ЗАКОН УКРАЇНИ
Про внесення змін до деяких законів України щодо імплементації норм європейського права з інтеграції енергетичних ринків, підвищення безпеки постачання та конкурентоспроможності у сфері енергетики
Верховна Рада України постановляє:
I. Внести зміни до таких законів України:
1. У Законі України "Про ринок електричної енергії" (Відомості Верховної Ради України, 2017 р., № 27-28, ст. 312 із наступними змінами):
1) частину першу статті 1 викласти в такій редакції:
"1. У цьому Законі наведені нижче терміни вживаються в такому значенні:
1) Агентство Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів (далі - АСЕR) - орган Європейського Союзу, створений відповідно до Регламенту (ЄС) 2019/942 від 5 червня 2019 року про заснування Агентства Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів;
2) агрегатор - учасник ринку, який здійснює діяльність з агрегації;
3) агрегація - діяльність на ринку електричної енергії, пов’язана з об’єднанням електричних потужностей (навантажень) або обсягів електричної енергії, виробленої (відпущеної) або спожитої (відібраної) електроустановками виробництва та/або споживання, та/або зберігання енергії, з метою купівлі-продажу електричної енергії (у тому числі балансуючої електричної енергії), надання допоміжних послуг та/або послуг з гнучкості на ринку електричної енергії;
4) агрегована група - учасники ринку електричної енергії, електроустановки яких входять до одиниці агрегації та які агрегує агрегатор;
5) адміністратор комерційного обліку електричної енергії (далі - адміністратор комерційного обліку) - юридична особа, яка забезпечує організацію та адміністрування комерційного обліку електричної енергії на ринку електричної енергії, а також виконує функції центральної агрегації даних комерційного обліку;
6) адміністратор розрахунків - юридична особа, яка забезпечує організацію проведення розрахунків на балансуючому ринку та ринку допоміжних послуг;
7) активний споживач - споживач (або група споживачів, які діють спільно), що споживає електричну енергію та виробляє електричну енергію та/або здійснює діяльність із зберігання енергії, та/або продає надлишки виробленої та/або збереженої електричної енергії, або бере участь у заходах з гнучкості або енергоефективності відповідно до вимог закону, за умови що ці види діяльності не є його основною професійною та/або господарською діяльністю;
8) алгоритм зіставлення у межах безперервної торгівлі - алгоритм, що використовується під час єдиного сполучення внутрішньодобових ринків для безперервного зіставлення заявок щодо купівлі-продажу електричної енергії та здійснення розподілу міжзональної пропускної спроможності після завершення торгів на ринку "на добу наперед" та впродовж доби фізичного постачання електричної енергії;
9) алгоритм розподілу коштів - порядок розподілу уповноваженими банками коштів з поточних рахунків із спеціальним режимом використання без платіжних доручень, що встановлюється Регулятором відповідно до цього Закону;
10) алгоритм сполучення цін - алгоритм, що використовується під час єдиного сполучення ринків "на добу наперед" для одночасного зіставлення заявок щодо купівлі-продажу електричної енергії та здійснення розподілу міжзональної пропускної спроможності;
11) алгоритм сполучення цін під час проведення внутрішньодобового аукціону - алгоритм, що використовується під час єдиного сполучення внутрішньодобових ринків у формі внутрішньодобових аукціонів для одночасного зіставлення заявок щодо купівлі-продажу електричної енергії та здійснення розподілу міжзональної пропускної спроможності;
12) аукціонний офіс - оператор системи передачі або інша юридична особа, визначена відповідно до цього Закону, що забезпечує розподіл міжзональної пропускної спроможності шляхом проведення явних аукціонів;
13) баланс між попитом та пропозицією - задоволення прогнозованого попиту споживачів на електричну енергію без необхідності вжиття заходів для зменшення обсягу споживання;
14) балансування - усі дії та процеси, що здійснюються в будь-який період часу, за допомогою яких оператор системи передачі забезпечує постійне підтримання частоти в енергосистемі у межах попередньо визначеного діапазону стабільності та забезпечує підтримання необхідних обсягів резервів необхідної якості;
15) балансуюча група - об’єднання учасників ринку, що створюється на підставі договору про створення балансуючої групи, у межах якого визначений договором учасник ринку, що входить до такого об’єднання, несе фінансову відповідальність за баланс електричної енергії всіх інших учасників ринку, що входять до такого об’єднання;
16) балансуюча група гарантованого покупця - балансуюча група, в якій стороною, відповідальною за баланс електричної енергії, є гарантований покупець, у межах якої гарантований покупець несе відповідальність за баланс електричної енергії, за включені до такої групи об’єкти електроенергетики або черги їх будівництва (пусковий комплекс) суб’єктів господарювання, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії;
