Про затвердження Кодексу комерційного обліку електричної енергії

15.3. Сертифіковані дані та агреговані дані комерційного обліку, зокрема включають:

1) для ТКО, обладнаних інтервальними лічильниками:

а) виміряні або обчислені значення активної енергії та реактивної енергії за кожний розрахунковий період разом із відповідними мітками часу;

б) виміряне або обчислене значення для накопиченої активної енергії та реактивної енергії за кожний календарний день (24 години);

2) для ТКО, обладнаних інтегральними лічильниками (лічильниками кумулятивної енергії):

а) обчислені (профільовані) значення активної енергії за кожний розрахунковий період, разом із відповідними мітками часу;

б) виміряне або обчислене значення для накопиченої активної енергії за період між двома послідовними зчитуваннями показів лічильника разом з відповідними даними щодо дати та часу зчитування показів.

15.4. Для цілей розрахунків використовуються дані в такій пріоритетності (від вищого до нижчого пріоритету):

1) дійсні або оброблені результати вимірювання, які зчитані з основного лічильника, що відповідає вимогам цього Кодексу, за допомогою АС ППКО або електронного локального зчитування. Дані позначаються як "дійсні - відповідні - основні";

2) дійсні або оброблені результати вимірювання, які зчитані з дублюючого лічильника, що відповідає вимогам цього Кодексу, за допомогою АС ППКО або електронного локального зчитування. Дані позначаються як "дійсні - відповідні - дублюючі";

3) дійсні або оброблені результати вимірювання, які зчитані з верифікаційного лічильника, що відповідає вимогам цього Кодексу, за допомогою АС ППКО або електронного локального зчитування. Дані позначаються як "дійсні - відповідні - верифікаційні";

4) дійсні або оброблені результати вимірювання, які зчитані з основного лічильника, що не відповідає вимогам цього Кодексу, за допомогою АС ППКО або електронного локального зчитування. Дані позначаються як "дійсні - невідповідні - основні";

5) дійсні або оброблені результати вимірювання, які зчитані з дублюючого лічильника, що не відповідає вимогам цього Кодексу, за допомогою АС ППКО або електронного локального зчитування. Дані позначаються як "дійсні - невідповідні - дублюючі";

6) дійсні або оброблені результати вимірювання, які зчитані з верифікаційного лічильника, що не відповідає вимогам цього Кодексу, за допомогою АС ППКО або електронного локального зчитування. Дані позначаються як "дійсні - невідповідні - верифікаційні";

7) дійсні або оброблені результати вимірювання, які зчитані з лічильників, що відповідають вимогам цього Кодексу, шляхом візуального локального зчитування показів. Дані позначаються як "дійсні - відповідні - візуальні";

8) дійсні або оброблені результати вимірювання, які зчитані з лічильників, що не відповідають вимогам цього Кодексу, шляхом візуального локального зчитування показів. Дані позначаються як "дійсні - невідповідні - візуальні";

9) розраховані/замінені дані позначаються як "оціночні".

16.1. АКО має передавати адміністратору розрахунків та учасникам ринку сертифіковані дані комерційного обліку в обсязі необхідному та достатньому для проведення ними розрахунків та виставлення рахунків своїм контрагентам.

16.2. Регламенти та терміни передачі даних від АКО до адміністратора розрахунків та учасників ринку розробляються АКО та затверджуються Регулятором.

16.3. Учасники ринку та адміністратор розрахунків використовують для розрахунків та інших комерційних цілей виключно сертифіковані дані, що отримані з Датахаб АКО.

17.1. По завершенню строку позовної давності сертифіковані дані, що зберігаються в Датахаб AKO, визнаються остаточними і не підлягають подальшому уточненню ОДКО.

17.2. АКО зобов'язаний передати остаточні дані адміністратору розрахунків та забезпечити архівацію остаточних даних комерційного обліку для подальшого довготермінового зберігання.

1.1. Сторона, відповідальна за ТКО, та/або сторона, яка контролює об'єкт, на якому встановлено ВОЕ, зобов'язані надавати безперешкодний регламентований доступ до нього уповноваженим представникам контролюючих органів та заінтересованим сторонам протягом робочого часу для проведення технічної перевірки обладнання ВОЕ або локального зчитування показів з лічильників електричної енергії.

1.2. Під час кожного відвідування об'єкта представники сторони, що здійснює перевірку, зобов'язані:

1) надавати документи, видані організацією, де вони працюють, про підтвердження їхніх повноважень;

2) виконувати перевірку із дотриманням вимог безпеки, відповідно до чинних нормативних документів;

3) дотримуватися інструкцій щодо порядку роботи з обладнанням ВОЕ в електричних установках.

1.3. Представники сторони, що здійснює перевірку ВОЕ, мають перевірити:

1) стан живлення обладнання ВОЕ - знеструмлене або під живленням;

2) відповідність часу внутрішніх годинників інтервальних лічильників електричної енергії точному часу;

3) журнали подій для інтервальних лічильників;

4) наявність будь-яких ознак несправності або пошкодження обладнання ВОЕ;

5) наявність будь-яких ознак несанкціонованого втручання в обладнання ВОЕ (особливо порушення цілісності обладнання, пломб та кінцевих муфт/вузлів з'єднання ЗВТ тощо);

6) наявність будь-яких ознак того, що лічильники електричної енергії не реєструють перетікання електричної енергії;

7) наявність будь-яких ознак несправності резервних джерел живлення обладнання ВОЕ.

1.4. Перевірка ЗВТ та допоміжного обладнання ВОЕ здійснюється на місцях їх установки у присутності ВТКО та відповідного ОЗКО. При необхідності зняття пломб та індикаторів повідомлення та присутність власника пломб є обов'язковою.

1.5. Після перевірки сторона, що здійснює перевірку, складає акт із зазначенням фактичного стану ЗВТ, у тому числі виявлених недоліків. Цей акт надається за запитом усім заінтересованим сторонам. У разі необхідності здійснюється технічна експертиза відповідних засобів ВОЕ.

1.6. Будь-яка заінтересована сторона має право ініціювати проведення позапланової перевірки програмування ЗВТ, схем їх підключення і правильної роботи та оплатити вартість такої перевірки відповідно до вимог цього Кодексу.

1.7. У разі незабезпечення ВТКО та/або стороною, яка контролює об'єкт, на якому встановлений ВОЕ, безперешкодного регламентованого доступу уповноваженим представникам контролюючих органів, ППКО, з якими вона уклала договір, та/або представникам інших заінтересованих сторін, до власних електроустановок для контролю за рівнем споживання електричної енергії, проведення технічної перевірки обладнання ВОЕ, контрольного огляду та/або заміни ВОЕ цими представниками має бути оформлений відповідний акт про недопуск.

