Про затвердження Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу

Відповідно до статті 50 Закону України "Про ринок електричної енергії" та статті 17 Закону України "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг" Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Порядок розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу, що додається.

2. Визнати такою, що втратила чинність, постанову Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики, від 13 грудня 2012 року № 1627 "Про затвердження Порядку формування інвестиційних програм ліцензіатів з передачі та постачання електричної енергії", зареєстровану в Міністерстві юстиції України 02 січня 2013 року за № 20/22552 (зі змінами).

3. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її опублікування в офіційному друкованому виданні - газеті "Урядовий кур’єр".

4. Операторам систем розподілу при формуванні інвестиційних програм на 2019 рік керуватись планами розвитку електричних мереж напругою 35-154 кВ та визначення обсягів реконструкції електричних мереж напругою 0,4-10 кВ, затвердженими центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

1.1. Цей Порядок поширюється на суб'єктів господарювання, які отримали або мають намір отримати ліцензію на провадження господарської діяльності з розподілу електричної енергії (далі - оператори систем розподілу), та установлює процедуру формування, подання, розгляду, схвалення та виконання планів розвитку систем розподілу (далі - ПРСР) та інвестиційних програм (далі - ІП) операторів систем розподілу.

1.2. У цьому Порядку терміни вживаються в таких значеннях:

базовий період - період дії ІП, який передує прогнозному періоду ІП, тривалістю, як правило, календарний рік;

захід ІП - належним чином обґрунтована, запланована до виконання закупівля товарів та робіт протягом прогнозного періоду ІП (календарний рік), що пов'язана виключно з провадженням оператором системи розподілу своєї господарської діяльності з розподілу електричної енергії;

звітний період - період дії ІП, за який оператор системи розподілу звітує про виконання ІП (щокварталу наростаючим підсумком та за підсумками календарного року);

інвестиційна програма (ІП) - оформлені з урахуванням вимог цього Порядку зобов’язання оператора системи розподілу щодо виконання у визначені терміни та за рахунок відповідних джерел фінансування комплексу заходів ІП, спрямованих, зокрема, на підвищення рівня надійності, безпеки, економічності та забезпечення ефективного функціонування активів оператора системи розподілу; розвиток системи розподілу; поліпшення якості надання послуг з розподілу електричної енергії; зниження технологічних витрат електричної енергії;

перехідний захід ІП - запланований до виконання захід ІП, що виконується протягом двох або більше років, та пов'язаний з обґрунтованою оператором системи розподілу необхідністю виконання заходу ІП етапами;

план розвитку системи розподілу (ПРСР) - документ, який містить необхідні прогнозні обсяги нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення системи розподілу відповідного оператора системи розподілу на наступні 5 календарних років, розроблений з урахуванням Плану розвитку системи передачі на наступні 10 років, та визначає потребу в майбутніх інвестиціях та план виконання відповідних заходів для забезпечення енергоефективності та надійності функціонування системи розподілу з дотриманням установлених показників якості надання послуг з розподілу електричної енергії;

прогнозний період ПРСР - п'ятирічний період, протягом якого оператор системи розподілу планує розвиток системи розподілу;

прогнозний період ІП (далі - прогнозний період) - період, протягом якого оператор системи розподілу зобов'язаний виконати заходи ІП (як правило, перший календарний рік прогнозного періоду ПРСР).

Інші терміни, що використовуються в цьому Порядку, вживаються у значеннях, наведених у Законі України "Про ринок електричної енергії", Кодексі систем розподілу, затвердженому постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 310 (далі – КСР).

1.3. Оператор системи розподілу зобов'язаний використовувати кошти, визначені як джерело фінансування ІП, виключно на її виконання відповідно до графіка виконання заходів по кварталах, визначеного ІП.

1.4. Розгляду питання про схвалення ПРСР та ІП передують їх відкриті обговорення на місцях згідно з Порядком проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженим постановою НКРЕКП від 30 червня 2017 року № 866.

1.5. Регулятор приймає рішення про схвалення ПРСР та ІП або внесення змін до них на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, після розгляду та опрацювання Регулятором ПРСР та ІП або запропонованих змін до них та поданих матеріалів згідно з вимогами цього Порядку.

2.1. Оператор системи розподілу розробляє ПРСР з дотриманням вимог розділу III КСР, цього Порядку, протоколів нарад Регулятора щодо підходів до формування ПРСР на відповідний прогнозний період ПРСР та подає його Регулятору за формою, наведеною в додатку 1 до цього Порядку.