17) балансуюча електрична енергія - електрична енергія, яку використовує оператор системи передачі під час балансування;
18) балансуюча потужність - обсяг резервів для регулювання частоти та активної потужності, який постачальник послуг з балансування зобов’язався підтримувати та в межах якого має зобов’язання подати заявки оператору системи передачі на відповідний обсяг балансуючої електричної енергії відповідно до умов, визначених договором;
19) балансуючий ринок електричної енергії (далі - балансуючий ринок) - система інституційних, комерційних та операційних відносин щодо здійснення балансування на ринкових засадах;
20) безпека постачання електричної енергії - спроможність енергосистеми забезпечувати потреби споживачів в електричній енергії з чітко визначеним рівнем ефективності відповідно до вимог цього Закону;
21) бронювання потужності - послуга, яку надає оператор системи передачі замовнику бронювання потужності, з резервування за таким замовником на строк не більше двох років технічних рішень щодо схеми приєднання (видачі потужності) генеруючих установок замовника за договором про бронювання потужності;
22) вартість втраченого навантаження - максимальна ціна електричної енергії, визначена за результатами оцінювання, яку споживачі готові сплачувати, щоб уникнути перерви в електропостачанні;
23) вертикально інтегрований суб’єкт господарювання - юридична особа незалежно від організаційно-правової форми та форми власності, фізична особа, у тому числі яка здійснює контроль над іншою юридичною чи фізичною особою, що провадить діяльність з передачі та/або розподілу електричної енергії і виконує щонайменше одну з функцій з виробництва або постачання електричної енергії, або група таких осіб, пов’язаних між собою безпосередньо чи опосередковано відносинами контролю, що провадять діяльність з передачі та/або розподілу електричної енергії і виконують щонайменше одну з функцій з виробництва або постачання електричної енергії;
24) виробник електричної енергії (далі - виробник) - суб’єкт господарювання, що здійснює виробництво електричної енергії;
25) виробництво електричної енергії - діяльність, пов’язана з перетворенням енергії з енергетичних ресурсів будь-якого походження в електричну енергію за допомогою технічних засобів, крім діяльності із зберігання енергії;
26) відповідальність за баланс - зобов’язання учасників ринку повідомляти і виконувати графіки електричної енергії у розрахункові періоди відповідно до обсягів купленої та проданої електричної енергії та нести фінансову відповідальність за врегулювання небалансів;
27) вільна міжзональна пропускна спроможність (далі - вільна пропускна спроможність) - доступна пропускна спроможність між торговими зонами за вирахуванням величини пропускної спроможності, розподіленої на аукціонах, та пропускної спроможності, на яку надано звільнення відповідно до статті 24 цього Закону. У розрахунку вільної пропускної спроможності враховується невикористана величина пропускної спроможності, розподіленої на попередніх аукціонах;
28) внутрішньодобовий ринок електричної енергії (далі - внутрішньодобовий ринок) - сегмент ринку електричної енергії, на якому купівля-продаж електричної енергії здійснюється безперервно після завершення торгів на ринку "на добу наперед" та впродовж доби фізичного постачання електричної енергії;
29) вразливі споживачі - індивідуальні побутові споживачі, визначені у встановленому Кабінетом Міністрів України порядку, які мають право на передбачені законом підтримку та/або захист від відключення у певні періоди;
30) встановлена потужність об’єкта електроенергетики - сумарна номінальна активна електрична потужність електрогенеруючого обладнання, призначеного для виробництва електричної енергії або комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, що входить до складу об’єкта електроенергетики, яка підтверджена технічною документацією або технічним паспортом електрогенеруючого обладнання;
31) гарантований покупець електричної енергії (далі - гарантований покупець) - суб’єкт господарювання, що відповідно до цього Закону зобов’язаний купувати електричну енергію у виробників, яким встановлено "зелений" тариф, об’єкти електроенергетики або черги будівництва (пускові комплекси) яких включені до балансуючої групи гарантованого покупця, та придбавати послугу із забезпечення підтримки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії за механізмом ринкової премії (послуга за механізмом ринкової премії) у виробників, які уклали з ним договір про надання послуги із забезпечення підтримки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії за механізмом ринкової премії (договір про надання послуги за механізмом ринкової премії), а також виконувати інші функції, визначені законодавством;