1.8. Один екземпляр акта про недопуск має бути вручений під підпис ВТКО та/або стороні, яка контролює об'єкт, на якому встановлений вузол вимірювання, або відправлений поштовим зв'язком на вказану в договорі з ППКО юридичну адресу.

1.9. У разі відмови представника ВТКО та/або сторони, яка контролює об'єкт, на якому встановлений ВОЕ, від підпису в акті робиться відповідний запис. У цьому випадку акт вважається дійсним, якщо його підписали не менше трьох уповноважених представників сторони, що здійснює перевірку.

1.10. У разі отримання ВТКО та/або суб'єктом, який контролює об'єкт, акта про недопуск поштою дата доступу узгоджується ним з ППКО/електропостачальником/ОСР за телефонами, зазначеними в цьому акті, або телефонами кол-центру.

1.11. Складений акт про недопуск є підставою для проведення відключення від електропостачання, якщо протягом 5 робочих днів від дня отримання акта про недопуск споживач не забезпечить представникам ППКО/електропостачальника/ОСР доступ до свого об'єкта для контрольного огляду лічильника та/або не узгодить з ними дату проведення зазначеного контрольного огляду.

2.1. Під час перевірки точності вимірювання перевіряється відповідність ЗВТ, встановлених у ВОЕ, вимогам цього Кодексу та іншим чинним нормативно-технічним документам.

2.2. Навантаження вторинних вимірювальних кіл перевіряються на відповідність вимогам ПУЕ.

2.3. Планова перевірка і заміна ЗВТ має проводитися відповідно до графіка. Графік узгоджується із заінтересованими сторонами, затверджується власником ЗВТ і надсилається заінтересованим сторонам. Відповідальність за розробку зазначених графіків несуть:

1) за графіки перевірок - ОСР;

2) за графіки заміни засобів обліку - ВТКО.

2.4. Планові перевірки ЗВТ виконуються в такі терміни:

1) для генераторів (групи генераторів) потужністю 50 МВт і вище та рівня напруги 110 кВ і вище - один раз на рік;

2) для генераторів (групи генераторів) потужністю нижче 50 МВт та рівня напруги 35 кВ і нижче - один раз у два роки.

2.5. Позапланові перевірки ЗВТ виконуються:

1) одразу після установки, заміни, ремонтних робіт у вторинних вимірювальних колах трансформаторів струму і напруги;

2) при відхиленні величини фактичного небалансу електричної енергії вище припустимого значення.

2.6. При виявленні відхилень параметрів ЗВТ від норм вони підлягають заміні. Заміна проводиться відповідним ОЗКО. ОЗКО має право проводити перевірку (заміну) ЗВТ, після чого надає протокол перевірки (заміни) заінтересованим сторонам. ЗВТ перед їх введенням в експлуатацію пломбуються заінтересованими сторонами. На період заміни ЗВТ обсяг перетікання електричної енергії через точку приєднання визначається за допомогою вимірювань в інших пов'язаних ТКО або розрахунковим шляхом та вказується у відповідному акті із зазначенням часу початку і закінчення робіт.

2.7. Обсяг електричної енергії не облікованої під час перевірки або заміни ЗВТ може бути визначений або розрахований за допомогою:

1) дублюючого лічильника або верифікаційного ВОЕ;

2) середньої потужності (струму), зафіксованих у протоколі перевірки під час виконання робіт, у разі відсутності резервного ЗВТ;

3) інших засобів вимірювання, узгоджених сторонами, які виконують ці роботи, у разі відсутності резервного ЗВТ та даних щодо потужності або струму навантаження.

2.8. Навантаження у вторинних вимірювальних колах ВОЕ повинні відповідати вимогам Правил улаштування електроустановок. Періодичні перевірки навантаження у вторинних електричних колах трансформаторів струму і напруги, падіння напруги у вторинних колах трансформаторів напруги необхідно проводити принаймні один раз у 3 роки.

2.9. Перевірка ЗВТ, схем вимірювання, вторинних кіл вимірювальних трансформаторів напруги та струму проводиться на електростанціях та підстанціях за графіком, затвердженим їх власниками. Рекомендується виконувати такі перевірки:

1) для генераторів (групи генераторів) потужністю 50 МВт і вище та рівня напруги 110 кВ і вище - один раз на рік;

2) для генераторів (групи генераторів) потужністю нижче 50 МВт та рівня напруги 35 кВ і нижче - один раз на 2 роки;

3) одразу після установки, ремонтних робіт у вторинних вимірювальних колах трансформаторів струму і напруги;

4) при відхиленні величини фактичного небалансу електричної енергії вище припустимого значення, визначеного згідно з порядком, що розробляється АКО та затверджується Регулятором.

2.10. Після виявлення недообліку (переобліку) обсягу електричної енергії між сторонами, які спричинені порушенням роботи ВОЕ, у тому числі при виявленні чинників, що призводять до зростання систематичних похибок вимірювань (перевантаження і недовантаження вторинних ланцюгів ТС і ТН, втрати напруги у вторинних ланцюгах ТН, нерівномірний розподіл навантаження по фазах, малі значення коефіцієнта потужності вторинного навантаження cos ? (менше 0,5) тощо), рекомендується провести розрахунок обсягу електричної енергії згідно з порядком, що розробляється АКО та затверджується Регулятором.

2.11. Перевірку кіл навантаження трансформаторів струму і напруги, втрати напруги у вторинних ланцюгах трансформаторів напруги слід проводити принаймні один раз на 3 роки.

3.1. У разі виявлення факту втручання в роботу обладнання ВОЕ та/або інших ознак розкрадання електричної енергії відповідна особа, яка це виявила, має негайно повідомити про це ВТКО. При цьому ВТКО повинна повідомити відповідних ППКО та всі заінтересовані сторони про те, що всі результати вимірювання, отримані з відповідного ВОЕ з дати зчитування останніх достовірних даних, повинні бути замінені.

3.2. Усі сторони, що виявляють факти, які можуть вказувати на факт розкрадання електричної енергії, мають інформувати про це електропостачальника та ОМ, якщо лічильник належить споживачу, або ОМ, якщо лічильник належить виробнику.

3.3. ППКО, що виконує функції ОДКО, має забезпечити розрахунок та передачу всім заінтересованим сторонам замінених даних комерційного обліку за відповідний період.

3.4. У разі дистанційного зчитування результатів вимірювання датою зчитування останніх достовірних даних повинна вважатися дата останнього успішного зв'язку або дата підтвердженого зчитування даних з лічильника за умови успішного проходження цими даними перевірки та валідації.