2.2. ПРСР має містити, зокрема:

1) інформацію про обладнання оператора системи розподілу щодо показників SAIDI на початок базового періоду з урахуванням даних форми звітності № 11-НКРЕКП-якість-розподіл (квартальна) "Звіт щодо показників надійності електропостачання", затвердженої постановою НКРЕКП від 12 червня 2018 року № 374, відсортовану за показником SAIDI від найвищого до найнижчого, з визначенням переліку заходів для виконання цільового завдання щодо досягнення показника SAIDI у першому році прогнозного періоду ПРСР, розрахованого відповідно до Порядку встановлення (формування) тарифів на послуги з розподілу електричної енергії, затвердженого постановою НКРЕКП від 05 жовтня 2018 року № 1175;

2) запланований для виконання впродовж прогнозного періоду ПРСР перелік заходів з урахуванням інформації, визначеної в підпункті 1 цього пункту, та з урахуванням заходів з підвищення енергоефективності, передбачених Законом України "Про енергетичну ефективність";

3) інформацію щодо місць розміщення пристроїв фіксації/аналізу показників якості електричної енергії та планів щодо їх встановлення, а також перелік об’єктів/обладнання електромереж оператора системи розподілу, в точках вимірювання яких показники якості електричної енергії не відповідають встановленим стандартам, відповідно до звіту за результатами проведеного моніторингу якості електричної енергії в системі розподілу, із зазначенням заходів та термінів їх виконання для забезпечення покращення цих показників з урахуванням вимог пункту 6.3.7 глави 6.3 розділу VI КСР;

4) інформацію щодо переліку скарг/звернень/претензій щодо незадовільної якості електричної енергії, визнаних обґрунтованими та вирішення яких потребує проведення складних робіт, актуальних станом на момент подання ПРСР, з урахуванням даних форми звітності № 10-НКРЕКП-якість-розподіл (річна) "Звіт щодо усунення причин незадовільної якості електричної енергії за скаргами споживачів", затвердженої постановою НКРЕКП від 12 червня 2018 року № 374, з визначенням переліку заходів та термінів їх виконання для забезпечення покращення показників якості електричної енергії;

5) інформацію щодо проєктно-вишукувальних та будівельно-монтажних робіт для заходів, зазначених у підпункті 2 цього пункту (будівельно-монтажні роботи, як правило, виконуються в наступному році після проєктно-вишукувальних робіт);

6) перелік та технічні дані основного обладнання трансформаторних підстанцій 20 кВ та вище;

7) перелік заходів щодо підвищення рівня напруги;

8) пояснювальну записку з обґрунтуванням необхідності проведення робіт по кожному розділу ПРСР, яка, у тому числі, повинна містити:

мету, обґрунтування необхідності та доцільності виконання запланованих заходів (робіт) у прогнозному періоді ПРСР;

посилання на нормативно-правові акти, які регламентують необхідність виконання таких заходів (робіт);

інформацію про схвалену, затверджену, погоджену належним чином проєктно-кошторисну документацію (за наявності);

інформацію щодо проведення експертизи проєктно-кошторисної документації (за наявності);

інформацію щодо заходів (робіт) із зазначенням їх етапів (обсягів) виконання, що заплановані до виконання у прогнозному періоді ПРСР (по заходах, що мають перехідний характер, зазначаються етапи (обсяги) виконання за роками із урахуванням фактичного виконання).

2.3. Інформація в ПРСР, ІП та звітах щодо їх виконання, викладена у числовому форматі, зазначається з точністю до двох цифр після коми, а якщо ціла частина числа дорівнює нулю, з точністю до двох значущих цифр після коми.

2.4. До ПРСР (як правило, для заходів першого року прогнозного періоду ПРСР) додаються відповідні обґрунтовуючі матеріали, що, зокрема, можуть містити акти, експертні звіти (висновки) щодо необхідності заміни відповідного обладнання, технічні паспорти, протоколи замірів (акти, відомості тощо), проєктну документацію.

2.5. Оператор системи розподілу розробляє ІП з урахуванням відповідного ПРСР, згідно з вимогами цього Порядку та протоколів нарад Регулятора щодо підходів до формування ІП на відповідний прогнозний період, та подає її Регулятору за формою, наведеною в додатку 2 до цього Порядку відповідно до затвердженого Регулятором графіка.

2.6. Неподання або подання оператором системи розподілу ПРСР та/або ІП, що не відповідають вимогам цього Порядку та інших нормативно-правових актів, є порушенням Ліцензійних умов провадження господарської діяльності з розподілу електричної енергії, затверджених постановою НКРЕКП від 27 грудня 2017 року № 1470.

2.7. Оператор системи розподілу формує джерела фінансування ПРСР та ІП з таких статей:

амортизація;

прибуток на виробничі інвестиції або прибуток (обов'язкові реінвестиції);

запланований обсяг надходжень за перетоки реактивної електричної енергії;

частина від запланованого на прогнозний період обсягу прибутку, пов'язаного зі зменшенням фактичних технологічних витрат електричної енергії (для операторів систем розподілу, до яких застосовується методологія тарифоутворення "витрати +"), що виникають при її розподілі електричними мережами, порівняно з прогнозованими, розрахованого за фактичним балансом електричної енергії попереднього періоду та прогнозною ціною закупівлі технологічних витрат електричної енергії у прогнозному періоді. Фактичний баланс електричної енергії попереднього періоду розраховується відповідно до фактичних даних, наданих у формі звітності № 2а-НКРЕКП-розподіл електричної енергії (місячна) "Звітні дані про обсяги розподілу електричної енергії та технологічні витрати електричної енергії за 1 та 2 класами напруги", затвердженої постановою НКРЕКП від 28 лютого 2019 року № 282, за друге півріччя року, який передує базовому, та перше півріччя базового року (далі - дохід від небалансу ТВЕ).

