10) доповнити статтею 16-1 такого змісту:
"Стаття 16-1. Запобігання кризам в електроенергетиці
1. Компетентний орган здійснює оцінювання ризиків порушення безпеки постачання електричної енергії, запобігання, планування готовності та подолання криз в електроенергетиці, управління такими кризами та оцінювання результатів управління ними. Для виконання цих завдань компетентний орган співпрацює з іншими компетентними органами держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства.
Компетентний орган уповноважений делегувати операційні завдання щодо планування готовності до ризиків та управління ризиками, визначені відповідно до цієї статті, іншим особам за їхньою згодою. Компетентний орган здійснює контроль за виконанням делегованих операційних завдань, які визначаються в плані готовності до ризиків.
2. До повноважень та завдань компетентного органу належить:
1) оцінювання всіх ризиків порушення безпеки постачання електричної енергії та участь у роботі над формуванням регіональних сценаріїв кризи в електроенергетиці у співпраці з операторами систем передачі, операторами систем розподілу, компетентними органами, регуляторними органами відповідних держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, Європейською мережею операторів системи передачі електричної енергії, регіональними координаційними центрами та іншими заінтересованими сторонами;
2) визначення найбільш імовірних національних сценаріїв кризи в електроенергетиці з урахуванням консультацій з оператором системи передачі, операторами систем розподілу, виробниками електричної енергії, Регулятором, іншими учасниками ринку (за потреби);
3) повідомлення Секретаріату Енергетичного Співтовариства та Координаційній групі з безпеки постачання про свою оцінку ризиків щодо власності на інфраструктуру, що має значення для безпеки постачання електричної енергії, та будь-які заходи, вжиті для запобігання або пом’якшення таких ризиків, із зазначенням їх пропорційності та підстав, з яких такі заходи вважаються необхідними;
4) розроблення планів готовності до ризиків на основі регіональних та національних сценаріїв кризи в електроенергетиці з урахуванням консультацій з оператором системи передачі, виробниками електричної енергії, Регулятором, операторами систем розподілу, організаціями, що представляють інтереси споживачів, та іншими учасниками ринку (за потреби);
5) проведення консультацій з регіональним координаційним центром щодо регіональних та двосторонніх заходів, які мають бути включені до плану готовності до ризиків;
6) подання проектів планів готовності до ризиків до Координаційної групи з безпеки постачання, компетентних органів держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які входять до одного з Україною регіону функціонування енергетичних систем, та до компетентних органів держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які не входять до складу того самого регіону функціонування енергетичних систем, але енергетичні системи яких безпосередньо з’єднані з енергетичною системою України, з метою забезпечення узгодженості планів готовності до ризиків, проведення відповідних консультацій та отримання рекомендацій щодо проектів планів;
7) затвердження планів готовності до ризиків упродовж дев’яти місяців з дати подання проектів планів до відповідних органів згідно з пунктом 6 цієї частини та з урахуванням результатів проведених консультацій, отриманих рекомендацій;
8) повідомлення Секретаріату Енергетичного Співтовариства про затвердження планів готовності до ризиків;
9) оприлюднення планів готовності до ризиків на своєму офіційному веб-сайті із забезпеченням конфіденційності інформації, зокрема про заходи із запобігання або пом’якшення наслідків зловмисних атак;
10) проведення кожні два роки за участю заінтересованих сторін перевірки ефективності заходів, передбачених у плані готовності до ризиків, включаючи ефективність обміну інформацією, взаємодії, а також моделювання криз в електроенергетиці;
11) надання раннього попередження про можливість виникнення кризи в електроенергетиці;
12) оголошення кризи в електроенергетиці у порядку, визначеному частиною шостою цієї статті;
13) повідомлення Секретаріату Енергетичного Співтовариства та Координаційній групі з безпеки постачання про завершення кризи в електроенергетиці, розроблення та подання звіту з оцінки за підсумками завершення кризи в електроенергетиці протягом трьох місяців від моменту завершення кризи та за результатами консультацій з Регулятором. У разі якщо інформація, наведена у звіті, буде визначена недостатньою, компетентний орган зобов’язаний надати додаткову інформацію Секретаріату Енергетичного Співтовариства та Координаційній групі з безпеки постачання;
14) представлення на засіданні Координаційної групи з безпеки постачання результатів оцінки за підсумками завершення кризи в електроенергетиці, які мають бути відображені в оновленому плані готовності до ризиків.
3. План готовності до ризиків, який розробляє та затверджує компетентний орган, є обов’язковим до виконання учасниками ринку та має включати національні, регіональні та двосторонні заходи для запобігання кризам в електроенергетиці, підготовки до них та їх пом’якшення. Такі заходи мають бути чітко визначеними, прозорими, пропорційними та недискримінаційними.
Регіональні та двосторонні заходи повинні забезпечувати належне запобігання та управління кризами в електроенергетиці, які мають транскордонний вплив.
Національні заходи враховують погоджені регіональні та, у відповідних випадках, двосторонні заходи і не повинні становити загрозу операційній безпеці системи передачі та безпеці постачання електричної енергії держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства.
План готовності до ризиків розробляє, затверджує та оприлюднює компетентний орган згідно із затвердженим ним порядком підготовки плану готовності до ризиків. Компетентний орган також повідомляє Секретаріат Енергетичного Співтовариства про затвердження плану готовності до ризиків відповідно до зазначеного порядку.