3.5. У разі локального (на місці) зчитування результатів вимірювання з лічильника (вручну або за допомогою електронних засобів) датою останнього фактичного зчитування даних вважається дата останнього зчитування даних за умови успішного проходження цими даними перевірки та валідації.

3.6. ОДКО має забезпечити розрахунок даних для заміни (для всіх днів після зчитування останніх достовірних даних до моменту відновлення роботи ВОЕ).

3.7. ВТКО несе відповідальність за збереження всіх доказів і матеріалів щодо виявленого факту втручання в роботу обладнання ВОЕ та/або інших ознак розкрадання електричної енергії.

4.1. ОСР не менше одного разу на 6 місяців має здійснювати контрольний огляд ЗВТ, які використовуються для цілей комерційного обліку електричної енергії на комерційній межі зі споживачами на території його ліцензованої діяльності.

4.2. Технічна перевірка ВОЕ здійснюється ОСР не менше одного разу на 3 роки відповідно до розробленого плану технічних перевірок.

4.3. Роботи з контрольного огляду ЗВТ проводяться у присутності уповноважених представників споживача.

4.4. Роботи з технічної перевірки ЗВТ проводяться у присутності уповноважених представників споживача, ВТКО і відповідного ППКО та оформляються актом про проведені роботи із зазначенням в акті прізвища уповноваженого представника ОСР, який проводив роботи, та номера його службового посвідчення, підстави проведення технічної перевірки або контрольного огляду ЗВТ та детального опису результатів обстеження.

4.5. У разі звернення ППКО до ВТКО щодо невідповідності обліку вимогам ПУЕ або технічним характеристикам заводу-виробника ЗВТ сторонами складається акт про невідповідність метрологічних характеристик, в якому зазначається термін приведення ЗВТ їх власником за свій рахунок у відповідність до вимог ПУЕ або технічних характеристик заводу-виробника ЗВТ.

4.6. Термін приведення обліку у відповідність до вимог ПУЕ або до технічних характеристик заводу-виробника ЗВТ має не перевищувати 1 місяць (для обліку в мережах 0,4 кВ) та 3 місяці (для обліку в мережах 6 кВ та вище) з дня складення акта.

4.7. У разі відмови ВТКО від підпису в акті робиться відповідний запис. У цьому випадку акт вважається дійсним, якщо його підписали не менше трьох уповноважених представників суб'єкта, що здійснює технічну перевірку.

4.8. Перевірка програмування лічильників електричної енергії виконується за обґрунтованим письмовим зверненням заінтересованої сторони, в якому зазначається вичерпний перелік параметрів, які необхідно перевірити.

4.9. У разі проведення позачергової технічної перевірки, перевірки програмування, перевірки правильності роботи, ремонту, заміни або експертизи ЗВТ вартість робіт оплачується, якщо інший порядок не передбачений Законом:

1) суб'єктом господарювання, за ініціативою якого проводилась позачергова технічна перевірка, перевірка програмування, перевірка схем підключення ЗВТ та/або правильності його роботи, ремонт, заміна або експертиза, якщо порушень у роботі ЗВТ та схем їх підключення за результатами перевірки не виявлено;

2) власником ЗВТ чи суб'єктом господарювання, який відповідає за технічний стан та/або збереження ЗВТ, якщо виявлено порушення схеми розрахункового обліку електричної енергії, пошкодження або викрадення ЗВТ з вини власника ЗВТ чи суб'єкта господарювання, який відповідає за технічний стан та/або збереження ЗВТ;

3) ОСР, якщо виявлено порушення схеми розрахункового обліку електричної енергії, пошкодження ЗВТ або їх невідповідності нормативно-технічним документам з вини ОСР.

4.10. Виконання робіт з перевірки програмування до початку експлуатації та під час експлуатації електронного багатофункціонального лічильника оформлюється відповідним актом, який підписується учасниками перевірки, та в якому вказуються:

1) підстави перевірки;

2) найменування ППКО (суб'єкта господарювання) та ідентифікаційний код за Єдиним державним реєстром підприємств та організацій України, фахівці якого виконують роботи з програмування;

3) прізвище та ініціали фахівця, який виконував роботу;

4) ідентифікаційний код ППКО за реєстром Датахаб;

5) дата перевірки;

6) результати перевірки.

4.11. Експертиза ЗВТ у частині дослідження його відповідності метрологічним характеристикам та умовам експлуатації здійснюється відповідно до порядку затвердженого центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері технічного регулювання.

4.12. Експертиза ЗВТ у частині дослідження матеріалів, речовин, з яких виготовлені ЗВТ та/або пломби, індикатори впливу магнітного поля, інші захисні елементи, здані на зберігання власнику ВОЕ, здійснюється спеціалізованими організаціями, які мають право на виконання таких робіт.

4.13. Результати, отримані під час експертизи, зазначаються в експертному висновку.

5.1. Перевірка функціонування автоматизованої системи зчитування результатів вимірювання електричної енергії повинна проводитися:

1) при введенні в експлуатацію ВОЕ з функцією дистанційного зчитування у перший раз;

2) при призначенні та зміні ППКО;

3) після заміни в ТКО ЗВТ або допоміжного обладнання, що використовується для зчитування та передачі даних;

4) після перепрограмування лічильників електричної енергії або зміни налаштувань допоміжного обладнання, що використовується для зчитування та передачі даних;

5) після будь-яких змін у схемах зв'язку між лічильниками електричної енергії та допоміжним обладнанням, що використовується для зчитування та передачі даних;

6) після заміни будь-яких трансформаторів напруги або струму та/або будь-яких відповідних коефіцієнтів трансформації, якщо ці коефіцієнти використовуються в подальшому при обробці даних;

7) після зміни функціоналу програмного засобу автоматизованої системи зчитування результатів вимірювання електричної енергії;

8) після будь-яких змін у схемі використання загальних каналів зв'язку;

9) при усуненні аварійної ситуації або розгляді заперечення, якщо необхідність у такій перевірці виникне, згідно з рішенням ВТКО;

10) після завершення етапу розвитку ЗКО (реконструкція, технічне переоснащення, модернізація).

5.2. Якщо обладнання ВОЕ в точці комерційного обліку було тимчасово знеструмлене, дозволяється відкласти перевірку належного функціонування автоматизованої системи для зчитування результатів вимірювання до відновлення енергопостачання.

1.1. Будь-яка суперечка між двома або більше сторонами, яка виникає у зв'язку з виконанням цього Кодексу, повинна бути розглянута керівництвом або уповноваженими представниками сторін після отримання письмової вимоги будь-якої із сторін.