Додатковими джерелами фінансування ПРСР/ІП можуть бути: прибуток (додаткові реінвестиції), плата за приєднання, залучені кошти (кредити, фінансова допомога), кошти, отримані від здійснення діяльності, пов'язаної та не пов'язаної з розподілом електричної енергії, дохід від небалансу ТВЕ, прибуток від надання послуг комерційного обліку електричної енергії та інші джерела відповідно до вимог чинного законодавства.

2.8. Оператор системи розподілу формує ІП відповідно до розділів, визначених цим Порядком, із зазначенням обсягу фінансування по кожному з розділів (без урахування податку на додану вартість (далі - ПДВ)). ІП має містити:

1) інформацію про прогнозний загальний техніко-економічний стан оператора системи розподілу на дату закінчення чинної ІП з урахуванням виконання її заходів;

2) загальний перелік заходів по кожному розділу ІП, запланованих на прогнозний період;

3) детальний перелік заходів ІП, запланованих до виконання на прогнозний період, з урахуванням наскрізної пріоритезації заходів у межах розділів ІП, з розбивкою на етапи (квартали) з фінансуванням відповідно до планових квартальних обсягів надходжень коштів. При визначенні пріоритезації заходів необхідно враховувати те, що пріоритетнішим є захід, виконання якого є важливішим та/або має більший вплив на забезпечення підвищення рівня надійності, безпеки, економічності, зниження технологічних витрат електричної енергії та поліпшення якості надання послуг з розподілу електричної енергії, та не враховувати заходи зі створення трансформаторної потужності для реалізації стандартних приєднань, що включаються до ІП без зазначення конкретного місця встановлення (згідно з типовими проєктами за відповідними потужностями з урахуванням статистичних даних тощо);

4) пояснювальну записку з обґрунтуванням необхідності виконання заходів по кожному розділу ІП;

5) джерела фінансування ІП;

6) прогноз оператора системи розподілу щодо зниження технологічних витрат та втрат електричної енергії за результатами реалізації ІП.

2.9. Пояснювальна записка до ІП повинна бути структурованою, сформованою відповідно до вимог цього Порядку та складатись із вступу та детального опису кожного заходу у розрізі розділів ІП.

2.9.1. Вступ повинен містити:

1) інформацію про проведення відкритого обговорення на місцях з посиланням на відповідний протокол, щодо відповідності заходів ІП поданому ПРСР та розробленому Плану заходів щодо підвищення достовірності даних для здійснення моніторингу якості послуг тощо;

2) інформацію щодо місць розміщення пристроїв фіксації/аналізу показників якості електричної енергії та планів щодо їх встановлення, а також перелік об’єктів/обладнання електромереж оператора системи розподілу, в точках вимірювання яких показники якості електричної енергії не відповідають встановленим стандартам, відповідно до звіту за результатами проведеного моніторингу якості електричної енергії в системі розподілу, із зазначенням заходів та термінів їх виконання для забезпечення покращення цих показників з урахуванням вимог пункту 6.3.7 глави 6.3 розділу VI КСР;

3) інформацію щодо технологічних порушень, що виникли протягом останніх трьох років на обладнанні оператора системи розподілу в мережах 35 кВ та вище та не усунуті станом на момент подання ІП на прогнозний період, із зазначенням організаційних причин виникнення зазначених порушень, зокрема внаслідок помилкових дій персоналу. При цьому зазначаються заплановані до виконання роботи, зокрема заходи ІП на прогнозний період;

4) інформацію щодо переліку об’єктів електромереж оператора системи розподілу з найбільшими показниками SAIDI з урахуванням вимог, визначених у цій главі, відсортовану за показником SAIDI від найвищого до найнижчого, з визначенням переліку заходів та термінів їх виконання для забезпечення зниження цих показників;

5) інформацію щодо переліку скарг/звернень/претензій щодо незадовільної якості електричної енергії, визнаних обґрунтованими та вирішення яких потребує проведення складних робіт, актуальних станом на момент подання ІП, з урахуванням даних форми звітності № 10-НКРЕКП-якість-розподіл (річна) "Звіт щодо усунення причин незадовільної якості електричної енергії за скаргами споживачів", затвердженої постановою НКРЕКП від 12 червня 2018 року № 374, з визначенням переліку заходів та термінів їх виконання для забезпечення покращення показників якості електричної енергії;

6) інформацію щодо фактичних та прогнозних витрат електричної енергії в системі розподілу та заходів, направлених на їх зниження, за результатами реалізації ІП;

7) інформацію щодо результатів виконання заходів на підставі розроблених у попередні періоди ТЕО (у тому числі з підвищення енергоефективності роботи розподільчих мереж/компенсації реактивної потужності) та заплановані заходи щодо подальшої їх реалізації з детальним графіком виконання цих заходів;

8) інформацію щодо виконання оператором системи розподілу заходів у частині забезпечення необхідного рівня потужності кінцевих користувачів, з урахуванням створення резерву потужності для забезпечення перспективного зростання споживання відповідно до вимог чинних нормативних документів, зокрема ДБН, та заплановані заходи щодо подальшої їх реалізації з графіком виконання цих заходів;

9) інформацію щодо впровадження, розвитку та модернізації вузлів та автоматизованих систем комерційного обліку електричної енергії оператора системи розподілу;

10) визначення загальних критеріїв пріоритезації заходів для включення до ІП;

11) інформацію щодо заходів, що передбачають підвищення рівня середньої напруги.