Компетентний орган після отримання висновку Секретаріату Енергетичного Співтовариства, наданого за результатами оцінки затвердженого плану готовності до ризиків, протягом трьох місяців доопрацьовує такий план з урахуванням рекомендацій Секретаріату Енергетичного Співтовариства (за наявності).
У разі неврахування рекомендацій компетентний орган повідомляє Секретаріат Енергетичного Співтовариства про причини неврахування. Секретаріат Енергетичного Співтовариства протягом чотирьох місяців переглядає свої рекомендації та за необхідності повторно повідомляє компетентний орган про необхідність внесення змін до плану готовності до ризиків з додатковим детальним обґрунтуванням.
Після отримання від Секретаріату Енергетичного Співтовариства додаткового детального обґрунтування до рекомендацій щодо доопрацювання плану готовності до ризиків та в разі незгоди з ними компетентний орган протягом двох місяців надає Секретаріату Енергетичного Співтовариства обґрунтування своєї позиції.
Порядок підготовки плану готовності до ризиків, зокрема, визначає:
1) вимоги до національних сценаріїв криз в електроенергетиці;
2) процедуру затвердження та оприлюднення плану готовності до ризиків;
3) вимоги до змісту плану готовності до ризиків та його типову форму;
4) вимоги щодо включення до плану готовності до ризиків національних, регіональних та двосторонніх заходів;
5) принципи захисту конфіденційної інформації, критерії визначення та/або перелік конфіденційної інформації, яка підлягає захисту під час підготовки, погодження та оприлюднення плану готовності до ризиків;
6) вимоги до звіту з оцінки за підсумками завершення кризи в електроенергетиці, зокрема вимоги до його змісту;
7) вимоги до проведення перевірки, передбаченої пунктом 10 частини другої цієї статті.
4. З метою оцінювання всіх ризиків, пов’язаних з безпекою постачання електричної енергії, при визначенні національних сценаріїв кризи в електроенергетиці компетентний орган проводить консультації з оператором системи передачі, Регулятором, операторами систем розподілу та іншими учасниками ринку (за потреби).
5. Якщо сезонна оцінка достатності ресурсів містить конкретну, змістовну та достовірну інформацію про можливість настання кризи в електроенергетиці, компетентний орган невідкладно повідомляє (надає раннє попередження) про це Секретаріат Енергетичного Співтовариства, компетентні органи держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які входять до одного з Україною регіону функціонування енергетичних систем, та компетентні органи держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які не входять до складу того самого регіону функціонування енергетичних систем, але енергетичні системи яких безпосередньо з’єднані з енергетичною системою України.
Компетентний орган надає інформацію про причини можливої кризи в електроенергетиці, про заходи, заплановані або вжиті для запобігання кризі, а також про можливу потребу в допомозі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства. Інформація повинна включати оцінку можливого впливу заходів на ринки електричної енергії суміжних держав.
6. У разі виникнення кризи в електроенергетиці компетентний орган після консультацій з оператором системи передачі оголошує кризу в електроенергетиці, приймає рішення про застосування заходів для пом’якшення кризи в електроенергетиці та невідкладно повідомляє компетентні органи держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які входять до одного з Україною регіону функціонування енергетичних систем, компетентні органи держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які не входять до складу того самого регіону функціонування енергетичних систем, але енергетичні системи яких безпосередньо з’єднані з енергетичною системою України, а також Секретаріат Енергетичного Співтовариства та Координаційну групу з безпеки постачання.
Повідомлення компетентного органу має містити таку інформацію:
1) причини погіршення ситуації з електропостачанням;
2) причини оголошення кризи в електроенергетиці;
3) заходи, заплановані або вжиті для пом’якшення кризи в електроенергетиці;
4) відомості про потребу в будь-якій допомозі з боку держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства.
7. Якщо інформація, надана компетентним органом відповідно до частини п’ятої або шостої цієї статті, буде визначена недостатньою, компетентний орган зобов’язаний надати додаткову інформацію на запит Секретаріату Енергетичного Співтовариства, Координаційної групи з безпеки постачання, компетентних органів держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які входять до одного з Україною регіону функціонування енергетичних систем, та компетентних органів держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які не входять до складу того самого регіону функціонування енергетичних систем, але енергетичні системи яких безпосередньо з’єднані з енергетичною системою України.
8. Заходи, яких вживають для запобігання або пом’якшення криз в електроенергетиці, повинні відповідати правилам ринку , кодексу системи передачі та кодексу систем розподілу.
Неринкові заходи застосовують для запобігання кризам в електроенергетиці або під час такої кризи, якщо всі ринкові заходи вичерпано або очевидно, що ринкові заходи не спроможні повною мірою запобігти подальшому погіршенню ситуації з електропостачанням.
Неринкові заходи не повинні надмірно спотворювати конкуренцію та ефективне функціонування ринку електричної енергії. Вони мають бути необхідними, пропорційними, недискримінаційними і тимчасовими. Компетентний орган інформує заінтересовані сторони про застосування будь-яких неринкових заходів.
9. З метою отримання або надання технічної допомоги оператор системи передачі та/або компетентний орган погоджує з операторами системи передачі та/або компетентними органами, та/або іншими юридичними особами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства регіональні та/або двосторонні заходи для забезпечення належного запобігання або управління кризами в електроенергетиці.
Регіональні та двосторонні заходи мають бути узгоджені між собою.
