростанцією в цілому. Для цього ВОЕ на електростанціях необхідно встановлювати на:

1) кожному окремому генераторі та/або генеруючому блоці чи генеруючій установці виробника з відновлюваних джерел енергії (далі - ВДЕ) відповідно до вимог Правил ринку;

2) групі генераторів у разі невстановлення на кожному з них окремих лічильників комерційного обліку;

3) кожній черзі (пусковому комплексі) та/або установці виробника за "зеленим" тарифом, для якої застосовується окремий коефіцієнт "зеленого" тарифу;

4) основних та резервних трансформаторах власних потреб (ТВП);

5) робочих та резервних тиристорних збуджувачах;

6) автотрансформаторах зв'язку;

7) лініях усіх класів напруги, що відходять від станції;

8) обхідних вимикачах або шинороз'єднувальних вимикачах;

9) приєднаннях, що живлять споживачів та господарські потреби електростанції;

10) кожному трансформаторі, який приєднує частину електростанції, якщо через нього необхідно вимірювати перетікання електричної енергії.

4.2. Комерційний облік електричної енергії на підстанціях ОСП та ОСР організовується для визначення кількості електричної енергії, яка надійшла на її шини та була передана в мережу, а також власного споживання та споживання на господарчі потреби підстанції. Для визначення обсягу електричної енергії необхідно встановлювати ВОЕ на:

1) лініях усіх класів напруги, що відходять від підстанції до інших операторів мереж;

2) лініях усіх споживачів, які приєднані безпосередньо до мережі інших операторів;

3) середній і низькій стороні напруги трансформатора (автотрансформатора) і всіх магістральних лініях ОСП;

4) обхідному вимикачі (ОВ) або шинороз'єднувальному вимикачі (ШРВ);

5) власних та господарчих потребах.

4.3. Для ліній 110 кВ і вище, які перебувають на балансі декількох сторін, встановлюються основний та верифікаційний ВОЕ на всіх кінцях лінії за узгодженням сторін.

5.1. Для покращення точності ведення комерційного обліку та визначення втрат у мережах відповідні ОМ організовують області комерційного обліку електричних мереж шляхом улаштування точок комерційного обліку як по периметру, так і всередині власних мереж.

5.2. Межі областей комерційного обліку мають обиратися виходячи з таких обмежень:

1) максимальне добове споживання всіх споживачів з інтегральним обліком в одній області комерційного обліку не має перевищувати 1 млн кВт*год;

2) область комерційного обліку не має включати в себе електричні мережі з різними нормативними технологічними витратами;

3) область комерційного обліку може включати споживачів з інтегральним обліком з однотипним профілем споживання.

5.3. Для кожної області комерційного обліку складається баланс, що враховує дані виробітку, споживання, надходження та відпуску електричної енергії за всіма ТКО, що належать до даної області комерційного обліку.

5.4. Для контролю точності обліку електричної енергії в областях комерційного обліку баланс необхідно розраховувати окремо для кожного класу напруги мережі і для області комерційного обліку в цілому.

5.5. Небаланс електричної енергії для області комерційного обліку не повинен перевищувати допустиме значення. Якщо фактичне значення відхилення балансу перевищує допустиме значення в абсолютному вираженні, необхідно виявити причини і забезпечити вжиття заходів щодо усунення виявлених порушень протягом місяця з моменту визначення такого небалансу.

6.1. Електроустановки споживачів мають бути забезпечені необхідними засобами комерційного обліку електричної енергії для розрахунків за спожиту електричну енергію, технічними засобами контролю і управління споживанням електричної енергії та величини потужності, а також засобами вимірювальної техніки для контролю якості електричної енергії. Фінансування встановлення ЗВТ для контролю якості електричної енергії виконується стороною-ініціатором або оператором мережі, якщо це передбачено відповідними регуляторними актами.

6.2. Відповідальність за збереження ЗВТ, встановлених на території певного об'єкта, несе власник (користувач) зазначеної території або організація, в користуванні якої ця територія перебуває.