2.9.2. Детальний опис кожного заходу у розрізі розділів ІП має бути оформлений у вигляді таблиці 7 додатка 2 до цього Порядку та містити, зокрема, таку інформацію:

1) назву та порядковий номер заходу ІП відповідно до таблиці 6 додатка 2 до цього Порядку. Назва заходу ІП повинна відповідати розробленій проєктно-кошторисній документації (за наявності) та має містити характер дій, що плануються до виконання (будівництво, реконструкція, технічне переоснащення, розроблення проєктно-кошторисної документації, улаштування, встановлення тощо);

2) характер робіт, що плануються до виконання (будівництво, реконструкція, технічне переоснащення, розроблення проєктно-кошторисної документації, закупівля тощо), та запланований термін виконання цього заходу;

3) пріоритетність заходу в межах розділу ІП із зазначенням основних критеріїв її визначення;

4) посилання на сторінку та пункт схваленого ПРСР (із зазначенням передбаченого терміну виконання), План заходів щодо підвищення достовірності даних для здійснення моніторингу якості послуг, програму модернізації вузлів обліку електричної енергії по точках комерційного обліку всіх типів, по яких оператор системи розподілу є стороною, відповідальною за точку комерційного обліку, яка погоджена Адміністратором комерційного обліку, та інші документи (концепції, програми, плани, нормативно-правові акти тощо), що передбачають виконання заходу;

5) посилання на обґрунтовуючі матеріали, що підтверджують необхідність виконання заходу, зокрема:

акти, експертні звіти (висновки) щодо необхідності заміни відповідного обладнання, протоколи замірів (акти, відомості тощо), протоколи випробувань та вимірювань, розпорядчі документи органів державного нагляду/контролю та результати розгляду скарг, на підставі яких захід включається до ІП, цінові (комерційні) пропозиції (прайси), результати публічної закупівлі з указанням відповідного ідентифікатора закупівлі у вигляді гіперпосилання, тощо;

технічне завдання на проєктування, затверджене в установленому порядку;

схвалену, затверджену, погоджену належним чином проєктно-кошторисну документацію та відповідний наказ про її затвердження із зазначенням відповідної кошторисної вартості;

експертний висновок щодо розгляду проєктно-кошторисної документації із зазначенням відповідної кошторисної вартості;

6) інформацію щодо існуючого технічного стану відповідних об'єктів та їх складових частин із зазначенням останньої дати проведення ремонтних робіт, терміну їх експлуатації, типу та характеристик згідно з технічними паспортами;

7) обґрунтування необхідності та доцільності виконання заходу ІП із зазначенням очікуваного результату виконання цього заходу. До заходів ІП, за необхідності, мають бути додані схемні рішення, інші графічні та табличні матеріали, що підтверджують необхідність та доцільність виконання заходу;

8) опис робіт із зазначенням фізичних обсягів та вартості, що заплановані до виконання у прогнозному періоді, та основних техніко-економічних показників проєктів (із зазначенням, зокрема, типу та кількості основного обладнання та матеріалів, що плануються до заміни/встановлення). По заходах, що передбачають демонтаж обладнання/матеріалів, необхідно зазначати інформацію щодо кількості обладнання/матеріалів, що підлягає демонтажу згідно з актами технічного стану, відповідно до розробленої проєктно-кошторисної документації та кількості обладнання/матеріалів, що пропонується до встановлення на заміну демонтованих, із зазначенням інформації щодо подальшого застосування обладнання, що демонтується з причин, не пов’язаних із незадовільним технічним станом. По заходах, що мають перехідний характер, також зазначаються етапи виконання (план-графік, діаграма Ганта), фізичні обсяги та фінансування по роках із урахуванням фактичного виконання). Для заходів ІП також зазначаються відповідні цілі та показники (індикатори), що будуть досягнуті за результатом їх виконання, та орієнтовний термін проведення відповідної процедури закупівлі.

9) опис та розрахунок запланованого економічного ефекту від впровадження заходу (робіт) ІП.