32) гарантованість - гарантія того, що надане право на передачу залишиться доступним для використання і що відшкодування буде виплачено відповідно до правил розподілу міжзональної пропускної спроможності, якщо таке право буде зменшено;
33) гнучке приєднання - приєднання електроустановок до системи передачі або системи розподілу, що включає умови обмеження дозволеної потужності, а також заходи контролю такого обмеження. Дозволена потужність при гнучкому приєднанні може бути частково гарантованою, тобто доступною до використання у будь-який період часу;
34) гнучкість - спроможність енергосистеми адаптуватися до зміни режимів споживання та виробництва електричної енергії, а також до доступності електричної мережі у відповідні часові періоди;
35) громадське енергетичне об’єднання - юридична особа, утворена фізичними особами та/або суб’єктами малого підприємництва, та/або мікропідприємництва незалежно від форми власності, та/або органами місцевого самоврядування, які добровільно об’єдналися на основі членства та відкритої участі для задоволення суспільних, зокрема економічних, екологічних та соціальних, інтересів своїх членів (учасників) та/або місцевих громад, не маючи своєю основною метою отримання прибутку, та мають право здійснювати діяльність з агрегації, виробництва, у тому числі з відновлюваних джерел енергії, розподілу, постачання електричної енергії, зберігання енергії, споживати електричну енергію, надавати своїм членам (учасникам) послуги електрозарядних станцій та інші послуги в порядку та на умовах, визначених цим Законом та іншими нормативно-правовими актами;
36) двосторонній договір - договір купівлі-продажу електричної енергії, укладений між двома учасниками ринку поза організованими сегментами ринку, крім договору постачання електричної енергії споживачу;
37) демонстраційний проект - проект, що демонструє технологію, яка є істотно інноваційною в Енергетичному Співтоваристві та/або Європейському Союзі та випереджає сучасний рівень технологічного розвитку;
38) диспетчерське (оперативно-технологічне) управління - оперативно-технологічне управління об’єднаною енергетичною системою України із забезпеченням надійного і безперебійного постачання електричної енергії споживачам з додержанням вимог енергетичної безпеки;
39) довгострокове право на передачу - фізичне право на передачу або фінансові права на передачу (опціон чи зобов’язання), набуті в рамках довгострокового розподілу міжзональної пропускної спроможності;
40) договір купівлі-продажу електричної енергії на внутрішньодобовому ринку - договір, укладений в електронній формі між оператором ринку та учасником внутрішньодобових торгів, на купівлю-продаж електричної енергії за результатами внутрішньодобових торгів, відповідно до якого здійснюється одночасне прийняття учасниками внутрішньодобових торгів прав та зобов’язань з купівлі-продажу електричної енергії за результатами проведення відповідних внутрішньодобових торгів;
41) договір купівлі-продажу електричної енергії на ринку "на добу наперед" (далі - договір на ринку "на добу наперед") - договір, укладений в електронній формі між оператором ринку та учасником торгів "на добу наперед", на купівлю-продаж електричної енергії за результатами торгів "на добу наперед", відповідно до якого здійснюється одночасне прийняття учасником торгів "на добу наперед" і оператором ринку прав та зобов’язань з купівлі-продажу електричної енергії за результатами проведення відповідних торгів "на добу наперед";
42) договір про участь у розподілі пропускної спроможності - договір, який врегульовує відносини у процесі набуття, використання, продажу, зменшення, оплати та припинення права на передачу між зареєстрованим учасником та аукціонним офісом відповідно до правил розподілу міжзональної пропускної спроможності;
43) дозволена потужність - максимальна величина потужності, дозволена до використання (відбору та/або відпуску) за кожним об’єктом користувача системи відповідно до умов договору, набута на підставі виконання договору про приєднання або у результаті набуття права власності чи користування на об’єкт (об’єкти);
44) допоміжні послуги - послуги, визначені цим Законом та правилами ринку, необхідні оператору системи передачі або оператору системи розподілу для забезпечення безпечного та надійного функціонування системи передачі або системи розподілу, зокрема послуги балансуючої потужності та допоміжні послуги, не пов’язані з регулюванням частоти, крім управління перевантаженнями;
45) допоміжні послуги, не пов’язані з регулюванням частоти, - послуги, визначені цим Законом та правилами ринку, необхідні оператору системи передачі або оператору системи розподілу для регулювання напруги та реактивної потужності, швидкого введення реактивного струму, забезпечення інерційності для стабільності локальної мережі, струму короткого замикання, забезпечення відновлення функціонування об’єднаної енергетичної системи України після системних аварій, можливості роботи в острівному режимі;
