Про затвердження Кодексу системи передачі

синхронна генеруюча одиниця - неподільний набір установок (енергоблок), що можуть виробляти електричну енергію таким чином, щоб частота генерованої напруги, швидкість обертання ротора генератора і частота напруги мережі перебували у постійному співвідношенні (синхронізм);

синхронна область - область, охоплена синхронно об’єднаними енергосистемами інших держав;

синхронний час - фіктивний час, що базується на частоті системи в синхронній зоні, один раз установлений на універсальний скоординований астрономічний час UTC і з тактовою частотою 50 Гц;

система - сукупність елементів, що знаходяться у взаємодії та зв’язках один з одним і створюють відповідну цілісність, організовану для досягнення однієї або кількох поставлених цілей;

система постійного струму високої напруги (система ПСВН) - електроенергетична система, яка передає енергію у вигляді постійного струму високої напруги між двома або більше шинами змінного струму (ЗС) і складається щонайменше з двох перетворювальних підстанцій ПСВН із передавальними лініями чи кабелями постійного струму між цими перетворювальними підстанціями ПСВН;

система регулювання збудження - система регулювання зі зворотним зв’язком, яка включає синхронну машину та її систему збудження;

системні випробування - випробування, які ОСП виконує одноосібно на об’єкті системи передачі або разом хоча б з одним Користувачем на об’єкті Користувача;

ситуація N - ситуація, за якої жодний елемент системи передачі не є недоступним через пошкодження;

спеціальна схема захисту - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення через систему передачі;

спільне використання резервів - спосіб, у який декілька ОСП враховують одночасно один і той самий обсяг РПЧ, РВЧ або РЗ для виконання своїх спільних зобов’язань щодо резервів, що випливають з їх відповідних процесів розрахунку резерву. Таким чином, зобов’язання щодо обсягу резерву кожного з ОСП зменшуються шляхом розподілу між ОСП, які залучені до процесу спільного використання резервів;

статизм - співвідношення між відхиленням частоти у сталому стані і відхиленням вихідної активної потужності у сталому стані, виражене у відсотках (приведене до значень номінальної частоти та потужності відповідно);

стійкість енергосистеми динамічна - здатність енергосистеми повертатися до усталеного режиму роботи без асинхронного режиму після значних збурень, за яких зміни параметрів режиму прирівнюються до їх середніх значень, та передбачає стійкість кута вибігу ротора, стабільність частоти і стабільність напруги;

стійкість енергосистеми статична - здатність енергосистеми повертатися до усталеного режиму роботи без порушення синхронізму після малих збурень, за яких зміни параметрів режиму є дуже малими у порівнянні з їх середніми значеннями;

структура генеруючих потужностей - розподіл генеруючих потужностей за типами технологій виробництва електричної енергії, що розміщені на електростанціях, що працюють у складі ОЕС і забезпечують покриття попиту споживачів електричної енергії;

схема електрозабезпечення - однолінійна схема від точки забезпечення потужності до розподільних пристроїв на об’єкті Замовника з позначенням точки приєднання, меж балансової належності власників електричних мереж, переліку елементів електричних мереж, що належать різним власникам;

схема захисту системи - набір скоординованих і автоматичних заходів, розроблених для забезпечення швидкодійної реакції на порушення режиму і запобігання поширенню збурення у системі передачі;

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

технічне обслуговування - комплекс робіт, спрямованих на підтримання роботоспроможності та запобігання передчасному спрацюванню елементів обладнання під час використання його за призначенням, перебування у резерві чи зберіганні, а також під час транспортування;

технічні умови на приєднання - комплекс умов та вимог до інженерного забезпечення об’єкта Замовника, заявленого до приєднання до електричних мереж, що повинні відповідати його розрахунковим технічним і технологічним параметрам та меті приєднання (виробництво, розподіл, споживання електричної енергії, зберігання енергії), та є невід’ємним додатком до договору про приєднання;