1.2. Керівництво або уповноважені представники сторін мають вирішувати суперечки своєчасно і в повному обсязі. Сторони можуть запрошувати додаткову інформацію, яку вони вважають необхідною для розв'язання суперечки. Для вирішення суперечок сторони можуть залучати незалежних експертів на договірних засадах.

1.3. Експерт не повинен мати конфлікту інтересів із сторонами суперечки і не може виступати в якості арбітра або посередника.

2.1. У разі якщо сторони не дійшли згоди у вирішенні суперечки, будь-яка зі сторін суперечки може передати справу для вирішення до АКО.

2.2. Звернення щодо суперечки, яка виникає у зв'язку з виконанням цього Кодексу, розглядаються і вирішуються АКО у термін не більше 1 місяця від дня їх надходження, а ті, які не потребують додаткового вивчення, - невідкладно, але не більше 15 днів від дня їх отримання.

2.3. Якщо в місячний термін вирішити порушені у зверненні щодо суперечки питання неможливо, АКО встановлює необхідний термін для його розгляду, про що повідомляється стороні, яка подала звернення. При цьому загальний термін вирішення питань, порушених у зверненні, не може перевищувати 45 днів.

2.4. На обґрунтовану письмову вимогу сторони термін розгляду звернення щодо суперечки може бути скорочено від встановленого пунктом 2.3 цієї глави.

2.5. Будь-яка суперечка між двома або більше сторонами, яка виникає щодо результатів вимірювання та значень основних даних, валідованих, агрегованих та сертифікованих даних комерційного обліку електричної енергії вирішується сторонами шляхом звернення до АКО через інтерфейс Датахаб. У зверненні можуть також міститись вимоги щодо перегляду або виправлення будь-якого результату та значення цих даних, проведення повторних обчислень і, за умови виявлення помилок, проведення заміни відповідних даних комерційного обліку.

2.6. Суперечки щодо результатів вимірювання та даних комерційного обліку АКО поділяє на 2 типи:

1) тип 1 - суперечки щодо результатів вимірювання у точці вимірювання, валідованих даних та/або процедур, що використовувалися при розрахунку валідованих даних комерційного обліку для конкретної ТКО;

2) тип 2 - суперечки щодо основних даних, сертифікованих та остаточних даних та/або процедур, що використовувалися при розрахунку сертифікованих та остаточних даних комерційного обліку для конкретної ТКО, а також агрегованих даних та/або процедур, що використовувалися при агрегації даних комерційного обліку.

2.7. Звернення по суперечках 1 типу АКО направляє для вирішення до відповідної ВТКО.

2.8. ВТКО після отримання відповідного звернення інформує про його отримання інших заінтересованих учасників ринку та ППКО. ВТКО відповідає за обробку і вирішення поданих звернень, вимагаючи, у разі необхідності, відповідних дій з боку призначених ППКО.

2.9. Звернення по суперечках 2 типу мають розглядатися АКО. АКО повідомляє про отримане звернення інших заінтересованих учасників ринку. АКО відповідає за обробку і вирішення наданих звернень, залучаючи, у разі необхідності, задіяних ППКО та ВТКО.

2.10. Звернення можуть подаватись з моменту, коли учасники ринку отримали дані, протягом 20 календарних днів після того, як адміністратор розрахунків завершив попередні розрахунки і повідомив їх учасникам ринку.

2.11. До вирішення суперечки, що стосується результатів вимірювання або даних комерційного обліку, АКО використовує для проведення розрахунків між учасниками ринку оціночні дані комерційного обліку.

3.1. ВТКО повинна вирішити суперечки 1 типу протягом наступних 10 робочих днів після отримання відповідного звернення.

3.2. У процесі вирішення суперечки ВТКО, у разі необхідності, залучає призначених ППКО.

3.3. За результатами розгляду звернення ВТКО вирішує, що результати вимірювання та/або значення даних є правильними і не повинні бути змінені, або що результати вимірювання та/або значення даних мають бути замінені.

3.4. У випадку початку процедури вирішення суперечки ВТКО повинна самостійно або через уповноваженого ППКО:

1) проінформувати відповідні сторони, що всі дані комерційного обліку з часу останньої дати достовірної реєстрації даних до початку процедури вирішення суперечки буде замінено на розраховані оціночні;

2) обчислити і надати обчислене значення даних комерційного обліку електричної енергії всім заінтересованим сторонам;

3) якщо результати вимірювання з лічильника зчитуються дистанційно за допомогою автоматизованої системи, повідомити час і дату останнього зчитування даних, що пройшли валідацію;

4) якщо покази лічильника зчитуються і реєструються на місці вручну або електронним шляхом через локальний порт, часом і датою останнього зчитування достовірних даних вважатиметься дата останнього зчитування показів лічильника, зробленого на місці представниками ППКО.

3.5. ВТКО інформує ППКО про початок процедури вирішення суперечки для відповідної ТКО.

3.6. ППКО аналізує причини, які викликали суперечку, і інформує ВТКО про результати аналізу.

3.7. Якщо в результаті перевірок та аналізу ВТКО зробить висновок про те, що необхідно провести перевірку ВОЕ в ТКО, про це вона має повідомити учасника ринку, який звернувся щодо вирішення суперечки, та відповідних ППКО із зазначенням попередніх термінів проведення такої перевірки. У цих випадках період, необхідний для вирішення суперечки, може бути продовжено.

3.8. Якщо після розгляду суперечки, у тому числі проведення інспекцій та перевірок, ВТКО приходить до висновку щодо необхідності певного втручання в роботу ВОЕ, у тому числі перепрограмування, позачергової повірки або заміни ЗВТ, та інформує про це ППКО. ППКО виконує необхідні роботи, у тому числі подальші перевірки, згідно з розділом X цього Кодексу, протягом наступних 20 календарних днів.

3.9. До моменту відновлення нормальної роботи ВОЕ дані, отримані з цього ВОЕ, повинні визнаватися як недійсні.

3.10. Після вирішення суперечки ППКО подає ВТКО та АКО звіт про суперечку, який повинен містити:

1) визначення ТКО, щодо якої складено звіт про суперечку;

2) дату і час початку процедури вирішення суперечки;

3) короткий опис суперечки;

4) результат вирішення суперечки та заходи, вжиті для вирішення суперечки.

4.1. АКО повинен вирішити суперечку 2 типу протягом наступних 10 робочих днів після отримання відповідного звернення.

4.2. У процесі вирішення суперечки АКО може звернутися до відповідних ППКО і в разі необхідності до ВТКО.

4.3. У результаті проведеного аналізу і перевірок АКО повинен вирішити, що значення даних є правильними і не повинні бути змінені або що звернення обґрунтовано і значення даних мають бути змінені.