46) доступ третіх сторін - право будь-якого користувача системи використовувати систему передачі електричної енергії та системи розподілу електричної енергії на заздалегідь і публічно оголошених умовах відповідно до принципів прозорості і недискримінаційності;
47) доступна міжзональна пропускна спроможність (далі - доступна пропускна спроможність) - величина максимальної потужності електричної енергії, що може бути передана між торговими зонами у відповідному напрямку, за умови гарантованого забезпечення безпеки і надійності функціонування об’єднаної енергетичної системи України;
48) електрична енергія - енергія, яку виробляють на об’єктах електроенергетики і яка є товаром, призначеним для купівлі-продажу;
49) електрична мережа - сукупність електроустановок для передачі та/або розподілу електричної енергії;
50) електроенергетика - галузь економіки України, що забезпечує споживачів електричною енергією;
51) електроенергетичне підприємство - суб’єкт господарювання, крім споживачів, який здійснює один із таких видів діяльності: виробництво, передача, розподіл, агрегація, реагування попиту, постачання електричної енергії, зберігання енергії, трейдерська діяльність;
52) електронний аукціон з купівлі-продажу електричної енергії - аукціон, який проводять за допомогою програмного забезпечення організатора аукціону;
53) електропостачальник - суб’єкт господарювання, який здійснює продаж електричної енергії за договором постачання електричної енергії споживачу;
54) електростанція - електроустановка або група електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії або комбінованого виробництва електричної та теплової енергії;
55) електроустановка - комплекс взаємопов’язаних устаткування і споруд, призначених для виробництва або перетворення, передачі, розподілу, споживання електричної енергії чи зберігання енергії;
56) енергетична бідність - обмеженість доступу індивідуальних побутових споживачів до основних енергетичних послуг, які забезпечують базовий рівень та гідні стандарти життя і здоров’я, включаючи достатнє опалення, гарячу воду, охолодження, освітлення та електричну енергію для електроустановок, спричинена поєднанням факторів, зокрема через неможливість доступу, низький рівень доходу, високі витрати на енергетичні ресурси та низький рівень енергоефективності;
57) Європейська мережа операторів системи передачі електричної енергії (далі - ENTSO-E) - міжнародна некомерційна асоціація для співпраці європейських операторів систем передачі;
58) європейські платформи балансування - автоматизовані системи, що включають апаратне та програмне забезпечення, призначені для супроводу операцій з балансуючою електричною енергією та/або процесу неттінгу небалансу та проведення відповідних розрахунків у межах спільного загальноєвропейського інтегрованого ринку електричної енергії;
59) єдине сполучення внутрішньодобових ринків - процес, у межах якого здійснюють зіставлення зібраних заявок та розподіл міжзональної пропускної спроможності одночасно для різних торгових зон держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства на внутрішньодобовому ринку;
60) єдине сполучення ринків - єдине сполучення ринків "на добу наперед" та єдине сполучення внутрішньодобових ринків у межах держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства;
61) єдине сполучення ринків "на добу наперед" - аукціонний процес, у межах якого здійснюють зіставлення зібраних заявок та розподіл міжзональної пропускної спроможності одночасно для різних торгових зон держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства на ринку "на добу наперед";
62) з’єднана система - системи передачі та системи розподілу держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, що з’єднані між собою однією або кількома міждержавними лініями електропередачі;
63) заборонена зона гідротехнічних споруд - територія, що прилягає до основної огорожі з внутрішнього боку території гідроелектротехнічної споруди, обладнана інженерно-технічними засобами та позначена попереджувальними знаками, а також ділянка водного об’єкта, б’єфу на відстані 500 метрів від греблі гідроелектростанції, позначена знаками, що попереджають про заборону доступу на цю територію сторонніх осіб, суден та плавучих об’єктів;
64) загальноєвропейські правила, порядки, умови, методики (методології) (далі - загальноєвропейські правила) - правила, порядки, умови, методики (методології), затверджені АСЕR або регуляторними органами відповідно до законодавства Європейського Союзу, яких учасники ринку зобов’язані додержуватись відповідно до міжнародних зобов’язань України;