Регіональні заходи погоджують оператор системи передачі та/або компетентний орган та оператори систем передачі та/або компетентні органи, та/або інші юридичні особи держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які входять до одного з Україною регіону функціонування енергетичних систем та мають технічні можливості для надання взаємної допомоги. Для цих цілей у межах відповідного регіону можуть бути створені підгрупи.
Двосторонні заходи мають бути узгоджені оператором системи передачі та/або компетентним органом та операторами систем передачі та/або компетентними органами, та/або іншими юридичними особами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які не входять до складу того самого регіону функціонування енергетичних систем, але енергетичні системи яких безпосередньо з’єднані з енергетичною системою України.
Регіональні та двосторонні заходи мають включати, зокрема:
1) призначення кризового координатора;
2) механізми обміну інформацією та співпраці;
3) скоординовані заходи з надання допомоги для пом’якшення кризи в електроенергетиці, у тому числі одночасної кризи в електроенергетиці;
4) процедури проведення перевірок (випробувань) планів готовності до ризиків щороку або кожні два роки;
5) механізми ініціювання неринкових заходів, які мають бути активовані з метою запобігання або пом’якшення кризи в електроенергетиці.
Регіональні та двосторонні заходи включають до плану готовності до ризиків після проведення консультацій з регіональним координаційним центром відповідно до вимог порядку підготовки плану готовності до ризиків. З метою погодження регіональних та двосторонніх заходів оператор системи передачі та/або компетентний орган укладає угоду (угоди) щодо регіональних та/або двосторонніх заходів з операторами системи передачі та/або компетентними органами та/або іншими юридичними особами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства. У разі якщо між оператором системи передачі та/або компетентним органом та операторами системи передачі та/або компетентними органами, та/або іншими юридичними особами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства не буде укладено угоду щодо регіональних та/або двосторонніх заходів, які мають бути включені до плану готовності до ризиків, компетентний орган повідомляє про причини неукладення угоди Секретаріат Енергетичного Співтовариства.
Компетентний орган подає (щонайменше за вісім місяців до кінцевого терміну прийняття або оновлення плану готовності до ризиків) до Координаційної групи з безпеки постачання звіт про укладення з компетентними органами та/або операторами системи передачі, та/або іншими юридичними особами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства угод щодо регіональних та/або двосторонніх заходів, які включають до плану готовності до ризиків.
10. Оператор системи передачі та/або компетентний орган та оператори системи передачі та/або компетентні органи, та/або інші юридичні особи держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства узгоджують необхідні технічні, правові та фінансові заходи для реалізації регіональних та/або двосторонніх заходів перед отриманням або наданням допомоги. Такі заходи, серед іншого, визначають:
1) максимальний обсяг електричної енергії, що має бути поставлений на регіональному або двосторонньому рівні;
2) умови ініціювання будь-якої допомоги та умови призупинення такої допомоги;
3) спосіб постачання електричної енергії;
4) положення про справедливу компенсацію між сторонами укладених угод щодо регіональних та/або двосторонніх заходів.
Надання та отримання допомоги здійснюють відповідно до попередньо укладених угод між оператором системи передачі та/або компетентним органом та операторами систем передачі та/або компетентними органами, та/або іншими юридичними особами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства. Справедлива компенсація визначається положеннями таких угод.
У разі настання кризи в електроенергетиці до погодження регіональних або двосторонніх заходів та узгодження технічних, правових та фінансових заходів, передбачених абзацом першим цієї частини, оператор системи передачі та/або компетентний орган погоджує з операторами системи передачі та/або компетентними органами, та/або іншими юридичними особами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства спеціальні заходи з метою отримання та/або надання допомоги.
11. У разі надання компетентним органом раннього попередження або оголошення кризи в електроенергетиці заходи, передбачені планом готовності до ризиків, виконують якомога повніше.
Національні сценарії кризи в електроенергетиці та план готовності до ризиків оновлюють кожні чотири роки. За ініціативою компетентного органу та за наявності відповідних підстав національні сценарії кризи в електроенергетиці та план готовності до ризиків можуть оновлюватися частіше.
12. У разі введення надзвичайного стану відповідно до Закону України "Про правовий режим надзвичайного стану" підприємства, установи та організації електроенергетики, розташовані у місцевостях, у яких введено надзвичайний стан, зобов’язані виконувати розпорядження органів, що здійснюють заходи надзвичайного стану на відповідній території, щодо енергопостачання споживачів незалежно від умов укладених договорів.
13. У разі введення особливого періоду електроенергетичні підприємства діють згідно із Законом України "Про мобілізаційну підготовку та мобілізацію" і нормативно-правовими актами центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, які регулюють функціонування електроенергетики в умовах особливого періоду";
11) у статті 17:
частину другу викласти в такій редакції:
"2. Оператор системи передачі має підтримувати необхідний рівень запасу надійності міжзональної пропускної спроможності для підтримання операційної безпеки мережі та з цією метою співпрацювати з операторами систем передачі суміжних держав.
Запас надійності визначають відповідно до методології визначення запасу надійності, яка є складовою методології спільного розрахунку міжзональної пропускної спроможності, розробленої оператором системи передачі спільно з іншими операторами систем передачі відповідного регіону та затвердженої як регіональні правила";
у частині третій слова "із стандартами операційної безпеки" замінити словами "з вимогами операційної безпеки та безпечної експлуатації електричних мереж";
12) у статті 19:
частини першу і другу виключити;
частину третю замінити сімома новими частинами такого змісту:
"3. Моніторинг достатності ресурсів в ОЕС України здійснює оператор системи передачі з урахуванням результатів європейської оцінки достатності ресурсів, яку виконує Європейська мережа операторів системи передачі електричної енергії, та національної оцінки достатності ресурсів, яку виконує оператор системи передачі.