6.3. Планова заміна, у тому числі на виконання вимог нормативно-правових актів, технічна підтримка та обслуговування ЗВТ здійснюються постачальником послуг комерційного обліку за договором про надання послуг комерційного обліку, який укладається відповідно до цього Кодексу.

6.4. Непланова заміна, ремонт ЗВТ здійснюється ППКО за рахунок організації або споживача, на вимогу (за ініціативою) якого здійснюється непланова заміна ЗВТ.

6.5. Послуги з облаштування електроустановки новим вузлом вимірювання або його реконструкції надаються споживачу ППКО відповідно до договору та цього Кодексу. Надання споживачу замовлених ним послуг з облаштування або реконструкції вузла обліку електричної енергії здійснюється за рахунок споживача.

6.6. У разі розділення обліку електричної енергії оплата послуг облаштування або реконструкції вузла (вузлів) обліку електричної енергії здійснюється за рахунок осіб, з ініціативи яких проводиться відповідне розділення.

6.7. Споживач має право самостійно придбати ЗВТ, які відповідають вимогам цього Кодексу, Закону України "Про метрологію та метрологічну діяльність" та іншим нормативно-правовим актам, що містять вимоги до таких ЗВТ, та надати їх разом з паспортом ЗВТ ППКО для встановлення на своєму об'єкті.

6.8. Під час купівлі ЗВТ споживач повинен керуватися рекомендаціями ППКО щодо технічних характеристик такого ЗВТ, оприлюдненими на його веб-сайті.

6.9. ППКО має право провести за власний кошт вхідний контроль наданих споживачем ЗВТ.

6.10. ППКО повинен ввести в експлуатацію наданий споживачем ЗВТ з підтвердженням наявної повірки та його відповідності вимогам цього Кодексу.

6.11. У разі встановлення на об'єкті споживача ЗВТ, наданих цим споживачем, у калькуляції з облаштування вузла обліку їх вартість виключається.

6.12. У разі встановлення побутовим споживачем у своєму приватному домогосподарстві генеруючої установки облаштування вузла обліку здійснюється відповідно до цього Кодексу та Порядку продажу, обліку та розрахунків за електричну енергію, що вироблена з енергії сонячного випромінювання та/або енергії вітру об'єктами електроенергетики (генеруючими установками) приватних домогосподарств, затвердженого Регулятором.

6.13. Електроустановки споживачів, які бажають здійснювати розрахунок за спожиту електричну енергію за тарифами, диференційованими за періодами часу, у тому числі за годинами доби, мають бути забезпечені відповідними багатотарифними або інтервальними (погодинними) лічильниками електричної енергії.

6.14. Споживач має право об'єднати ВОЕ, що знаходяться на межі одиниці споживання, в автоматизовану систему, що забезпечує комерційний облік електричної енергії у споживача.

6.15. Підключення електроустановки споживача, яка не забезпечена лічильниками комерційного обліку електричної енергії, забороняється, за винятком випадків, передбачених цим Кодексом.

6.16. У разі якщо до технологічних електричних мереж основного споживача приєднані електроустановки інших споживачів, власників мереж тощо, розрахунковий облік має бути організований основним споживачем таким чином, щоб забезпечити складення балансу електричної енергії у власних технологічних електричних мережах для проведення комерційних розрахунків відповідно до тарифної схеми споживання електричної енергії.

6.17. Споживач (власник електричних мереж), технологічні електричні мережі якого використовуються ОСР для розподілу електричної енергії в електричні мережі субспоживачів або передачі (транзиту) електричної енергії в електричні мережі ОСР, має надати ППКО та ОСР у повному обсязі необхідні вихідні дані для визначення в передбаченому Правилами роздрібного ринку порядку величини технологічних втрат електричної енергії, що пов'язані з розподілом, передачею (транзитом) електричної енергії в електричні мережі інших учасників.