65) замовник бронювання потужності - суб’єкт господарювання, що має намір приєднати електроустановки для виробництва електричної енергії з енергії вітру встановленою потужністю 20 МВт і більше за механізмом бронювання потужності;
66) запас надійності - зменшення міжзональної пропускної спроможності для покриття невизначеностей при розрахунку пропускної спроможності;
67) зареєстрований учасник - суб’єкт господарювання, у тому числі нерезидент, який відповідає вимогам, визначеним правилами розподілу міжзональної пропускної спроможності, та уклав договір про участь у розподілі пропускної спроможності з аукціонним офісом;
68) захищені споживачі - споживачі, до яких застосовується особливий режим відключення та/або обмеження електропостачання для запобігання виникненню надзвичайних ситуацій техногенного характеру;
69) заходи управління попитом - комплекс організаційних, технічних та інших заходів, спрямованих на підвищення ефективності функціонування енергосистеми за рахунок керованої тимчасової (обмеженої у часі) зміни споживання електричної енергії на договірних засадах;
70) заявка - намір, виявлений учасником ринку та/або зареєстрованим учасником, придбати або продати електричну енергію та/або потужність, та/або право на передачу відповідно до визначених умов виконання;
71) зберігання енергії - діяльність, пов’язана з відбором електричної енергії з метою відкладення її кінцевого використання на момент пізніший, ніж коли вона була вироблена, з перетворенням електричної енергії в інший вид енергії, в якому вона може зберігатися, із зберіганням та подальшим перетворенням такої енергії в електричну енергію з метою її відпуску в систему передачі, систему розподілу, мережу електростанції або мережу споживача;
72) зменшення права на передачу - зменшення обсягу набутого права на передачу у разі дії обставин непереборної сили, надзвичайної ситуації або через неможливість забезпечення дотримання стандартів операційної безпеки;
73) зустрічна торгівля - міжзональний обмін, ініційований операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, між двома торговими зонами для зменшення фізичного перевантаження;
74) інсайдерська інформація на оптовому енергетичному ринку (далі - інсайдерська інформація) - інформація, яка одночасно відповідає всім таким критеріям:
є точною;
не була оприлюднена;
безпосередньо чи опосередковано стосується одного або декількох оптових енергетичних продуктів на оптовому енергетичному ринку;
у разі розкриття або оприлюднення може істотно вплинути на ринкову ціну відповідно до одного або декількох оптових енергетичних продуктів;
75) комерційний облік електричної енергії - сукупність процесів та процедур із забезпечення формування даних щодо обсягів виробленої, відпущеної, переданої, розподіленої, спожитої, імпортованої та експортованої електричної енергії у визначений період часу з метою використання таких даних для здійснення розрахунків між учасниками ринку;
76) компетентний орган - центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику в електроенергетичному комплексі, у частині виконання ним завдань, пов’язаних із запобіганням та подоланням криз в електроенергетиці відповідно до цього Закону;
77) контрольована зона гідротехнічних споруд - позначена попереджувальними знаками територія бетонних та земельних гребель гідроелектротехнічних споруд і земельних ділянок, розташованих між водосховищами і дренажними каналами;
78) Координаційна група з безпеки постачання - група, сформована відповідно до рішення Ради міністрів Енергетичного Співтовариства для координації заходів з безпеки постачання електричної енергії та природного газу в межах Енергетичного Співтовариства та надання консультативної допомоги з питань безпеки постачання органам Енергетичного Співтовариства;
79) користувач мікромережі - фізична особа, у тому числі фізична особа - підприємець, або юридична особа, яка відпускає (постачає) електричну енергію або отримує електричну енергію через мікромережу;
80) користувач системи передачі / системи розподілу (далі - користувач системи) - фізична особа, у тому числі фізична особа - підприємець, або юридична особа, яка відпускає або відбирає електричну енергію до/з системи передачі / системи розподілу або використовує систему передачі / систему розподілу для передачі/розподілу електричної енергії;
81) криза в електроенергетиці - поточна або неминуча ситуація, що характеризується значним дефіцитом електричної потужності та/або електричної енергії та визначена планом готовності до ризиків, або ситуація, в умовах якої постачання електричної енергії споживачам у достатньому обсязі є неможливим;
82) кризовий координатор - уповноважена особа або група уповноважених осіб, або орган, якому доручено діяти як контактний пункт та координувати обмін інформацією під час кризи в електроенергетиці;