Оператор системи передачі бере участь у консультаціях, які проводить Європейська мережа операторів системи передачі електричної енергії перед проведенням європейської оцінки достатності ресурсів, а також щодо її результатів. Оператор системи передачі надає Європейській мережі операторів системи передачі електричної енергії інформацію, необхідну для проведення європейської оцінки достатності ресурсів.
З метою збору інформації для проведення європейської оцінки достатності ресурсів потужності оператор системи передачі має право звертатися до виробників електричної енергії та інших учасників ринку про надання даних щодо прогнозованої доступності ресурсів потужності, зокрема генеруючих потужностей, забезпеченості первинними джерелами енергії, засобів та обсягів управління попитом, потужностей установок зберігання енергії, прогнозованих обсягів попиту та пропозиції на електричну енергію.
Оператор системи передачі зобов’язаний забезпечити нерозголошення комерційної інформації, отриманої для підготовки європейської оцінки достатності ресурсів потужності.
4. Оператор системи передачі щороку здійснює національну оцінку достатності ресурсів та розробляє звіт з оцінки достатності ресурсів для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву потужності (звіт з оцінки достатності ресурсів) з урахуванням вимог безпеки постачання електричної енергії.
Національна оцінка достатності ресурсів має враховувати регіональні фактори та виконується відповідно до загальноєвропейської методології проведення європейської оцінки достатності ресурсів.
Порядок підготовки, зміст та методологічні засади підготовки звіту з оцінки достатності ресурсів, короткострокової та сезонної оцінки достатності ресурсів визначаються кодексом системи передачі.
Звіт з оцінки достатності ресурсів містить базові сценарії відповідно до загальноєвропейської методології проведення європейської оцінки достатності ресурсів та інші сценарії оцінки достатності ресурсів, у тому числі прогнозні баланси потужності та електроенергії ОЕС України на короткострокову, середньострокову та довгострокову перспективу з урахуванням, зокрема, структурних, економічних, ринкових, екологічних умов, заходів з управління попитом та енергоефективності, з дотриманням стандартів операційної безпеки.
Звіт з оцінки достатності ресурсів включає:
1) опис сценаріїв розвитку;
2) методологію моделювання попиту/пропозиції на електричну енергію та роботи ОЕС України;
3) аналіз основних тенденцій розвитку генеруючих потужностей та навантаження, включаючи економічну оцінку наслідків ймовірного виведення з експлуатації, консервації, нового будівництва генеруючих потужностей;
4) оцінку заходів з досягнення цілей енергоефективності;
5) аналіз розвитку міждержавних ліній електропередачі;
6) оцінку впливу екстремальних погодних умов, гідрологічних умов;
7) оцінку оптових цін на електричну енергію та цін на первинні джерела енергії;
8) оцінку вартості викидів вуглецю;
9) оцінку ризиків ОЕС України у разі настання критичних умов з використанням відповідних критеріїв оцінювання;
10) результати розрахунків режимів роботи ОЕС України за найгіршими сценаріями та заходи із запобігання дефіциту генеруючої потужності та пропускної спроможності системи передачі.
Оператор системи передачі, здійснюючи національну оцінку достатності ресурсів, може враховувати також інші фактори впливу, зокрема:
робити припущення з урахуванням особливостей національного попиту та пропозиції на електричну енергію;
використовувати інструменти та актуальні дані додатково до тих, що використовуються Європейською мережею операторів системи передачі електричної енергії для європейської оцінки достатності ресурсів.
Оператор системи передачі розробляє короткострокову та сезонну оцінку достатності ресурсів для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву (короткострокова та сезонна оцінка достатності ресурсів) з урахуванням вимог до безпеки постачання електричної енергії та відповідно до загальноєвропейських правил, які встановлюють методологію щодо короткострокової та сезонної оцінки достатності ресурсів.
Органи державної влади, Регулятор, учасники ринку відповідно до своїх повноважень повинні надавати на запит оператора системи передачі інформацію, необхідну для підготовки національної оцінки достатності ресурсів та звіту з оцінки достатності ресурсів.
Оператор системи передачі повинен забезпечити нерозголошення комерційної інформації, отриманої під час підготовки звіту з оцінки достатності ресурсів.
5. Якщо у процесі національної оцінки достатності ресурсів виявлені проблеми з достатністю ресурсів у торговій зоні (торгових зонах) України, які не були виявлені в європейській оцінці достатності ресурсів, звіт з оцінки достатності ресурсів має включати описані причини розбіжностей та відмінність припущень, а також має бути наведений аналіз реалізації альтернативних припущень.
Оператор системи передачі оприлюднює звіт з оцінки достатності ресурсів та подає його до Секретаріату Енергетичного Співтовариства.
Після отримання висновку Секретаріату Енергетичного Співтовариства оператор системи передачі за необхідності вносить зміни до звіту з оцінки достатності ресурсів. Висновок Секретаріату Енергетичного Співтовариства оприлюднюється на веб-сайті оператора системи передачі.
У разі неврахування оператором системи передачі висновку Секретаріату Енергетичного Співтовариства звіт з оцінки достатності ресурсів з обґрунтуванням причин такого неврахування оприлюднюється на веб-сайті оператора системи передачі та подається Регулятору для затвердження.