7.1. За заявою споживача можливе використання електричної енергії без організації ВОЕ та встановлення лічильника (для виконання тимчасових робіт) за умови отримання споживачем дозволу від ОМ:

1) на строк до 30 діб у разі, якщо у замовника відсутня технічна можливість встановити лічильники через відсутність пристосованого для цього приміщення;

2) на строк до 1 року у разі, якщо встановлення лічильників електричної енергії недоцільне внаслідок використання електричної енергії для електроустановки потужністю до 0,1 кВт.

7.2. Реєстрація ТКО без лічильників виконується виключно ОМ. Обсяги споживання визначаються ОМ та погоджуються електропостачальником споживача.

7.3. Строк тимчасового користування електричною енергією без організації ВОЕ може продовжуватись на такий же період, якщо споживач не менше ніж за 2 робочих дні до закінчення терміну дії домовленості звернувся щодо продовження цього строку до електропостачальника відповідно до умов договору.

8.1. Для кожної ТКО в рамках електронного обміну даними на ринку електричної енергії необхідно визначити напрямок потоку електричної енергії:

1) "Відпуск" означає (по відношенню до учасника ринку) потік електричної енергії в будь-який момент часу з будь-якої установки або об'єкта цього учасника ринку на електроустановку або об'єкт ОСП/ОСР або іншого учасника, відповідно;

2) "Прийом" означає (по відношенню до учасника ринку) потік електричної енергії в будь-який момент часу на будь-яку установку або об'єкт цього учасника ринку від електроустановки або об'єкта ОСП/ОСР або іншого учасника, відповідно.

8.2. У залежності від учасників ринку для обліку обсягів обміну електроенергією в ТКО застосовуватимуться такі умовні позначення:

1) учасник ринку, в якого встановлено основний ВОЕ, вважається учасником ринку "А". Суміжний з ним учасник ринку вважається учасником ринку "Б";

2) у випадку якщо в будь-який момент часу учасник ринку "А" відпускає електричну енергію учасника ринку "Б" (потік енергії у напрямку від "А" до "Б"), електрична енергія, що передається, буде призначена для учасника ринку "А" і вважатиметься з негативним знаком (знак мінус [-]);

3) у випадку якщо в будь-який момент часу учасник ринку "А" приймає електричну енергію від учасника ринку "Б", електрична енергія, що передається, повинна бути віднесена до учасника ринку "А" і вважатиметься з позитивним знаком (знак плюс [+]);

4) однакові значення з різними знаками слід відносити до учасника ринку "Б".

9.1. Усі посилання на час у документах ринку електричної енергії (для відповідності вимогам XML-схеми) зобов'язані бути з прив'язкою до Національної шкали часу України UTC (UA) у форматі YYYY-MM-DDThh:mm:ssTZD (відповідно до ISO 8601):

де:

YYYY - чотири цифри року;

ММ - дві цифри місяця (01 - січень тощо)

DD - дві цифри дня місяця (від 01 до 31);

hh - дві цифри години (з 00 до 23) (AM/PM не допускається);

mm - дві цифри хвилини (від 00 до 59);

ss - дві цифри секунди (від 00 до 59);

s - одна або більше цифр, що представляють десяткову частку секунди;

TZD - позначка часового поясу (Z або +hh:mm або -hh:mm);

Z - позначка часу UTC (Coordinated Universal Time).

9.2. Усі посилання на інтервал часу в документах ринку мають бути з прив'язкою до Національної шкали часу України UTC (UA) відповідно до ISO 8601 у форматі YYYY-MM-DDThh:mmTZD, але без секунд.

9.3. Для всіх інтервалів часу дата і час початку інтервалу включаються в цей інтервал, тоді як дата і час закінчення інтервалу не включаються в цей інтервал.

9.4. Час, що використовується при відображенні результатів вимірювання та даних комерційного обліку в усіх засобах обліку та інформаційно-телекомунікаційних системах зчитування та обробки даних комерційного обліку, має завжди відповідати точному київському (східноєвропейському) часу.