2.10. Оператор системи розподілу додає до кожного заходу ІП обґрунтовуючі матеріали, що, зокрема мають містити:

1) проєктно-кошторисну документацію з виконання відповідних робіт, розроблену та затверджену відповідно до вимог чинного законодавства. При цьому обсяги робіт та ресурсів (матеріалів, обладнання тощо) у кошторисній документації повинні бути підтверджені відповідними обсягами у затвердженій проєктній частині;

2) експертні висновки щодо розгляду проєктно-кошторисної документації відповідно до вимог чинного законодавства;

3) накази про затвердження відповідної проєктно-кошторисної документації;

4) акти, експертні звіти (висновки) щодо необхідності заміни відповідного обладнання, програмних засобів, технічні паспорти, протоколи замірів (акти, відомості тощо), протоколи випробувань та вимірювань, відповідні технічні завдання на проєктування, затверджені в установленому порядку із зазначенням стадії проєктування (ТЕО, проєкт, робочий проєкт тощо), та інші матеріали;

5) цінові (комерційні) пропозиції (прайси) виробників або їх офіційних представників в Україні, результати публічної закупівлі (за наявності) (по заходах із впровадження та розвитку інформаційних технологій з указанням каталожних номерів відповідного обладнання та програмного забезпечення). При цьому оператор системи розподілу, як правило, надає 2-3 альтернативні цінові (комерційні) пропозиції із детальною специфікацією по складових відповідного обладнання, програмних засобів тощо;

6) відповідні програми/концепції розвитку, що містять перелік запланованих за роками заходів.

2.11. При формуванні ІП на прогнозний період оператор системи розподілу повинен передбачити виконання перехідних заходів з попередніх періодів.

Кількість перехідних заходів у складі ІП може бути, як правило, не більше трьох, за виключенням заходів, виконання яких протягом прогнозного періоду є неможливим через режимні обмеження, що підтверджується наданням відповідних документів та розрахунків.

2.12. Оператор системи розподілу може передбачити в ІП кошти для розробки проєктів на виконання робіт, що заплановані до реалізації, як правило, в наступному календарному році. Вартість проєктно-вишукувальних робіт визначається відповідно до чинних нормативно-правових актів та кошторисів на виконання цих проєктно-вишукувальних робіт.

2.13. Оператор системи розподілу визначає обсяги інвестицій виходячи з технічного стану основних фондів, підтвердженого технічним оглядом та відповідною технічною документацією, та інших активів оператора системи розподілу, принципів економічної доцільності запровадження відповідних заходів, а також з урахуванням впливів цих заходів на рівень тарифів на розподіл електричної енергії.

2.14. Оператор системи розподілу повинен здійснювати планування фінансування розділів ІП з урахуванням, зокрема, необхідності забезпечення належного рівня якості, безпеки та надійності надання послуг з розподілу електричної енергії на довгостроковий період, підвищення енергоефективності розподільних електричних мереж, з урахуванням вимог Закону України "Про енергетичну ефективність", управління попитом та можливостей використання розподіленої генерації, забезпечення кібербезпеки об'єктів системи розподілу, а також доцільності, необхідності та можливості використання установок зберігання енергії.

Під час розробки проєктно-кошторисної документації з нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення електричних мереж оператор системи розподілу зобов'язаний визначати характеристики технічних засобів на вводі об'єкта побутового споживача, що обмежують розподіл електричної енергії споживачу у межах дозволеної до використання (договірної) потужності електроустановки, але не нижче величини, визначеної діючими Державними будівельними нормами "Проектування електрообладнання об'єктів цивільного призначення".

2.15. Заходи з проєктування нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення електричних мереж 0,38 - 20 кВ мають бути включені до складу заходів ІП зі строком виконання I-III квартали прогнозного періоду та виконуватись відповідно до зазначених термінів.

2.16. Заходи з нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення електричних мереж, виконання яких може суттєво впливати на стабільну та надійну роботу мережі в осінньо-зимовий період, мають бути включені до складу заходів ІП зі строком виконання, як правило, I-III квартали прогнозного періоду та виконуватись відповідно до зазначених термінів.

2.17. Заходи зі створення трансформаторної потужності рівня напруги 20, 10(6)/0,4 кВ для реалізації стандартних приєднань (якщо ця потужність не є складовою лінійної частини окремого приєднання) можуть бути включені до ІП та виконуватись згідно з вимогами цього Порядку незалежно від джерел фінансування відповідних заходів.

2.18. Заходи з нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення об'єктів оператора системи розподілу можуть бути включені до ІП за наявності необхідних обґрунтовуючих матеріалів відповідно до пункту 2.10 цієї глави, зокрема проєктно-кошторисної документації, розробленої відповідно до вимог чинних нормативно-правових актів і затвердженої в установленому порядку.

2.19. Ціни закупівель, що застосовує оператор системи розподілу при формуванні ІП, є орієнтовними. Остаточна ціна закупівель визначається оператором системи розподілу на конкурентних засадах відповідно до вимог чинного законодавства про здійснення закупівель.