У разі ненадання Секретаріатом Енергетичного Співтовариства висновку щодо звіту з оцінки достатності ресурсів протягом чотирьох місяців з дня подання оператор системи передачі подає його Регулятору для затвердження.
6. Звіт з оцінки достатності ресурсів затверджується Регулятором та підлягає оприлюдненню на офіційному веб-сайті Регулятора та веб-сайті оператора системи передачі.
7. У разі якщо європейська або національна оцінка достатності ресурсів виявить проблеми щодо достатності ресурсів, Регулятор у співпраці з оператором системи передачі визначає регуляторні викривлення або ринкові збої, які спричинили або сприяли виникненню таких проблем.
Регулятор у співпраці з оператором системи передачі розробляє план заходів з усунення виявлених регуляторних викривлень або ринкових збоїв (далі - план заходів), до якого включає заходи для усунення виявлених регуляторних викривлень або ринкових збоїв, та вказує строки його впровадження. План заходів ґрунтується на принципах, визначених статтею 3 цього Закону, та включає заходи, зокрема щодо:
1) усунення регуляторних викривлень;
2) зміни або скасування граничних цін;
3) запровадження окремого механізму ціноутворення на балансуючу електричну енергію у разі її дефіциту в енергосистемі;
4) збільшення пропускної спроможності внутрішніх електричних мереж та міждержавних ліній електропередачі з метою досягнення цілей інтеграції (взаємного з’єднання) енергосистеми України з енергосистемами суміжних держав;
5) сприяння виробництву електричної енергії споживачами для забезпечення власних потреб відповідно до цього Закону, зберіганню енергії, заходам управління попитом та енергоефективності;
6) забезпечення економічної ефективності закупівлі послуг з балансування та інших допоміжних послуг на ринкових засадах;
7) скасування спеціальних обов’язків щодо постачання електричної енергії за ціною, визначеною згідно з частинами восьмою і дев’ятою статті 62 цього Закону.
Регулятор подає проект плану заходів до Секретаріату Енергетичного Співтовариства для отримання висновку щодо достатності заходів для усунення регуляторних викривлень або ринкових збоїв.
Регулятор бере до уваги висновок Секретаріату Енергетичного Співтовариства та за потреби вносить відповідні зміни до плану заходів.
План заходів затверджує Кабінет Міністрів України за поданням Регулятора.
Якщо план заходів передбачає впровадження механізмів забезпечення потужності відповідно до статті 19-1 цього Закону із застосуванням державної допомоги, відповідний надавач державної допомоги повідомляє про це Антимонопольний комітет України для отримання рішення у порядку, встановленому Законом України "Про державну допомогу суб’єктам господарювання".
8. Кабінет Міністрів України здійснює моніторинг виконання плану заходів та відображає результати моніторингу у звіті про виконання плану заходів, який готується щороку, оприлюднюється на його офіційному веб-сайті та направляється до Секретаріату Енергетичного Співтовариства.
9. Якщо план заходів передбачає заходи, які є чітко визначеними та мають строковий характер, то розпочаті заходи підлягають виконанню навіть після вирішення виявлених проблем з достатністю ресурсів";
13) доповнити статтею 19-1 такого змісту:
"Стаття 19-1. Механізми забезпечення потужності
1. Під час виконання плану заходів, передбаченого частиною сьомою статті 19 цього Закону, з метою усунення проблем достатності ресурсів можуть бути запроваджені механізми забезпечення потужності з дотриманням таких умов:
1) за результатами європейської та/або національної оцінки достатності ресурсів виявлено проблему достатності ресурсів в ОЕС України;
2) виконано комплексне дослідження можливого впливу механізмів забезпечення потужності на держави - члени Європейського Союзу та/або держави - сторони Енергетичного Співтовариства, енергетичні системи яких безпосередньо з’єднані з ОЕС України, шляхом проведення консультацій із такими державами;
3) отримано позитивний висновок Секретаріату Енергетичного Співтовариства щодо плану заходів;
4) в Україні встановлено стандарт надійності.
2. Стандарт надійності визначає необхідний рівень безпеки постачання електричної енергії в Україні та затверджується центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі. Пропозиції щодо стандарту надійності готує Регулятор та подає їх до центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
Стандарт надійності формується на основі методології, розробленої Європейською мережею операторів системи передачі електричної енергії та затвердженої АСЕR.
Якщо територія України входить до торгової зони, що включає територію держави - члена Європейського Союзу та/або держави - сторони Енергетичного Співтовариства, стандарт надійності встановлює центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, спільно з уповноваженими органами таких держав.
3. Правила функціонування механізмів забезпечення потужності затверджуються Регулятором та мають містити зокрема:
1) види механізмів забезпечення потужності та умови їх функціонування;
2) порядок визначення обсягу потужності, що придбавається у межах механізмів забезпечення потужності;
3) порядок застосування механізмів забезпечення потужності;
4) вимоги, зокрема технічні, що встановлюються до постачальників потужності;
5) умови та порядок проведення відбору постачальників потужності;
6) принципи визначення розміру винагороди у межах механізму забезпечення потужності, а також порядок визначення і умови застосування штрафних санкцій;
7) порядок укладення договорів у межах механізмів забезпечення потужності та типові форми таких договорів;
8) вимоги щодо гранично допустимих викидів CO2 генеруючими установками, що беруть участь у механізмах забезпечення потужності відповідно до Регламенту (ЄС) 2019/943 від 5 червня 2019 року про внутрішній ринок електроенергії та стандартів, встановлених Міжнародною організацією зі стандартизації;
9) умови та порядок міждержавної участі у механізмах забезпечення потужності;
10) умови участі постачальників потужності у більше ніж одному механізмі забезпечення потужності;
11) порядок та умови передання зобов’язань між постачальниками потужності.