9.5. Упродовж періоду застосування літнього часу при відображенні даних комерційного обліку в інформаційно-телекомунікаційних системах зчитування та обробки даних мають бути враховані 23- та 25-годинні дні для забезпечення правильного застосування всіх даних у комерційних розрахунках.

9.6. Операції з відображення даних комерційного обліку не повинні призводити до будь-яких змін первинних результатів вимірювань та оброблених даних комерційного обліку, а також позначок часу, що зберігаються в електронних базах даних.

1.1. Вимоги до місця встановлення ВОЕ визначаються відповідно до Правил улаштування електроустановок (далі - ПУЕ) та цього Кодексу.

1.2. Місце розміщення ВОЕ має бути захищеним від доступу сторонніх осіб, тварин, птахів, комах тощо, які можуть пошкодити обладнання, віддаленим від займистих матеріалів на відстань не менше 1,5 м в усіх напрямках, безпечним і доступним для проведення технічного обслуговування, ремонту та заміни обладнання, відповідати вимогам правил безпеки та інших відповідних нормативних документів.

1.3. ВОЕ необхідно встановлювати таким чином, щоб була забезпечена можливість доступу до нього для цілей повірки ЗВТ, контрольного огляду та/або технічної перевірки, а також контролю результатів вимірювання електричної енергії в такий спосіб і в таких межах, як це визначено законами України, цим Кодексом та іншими нормативними документами.

2.1. На ринку електричної енергії України в залежності від рівня напруги (характеристики точки комерційного обліку) застосовуються різні технічні вимоги до ВОЕ та ЗВТ (лічильники, вимірювальні трансформатори та допоміжне обладнання, їх клас точності, умови щодо забезпечення дистанційного зчитування результатів вимірювання та синхронізації часу тощо).

2.2. Рівень напруги, як характеристика ТКО, встановлюється відповідно до таблиці 3 в залежності від величин номінальної напруги "Uп" у точці вимірювання (у разі застосування вимірювальних трансформаторів - у точці підключення високовольтної обмотки трансформатора струму), до якої відноситься ТКО.

2.3. Лічильники мають забезпечувати вимірювання, реєстрацію, зберігання та відображення значень величин згідно з переліком, що наводиться в таблиці 4.

2.4. У разі можливого зустрічного перетікання електричної енергії на межі електричних мереж суміжних власників лічильники, встановлені в ТКО, мають забезпечувати вимірювання електричної енергії в обох напрямках.

2.5. ВТКО може застосувати в ТКО лічильники з вимірюванням окремих показників якості електричної енергії (згідно з ДСТУ EN 50160:2014) з подальшою їх передачею до Датахаб AKO. ППКО не має права відмовляти ВТКО в передачі такої інформації.

3.1. Для ТКО, що зазначені в таблиці 5, мають бути обладнані ВОЕ з окремими основним та дублюючим лічильниками та окремими трансформаторами напруги (далі - ТН) і трансформаторами струму (далі - ТС) для основного та дублюючого лічильників.

3.2. Дублюючий лічильник має забезпечувати реєстрацію всіх величин, що реєструються основним лічильником.

3.3. Результати вимірювання основного та дублюючого лічильників мають співпадати в межах припустимої похибки вимірювання.

3.4. У разі неможливості отримання повних та точних даних результатів вимірювання з основного і дублюючого лічильників основного ВОЕ дозволяється використовувати дані з лічильників верифікаційного ВОЕ (наприклад, установлених на протилежних кінцях приєднань суміжних сторін) відповідно.

3.5. Для всіх ТКО 3 - 4 рівня напруги дублюючі ЗВТ повинні мати характеристики щодо точності вимірювання не гірші ніж основні ЗВТ.

3.6. Результати вимірювання використовуються в такому порядку пріоритетності:

1) результати вимірювання з основного лічильника основного ВОЕ;

2) результати вимірювання з дублюючого лічильника основного ВОЕ;

3) результати вимірювання з основного лічильника верифікаційного ВОЕ;

4) результати вимірювання з дублюючого лічильника верифікаційного ВОЕ.