2.20. Заходи, що передбачають закупівлю та впровадження програмного забезпечення (далі - ПЗ), придбання прав (ліцензій) на користування програмним забезпеченням можуть бути включені до ІП за умови, якщо:

платіж за використання ПЗ (прав користування ним) є одноразовим, а ліцензія є безстроковою або довгостроковою (строк використання не менше 1 року) та враховується як нематеріальний актив або у складі вартості основних засобів;

на вже використовуване ПЗ встановлюється за доплату оновлена версія ПЗ або здійснюється його поліпшення (модернізація) за умови збільшення його капіталізації;

закупівля ПЗ здійснюється як невід’ємна складова частина обладнання;

строк (термін) корисного використання програми (ліцензії) становить не менше одного операційного циклу (1 року) (за виключенням заходів кібербезпеки) та програма (ліцензія) враховується як нематеріальний актив або у складі вартості основних засобів;

нове впровадження взамін існуючого ПЗ здійснюється не частіше ніж 1 раз на 5 років, за виключенням випадків припинення підтримки ПЗ виробником.

До ІП оператора системи розподілу не можуть бути включені такі заходи: хмарні рішення (послуги), консалтингові послуги, технічна підтримка, послуги інтернету, послуги з оренди каналів зв’язку, підтримка доменного імені, ремонтні роботи для обслуговування обчислювальних потужностей, комплектуючі для ремонту існуючої техніки, послуги підписки на використання ПЗ (за виключенням заходів кібербезпеки) тощо.

2.21. На титульній сторінці всіх примірників схваленої ІП оператор системи розподілу зазначає реквізити:

документа(ів), яким(и) ІП затверджена відповідно до статуту оператора системи розподілу;

постанови Регулятора, якою схвалено ІП.

Зазначені відмітки з реквізитами підписує керівник оператора системи розподілу або уповноважена ним особа та скріплює відповідною печаткою (за наявності).

2.22. Матеріали, що подає оператор системи розподілу як обґрунтування ПРСР та ІП, повинні бути оформлені та затверджені належним чином відповідно до вимог чинного законодавства.

3.1. Оператор системи розподілу затверджує ПРСР/ІП у порядку, встановленому його установчими документами.

3.2. Оператор системи розподілу подає Регулятору ПРСР/ІП, оформлені з урахуванням вимог цього Порядку, для опрацювання в електронній формі (у форматах Word, Excel тощо) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника оператора системи розподілу (або особи, яка виконує його обов'язки) та/або кваліфікованої електронної печатки на офіційну електронну адресу Регулятора.

Оператор системи розподілу подає ІП, оформлену та обґрунтовану з урахуванням вимог цього Порядку, до центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики.

3.3. Регулятор розглядає ПРСР/ІП на предмет їх відповідності вимогам цього Порядку.

У разі встановлення Регулятором невідповідності ПРСР/ІП вимогам цього Порядку в частині оформлення, затвердження та відповідного обґрунтування вони до розгляду не приймаються та повертаються на доопрацювання оператору системи розподілу.

У разі наявності зауважень та пропозицій до поданих ПРСР/ІП Регулятор інформує про це оператора системи розподілу.

Зокрема, у разі надання оператором системи розподілу недостовірної інформації щодо обґрунтування заходу ПРСР/ІП захід на вимогу Регулятора має бути виключений.

3.4. Подані оператором системи розподілу протягом 10 робочих днів відповідні пропозиції, додаткові пояснення та обґрунтування до ПРСР/ІП, з урахуванням наданих Регулятором зауважень та пропозицій, повторно розглядаються Регулятором.

3.5. У разі встановлення Регулятором відповідності ПРСР/ІП вимогам цього Порядку питання про їх схвалення виноситься на засідання Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання, у порядку, визначеному Регламентом Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженим постановою НКРЕКП від 06 грудня 2016 року № 2133.

3.6. Після прийняття рішення про схвалення ПРСР/ІП обґрунтовуючі матеріали до них, подані оператором системи розподілу, повертаються оператору системи розподілу та зберігаються в нього не менше 3 років після закінчення строку дії відповідних ПРСР/ІП та мають бути надані Регулятору за його запитом для виконання покладених на нього завдань.

3.7. Якщо під час розгляду Регулятором ПРСР/ІП виникають питання, що потребують проведення експертизи, розгляд ПРСР/ІП призупиняється на період, необхідний для проведення такої експертизи, про що Регулятор письмово повідомляє оператора системи розподілу протягом 5 днів з дня прийняття Регулятором рішення щодо проведення такої експертизи.

За результатами експертизи спірні питання розглядаються на засіданні Регулятора.

3.8. У разі визнання на засіданні Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання, заходів ПРСР/ІП необґрунтованими ці заходи оператору системи розподілу пропонується виключити, а кошти, передбачені на їх фінансування, можуть бути за пропозицією Регулятора виключені зі структури тарифу або перерозподілені оператором системи розподілу між іншими розділами ПРСР/ІП.

3.9. Оператор системи розподілу забезпечує достовірність інформації, наданої Регулятору у складі ПРСР, ІП, звітів щодо виконання ПРСР та ІП, обґрунтовуючих матеріалів до ПРСР та ІП, а також інформації, що надається у відповідь на окремі запити Регулятора тощо.