4. Параметри, що визначають обсяг потужності, що придбавається у межах механізмів забезпечення потужності, затверджує Регулятор.
5. Застосування механізмів забезпечення потужності має бути тимчасовим, на строк не більше 10 років.
Якщо впроваджуються механізми забезпечення потужності із застосуванням державної допомоги, Регулятор приймає рішення про початок застосування механізмів забезпечення потужності після прийняття Антимонопольним комітетом України рішення про допустимість державної допомоги або про визнання підтримки суб’єкта господарювання такою, що не є державною допомогою відповідно до Закону України "Про державну допомогу суб’єктам господарювання". Про прийняття такого рішення Регулятор невідкладно інформує Секретаріат Енергетичного Співтовариства.
6. Регулятор здійснює моніторинг застосування механізмів забезпечення потужності на постійній основі та переглядає необхідність їх застосування.
Регулятор забезпечує, щоб у межах поточного застосування механізмів забезпечення потужності не укладалися нові договори, якщо європейська та національна оцінки достатності ресурсів не виявили проблем достатності ресурсів в ОЕС України.
Застосування механізмів забезпечення потужності підлягає ефективному поетапному припиненню, якщо в межах поточного застосування протягом трьох років поспіль не укладалися нові договори.
Зменшення обсягу потужності, яка придбавається в межах поточних механізмів забезпечення потужності, або припинення застосування механізмів забезпечення потужності здійснюють з урахуванням стану виконання плану заходів, затвердженого відповідно до частини сьомої статті 19 цього Закону.
7. Механізми забезпечення потужності мають відповідати таким вимогам:
1) бути тимчасовими;
2) не спотворювати конкуренцію на ринку електричної енергії та не обмежувати міжзональну торгівлю;
3) бути пропорційними до проблем достатності ресурсів, виявлених відповідно до статті 19 цього Закону;
4) передбачати прозорий, недискримінаційний та конкурентний процес відбору постачальників потужності;
5) створювати стимули для постачальників потужності з метою забезпечення доступності їхніх ресурсів у період очікуваного дефіциту електричної енергії та/або потужності;
6) забезпечувати конкурентний механізм визначення винагороди;
7) встановлювати технічні вимоги щодо участі постачальників потужності до початку проведення процесу відбору;
8) передбачати можливість участі всіх ресурсів потужності, зокрема зберігання енергії та заходів управління попитом, що спроможні забезпечити необхідні технічні характеристики;
9) передбачати застосування штрафних санкцій до постачальників потужності у разі недоступності їхніх ресурсів під час дефіциту електричної енергії та/або потужності.
8. Механізми забезпечення потужності можуть бути застосовані у формі стратегічного резерву чи в інших формах.
9. Стратегічний резерв як механізм забезпечення потужності має відповідати таким вимогам:
1) ресурси стратегічного резерву можуть бути активовані виключно у разі, якщо оператор системи передачі вичерпав усі подані на відповідний розрахунковий період пропозиції постачальників послуг з балансування на балансуючому ринку;
2) у періоди врегулювання небалансу, коли ресурси стратегічного резерву активовані, небаланси на ринку електричної енергії мають бути врегульовані відповідно до правил ринку;
3) вартість електричної енергії, відпущеної в результаті активації стратегічного резерву, покладається на сторони, відповідальні за баланс, через механізм врегулювання небалансів відповідно до правил ринку . Обсяг електричної енергії, відпущеної учасником ринку під час активації стратегічного резерву, не впливає на небаланс такого учасника ринку або небаланс балансуючої групи, до якої він входить;
4) ресурси стратегічного резерву не повинні отримувати винагороду на оптових сегментах ринку електричної енергії, у тому числі на балансуючому ринку, крім оплати, яка здійснюється відповідно до пункту 3 цієї частини;
5) протягом періоду дії договору у межах механізму забезпечення потужності постачальник потужності не повинен використовувати ресурси стратегічного резерву для здійснення діяльності на ринку електричної енергії, крім участі у механізмі забезпечення потужності.
10. Регулятор визначає єдину оцінку вартості втраченого навантаження для території України у гривні за 1 мегават-годину (МВт·год), а також у євро за 1 мегават-годину (МВт·год) за офіційним курсом гривні до євро, встановленим Національним банком України на дату здійснення такої оцінки, відповідно до методології, затвердженої АСЕR, та оприлюднює її на своєму офіційному веб-сайті.
У разі функціонування в межах території України декількох торгових зон Регулятор може визначити окрему оцінку вартості втраченого навантаження для кожної торгової зони.
Якщо торгова зона, крім території України, включає територію держави - члена Європейського Союзу та/або держави - сторони Енергетичного Співтовариства, Регулятор визначає єдину оцінку вартості втраченого навантаження для такої торгової зони спільно з регуляторними органами або іншими уповноваженими органами таких держав.
Регулятор оновлює оцінку вартості втраченого навантаження не менше одного разу на п’ять років, якщо мають місце істотні зміни.