83) критична енергетична інфраструктура - об’єкти енергетичної інфраструктури, що є необхідними для забезпечення життєво важливих для суспільства функцій, безпеки та добробуту населення, виведення з ладу або руйнування яких матиме істотний вплив на національну безпеку та оборону, навколишнє природне середовище та може призвести до значних фінансових збитків і людських жертв, віднесені до критичної інфраструктури в порядку, визначеному законодавством;
84) критичний елемент мережі - елемент мережі в межах торгової зони або між торговими зонами, що враховується у процесі розрахунку пропускної спроможності та обмежує обсяг електричної потужності та/або електричної енергії, яка може бути передана мережею;
85) купівля-продаж електричної енергії за процедурою від’ємної ціни - купівля-продаж електричної енергії за умови надання покупцем електричної енергії продавцю електричної енергії послуги із стимулювання споживання електричної енергії в умовах недостатнього попиту та надлишку пропозиції електричної енергії та водночас із закупівлею покупцем у продавця відповідного обсягу електричної енергії за найменшою ціною, визначеною сторонами;
86) лінійна частина приєднання - електрична мережа для потреб замовника при нестандартному приєднанні від найближчої точки в існуючих (діючих) електричних мережах (повітряна лінія, трансформаторна підстанція або розподільний пункт) оператора системи розподілу відповідного ступеня напруги до точки приєднання електроустановок замовника;
87) мала система розподілу - система ліній, допоміжного обладнання, обладнання для трансформації та перемикань від точки приєднання до мереж оператора системи розподілу або оператора системи передачі до точок приєднання електроустановок користувачів, розташованих на обмеженій території об’єктів та/або земельних ділянок, які є власністю оператора малої системи розподілу і використовуються для розподілу електричної енергії користувачам, що відповідають вимогам, визначеним цим Законом;
88) малий непобутовий споживач - споживач, який не є побутовим споживачем і купує електричну енергію для власного споживання, електроустановки якого приєднані до електричних мереж з договірною потужністю до 50 кВт;
89) механізм забезпечення потужності - тимчасовий захід для забезпечення досягнення необхідного рівня достатності ресурсів, у межах якого здійснюється оплата за доступність ресурсів, крім заходів, пов’язаних з наданням допоміжних послуг або управлінням перевантаженнями;
90) міждержавна лінія електропередачі - лінія електропередачі, що перетинає державний кордон України і з’єднує об’єднану енергетичну систему України з енергетичною системою держави - сторони Енергетичного Співтовариства або держави - члена Європейського Союзу;
91) міждержавний перетин - сукупність міждержавних ліній електропередачі та електричних установок, що використовуються для з’єднання об’єднаної енергетичної системи України з системою передачі суміжної держави;
92) міжзональна пропускна спроможність - здатність з’єднаної системи забезпечити передачу електричної енергії між торговими зонами;
93) мікромережа - група взаємозв’язаних навантажень і розподіленої генерації із визначеними електричними мережами, що утворюють локальну електроенергетичну систему на рівні системи розподілу електричної енергії, яка діє як єдиний керований об’єкт і здатна працювати паралельно з об’єднаною енергетичною системою України (паралельний режим мікромережі) або в острівному режимі мікромережі;
94) надзвичайна ситуація в об’єднаній енергетичній системі України - ситуація, за якої виникає загроза порушення режиму роботи об’єднаної енергетичної системи України або її окремих частин, зокрема внаслідок дефіциту електричної енергії та/або потужності, зниження частоти нижче гранично допустимих меж, порушення режиму допустимих перетоків і перевантаження мережевих елементів, зниження напруги в контрольних точках енергосистеми до аварійного рівня;
95) національні правила, порядки, умови, методики (методології) (далі - національні правила) - правила, порядки, умови, методики (методології), розроблені відповідно до цього Закону і міжнародних зобов’язань України та ухвалені у спосіб та в порядку, визначених законами України;
96) небаланс електричної енергії - розрахована відповідно до правил ринку для кожного розрахункового періоду різниця між фактичними обсягами відпуску або споживання, імпорту, експорту електричної енергії сторони, відповідальної за баланс, та обсягами купленої і проданої електричної енергії, зареєстрованими відповідно до правил ринку;
97) незалежний агрегатор - учасник ринку, що провадить діяльність з агрегації, який не є неафілійованим з електропостачальником та/або постачальником універсальних послуг споживача;
98) непобутовий споживач - фізична особа - підприємець або юридична особа, яка купує електричну енергію, що не використовується нею для власного побутового споживання;