технологічне порушення - порушення в роботі обладнання, об’єкта електроенергетики чи енергосистеми в цілому, яке супроводжується відхиленням хоча б одного з експлуатаційних параметрів від граничнодопустимих значень, що призвело або може призвести до зниження надійності роботи, несправності, виходу з ладу обладнання, зниження параметрів якості та/або припинення електропостачання або створити загрозу життю та здоров’ю людей чи завдати шкоди навколишньому природному середовищу, або несправність (відмова в роботі) обладнання із зазначеними наслідками, яке відбулося внаслідок технічних причин або в результаті дій (у тому числі помилкових) персоналу;

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

точка забезпечення потужності (замовленої до приєднання) - місце (точка) в існуючих електричних мережах ОСП, від якого він забезпечує розвиток електричних мереж з метою приєднання електроустановки Замовника відповідної потужності або приєднання генеруючої потужності;

точка приєднання - стиковий вузол, в якому генеруюча одиниця, УЗЕ, об’єкт енергоспоживання, електрична розподільна мережа чи система ПСВН приєднані до системи передачі, системи розподілу, включаючи системи ПСВН, як це визначено в договорі про приєднання;

точка приєднання ПСВН - точка, в якій обладнання ПСВН з’єднано з мережею ЗС і щодо якої можуть видаватися технічні умови, що впливають на характеристики обладнання;

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

час повної активації аРВЧ - період часу між встановленим за допомогою контролера (ЦР) новим обсягом уставки та відповідною активацією або деактивацією аРВЧ;

час повної активації РПЧ - період часу між виникненням розрахункового небалансу та відповідним часом повної активації РПЧ;

час повної активації рРВЧ - період часу між зміною уставки за оперативною командою ОСП та відповідною активацією або деактивацією рРВЧ;

швидке підживлення КЗ струмом - струм, що подається одиницею енергоцентру або системою ПСВН упродовж і після відхилення напруги, викликаного електричним КЗ, із метою виявлення такого КЗ системами РЗ електричних мереж на його початковій стадії, підтримання напруги мережі на пізнішому етапі КЗ і відновлення напруги мережі після усунення КЗ;

штучна інерція - здатність одиниці енергоцентру, УЗЕ або системи ПСВН, які підключені через інверторне обладнання, забезпечувати паралельну роботу з ОЕС України з відтворенням ефекту інерції синхронної генеруючої одиниці до встановленого рівня;

якість електричної енергії - сукупність властивостей електричної енергії відповідно до встановлених стандартів, які визначають ступінь її придатності для використання за призначенням.

1.5. Інші терміни, що використовуються у цьому Кодексі, вживаються у значеннях, наведених у законах України "Про ринок електричної енергії", "Про індустріальні парки", "Про регулювання містобудівної діяльності", "Про архітектурну діяльність" та Правилах роздрібного ринку електричної енергії, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 312.

1.6. Терміни атестація працівників, підвищення кваліфікації працівників, професійне навчання працівників вживаються у значеннях, наведених у Законі України "Про професійний розвиток працівників".

1.7. Скорочення, що застосовуються у цьому Кодексі, мають такі значення:

ENTSO-E - Європейська мережа ОСП;

FSM - частотно чутливий режим;

LFSM-O - режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота;

LFSM-U - режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота;

POD (power oscillation damping) - демпфірування коливань потужності;

PSS - функція стабілізатора енергосистеми;

SCADA - комплекс дистанційного управління та збору даних;

АПВ - автоматичне повторне включення;

АРЗ - автоматичне регулювання збудження;

АРНТ - автоматичний регулятор напруги трансформатора;

АСЕ - помилка області регулювання;

АСУ ТП - автоматична система управління технологічними процесами;

АЧР - автоматичне частотне розвантаження;

АСДУ - автоматизована система диспетчерського управління;

ВДЕ - відновлювані джерела енергії;

ВЕС - вітрова електростанція;

в. о. - відносні одиниці;

ДП - допоміжні послуги;

ЗДТУ - засоби диспетчерського та технологічного управління;

КЗ - коротке замикання;

МСР - мала система розподілу;

ЛЕП - лінія електропередачі;

ОМСР - оператор малої системи розподілу;

ОСП - оператор системи передачі;

ОСР - оператор системи розподілу;

ОУЗЕ - оператор установки зберігання енергії;