4.4. У разі відхилення звернення, АКО повинен надати учаснику ринку, який подав це звернення, чіткі роз'яснення щодо причин відхилення цього звернення.

4.5. АКО повинен провести нове формування даних для всіх відповідних учасників ринку у випадках, якщо вирішення суперечки передбачає зміну даних.

5.1. Якщо сторону суперечки не влаштовує прийняте АКО рішення, вона має право звернутися з цього питання до Регулятора.

5.2. Сторони зобов'язані надати всю необхідну інформацію, яка може знадобитися Регулятору для вирішення суперечки.

5.3. Сторони мають право оскаржити рішення Регулятора у судовому порядку.

1.1. ВТКО або його уповноважений представник самостійно забезпечує організацію комерційного обліку електричної енергії або оплачує послуги ППКО щодо забезпечення комерційного обліку в ТКО.

1.2. ВТКО може здійснювати оплату послуг комерційного обліку ППКО через електропостачальника за умови приєднання електропостачальника до відповідного публічного договору з ППКО.

1.3. ППКО отримує плату за надані послуги відповідно до укладених договорів про надання послуг комерційного обліку від замовника цих послуг.

1.4. Вартість послуг АКО затверджується Регулятором та включається як окрема складова тарифу на послуги диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

1.5. Гранична вартість послуг комерційного обліку електричної енергії, які надають ОСР на ринку електричної енергії, визначається відповідно до методики, затвердженої Регулятором.

1.6. Оплата послуг комерційного обліку, які надає ОСР, здійснюється замовниками цих послуг.

1.7. У випадку зупинення дії договору з ОСР на надання послуг комерційного обліку у зв'язку з укладенням замовниками цих послуг договорів з ППКО на конкурентному ринку оплата за договором з ОСР зупиняється.

1.8. Витрати ОСП, пов'язані із забезпеченням комерційного обліку електричної енергії на електроустановках, для яких вони є ВТКО, включаються до тарифу на передачу електричної енергії.

1.9. Витрати ОСР, пов'язані із забезпеченням комерційного обліку електричної енергії на електроустановках, для яких вони є ВТКО (у тому числі для всіх ТКО на комерційній межі з побутовими споживачами та об'єднаннями співвласників багатоквартирного будинку, де результати вимірювань використовуються для здійснення розрахунків за спожиту для побутових потреб електричну енергію), включаються до тарифу на розподіл електричної енергії.

2.1. У рамках функціонування ринку електричної енергії обмін даними комерційного обліку між заінтересованими сторонами здійснюється на безоплатній основі.

2.2. Поза ринком електричної енергії надання даних комерційного обліку електричної енергії, а також надання права на доступ до даних комерційного обліку здійснюється на платній основі, якщо інше не передбачено законом або договором, та з урахуванням вимог законодавства України у сфері захисту інформації.

1.1. Протягом 18 місяців після затвердження цього Кодексу АКО розробляє необхідні для виконання положень цього Кодексу нормативні документи (положення, інструкції, регламенти, порядки, методики, робочі інструкції тощо), що затверджуються Регулятором, зокрема щодо питань:

1) детального опису процесів та функцій, які виконують ППКО та АКО на ринку електричної енергії (збору, обробки і обміну даними комерційного обліку електричної енергії, перевірки та валідації даних комерційного обліку електричної енергії; формування оціночних даних комерційного обліку; формування профілів та профілювання даних комерційного обліку; агрегації даних комерційного обліку тощо);

2) ідентифікації на ринку електричної енергії в Україні на базі використання системи ідентифікації ЕІС ENTSO-E;

3) інформаційної взаємодії у процесі здійснення комерційного обліку електричної енергії;

4) адміністрування комерційного обліку на ринку електричної енергії;

5) реєстрації ППКО та АС ППКО і ведення відповідних реєстрів;

6) проведення перевірок спроможності ППКО надавати послуги;

7) визначення і зміни ППКО;

8) створення і ведення реєстру ТКО;

9) інших питань відповідно до завдань та компетенції АКО.

1.2. Під час розробки документів, передбачених пунктом 1.1 цієї глави, АКО проводить консультації з усіма учасниками ринку та іншими заінтересованими сторонами.

1.3. Розроблені АКО нормативні документи включаються до цього Кодексу як додатки шляхом внесення змін до Кодексу.

2.1. Дозволяється використовувати ЗВТ, які встановлені та експлуатуються у ВОЕ на дату набрання чинності цим Кодексом, але не відповідають його вимогам:

1) для повірених ЗВТ - до закінчення терміну повірки за умови їх відповідності вимогам, які діяли на день їх першого введення в експлуатацію;

2) для ЗВТ, в яких закінчився термін повірки - до планової заміни згідно з програмою модернізації ВОЕ, але не більше 3 років для лічильників та 6 років для вимірювальних трансформаторів;

3) для ЗВТ, встановлення яких передбачено у проектній документації, що затверджена до набрання чинності цим Кодексом, та за умови їх закупівлі та/або монтажу до набрання чинності цим Кодексом, що має бути підтверджено відповідними документами - до планової заміни згідно з програмою модернізації ВОЕ, але не більше 3 років для лічильників та 6 років для вимірювальних трансформаторів, за умови їх відповідності вимогам, які діяли до набрання чинності цим Кодексом.

2.2. Програму модернізації ВОЕ електричної енергії розробляє кожна ВТКО.

2.3. Програма модернізації ВОЕ в ТКО типу "одиниця споживання" має бути узгоджена з відповідними ППКО.

2.4. Програма модернізації ВОЕ в ТКО типу "межа мережі", "одиниця балансування", "одиниця генерації", "одиниця споживання 2 - 4 рівня напруги" має бути узгоджена з АКО через відповідних ППКО.

2.5. Термін узгодження програм модернізації ВОЕ не може перевищувати 10 робочих днів. Зауваження ППКО та АКО до програм модернізації ВОЕ мають надаватись обґрунтовані, лише з посиланням на нормативні документи. Програма модернізації ВОЕ не потребує повторного узгодження у разі врахування зауважень при розробці проектної та технічної документації.

2.6. ВТКО, яка не може забезпечити модернізацію ВОЕ, не повинна створювати перепони іншим заінтересованим учасникам ринку у проведенні модернізації відповідних ЗВТ та інших засобів комерційного обліку, за умови забезпечення ними встановленого нормативними документами порядку виконання зазначених робіт.

2.7. ППКО в межах своєї відповідальності зобов'язані вести облік всіх ТКО, де встановлене обладнання ВОЕ не відповідає вимогам цього Кодексу.

2.8. Щоквартально до 20 числа наступного місяця ППКО зобов'язані надавати до АКО детальну інформацію про стан комерційного обліку в ТКО та виконання програми модернізації ВОЕ.