3.7. У випадках якщо на комерційній межі розподілу електричних мереж суміжних учасників ринку встановлено основний та верифікаційний ВОЕ та існує домовленість між ними здійснювати обмін результатами вимірювань, немає необхідності встановлювати в цих ВОЕ дублюючі лічильники.

3.8. Вимоги до вторинних кіл окремо встановлених ТН для ТКО 4 рівня напруги:

1) вторинні кола мають бути захищені автоматичними вимикачами, встановленими якомога ближче до виводів ТН;

2) схема підключення має бути виконана таким чином, щоб опорна напруга не втрачалась у випадку втрати напруги від окремого ТН;

3) схема підключення має передбачати окремі автоматичні вимикачі та кабелі для основного та дублюючого лічильника;

4) забороняється приєднувати якісь інші навантаження, крім кіл комерційного обліку.

3.9. Вимоги до вторинних кіл ТН при використанні для комерційного обліку окремої вторинної обмотки для точок комерційного обліку 4 рівня напруги:

1) вторинні кола мають бути захищені автоматичними вимикачами, встановленим якомога ближче до виводів ТН;

2) схема підключення має передбачати окремі автоматичні вимикачі та кабелі для основного та дублюючого лічильника;

3) у вторинну обмотку, яка призначена для комерційного обліку, забороняється приєднувати якісь інші навантаження.

3.10. Вимоги до вторинних кіл, ТН в яких для комерційного обліку використовується вторинна обмотка спільно з іншим навантаженням (ТКО до 3 рівня напруги включно):

1) вторинні кола мають бути захищені автоматичними вимикачами, встановленими якомога ближче до виводів ТН;

2) якщо довжина кабелю від захисних автоматів до лічильників перевищує 30 метрів, схема підключення має передбачати окремі автоматичні вимикачі та кабелі для основного та дублюючого лічильника.

3.11. Для ТКО 3 - 4 рівня напруги вторинні обмотки ТС, що використовуються для цілей комерційного обліку, зобов'язані використовуватися лише для цих цілей.

4.1. Мінімальні вимоги до класу точності та функціональності ЗВТ (лічильників електричної енергії і вимірювальних трансформаторів), що встановлюються у ВОЕ в залежності від рівня напруги для ТКО, наведено в таблиці 6. Класи точності А, В, С лічильників встановлені згідно з класифікацією, визначеною Директивою 2014/32/ЄC Європейського Парламенту та Ради від 26 лютого 2014 року. За погодженням з ВТКО дозволяється використання ЗВТ вищого класу точності та функціональності.

4.2. Клас точності та функціональність будь-яких дублюючих ЗВТ має бути не нижчими ніж клас точності та функціональність основних ЗВТ.

4.3. Облік з використанням вимірювальних трансформаторів має відповідати вимогам розділу 1.5 ПУЕ та цього Кодексу.

4.4. ВОЕ з лічильниками із зовнішніми трансформаторами повинен мати паспорт-протокол. Паспорт-протокол складається в електронній формі та зберігається в ОЗКО, АТКО та в Датахаб AKO. У разі наявності паспорта-протоколу тільки в паперовій формі ОЗКО забезпечує його сканування, підписання кваліфікованим електронним підписом та завантаження в Датахаб AKO. Паспорти-протоколи мають оновлюватись при заміні основного обладнання ВОЕ та після перевірки вторинних кіл.

4.5. Вторинні кола обліку електричної енергії мають відповідати вимогам розділу 3.4 ПУЕ. Їх періодична перевірка повинна проводитися не менше одного разу на 3 роки. Результати перевірки оформлюються протоколом та заносяться до паспорта-протоколу.

5.1. Якщо договором та цим Кодексом або іншими нормативно-правовими актами передбачено ведення диференційованих за часом (за зонами доби, погодинно, узгодженим графіком тощо) розрахунків за електричну енергію, ВОЕ повинен бути оснащений інтервальним лічильником електричної енергії відповідного класу точності та необхідної функціональності ( таблиці 2 та 6).