ПДП - постачальник допоміжних послуг;

ПСВН - постійний струм високої напруги;

ППЧ - процес підтримання частоти;

ПВЧ - процес відновлення частоти;

ПЗР - процес заміщення резервів;

РПЧ - резерв підтримання частоти;

РВЧ - резерв відновлення частоти;

аРВЧ - автоматичний резерв відновлення частоти;

рРВЧ - ручний резерв відновлення частоти;

РЗ - резерв заміщення;

САВН - спеціальна автоматика відключення навантаження;

САРЧП - системи автоматичного регулювання частоти та потужності;

СЕС - сонячна електростанція;

СК - синхронний компенсатор;

СЧХ - статична частотна характеристика;

ТПР - трансформатор поперечного регулювання;

УЗЕ - установка зберігання енергії;

ЦР - центральний регулятор;

ЧАПВ - частотне автоматичне повторне включення.

2.1. Усі нові генеруючі одиниці, УЗЕ, електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання та систем ПСВН мають відповідати вимогам цього Кодексу, що застосовуються до їх типів обладнання. Новими генеруючими одиницями, УЗЕ та електроустановками об’єктів розподілу/енергоспоживання вважаються такі, що були приєднані до ОЕС України після набрання чинності цим Кодексом або власники таких енергооб’єктів уклали договір на закупівлю основного енергообладнання до дня набрання чинності цим Кодексом з терміном дії договору не більше 2 років. Усі інші генеруючі одиниці, УЗЕ та електроустановки об’єктів розподілу/енергоспоживання вважаються існуючими.

2.2. Вимоги цього Кодексу не застосовуються до електроустановок, які пов’язані прямою лінією та не мають будь-яких електричних зв’язків (у тому числі із застосуванням будь-яких комутаційних пристроїв) з електрообладнанням, яке працює синхронно в ОЕС України.

Будівництво та експлуатація таких електроустановок, як і прямої лінії, що їх поєднує, відбувається згідно з вимогами Порядку погодження будівництва та експлуатації прямої лінії, затвердженого постановою НКРЕКП від 04 вересня 2018 року № 954, Правил улаштування електроустановок та ГКД 34.20.507 "Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила", затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики від 13 червня 2003 року № 296 (далі - Правила технічної експлуатації електричних станцій і мереж).

2.3. До існуючих генеруючих одиниць, УЗЕ та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання можуть застосовуватися окремі вимоги розділу III цього Кодексу.

Рішення про застосування окремих вимог розділу III цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць, УЗЕ та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання приймає Регулятор.

Існуючі генеруючі одиниці типу C, D, до яких за рішенням Регулятора повинні застосовуватися окремі вимоги розділу III цього Кодексу відповідно до проведеної ОСП оцінки (аналізу), мають право подавати запит на звільнення від застосування цих вимог згідно з порядком, визначеним у главі 3 цього розділу.

3.1. Регулятор має право за зверненням Користувача, ОСП та/або ОСР звільняти від виконання окремих вимог цього Кодексу.

3.2. Користувач повинен заповнити запит спільно з відповідним ОСР за погодженням або спільно з ОСП.

Запит на звільнення від виконання вимог цього Кодексу має включати:

ідентифікатор Користувача;

посилання на положення цього Кодексу, запит на звільнення від виконання якого подається, а також детальне обґрунтування необхідності звільнення з відповідними документами;

термін дії звільнення.

Запит на звільнення від виконання вимог цього Кодексу має надаватися окремо на кожну генеруючу одиницю або електроустановку об’єкта розподілу/енергоспоживання.

3.3. Протягом 14 днів після отримання запиту на звільнення від виконання вимог цього Кодексу відповідний ОСР за погодженням з ОСП або ОСП повинен підтвердити Користувачу повноту заповнення запиту. Якщо ОСР або ОСП вважатимуть запит неповним, вони можуть вимагати додаткову інформацію. У разі ненадання такої інформації Користувачем протягом 14 днів запит буде відхилений.

3.4. ОСП або відповідний ОСР спільно з ОСП мають оцінити запит на надання звільнення від виконання вимог цього Кодексу та передати цей запит Регулятору разом зі своїми висновками та розрахунками не пізніше 3 місяців після отримання запиту.