2.9. На запит АКО ППКО зобов'язані надавати копії узгоджених програм модернізації ВОЕ або пояснення щодо відсутності такої програми в учасників ринку електричної енергії.

2.10. АКО забезпечує загальний облік стану ВОЕ, встановлених у ТКО (для всіх учасників ринку електричної енергії).

2.11. За необхідності АКО та ППКО надають інформацію Регулятору про тих учасників ринку електричної енергії, в яких відсутня програма модернізації ВОЕ або ця програма не виконується.

3.1. Основною метою встановлення автоматизованих систем обліку електричної енергії є сприяння активній участі споживачів у регулюванні свого споживання (управління попитом), а також інших учасників ринку електричної енергії в наданні послуг з балансування та допоміжних послуг, забезпечення інформаційної підтримки заходів із зниження витрат електричної енергії в електричних мережах, скорочення часу збору та обробки результатів вимірювання, отримання точної інформації для формування рахунків на основі фактичного енергоспоживання та фактичного часу споживання.

3.2. Протягом 24 місяців з дня набрання чинності цим Кодексом АКО має:

1) провести та надати Регулятору економічний аналіз усіх довготривалих прибутків та витрат для учасників ринку від впровадження автоматизованих систем обліку;

2) розробити набір функціональних вимог до інтелектуальних лічильників та автоматизованих систем обліку, а також керівництво з належної виробничої практики із використання інтелектуальних лічильників електричної енергії. У цьому керівництві мають бути враховані вимоги щодо застосування належних стандартів та найкращих практик, забезпечення захисту персональних даних, експлуатаційної сумісності систем обліку на території України;

3) установити економічно обґрунтований і рентабельний метод впровадження автоматизованих систем обліку та строки, протягом яких цей автоматизований облік може бути впроваджений в Україні.

3.3. На основі проведеної оцінки, якщо встановлення автоматизованих систем обліку буде оцінено Регулятором позитивно, АКО має організувати підготовку для впровадження автоматизованих систем обліку.

4.1. Відповідальність за створення та ліквідацію ТКО, а також за улаштування ВОЕ покладається на:

1) ОСР для всіх ТКО на території здійснення його ліцензованої діяльності на комерційній межі з побутовими споживачами, а також на межі з об'єднаннями співвласників багатоквартирних будинків, де результати вимірювань використовуються для здійснення розрахунків за спожиту для побутових потреб електричну енергію, з урахуванням наступних особливостей: придбання, первинна параметризація, встановлення, підключення, періодична повірка, обслуговування, ремонт та заміна (у тому числі демонтаж, транспортування та монтаж) лічильника електричної енергії та обладнання дистанційного зчитування даних здійснюється ОСР або ППКО за рахунок ОСР; улаштування та забезпечення життєвого циклу обладнання вузла обліку електричної енергії (крім лічильника електричної енергії та обладнання дистанційного зчитування даних) здійснюється ОСР або ППКО за рахунок побутового споживача;

2) ОСР для всіх приєднань до електричних мереж на території здійснення їх ліцензованої діяльності, де облік електричної енергії здійснюється без улаштування вузла обліку електричної енергії;

3) споживача/субспоживача - для всіх ТКО на комерційній межі ОМ/споживача/субспоживача з урахуванням особливостей забезпечення комерційного обліку у побутових споживачів електричної енергії, встановлених у цьому Кодексі;

4) виробника - для всіх ТКО на комерційній межі між виробником та ОМ/споживачем;

5) ОМ (у тому числі ОСР), вузол обліку електричної енергії якого визначений як основний ВОЕ на комерційній межі між суміжними ОМ;

6) учасника ринку, за ініціативою якого здійснюється створення або ліквідація ТКО (у тому числі віртуальних ТКО) та улаштування вузла обліку електричної енергії.

4.2. Усі ВТКО до моменту запуску ринку зобов'язані забезпечити (принаймні в обсязі функцій ОЗД та ОДКО) комерційний облік електричної енергії для ТКО, за які вони несуть відповідальність, самостійно або укласти договір про надання послуг комерційного обліку з ППКО або ОСР (на території ліцензованої діяльності яких знаходяться відповідні ТКО).

4.3. У центральний реєстр ТКО має бути внесена ідентифікаційна інформація про ВТКО, ППКО та ОМ та укладені договори для відповідної ТКО.

4.4. ОСР зобов'язані забезпечити виконання функцій ППКО та не мають права відмовити ВТКО (при відповідному їх зверненні) у наданні послуг комерційного обліку електричної енергії.

4.5. Протягом 3 календарних місяців з дати набрання чинності цим Кодексом ОСР має:

1) забезпечити формування EIC-кодів ідентифікації та реєстрацію всіх ТКО на території ліцензованої діяльності;

2) укласти із учасниками ринку (при їх зверненні) договори про надання послуг комерційного обліку (щонайменше в обсязі функцій ОЗД та ОДКО) як це вимагається цим Кодексом (крім побутових споживачів та об'єднань співвласників багатоквартирних будинків, де результати вимірювань використовуються для здійснення розрахунків за спожиту для побутових потреб електричну енергію).

4.6. На дату запровадження нового ринку електричної енергії ОСП та ОСР зобов'язані забезпечити комерційний облік електричної енергії в обсязі функцій АТКО, ОЗКО, ОЗД та ОДКО для всіх ТКО, для яких вони є ВТКО відповідно до вимог цього Кодексу.

4.7. Відповідальність за забезпечення комерційного обліку електричної енергії на ринку електричної енергії покладається на учасників ринку електричної енергії та ППКО відповідно до цього Кодексу, якщо інше не передбачено законом або договором.

4.8. Відповідальність за технічний стан окремого обладнання вузла обліку електричної енергії покладається на учасників ринку або ППКО, в яких відповідне обладнання знаходиться на законних підставах у власності чи користуванні.

5.1. Представникам одиниць генерації, ОСП та ОСР протягом місяця з дня набрання чинності цим Кодексом отримати ЕІС-коди ідентифікації як суб'єктам ринку електричної енергії шляхом звернення до місцевого органу видачі EIC-кодів.

5.2. Представникам одиниць генерації в місячний термін з дня отримання персонального ЕІС-коду присвоїти всім одиницям генерації, пов'язаним ТКО, ТКО на комерційній межі, ЕІС-коди та передати їх до АКО.

5.3. ОСП та ОСР у 6-місячний термін з дня набрання чинності цим Кодексом присвоїти всім ТКО споживачів (у тому числі побутовим), підключеним до систем передачі/розподілу, персональні ЕІС-коди та передати їх за запитом АКО.

