Про затвердження Кодексу системи передачі

повна енергоємність УЗЕ - кількість електроенергії, яку УЗЕ може відпустити в мережу від часу, коли вона перебуває у стані повного заряду, до стану повного розряду;

помилка області регулювання - сума помилок регулювання потужністю (Дельта P), що являють собою різницю в реальному часі між виміряною фактичною (P) і плановою (Рпл ) величинами обміну потужності конкретної області/блоку регулювання, та помилок регулювання частоти (К·Дельта f), що являють собою добуток K-фактора і відхилення частоти цієї конкретної області/блоку регулювання, де помилка області регулювання дорівнює Дельта P + K·Дельта f;

попит на електричну енергію - сумарне споживання електричної енергії ОЕС України у кожний момент часу (з урахуванням технологічних витрат електричної енергії в електричній мережі);

потужність, замовлена до приєднання - потужність у точці приєднання, заявлена Замовником виходячи із його потреб, яка забезпечується за договором приєднання;

приєднання електроустановки до системи передачі - це послуга, яка надається ОСП на підставі договору про приєднання, зі створення Користувачу/Замовнику технічної можливості для надійної передачі та/або прийняття його електроустановками в місці приєднання потужності та електричної енергії необхідного обсягу і якості;

причетний ОСП - ОСП, для якого інформація про обмін резервами та/або спільне використання резервів, та/або процес взаємозаліку небалансів, та/або процес транскордонної активації необхідна для аналізу та підтримання операційної безпеки;

пропускна спроможність - фізична величина обсягу електричної енергії з параметрами відповідної якості та потужності, яку можна передати через відповідний перетин (внутрішній або міждержавний) електричної мережі ОЕС України у відповідному напрямку та у відповідний період часу за умови забезпечення безпечного та надійного функціонування енергосистеми;

протиаварійні заходи - технічні, технологічні та/або організаційні дії із запобігання виникненню і розвитку технологічних порушень, мінімізації негативних наслідків від них та їх шкідливого впливу на людей і навколишнє природне середовище;

регулювання активної потужності за рахунок управління попитом - зміна активної потужності споживання об’єкта енергоспоживання та/або потужності відбору УЗЕ, який доступний для управління ОСП;

регулювання реактивної потужності за рахунок управління попитом - зміна реактивної потужності об’єкта енергоспоживання, зміна режиму роботи УЗЕ або використання пристроїв компенсації реактивної потужності на об’єкті енергоспоживання, зміна режиму роботи УЗЕ системи розподілу, що доступні для управління ОСП;

регулювання частоти - здатність генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН до регулювання своєї вихідної активної потужності у відповідь на виміряне відхилення частоти в енергосистемі від уставки з метою підтримання стабільної частоти в енергосистемі;

режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSMU) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або високовольтної системи ПСВН, який призводить до збільшення вихідної активної потужності у відповідь на зміну частоти в енергосистемі нижче певного значення, яке відрізняється від номінального значення;

режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSMO) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН, який призводить до зменшення вихідної активної потужності у відповідь на зміну частоти в енергосистемі вище певного значення, яке відрізняється від номінального значення;

режим нормованого первинного регулювання частоти (частотно-чутливий режим) (FSM) - робочий режим генеруючої одиниці, УЗЕ або системи ПСВН, за яким вихідна активна потужність змінюється або змінюється режим роботи УЗЕ у відповідь на відхилення частоти від номінального значення в енергосистемі таким чином, що це допомагає відновленню цього номінального значення частоти;

режим синхронного компенсатора - робота генератора змінного струму без первинного двигуна з метою регулювання напруги динамічним виробленням або поглинанням реактивної потужності;

режим системи - робочий режим системи передачі по відношенню до меж операційної безпеки, який може бути нормальним, передаварійним, аварійним, системної аварії, а також відновлення;

резерв відновлення частоти - резерви активної потужності, наявні для відновлення частоти системи до номінальної частоти та, для синхронної області, що складається більше ніж з однієї області регулювання, для відновлення балансу потужності до планових обсягів;

резерв заміщення - резерви активної потужності, наявні для відновлення або підтримання належного рівня РВЧ, для готовності до додаткового небалансу системи, включаючи оперативні резерви;

резерв підтримки частоти - резерви активної потужності, наявні для регулювання частоти після виникнення небалансу;

резерв потужності (пропускної спроможності) електричних мереж (резерв потужності лінії електропередачі, трансформатора тощо) - різниця між потужністю, передачу якої можуть забезпечити елементи електричної мережі у відповідному місці і у відповідний період часу, та найбільшою величиною потужності, що використовується в цей період часу, з урахуванням дозволеної потужності інших Користувачів та потужності, замовленої до приєднання у відповідному місці;

стан заряду УЗЕ - обсяг електроенергії, який може відпустити в мережу УЗЕ, у відсотках від повної ємності (0 % - розряджений (не здатний відпускати електричну енергію в мережу); 100 % - повністю заряджений);

робота на власні потреби - режим роботи, який забезпечує продовження живлення навантаження власних потреб генеруючого об’єкта у разі технологічних порушень у роботі електричної мережі, що закінчуються відімкненням генеруючих одиниць від мережі та їхнім перемиканням на свої власні потреби;

роботоспроможність - стан електроустановки (обладнання електроустановки), за якого вона здатна виконувати задану функцію з параметрами, встановленими вимогами технічної документації;

розрахунковий небаланс - найбільший миттєвий очікуваний небаланс активної потужності в межах блоку регулювання як в позитивному, так і в негативному напрямку;

сертифікат відповідності - документ, виданий органом з оцінки відповідності вимогам цього Кодексу для устаткування, що використовується генеруючою одиницею, УЗЕ, електроустановкою споживача, розподільною електричною мережею, об’єктом енергоспоживання або системою ПСВН. У сертифікаті відповідності визначається сфера його дії на національному рівні. Для цілей заміни окремих частин процесу контролю відповідності сертифікат відповідності обладнання може містити моделі, що були перевірені на основі фактичних результатів випробувань;

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;

ставка плати за послуги з передачі електричної енергії до/з країн периметру - розмір плати за користування системою передачі для країн периметру (perimeter fee), що забезпечує відшкодування оператору системи передачі витрат за користування системою передачі у разі експорту/імпорту до/з країн периметру. Ставка плати є фіксованою та щорічно розраховується ENTSO-E в євро/МВт•год відповідно до Регламенту комісії (ЄС) № 838/2010від 23 вересня 2010 року;

статизм, s (сігма ) - відношення 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;

сторона ІТС механізму - оператор системи передачі, який уклав Договір ІТС;

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

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;

фонд ІТС - фонд, утворений ENTSO-E для компенсації витрат, понесених сторонами ITC механізму внаслідок прийняття (передачі) міждержавних (транскордонних) перетоків електричної енергії системами передачі Сторін ІТС, у тому числі витрат, понесених ними при наданні доступу до відповідних систем передачі;

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;

широкомасштабний стан - виникнення такого передаварійного режиму або аварійного режиму, або режиму системної аварії, коли існує ризик його поширення на суміжні системи передачі;

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.

FACTS пристрої (гнучкі системи передачі змінного струму) - обладнання для передачі електроенергії змінного струму, яке забезпечує керування параметрами систем змінного струму та підвищення можливості передачі активної потужності.

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 підтримки частоти;

ПВЧ - процес відновлення частоти;

ПЗР - процес заміщення резервів;

РПЧ - резерв підтримки 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.