3.10. Протягом 10 календарних днів з дня прийняття Регулятором рішення про схвалення ПРСР оператор системи розподілу подає схвалений Регулятором ПРСР в електронній формі (у файлах Word, Excel) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника оператора системи розподілу (або особи, яка виконує його обов'язки) та/або кваліфікованої електронної печатки на офіційні електронні адреси центрального апарату Регулятора, центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) у галузі електроенергетики та оператора системи передачі.

Протягом 10 календарних днів з дня прийняття Регулятором рішення про схвалення ІП оператор системи розподілу подає схвалену Регулятором ІП у електронній формі (у форматах Word, Excel) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника оператора системи розподілу (або особи, яка виконує його обов'язки) та/або кваліфікованої електронної печатки на офіційні електронні адреси центрального апарату Регулятора та територіального органу Регулятора у відповідному регіоні.

Електронну форму схваленої Регулятором ІП оператор системи розподілу оприлюднює шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті в мережі Інтернет протягом 5 робочих днів з дня прийняття Регулятором рішення про схвалення ІП та зберігає на ньому протягом строку дії ІП та не менше 3 років після його закінчення.

3.11. При виникненні потреби у виконанні робіт у зв'язку з особливими обставинами, яких оператор системи розподілу не міг передбачити, у тому числі робіт, пов'язаних з ліквідацією наслідків надзвичайних ситуацій, оператор системи розподілу має право за власною ініціативою, як правило, протягом місяця за підсумками першого та другого кварталу та/або не пізніше 30 вересня прогнозного періоду звернутися до Регулятора з пропозицією щодо внесення змін до схвалених ПРСР/ІП, оформлених та обґрунтованих відповідно до вимог цього Порядку.

Зміни до ПРСР/ІП оператор системи розподілу подає Регулятору за формами, наведеними у додатках 5 та 6 до цього Порядку відповідно.

Регулятор розглядає зміни до ПРСР та ІП на загальних підставах відповідно до визначеної цим Порядком процедури розгляду та схвалення ПРСР/ІП. При цьому пояснювальна записка до запропонованих змін, зокрема, повинна містити обґрунтування необхідності коригування заходів, виключення та включення додаткових заходів до схвалених ПРСР/ІП.

Питання про внесення змін до ПРСР/ІП Регулятор розглядає на засіданнях, які проводяться у формі відкритих слухань.

4.1. Оператор системи розподілу зобов'язаний виконувати схвалену Регулятором ІП у повному обсязі відповідно до запланованих етапів, обсягів робіт у кількісному вираженні, джерел та обсягів фінансування у вартісному вираженні, у тому числі для заходів, які мають перехідний характер.

4.2. Виконаними вважаються заходи ІП, щодо яких здійснено повне фінансування та активи по яких введені в експлуатацію у термін до 31 грудня прогнозного періоду відповідної ІП, що підтверджено такими документами:

1) для матеріальних активів (у тому числі інших необоротних матеріальних активів):

акт введення в експлуатацію основних засобів;

акт готовності об’єкта електроенергетики до експлуатації технічно переоснащених або замінених складових частин об'єктів електричних мереж;

2) для нематеріальних активів:

акт введення в господарський оборот об'єкта права інтелектуальної власності у складі нематеріальних активів.

Заходи з розробки проєктно-кошторисної документації вважаються виконаними протягом прогнозного періоду, якщо за результатами їх виконання складено акт приймання-передачі виконаної проєктно-кошторисної документації на об'єкт у термін до 31 грудня цього періоду та щодо яких здійснено повне фінансування.

Оператори систем розподілу мають виконувати заходи ІП з дотриманням вимог законодавства у сфері регулювання містобудівної діяльності.

Перехідні заходи ІП вважаються виконаними протягом прогнозного періоду, якщо за результатами їх виконання складено акти виконаних робіт та/або акти приймання-передачі, здійснено оплату відповідно до цих актів на умовах, передбачених схваленою ІП.

По заходах ІП, до складу яких входить виконання декількох однакових складових, слід розглядати виконання кожної окремої складової як окремого заходу в межах пункту схваленої ІП, з урахуванням досягнення цілей та показників (індикаторів), що були визначені у відповідній пояснювальній записці при їх схваленні у ІП.

4.3. При неповному виконанні ІП за звітний період для забезпечення виконання ІП на прогнозний період оператор системи розподілу надалі повинен першочергово здійснювати фінансування заходів з нового будівництва, технічного переоснащення і реконструкції електричних мереж та обладнання, заходів з виконання Плану заходів щодо забезпечення достовірності даних для здійснення моніторингу якості послуг і заходів з впровадження та розвитку комерційного обліку електричної енергії з обов'язковим урахуванням пріоритезації заходів.

4.4. При зміні (збільшенні або зменшенні) вартості виконання заходів, передбачених схваленою ІП, до 5 % оператор системи розподілу може самостійно зробити перерозподіл фінансування між цими заходами в межах одного розділу за умови незмінності фізичних обсягів цих заходів.