3.5. Для підготовки пропозицій щодо звільнення від застосування окремих вимог цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць типів B, C і D або до існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання ОСП та відповідні ОСР повинні виконати кількісний аналіз витрат і вигод для кожної з вимог цього Кодексу, який має включати:

витрати на забезпечення відповідності вимогам цього Кодексу стосовно існуючих генеруючих одиниць, існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання;

соціально-економічну вигоду від застосування вимог, установлених у цьому Кодексі;

потенціал альтернативних засобів для досягнення необхідної продуктивності.

3.6. Перед проведенням кількісного аналізу витрат і вигод ОСП повинен:

провести попереднє якісне порівняння витрат і вигод, яке має враховувати доступні мережеві або ринкові альтернативи;

отримати схвалення Регулятора.

3.7. ОСП може приступити до кількісного аналізу витрат і вигод, якщо якісне порівняння показує, що ймовірні вигоди перевищують ймовірні витрати. Якщо витрати вважаються високими або вигода - низькою, тоді ОСП не повинен здійснювати подальші кроки.

3.8. ОСР, власники генеруючих об’єктів, власники об’єктів розподілу/енергоспоживання повинні сприяти проведенню аналізу витрат і вигод та надавати необхідні дані на запит ОСП впродовж 3 місяців після отримання запиту, якщо інше не погоджено ОСП.

3.9. Аналіз витрат і вигод має виконуватись згідно з такими принципами:

1) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні під час аналізу витрат і вигод використовувати один або більше з таких принципів розрахунку:

чиста приведена вартість;

дохід на інвестиції;

норма прибутку;

час, необхідний для досягнення беззбитковості;

2) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні також кількісно оцінити соціально-економічні вигоди з точки зору підвищення надійності електропостачання, включаючи, зокрема:

пов’язане зменшення ймовірності втрати електропостачання протягом усього терміну проведення реконструкції/переоснащення;

ймовірну ступінь і тривалість такої втрати електропостачання;

соціальну годинну вартість такої втрати електропостачання;

3) ОСП та власник генеруючого об’єкта, об’єкта розподілу/енергоспоживання повинні кількісно оцінити вигоди для внутрішнього ринку електричної енергії, транскордонної торгівлі та інтеграції генеруючих потужностей, що здійснюють виробництво електричної енергії з відновлюваних джерел енергії, включаючи, зокрема:

реакцію активної потужності на відхилення частоти;

резерви балансування;

забезпечення реактивною потужністю;

ведення режиму перевантаження;

захисні заходи;

4) ОСП повинен кількісно оцінити витрати на виконання відповідних вимог цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць, існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання включаючи, зокрема:

прямі витрати на виконання вимоги;

витрати, пов’язані з відповідною втратою можливостей;

витрати, пов’язані зі змінами в технічному обслуговуванні та експлуатації.

3.10. ОСП та відповідні ОСР повинні забезпечити проведення громадських обговорень та консультацій із заінтересованими сторонами щодо застосування вимог розділу III цього Кодексу до існуючих генеруючих одиниць та електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання.

3.11. Регулятор приймає рішення про звільнення від виконання окремих вимог цього Кодексу щодо існуючих генеруючих одиниць або існуючих електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання протягом 6 місяців після отримання звіту та рекомендацій ОСП.

3.12. Рішення Регулятора стосовно звільнення від виконання окремих вимог цього Кодексу щодо існуючих генеруючих одиниць або електроустановок об’єктів розподілу/енергоспоживання має бути оприлюднено на офіційному вебсайті Регулятора та власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет.

3.13. ОСП повинен вести реєстрацію всіх звільнень від виконання вимог цього Кодексу, які були надані, відхилені (в яких Користувач отримав відмову) або скасовані Регулятором. Цей реєстр повинен бути оприлюднений на власному вебсайті ОСП в мережі Інтернет та містити:

вимогу цього Кодексу, звільнення від виконання якої було надано, відмовлено або скасовано;

зміст запиту на звільнення від виконання вимоги цього Кодексу;

причини надання, відмови або скасування звільнення від виконання вимоги цього Кодексу;

наслідки надання звільнення від виконання вимоги цього Кодексу.