11. Механізми забезпечення потужності, крім стратегічного резерву, додатково до вимог, визначених частиною сьомою цієї статті, повинні:
1) забезпечувати зниження ціни, що сплачується за доступність, до нульового рівня в межах нових договорів, за умови якщо прогнозований обсяг доступної потужності є достатнім для повного задоволення потреби в потужності, при цьому ціна, встановлена у раніше укладених договорах, не змінюється;
2) передбачати оплату лише за доступність ресурсів потужності, які беруть участь у механізмі забезпечення потужності, та гарантувати, що така оплата не впливає на рішення постачальника потужності щодо виробництва електричної енергії;
3) передбачати можливість передання зобов’язань щодо забезпечення потужності між кваліфікованими постачальниками потужності";
14) в абзаці першому частини другої статті 20 слова "Звіт про результати моніторингу безпеки постачання електричної енергії" замінити словами "Повідомлення про безпеку постачання, включаючи звіт про результати моніторингу безпеки постачання електричної енергії";
15) у статті 23:
частину першу викласти в такій редакції:
"1. Оператор системи передачі розвиває зв’язки ОЕС України з енергосистемами суміжних держав шляхом будівництва міждержавних ліній електропередачі відповідно до інвестиційних програм, схвалених Регулятором.
Розвиток міждержавних ліній електропередачі має враховувати цільові показники інтеграції (взаємного з’єднання) ОЕС України з енергосистемами суміжних держав, які визначено в Національному плані енергетики та клімату.
Будівництво нової міждержавної лінії електропередачі здійснюють лише у випадках, якщо за результатами оцінки впливу на довкілля та аналізу соціально-економічного впливу встановлено, що вигоди від її будівництва переважають витрати";
16) у статті 24:
частини першу, п’яту - сьому викласти в такій редакції:
"1. Нові міждержавні лінії електропередачі постійного струму та їхня пропускна спроможність, а також додаткова пропускна спроможність реконструйованих існуючих міждержавних ліній постійного струму за запитом інвестора можуть бути тимчасово звільнені від дії всіх або окремих положень статей 22, 38, 39, частин першої і другої статті 43 цього Закону, що регулюють порядок розподілу міжзональної пропускної спроможності.
Звільнення, визначене абзацом першим цієї частини, надається у разі одночасного виконання таких умов:
1) інвестиція підвищить рівень конкуренції на ринку електричної енергії;
2) рівень ризику, пов’язаний з інвестуванням у будівництво (реконструкцію) міждержавної лінії електропередачі, такий, що інвестиція не буде здійснена без надання звільнення;
3) міждержавна лінія перебуває у власності особи, яка є окремою юридичною особою щодо операторів системи передачі держав, між якими планується будівництво міждержавної лінії;
4) за використання пропускної спроможності міждержавної лінії її користувачі здійснюють оплату;
5) жодна частина капітальних або експлуатаційних витрат на створення нової міждержавної лінії та/або її експлуатацію не покривалася за рахунок тарифу на послуги з передачі або розподілу електричної енергії оператора системи передачі або оператора системи розподілу України, або оператора системи передачі енергосистеми держави, з якою будується міждержавна лінія;
6) звільнення не спотворює конкуренцію та не перешкоджає ефективному функціонуванню ринку електричної енергії та енергосистеми держави, з якою будується (реконструюється) міждержавна лінія";
"5. Рішення про звільнення приймає Регулятор спільно з суміжним регуляторним органом у кожному окремому випадку та оприлюднює його на своєму офіційному веб-сайті з відповідним обґрунтуванням.
Для цілей цієї статті суміжним регуляторним органом є регуляторний орган держави, з енергосистемою якої будується міждержавна лінія електропередачі або реконструюється існуюча міждержавна лінія, пропускна спроможність якої збільшується.
У разі прийняття рішення про звільнення Регулятор спільно з суміжним регуляторним органом визначає обсяг пропускної спроможності, на який поширюється звільнення, строк дії такого звільнення, враховуючи пропускну спроможність лінії, що буде побудована, або збільшення обсягу пропускної спроможності існуючої лінії, строк реалізації проекту та інвестиційні ризики.
Рішення про звільнення приймається після узгодження Регулятором з суміжним регуляторним органом правил та механізмів розподілу пропускної спроможності для нової міждержавної лінії електропередачі.
У разі досягнення згоди щодо надання звільнення між Регулятором та суміжним регуляторним органом протягом шести місяців з дня отримання відповідного запиту останнім з регуляторних органів про таке рішення повідомляють Раді регуляторних органів Енергетичного Співтовариства (у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - сторони Енергетичного Співтовариства) або АСЕR (у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - члена Європейського Союзу).
6. Якщо Регулятор та суміжний регуляторний орган протягом шести місяців з дня отримання відповідного запиту останнім з регуляторних органів не дійшли згоди щодо надання звільнення, Регулятор спільно з суміжним регуляторним органом звертається до Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства (у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - сторони Енергетичного Співтовариства) або до АСЕR (у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - члена Європейського Союзу) для прийняття рішення про звільнення.
Регулятор спільно з суміжним регуляторним органом має право звернутися до Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства (у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - сторони Енергетичного Співтовариства) або до АСЕR (у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - члена Європейського Союзу) для прийняття рішення про звільнення до закінчення шестимісячного строку з дня отримання відповідного запиту останнім з регуляторних органів.
7. Регулятор спільно з суміжним регуляторним органом подає копію кожного запиту про звільнення до Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, Секретаріату Енергетичного Співтовариства, а також до Європейської Комісії та АСЕR - у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - члена Європейського Союзу.