5.4. ОСП до моменту запуску ринку зобов'язаний надати до Датахаб інформацію про:

1) моделі областей комерційного обліку з граничними ТКО мереж системи передачі (з розбивкою по областях комерційного обліку, по енергосистемах та адміністративних областях);

2) історичні дані по кожній ТКО, зазначені у підпункті 1 цього пункту (не менше ніж за 2 попередні роки);

3) ТКО типу "втрати області обліку" та історичні дані технологічних витрат (не менше ніж за 2 попередні роки);

4) історичні дані витрат електричної енергії в наведених вище областях комерційного обліку (не менше ніж за 2 попередні роки).

5.5. ОСР до дати початку дії нового ринку електричної енергії на запит АКО зобов'язані надати до Датахаб інформацію про:

1) моделі областей комерційного обліку з ТКО типу "межа мережі" по мережах розподілу на території ліцензованої діяльності;

2) ТКО типу "втрати області обліку" та історичні дані технологічних витрат (не менше ніж за 2 попередні роки);

3) типові профілі споживання (місячний, тижневий, добовий);

4) ТКО для одиниць балансування та одиниць, приєднаних до мереж ОСР генерації;

5) ТКО типу одиниця споживання (юридичні особи) 2 - 4 рівнів напруги;

6) ТКО типу одиниця споживання 1 рівня напруги з дистанційним зчитуванням (юридичні особи та побутові споживачі);

7) історичні дані по кожній з наведених вище ТКО (не менше ніж за 2 попередні роки);

8) ТКО типу одиниця споживання 1 рівня напруги (юридичні особи) з інтегральним обліком без дистанційного зчитування - як віртуальні точки з пов'язаними реальними ТКО (з обов'язковим наданням параметрів блоків ідентифікації і параметризації та опціональним наданням параметрів технічного блока, що є в наявності), з розбивкою за областями обліку, постачальниками та типами профілів споживання;

9) ТКО побутових споживачів із зонним обліком - як віртуальні точки з пов'язаними реальними ТКО (з обов'язковим наданням параметрів блоків ідентифікації і параметризації та опціональним наданням параметрів технічного блока, що є в наявності), з розбивкою за областями обліку, постачальниками та типами профілів споживання;

10) ТКО побутових споживачів з інтегральним обліком - як віртуальні точки з пов'язаними реальними ТКО (з обов'язковим наданням параметрів блоків ідентифікації і параметризації та опціональним наданням параметрів технічного блока, що є в наявності), з розбивкою за областями обліку, постачальниками та типами профілів споживання;

11) історичні дані по кожній з наведених вище віртуальних ТКО та, за наявності, пов'язаних реальних ТКО (не менше ніж за 2 попередні роки);

12) історичні дані втрат у наведених вище областях комерційного обліку (не менше ніж за 2 попередні роки).

5.6. До моменту запуску повноцінного інформаційного обміну відповідно до стандартів інформаційного обміну Датахаб представники одиниць генерації, ППКО ОСР та ОСП зобов'язані щомісячно надавати до АКО оновлення реєстрів ТКО.

6.1. Обсяги спожитої електричної енергії визначаються за розрахунковий період, який становить один місяць. Зчитування показів лічильника провадиться ППКО та/або ОМ, та/або споживачем щомісяця відповідно до умов договору. Покази лічильників мають фіксуватись з вказанням фактичної дати та, за необхідності, часу зчитування.

6.2. У побутових споживачів покази лічильника мають зчитуватися на перше число календарного місяця, наступного за розрахунковим. Якщо побутовий споживач самостійно подає дані про обсяги споживання електричної енергії за розрахунковий період, такі дані надаються споживачем до ППКО не пізніше 4 числа місяця, наступного за розрахунковим, шляхом повідомлення по телефону чи іншими електронними засобами або через свій кабінет на сайті ППКО, або через особисте звернення до ППКО.

6.3. Зчитані побутовим споживачем, чи отримані або зчитані ППКО/ОМ покази інтегрального лічильника в інший день вважаються вихідними даними для визначення показів лічильника на перше число календарного місяця шляхом додавання (віднімання) споживання, розрахованого відповідно до профіля споживання побутового споживача, помноженого на кількість днів (діб) між датою зчитування показів та першим числом календарного місяця.

6.4. Середньодобове споживання визначається виходячи з даних про покази лічильника, зафіксовані між двома послідовними зчитуваннями, та кількості днів між цими зчитуваннями показів.

6.5. Якщо протягом двох розрахункових періодів представник електропостачальника або ОМ не мав доступу до лічильника, він залишає споживачу в поштовій скриньці повідомлення про дату наступного відвідання чи прохання передати покази лічильника.

6.6. У разі проведення споживачем розрахунків за спожиту електричну енергію згідно з показами встановленого на його об'єкті багатотарифного лічильника обсяг спожитої електричної енергії визначається відповідно до питомої ваги обсягу електричної енергії, що спожита у відповідній зоні доби протягом розрахункового періоду, до загального обсягу спожитої електричної енергії в цьому періоді.

6.7. У випадку неподання споживачем даних про споживання електричної енергії за розрахунковий період у строки, установлені в цьому розділі, або неможливості отримання ППКО даних про спожиту електричну енергію в зазначений термін (за винятком порушення роботи вузла обліку) ППКО визначає обсяги споживання електричної енергії на цей розрахунковий період шляхом розрахунку середнього обсягу споживання за даними двох останніх фактичних послідовно знятих показів розрахункового лічильника.

6.8. Одразу після отримання фактичних показів з лічильників споживача ППКО має їх перевірити та передати АКО для проведення розрахунків та виставлення рахунків учасникам ринку на основі фактичних даних комерційного обліку.

6.9. Результати зчитаних ППКО та/або ОМ, та/або споживачем показів лічильника обов'язково вносяться в абонентську книжку (розрахункову книжку, електронну абонентську книжку) або зазначаються на корінці останнього платіжного документа (із зазначенням дати проведення зчитування).

6.10. У разі виявлення у платіжному документі помилкових показів лічильника споживач зобов'язаний повідомити про це електропостачальника та ОМ.

6.11. Представник електропостачальника або ОМ повинен протягом 5 днів від дня подання заяви перевірити рахунок, а в разі потреби протягом 20 днів перевірити лічильник та повідомити споживача про результати перевірки.

6.12. У разі тимчасового порушення роботи ВОЕ обсяг електричної енергії, використаної споживачем від дня порушення вимірювань до дня відновлення вимірювань, за згодою сторін визначається на підставі показів технічних (контрольних) лічильників електричної енергії, а у разі їх відсутності розраховується відповідним ППКО за середньодобовим обсягом споживання електричної енергії розрахункового періоду, наступного після відновлення комерційного обліку періоду, або за календарний період попереднього року, який відповідає періоду порушення роботи вузла обліку.