99) неринковий захід - будь-який захід, що впливає на пропозицію або попит на ринку електричної енергії, що здійснюється без додержання вимог нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, або укладених договорів, метою якого є пом’якшення кризи в електроенергетиці;
100) несанкціонований відбір електричної енергії - відбір електричної енергії за відсутності укладеного та діючого договору про постачання електричної енергії, відповідно до якого в установленому порядку здійснюється постачання електричної енергії споживачу у розрахунковому періоді, або за наявності попередження про припинення постачання електричної енергії, наданого споживачу після дати, зазначеної в такому попередженні (за умови що такі заходи не припинені за рішенням суду), або у разі самовільного підключення до електричних мереж оператора системи передачі або оператора системи розподілу поза розрахунковим засобом комерційного обліку споживача;
101) неявний аукціон - механізм купівлі-продажу електричної енергії між торговими зонами, що передбачає одночасний розподіл фізичного права на передачу і купівлю-продаж електричної енергії та визначення відповідної сукупної ціни;
102) нова міждержавна лінія електропередачі - міждержавна лінія електропередачі, будівництво якої не завершено на день набрання чинності цим Законом;
103) номінований оператор ринку електричної енергії (далі - номінований оператор ринку) - юридична особа, призначена Регулятором, або юридична особа - нерезидент, паспортизована Регулятором, яка забезпечує виконання завдань, пов’язаних з єдиним сполученням ринків "на добу наперед" та/або єдиним сполученням внутрішньодобових ринків;
104) нормативно-технічний документ - норми, правила та інструкції, прийняті та зареєстровані в порядку, встановленому законодавством, щодо забезпечення належного технічного стану і експлуатації електричних установок та мереж;
105) об’єднана енергетична система України (далі - ОЕС України) - сукупність електростанцій, електричних мереж, інших об’єктів електроенергетики, що об’єднані спільним режимом виробництва, передачі та розподілу електричної енергії;
106) об’єкт електроенергетики - електростанція (крім ядерної частини атомної електричної станції), електрична підстанція, електрична мережа, установка зберігання електричної енергії;
107) одиниця агрегації - сукупність електроустановок, призначених для агрегації;
108) одночасна криза в електроенергетиці - криза в електроенергетиці, що одночасно впливає на більш як одну державу - сторону Енергетичного Співтовариства та/або державу - члена Європейського Союзу;
109) оператор малої системи розподілу - суб’єкт господарювання, що відповідає за безпечну, надійну та ефективну експлуатацію, технічне обслуговування малої системи розподілу і забезпечення спроможності малої системи розподілу щодо задоволення обґрунтованого попиту на розподіл електричної енергії її користувачам з урахуванням вимог щодо охорони навколишнього природного середовища та забезпечення енергоефективності;
110) оператор ринку - юридична особа, що забезпечує функціонування ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку та організацію купівлі-продажу електричної енергії на цих ринках, а також має право організовувати та проводити електронні аукціони з купівлі-продажу електричної енергії за двосторонніми договорами на підставі відповідних ліцензій, які видає Національна комісія з цінних паперів та фондового ринку;
111) оператор системи передачі - юридична особа, відповідальна за експлуатацію, диспетчеризацію, забезпечення технічного обслуговування, розвиток системи передачі та міждержавних ліній електропередачі, а також за забезпечення довгострокової спроможності системи передачі щодо задоволення обґрунтованого попиту на передачу електричної енергії;
112) оператор системи розподілу - юридична особа, відповідальна за безпечну, надійну та ефективну експлуатацію, технічне обслуговування та розвиток системи розподілу і забезпечення довгострокової спроможності системи розподілу щодо задоволення обґрунтованого попиту на розподіл електричної енергії з урахуванням вимог щодо охорони навколишнього природного середовища та забезпечення енергоефективності;
113) оператор установки зберігання енергії - фізична особа, у тому числі фізична особа - підприємець, або юридична особа, яка здійснює діяльність із зберігання енергії з метою купівлі-продажу електричної енергії (у тому числі балансуючої електричної енергії) та/або з метою надання допоміжних послуг;
114) операційна безпека - спроможність системи передачі функціонувати в нормальному режимі або якнайшвидше повертатися до нормального режиму роботи, що характеризується межами операційної безпеки відповідно до кодексу системи передачі;
115) оприлюднення інсайдерської інформації - надання учасником оптового енергетичного ринку доступу до інсайдерської інформації необмеженій кількості осіб у спосіб розміщення її на платформі інсайдерської інформації, а у випадках, визначених законодавством, - на своєму веб-сайті та/або платформі прозорості;