5.2. Інтервальний лічильник має передбачати вбудований або зовнішній пристрій, що забезпечує можливість дистанційного зчитування результатів вимірювання та обладнаний окремими комунікаційними портами для локального та дистанційного доступу, за винятком інтервальних лічильників у ТКО, де не вимагається дистанційне зчитування даних.

5.3. Інтервальні лічильники, що встановлюються в ТКО, повинні мати можливість встановлювати такий інтервал вимірювання, щоб результат ділення розрахункового періоду на цей обраний інтервал вимірювання був цілим числом.

5.4. Якщо інтервал вимірювання менший розрахункового періоду, значення величин за розрахунковий період повинні визначатись у розрахунковий спосіб:

1) як сума результатів вимірювань за інтервали вимірювання в межах розрахункового періоду - при вимірюванні електричної енергії;

2) як середнє значення результатів вимірювання за інтервал вимірювання в межах розрахункового періоду - при вимірюванні потужності.

5.5. Результати вимірювань і сформовані дані комерційного обліку мають містити позначку часу та бути структурованими у часовий ряд.

5.6. При втраті живлення результати вимірювань мають зберігатись у вбудованій пам'яті, яка здатна зберігати зареєстровані значення, не менше 40 діб.

5.7. Інтервальні лічильники та допоміжне обладнання, що забезпечує можливість дистанційного зчитування результатів вимірювання, мають відповідати вимогам діючих в Україні стандартів щодо комунікаційних систем для зчитування результатів вимірювання лічильників (IEC 62056, IEC 61968-9, EN 50090, ISO/IEC 14543-3 та EN 13757).

5.8. Обсяг інформації, який виводиться на дисплей інтервального лічильника, визначається замовником робіт при програмуванні інтервального лічильника. Зміна обсягу цієї інформації виконується за обґрунтованим письмовим зверненням заінтересованої сторони. Жодна із заінтересованих сторін не має права обмежувати обсяг інформації, що виводиться на дисплей інтервального лічильника.

5.9. У разі розрахунків за тарифами, диференційованими за періодами часу, тарифні зони, які встановлюються при первинному програмуванні та зміні тарифних зон, мають відповідати чинним на момент програмування межам періодів за годинами доби (тарифним зонам), що встановлені в Україні.

5.10. Інтервальні лічильники додатково можуть мати можливість реєстрації відхилення напруги та тривалість перерв в електропостачанні з мітками часу. У такому разі необхідно реєструвати, як мінімум, наступні показники якості електропостачання:

1) відхилення усередненого значення напруги на 10-хвилинному проміжку часу +10 % або -10 % від стандартної номінальної напруги - середнє значення напруги в цьому інтервалі та час початку такого відхилення;

2) час початку та завершення перерв в електропостачанні.

6.1. Лічильник електричної енергії, якщо він призначений для інтервального вимірювання електричної енергії, має містити годинник.

6.2. Для точності кварцового годинника лічильників повинні застосовуватися вимоги ДСТУ EN 62054-21.

6.3. Годинники повинні мати можливість налаштування часу за допомогою інтерфейсу користувача, інтерфейсу зв'язку та повинні бути забезпечені можливістю зовнішньої синхронізації часу за допомогою інтерфейсу зв'язку. Для синхронізації часу годинників застосовуються вимоги ДСТУ EN 62054-21.

6.4. Якщо час у годиннику відхиляється більш ніж на 10 секунд від точного часу, годинник повинен бути синхронізований відразу ж після виявлення цього відхилення. Це може бути зроблено на місці уповноваженою особою ППКО за допомогою інтерфейсу користувача або інтерфейсу зв'язку, або це може бути зроблено автоматично системою ППКО через інтерфейс зв'язку.

6.5. Якщо результати вимірювання з лічильників зчитуються віддалено на регулярній основі, годинник повинен синхронізуватися настільки часто, щоб відхилення часу годинника від точного часу під час вимірювання гарантовано складало не більше 10 секунд.