4.5. У випадку фактичного збільшення надходження коштів відповідно до визначених джерел фінансування ІП або наявності інших додаткових джерел оператор системи розподілу має ініціювати процедуру внесення відповідних змін до ІП згідно з цим Порядком у частині збільшення джерел фінансування та доповнення запланованих заходів.

4.6. Профінансованими вважаються заходи ІП, щодо яких здійснено фактичну оплату грошовими коштами.

4.7. У разі недофінансування заходів ІП базового періоду з причин, незалежних від оператора системи розподілу, він може продовжити фінансування цих заходів до 20 числа місяця, наступного після закінчення періоду дії цієї ІП, за рахунок коштів, отриманих як джерело фінансування ІП базового періоду.

4.8. Об'єкти (заходи), що були профінансовані оператором системи розподілу, але не передбачені схваленою ІП або передбачені схваленою ІП у меншій кількості, не враховуються як виконання ІП, крім випадків відхилення не більше ніж ± 5 % від схвалених фізичних обсягів по лінійних об'єктах електричних мереж 0,4–20 кВ, з відповідним внесенням змін до проєктно-кошторисної документації.

4.9. Оператори систем розподілу при виконанні ІП зобов'язані проводити закупівлю нового сучасного високотехнологічного обладнання, виконаного із якісних матеріалів, що не було у використанні та щодо якого надаються гарантійні зобов'язання виробників або їх офіційних представників, крім випадків придбання цілісних майнових комплексів об'єктів електроенергетики при наданні належного обґрунтування.

4.10. Оператори систем розподілу при виконанні ІП зобов'язані проводити закупівлю обладнання, матеріалів та робіт, що мають технічні та якісні параметри і характеристики, що відповідають (або перевищують) визначеним в ІП та відповідних обґрунтовуючих матеріалах до неї.

5.1. Оператор системи розподілу формує звіт щодо виконання ПРСР відповідно до вимог глави 3.6 розділу III КСР та додатка 3 до цього Порядку і подає його в електронній формі (у форматах Word, Excel) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника оператора системи розподілу (або особи, яка виконує його обов'язки) та/або кваліфікованої електронної печатки на офіційні електронні адреси центрального апарату Регулятора та оператора системи передачі.

У звіті щодо виконання ПРСР має бути відображена інформація щодо всіх заходів, запланованих схваленим Регулятором ПРСР, а також заходів з нового будівництва, реконструкції, технічного переоснащення об'єктів системи розподілу напругою 20 кВ та вище, розвитку основних фондів, активів оператора системи розподілу, що профінансовані оператором системи розподілу поза ПРСР, зокрема при виконанні заходів з приєднання.

5.2. Оператор системи розподілу формує звіт щодо виконання ІП згідно з додатком 4 до цього Порядку і подає його в електронній формі (у форматах Word, Excel) із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника оператора системи розподілу (або особи, яка виконує його обов'язки) та/або кваліфікованої електронної печатки на офіційні електронні адреси центрального апарату Регулятора та територіального органу Регулятора у відповідному регіоні щокварталу та за підсумками року не пізніше 25 числа місяця, наступного за звітним періодом.

У звіті щодо виконання ІП оператор системи розподілу до кожного заходу зазначає відповідний ідентифікатор закупівлі у вигляді гіперпосилання, що має містити інформацію відповідно до пункту 3.4.12 глави 3.4 розділу ІІІ КСР.

До звіту щодо виконання ІП оператор системи розподілу за результатом виконання заходів зазначає інформацію щодо досягнення цілей та показників (індикаторів), що були визначені у відповідній пояснювальній записці при їх схваленні у ІП.

5.3. У разі неповного виконання ІП оператор системи розподілу додає до звіту пояснювальну записку щодо причин неповного виконання по кожному невиконаному заходу, зокрема у частині проведення процедури закупівлі.

5.4. Відповідальність за недостовірність даних, наданих у документах, зокрема щодо обґрунтування заходів ПРСР і ІП та звітів щодо їх виконання, несе оператор системи розподілу.

Якщо оператор системи розподілу виявив у поданих звітах щодо виконання ПРСР та ІП помилку, він має письмово проінформувати про це Регулятора.

Указана інформація буде перевірена Регулятором під час здійснення відповідного заходу державного контролю дотримання операторами систем розподілу ліцензійних умов з розподілу електричної енергії. У разі підтвердження такої інформації за результатами перевірки Регулятор у межах компетенції приймає відповідне рішення, а оператор системи розподілу зобов'язаний подати уточнений звіт.

Подання уточнених звітів в іншому випадку не допускається.

5.5. Оператор системи розподілу оприлюднює електронну форму звіту щодо виконання ІП шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті в мережі Інтернет не пізніше 25 числа місяця, наступного за звітним періодом, та зберігає на ньому не менше 3 років.

5.6. Центральний апарат Регулятора та територіальні органи Регулятора у відповідному регіоні здійснюють контроль за виконанням оператором системи розподілу ПРСР та ІП шляхом аналізу звітів щодо виконання ПРСР та ІП і проведення планових та позапланових перевірок діяльності оператора системи розподілу.