4.1. Адміністратором цього Кодексу (далі - Адміністратор Кодексу) є ОСП ОЕС України.

4.2. Функції Адміністратора Кодексу:

оприлюднення цього Кодексу на власному вебсайті в мережі Інтернет;

розробка та оприлюднення на власному вебсайті в мережі Інтернет проєктів змін до цього Кодексу;

опрацювання пропозицій та зауважень учасників ринку та інших заінтересованих сторін щодо внесення змін до цього Кодексу відповідно до порядку, визначеного в цій главі;

надання на розгляд і затвердження Регулятору проєктів змін до цього Кодексу;

надання Користувачам інформації та/або консультацій щодо виконання чи реалізації положень цього Кодексу;

створення та ведення інформаційних баз даних щодо змін і доповнень до цього Кодексу;

розгляд та узагальнення пропозицій щодо внесення змін і доповнень до цього Кодексу;

ведення реєстру звільнень від виконання вимог цього Кодексу;

надання Регулятору щорічного звіту про свою діяльність як Адміністратора Кодексу.

4.3. Адміністратор Кодексу зобов’язаний:

здійснювати моніторинг законодавчих та нормативно-правових актів, які встановлюють нові або змінюють існуючі положення, що регулюються цим Кодексом, та розробляти відповідні зміни і доповнення до цього Кодексу;

розробляти та надавати на затвердження Регулятору зміни і доповнення до цього Кодексу;

здійснювати моніторинг чинних нормативно-технічних документів, що забезпечують виконання вимог цього Кодексу та оприлюднювати перелік цих документів на власному вебсайті в мережі Інтернет постійно поновлюючи його;

оприлюднювати на власному вебсайті в мережі Інтернет цей Кодекс щоразу після внесення до нього змін і доповнень;

надавати Користувачам на їх запити роз’яснення щодо застосування, виконання чи реалізації окремих положень цього Кодексу;

вести реєстр звільнень від виконання вимог цього Кодексу відповідно до пункту 3.13 глави 3 цього розділу;

надавати Регулятору щорічний звіт про свою діяльність як Адміністратора Кодексу, який оприлюднюється на власному вебсайті ОСП.

4.4. Зміни і доповнення до цього Кодексу розробляються за ініціативою Регулятора, ОСП та/або за пропозиціями учасників ринку електричної енергії, інших заінтересованих сторін та затверджуються Регулятором.

4.5. Обґрунтовані пропозиції учасників ринку та інших заінтересованих сторін щодо внесення змін до цього Кодексу можуть надаватися в письмовому та/або електронному вигляді Адміністратору Кодексу у форматах та за формою, що визначена Адміністратором Кодексу та розміщена на його власному вебсайті в мережі Інтернет.

4.6. Адміністратор Кодексу реєструє пропозиції та зауваження щодо змін до цього Кодексу, отримані від учасників ринку та інших заінтересованих сторін, за результатом аналізу формує узагальнений проєкт рішення щодо змін і доповнень до цього Кодексу з урахуванням власних пропозицій та всіх пропозицій і зауважень, отриманих від учасників ринку та інших заінтересованих сторін.

4.7. Адміністратор Кодексу оприлюднює на власному вебсайті в мережі Інтернет узагальнений проєкт рішення щодо змін до цього Кодексу з метою отримання пропозицій та зауважень від учасників ринку та інших заінтересованих сторін у форматах та за формою, що визначена Адміністратором Кодексу та розміщена на його власному вебсайті в мережі Інтернет, із зазначенням кінцевого строку їх надання, але не менше 15 календарних днів з дня їх оприлюднення.

4.8. Після отримання пропозицій та зауважень від учасників ринку та заінтересованих сторін до узагальненого проєкту рішення щодо змін до цього Кодексу Адміністратор Кодексу проводить узгоджувальну нараду (засідання) за участю учасників ринку електричної енергії та інших заінтересованих сторін. Протокол узгоджувальної наради (засідання) з висновком щодо поданих пропозицій щодо змін до цього Кодексу оприлюднюється на власному вебсайті Адміністратора Кодексу в мережі Інтернет не пізніше 10 робочих днів з дня її проведення.