6.13. Датою початку періоду порушення роботи вузла обліку вважається перший день поточного розрахункового періоду, в якому було виявлено це порушення, або час та день, зафіксовані засобом вимірювання (автоматизованою системою обліку).

6.14. За день відновлення вимірювання приймається день складення спільного акта про покази лічильників електричної енергії після завершення ремонтних та налагоджувальних робіт схеми підключення ЗВТ та їх налаштування (за необхідності).

6.15. Період часу, який використовується для визначення середньодобового обсягу постачання електричної енергії, визначається за згодою сторін.

6.16. У разі заміни та/або повірки лічильників електричної енергії, вимірювальних трансформаторів струму чи напруги, за умови споживання електричної енергії впродовж строку виконання зазначених робіт, обсяг спожитої електричної енергії визначається за фактичним середньодобовим споживанням попереднього розрахункового періоду.

6.17. Обсяг електричної енергії, спожитої основним споживачем та субспоживачем (субспоживачами), визначається залежно від порядку (схеми) приєднання вузлів вимірювання з урахуванням втрат електричної енергії, пов'язаних із спільним використанням технологічних електричних мереж основного споживача.

6.18. У разі послідовного приєднання лічильників електричної енергії споживача та субспоживача, якщо точка розподілу електричної енергії субспоживачу встановлена на межі балансової належності суміжних електроустановок, які належать за ознакою права власності основному споживачу та субспоживачу:

1) для визначення обсягу електричної енергії, спожитої основним споживачем, обсяг втрат електричної енергії, пов'язаних із спільним використанням технологічних електричних мереж основного споживача, віднімається від різниці між обсягом електричної енергії, що надійшла в електричні мережі основного споживача, та обсягом електричної енергії, відданої в електричні мережі субспоживача (субспоживачів);

2) обсяг електричної енергії, спожитої субспоживачем, визначається відповідно до показів лічильника субспоживача.

6.19. У разі паралельного приєднання лічильників електричної енергії споживача та субспоживача, якщо точка розподілу електричної енергії субспоживачу встановлена на межі балансової належності суміжних електроустановок, які належать за ознакою права власності основному споживачу та субспоживачу:

1) обсяг електричної енергії, спожитої основним споживачем, визначається за показами лічильника основного споживача;

2) обсяг електричної енергії, спожитої субспоживачем, визначається відповідно до показів лічильника субспоживача.

6.20. Основні споживачі, які встановили багатотарифні лічильники електричної енергії на загальний обсяг електричної енергії та розраховуються за електричну енергію, спожиту для власних потреб, за тарифами, диференційованими за періодами часу, якщо для субспоживачів засоби диференційного (погодинного) вимірювання електричної енергії не встановлені, мають право визначати обсяги споживання електричної енергії за зонами доби на власні потреби основного споживача відніманням від загальних обсягів, обсягів електричної енергії, переданої субспоживачам (з урахуванням втрат електричної енергії, пов'язаних із спільним використанням технологічних електричних мереж основного споживача), які визначаються за відповідними актами розподілу електричної енергії, що складаються основним споживачем та субспоживачем на основі відповідних добових графіків споживання електричної енергії за зонами доби, визначених на основі даних з багатотарифних лічильників, що вимірюють загальний профіль споживання електричної енергії, або на основі даних з додатково встановлених багатотарифних лічильників, що окремо вимірюють профіль споживання електричної енергії, переданої субспоживачам, і погоджуються постачальником електричної енергії.

6.21. Дані, отримані від споживача, при проведенні процедур їх перевірки та у розрахунках мають менший пріоритет ніж виміряні дані з контрольних лічильників або дані, отримані від ОСР або ППКО.

6.22. Величина технологічних втрат електричної енергії в технологічних електричних мережах споживача, що пов'язані з передачею електричної енергії в електричні мережі інших суб'єктів господарювання, визначаються цим споживачем за домовленістю з оператором системи розподілу розрахунковим шляхом відповідно до однолінійної схеми електропостачання. Погоджений оператором системи розподілу порядок розрахунків цієї величини та її значення зазначаються у договорі споживача про розподіл електричної енергії, та доводяться до відома ППКО за договором із споживачем або електропостачальником.

6.23. Розрахунок обсягу технологічних втрат електричної енергії в мережах споживача (основного споживача) здійснюється відповідно до методичних рекомендацій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

6.24. Технологічні втрати електричної енергії в мережах споживача розподіляються між суб'єктами господарювання згідно з узгодженою ними та АКО методикою.

6.25. У разі встановлення лічильників електричної енергії не на межі розподілу балансової належності електромереж обсяги перетікання електричної енергії коригуються відповідно до методичних рекомендацій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

7.1. До моменту запуску інформаційного обміну між учасниками ринку через Датахаб, функції АКО по веденню реєстрів ТКО, обробці даних комерційного обліку, адміністрування процесів зміни електропостачальника, припинення електропостачання та визначення обсягів електричної енергії для поточних розрахунків на ринку виконують ОМ у межах своєї відповідальності.

7.2. Дата початку процесу інформаційного обміну між учасниками ринку через Датахаб визначається АКО та погоджується Регулятором.

7.3. Протягом 12 місяців з моменту початку процесу інформаційного обміну між учасниками ринку через Датахаб:

1) ППКО та ОМ надають у Датахаб валідовані дані комерційного обліку та первинні дані з лічильників електричної енергії та технічні блоки параметрів для всіх ТКО, що зареєстровані в АКО;

2) ОСР зобов'язані забезпечити надання до Датахаб деталізованих історичних даних споживання та технічних блоків параметрів по всіх ТКО, що входять у віртуальні ТКО;

3) АКО забезпечує накопичення історичних даних та технічних блоків параметрів для всіх ТКО;

4) АКО використовує для поточних розрахунків на ринку, в якості оціночних даних, дані, агреговані по постачальниках, областях обліку та типах профілів, що надаються до АКО від ППКО та ОСР;

5) ППКО повинні направляти дані комерційного обліку, що надаються до Датахаб АКО, на валідацію до ОСР. У разі незгоди ОСР з даними ППКО ОСР має ініціювати розгляд суперечки та надіслати свої оціночні дані по зазначених ТКО, які мають використовуватися АКО для поточних розрахунків до моменту врегулювання суперечки.

7.4. У разі початку процедури переходу ТКО, що входить до складу віртуальної точки, від постачальника універсальних послуг до іншого електропостачальника, відповідний ППКО за зверненням СПМ зобов'язаний забезпечити в день звернення реєстрацію технічного блока такої ТКО у реєстрі ТКО та надати АКО її історію споживання.