Рішення про звільнення, прийняте Регулятором спільно з суміжним регуляторним органом, разом з усією відповідною інформацією подається до Секретаріату Енергетичного Співтовариства, а також до Європейської Комісії - у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - члена Європейського Союзу. Така інформація має містити, зокрема:
1) підстави, з яких надано звільнення або відмовлено у наданні звільнення, у тому числі фінансова інформація, що обґрунтовує необхідність звільнення;
2) аналіз впливу звільнення на конкуренцію та ефективне функціонування ринку електричної енергії в результаті надання звільнення;
3) обґрунтування строку дії звільнення та обсягу пропускної спроможності міждержавної лінії, щодо якої воно надається;
4) результати консультацій із суміжним регуляторним органом";
частину восьму після слів "Секретаріату Енергетичного Співтовариства" доповнити словами "або Європейської Комісії";
після частини восьмої доповнити новою частиною такого змісту:
"9. У разі якщо Регулятор та суміжний регуляторний орган ухвалюють рішення про внесення змін до чинного рішення про звільнення, вони невідкладно надсилають повідомлення про таке рішення до Секретаріату Енергетичного Співтовариства або Європейської Комісії (у разі будівництва або реконструкції міждержавної лінії електропередачі з енергосистемою держави - члена Європейського Союзу) разом з усією відповідною інформацією.
У разі внесення змін до рішення про звільнення положення частин першої - восьмої цієї статті застосовуються з урахуванням особливостей, визначених чинним рішенням про звільнення".
У зв’язку з цим частини дев’яту - одинадцяту вважати відповідно частинами десятою - дванадцятою;
17) частини першу і другу статті 26 викласти в такій редакції:
"1. Оператор системи передачі, оператори систем розподілу та номіновані оператори ринку з метою уникнення дискримінаційної поведінки, перехресного субсидіювання та спотворення конкуренції на ринку електричної енергії ведуть бухгалтерський облік окремо для діяльності з передачі електричної енергії, окремо для діяльності з розподілу електричної енергії та окремо для виконання функції оператора сполучення ринків відповідно.
Бухгалтерські рахунки для господарської діяльності на ринку електричної енергії, крім діяльності з передачі, розподілу електричної енергії та виконання функції оператора сполучення ринків, можуть бути консолідованими, крім випадків, визначених цим Законом.
Бухгалтерські рахунки для інших видів господарської діяльності, не пов’язаних з діяльністю на ринку електричної енергії, також можуть бути консолідованими.
2. Оператор системи передачі, оператори систем розподілу та номіновані оператори ринку, що провадять інші види господарської діяльності на ринку електричної енергії та/або будь-які інші види господарської діяльності, складають та надають Регулятору окрему звітність для кожного виду діяльності у затверджених Регулятором порядку та формі згідно з вимогами, визначеними частиною першою цієї статті";
18) у статті 29:
у частині шостій:
в абзаці сьомому слово "поетапно" виключити;
доповнити новим абзацом такого змісту:
"Розрахунок плати за послугу із забезпечення розвитку генеруючої потужності та порядок її сплати встановлюються у порядку, затвердженому Кабінетом Міністрів України";
пункт 3 частини сьомої викласти в такій редакції:
"3) перелік критеріїв, за якими проводяться відбір учасників конкурсу та визначення переможця. Критерії можуть передбачати визначення окремих областей (регіонів) для будівництва об’єктів електроенергетики";
доповнити частиною десятою такого змісту:
"10. 3 1 травня 2027 року положення цієї статті застосовуються виключно для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву потужності на територіях, визначених оператором системи передачі у звіті з оцінки достатності ресурсів дефіцитними щодо покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву потужності";
19) у статті 30:
у частині третій:
доповнити пунктом 1-1 такого змісту:
"1-1) надання послуг з гнучкості операторам систем розподілу";
пункт 2 викласти в такій редакції:
"2) своєчасне та в повному обсязі отримання коштів за надання послуг з балансування, допоміжних послуг, послуг з гнучкості та за електричну енергію, продану відповідно до укладених договорів на ринку електричної енергії";
у частині четвертій:
у пункті 9 слова "погодинних графіків електричної енергії" замінити словами "графіків електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
у пункті 14 слова "погодинних обсягів відпуску електричної енергії" замінити словами "обсягів відпуску електричної енергії у відповідні розрахункові періоди", а слова "погодинних графіків відпуску електричної енергії" - словами "графіків відпуску електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
частину п’яту викласти в такій редакції:
"5. Виробники, які мають у власності та/або експлуатують щонайменше одну генеруючу установку встановленою потужністю понад 200 МВт включно або сукупність генеруючих установок встановленою потужністю понад 400 МВт включно, зобов’язані зберігати впродовж п’яти років усі погодинні дані за кожною електростанцією, необхідні для перевірки оперативних диспетчерських рішень та поведінки під час подання заявок на єдиному сполученні ринків "на добу наперед", єдиному сполученні внутрішньодобових ринків, на ринку "на добу наперед", внутрішньодобовому ринку, балансуючому ринку, ринку допоміжних послуг, товарних біржах, електронних аукціонах, аукціонах з розподілу пропускної спроможності, позабіржових ринках. Інформація, що зберігається за кожною електростанцією та кожною годиною, включає, зокрема, дані про доступні генеруючі потужності та обов’язкові резерви потужності, у тому числі постанційний розподіл таких резервів на момент подання заявок, та про фактичне здійснення виробництва електричної енергії.