4.9. За результатами проведення узгоджувальної наради (засідання) Адміністратор Кодексу формує узагальнений проєкт змін до цього Кодексу та подає його на розгляд і затвердження Регулятору.

Рішення щодо внесення змін до цього Кодексу Регулятор приймає у порядку, встановленому законодавством.

4.10. Обґрунтовані пропозиції учасників ринку та заінтересованих сторін про внесення змін до цього Кодексу подаються Регулятору та розглядаються ним у порядку, установленому законодавством.

4.11. Інформація про внесення змін до цього Кодексу оприлюднюється Адміністратором Кодексу на власному вебсайті в мережі Інтернет не пізніше 3 робочих днів з дня набрання чинності відповідним рішенням Регулятора.

5.1. ОСП, Користувачі, а також користувачі системи розподілу, електроустановки яких знаходяться в оперативному підпорядкуванні ОСП, повинні дотримуватися вимог цього Кодексу та договорів, укладених відповідно до вимог цього Кодексу.

5.2. Якщо між ОСП та Користувачем виникає спірне питання, вони мають вжити вичерпних заходів з метою його врегулювання шляхом переговорів.

5.3. Користувач у разі порушення його прав та законних інтересів, передбачених цим Кодексом, має право звернутися до ОСП із зверненням/скаргою/претензією.

5.4. ОСП розглядає звернення, скарги та претензії Користувачів відповідно до вимог цього Кодексу.

5.5. ОСП зобов’язаний розробити та оприлюднити на власному вебсайті в мережі Інтернет процедуру розгляду ним звернень/скарг/претензій Користувачів та форму надання звернення/скарги/претензії, які враховують вимоги цього Кодексу та інших нормативно-правових актів Регулятора.

5.6. ОСП повинен здійснювати реєстрацію та збереження звернень/скарг/претензій Користувачів з веденням єдиної бази даних щодо звернень/скарг/претензій, отриманих у будь-якій формі.

ОСП повинен забезпечити збереження відповідної інформації у базі даних щодо звернень/скарг/претензій протягом 3 років.

5.7. ОСП повинен розглянути звернення/скаргу/претензію у строк не більше 30 календарних днів з дати отримання звернення/скарги/претензії, якщо менший строк не встановлено чинним законодавством та цим Кодексом.

Якщо під час розгляду звернення/скарги/претензії необхідно здійснити випробування, технічну перевірку, провести експертизу вимірювального комплексу тощо, термін розгляду звернення/скарги/претензії може бути продовжено зі встановленням необхідного терміну для його розгляду, про що ОСП повинен повідомити Користувача, якій подав звернення/скаргу/претензію.

5.8. Якщо Користувач не згоден з рішенням, прийнятим ОСП, за його зверненням/скаргою/претензією, він має право оскаржити таке рішення шляхом звернення до Регулятора.

Регулятор розглядає звернення Користувача, який є споживачем, відповідно до затвердженого ним порядку розгляду звернень споживачів.

5.9. Якщо ОСП та Користувач не досягли між собою згоди щодо спірного питання, будь-яка зі сторін спору має право звернутись до Регулятора.

5.10. Під час вирішення спору Регулятор має право вимагати від сторін спору копії документів, пояснення та іншу інформацію, необхідну для встановлення фактичних обставин справи.

5.11. Рішення, прийняте Регулятором у ході досудового розгляду спору, є обов’язковим до виконання сторонами спору.

5.12. Користувач та/або ОСП мають право оскаржити рішення, прийняте Регулятором у ході розгляду звернення споживача та/або досудового розгляду спору між Користувачем та ОСП, у судовому порядку відповідно до законодавства України.

1.1. ОСП здійснює прогнозування розвитку генеруючих потужностей із урахуванням УЗЕ та заходів управління попитом, які можуть забезпечити покриття попиту на електричну енергію, та планування розвитку системи передачі для забезпечення відповідності (достатності) пропускної спроможності системи передачі потребам ринку електричної енергії з урахуванням поточного та довгострокового попиту на передачу електричної енергії, а також виконання вимог щодо операційної безпеки та безпеки постачання електричної енергії в перспективі.

1.2. При плануванні розвитку системи передачі ОСП здійснює:

оцінку відповідності (достатності) генеруючих потужностей на відповідну перспективу;

оцінку поточного та перспективного стану системи передачі та її відповідності критеріям/стандартам операційної безпеки, надійності та показникам якості при передачі електричної енергії;

визначення рішень з розвитку системи передачі для забезпечення її надійного та ефективного функціонування;

планування залучення ефективних інвестицій у розвиток системи передачі.

1.3. З метою виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі ОСП повинен проводити дослідження, моделювання, розрахунки та відповідний аналіз згідно з розробленими ним методологіями.

1.4. При розробці методологій проведення досліджень та визначенні методів та засобів вирішення окремих задач, пов’язаних з виконанням оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та плануванням розвитку системи передачі, ОСП враховує вимоги цього Кодексу, нормативно-технічних документів, які регламентують планування та проєктування розвитку енергосистеми та її окремих елементів, рекомендації та відповідні методологічні підходи ENTSO-E.

1.5. ОСП забезпечує постійне вдосконалення методологій виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі.

1.6. ОСП повинен оприлюднювати на власному вебсайті в мережі Інтернет актуальні методології виконання оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей та планування розвитку системи передачі.

1.7. Результати оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву оформлюються ОСП у відповідному звіті та подаються Регулятору на затвердження.

1.8. Пропозиції ОСП щодо розвитку системи передачі на наступні 10 років оформлюються ним у відповідному плані та подаються Регулятору на схвалення.

1.9. Підготовка звіту з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей (далі - Звіт) та Плану розвитку системи передачі на наступні 10 років (далі - План) здійснюється з дотриманням таких термінів:

__________

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

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

збір та підготовка вхідних даних для проведення досліджень та робіт;

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

визначення та аналіз ризиків щодо реалізації сценаріїв;

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

моделювання та розрахунки;

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

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

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

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

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

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

сценарії розвитку економіки;

структуру споживання та її розвиток;

розвиток та інтеграцію енергетичних ринків;

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

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

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

потреби щодо резервів для забезпечення операційної безпеки;

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

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

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

2.3. Сценарні припущення, при яких формуються довгострокові сценарії розвитку попиту та пропозиції в ОЕС України, повинні бути достатньо вірогідними та не суперечливими.

2.4. Кількість сформованих ОСП довгострокових прогнозних сценаріїв розвитку попиту та пропозиції в ОЕС України повинна бути достатньою, щоб охопити реалістичний діапазон можливих шляхів розвитку на довгострокову перспективу, та не може бути менше трьох.

2.5. Формування найбільш ймовірного (базового) сценарію на перспективу найближчих 10 років повинно базуватися на результатах багатофакторного аналізу показників розроблених довгострокових сценаріїв розвитку попиту та пропозиції з оцінкою ризиків порушення вимог безпеки постачання.

2.6. Моделювання розвитку генеруючих потужностей та аналіз сценаріїв розвитку попиту та пропозиції повинні, зокрема, ураховувати:

допустимі похибки прогнозу потреби споживачів в електричній енергії та потужності;

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

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

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

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

необхідність дотримання критерію надійності N-1;

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

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

оптимальне використання міждержавних ліній електропередачі.

2.7. При моделюванні розвитку генеруючих потужностей в ОЕС України ОСП має здійснювати моделювання покриття графіків електричних навантажень, зокрема для днів з найбільш складними умовами роботи ОЕС України (мінімум та максимум навантажень, гідрологічні обмеження (повінь, межень) тощо), а також для характерних робочих та вихідних днів опалювального та неопалювального сезонів.

2.8. Оцінка кожного сценарію розвитку здійснюється шляхом аналізу можливих прогнозованих випадків, які характеризують окремі ситуації (умови роботи енергосистеми), що можуть виникнути в рамках обраного сценарію.

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

основні макроекономічні показники, при яких він був сформований;

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