116) організатор електронного аукціону - суб’єкт господарювання, що забезпечує організацію та проведення аукціонів з продажу електричної енергії;
117) організований сегмент ринку електричної енергії - ринок "на добу наперед", внутрішньодобовий ринок та балансуючий ринок;
118) особливо важливі об’єкти електроенергетики - об’єкти, що забезпечують стале функціонування ОЕС України, руйнація або пошкодження яких призведе до порушення електропостачання суб’єктів господарювання і побутових споживачів, можливих людських жертв і значних матеріальних збитків;
119) острівний режим мікромережі - режим роботи, за якого мікромережа працює ізольовано в результаті від’єднання або непідключення до ОЕС України;
120) паспортизація - надання Регулятором юридичній особі - нерезиденту, що призначена номінованим оператором ринку в іншій державі - стороні Енергетичного Співтовариства та/або державі - члені Європейського Союзу, права на провадження діяльності в Україні як номінованого оператора ринку;
121) перевантаження - ситуація, за якої всі запити учасників ринку щодо торгівлі між енергосистемами та/або частинами енергосистеми не можуть бути задоволені, оскільки вони можуть істотно вплинути на фізичні перетоки електричної енергії в елементах мережі, прийняття яких не може бути забезпечено такими елементами мережі;
122) передача електричної енергії (далі - передача) - транспортування електричної енергії електричними мережами оператора системи передачі від електричних станцій до пунктів підключення систем розподілу та електроустановок споживання (не включаючи постачання електричної енергії), а також міждержавними лініями;
123) передиспетчеризація - захід, що вживає один або декілька операторів системи передачі та/або операторів системи розподілу держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства шляхом активації (ініціації) зміни графіків відпуску та/або відбору електричної енергії з метою зміни фізичних перетоків у системі та зменшення фізичного перевантаження або здійснення інших заходів для забезпечення безпеки систем, у тому числі для врегулювання системних обмежень;
124) період розрахунку небалансу - період часу, визначений правилами ринку, для якого розраховується небаланс електричної енергії сторін, відповідальних за баланс;
125) перспективне планування - здійснення планування необхідності майбутніх інвестицій у генеруючу потужність, потужність системи передачі та/або потужність системи розподілу на довгострокову перспективу (на п’ять років та більше) для задоволення потреб системи в електроенергії, а також забезпечення постачання електричної енергії споживачам;
126) планова недоступність електроустановок - планове виведення електроустановок з роботи внаслідок запланованого ремонту, технічного обслуговування та з інших причин;
127) плата за зміну електропостачальника або агрегатора (далі - плата за зміну) - штрафна санкція або плата за дострокову зміну електропостачальника або агрегатора, включаючи плату за розірвання договору, яка безпосередньо або опосередковано застосовується електропостачальниками, агрегаторами або оператором системи передачі, операторами систем розподілу, операторами малих систем розподілу;
128) плата за розірвання договору - штрафна санкція або плата, що застосовується електропостачальниками або агрегаторами до споживачів за дострокове розірвання договору постачання електричної енергії споживачу або договору про участь в агрегованій групі відповідно;
129) платіжна інформація - інформація, що міститься у платіжному документі (рахунку), який електроенергетичне підприємство надає споживачу, крім вимоги про оплату;
130) побутовий споживач - індивідуальний побутовий споживач (фізична особа, яка використовує електричну енергію для забезпечення власних побутових потреб, що не включають професійну та/або господарську діяльність) або колективний побутовий споживач (юридична особа, створена шляхом об’єднання фізичних осіб - побутових споживачів, яка розраховується за електричну енергію за показами загального розрахункового засобу обліку в обсязі електричної енергії, спожитої для забезпечення власних побутових потреб таких фізичних осіб, що не включають професійну та/або господарську діяльність);
131) повністю інтегровані елементи мережі - елементи мережі, які інтегровано в систему передачі чи систему розподілу, у тому числі установка зберігання енергії, та які використовуються виключно з метою забезпечення безпечного та надійного функціонування відповідної системи передачі чи системи розподілу, але не використовуються для балансування або управління перевантаженнями;
132) позапланова недоступність електроустановок - виведення електроустановок в аварійний ремонт або їх недоступність внаслідок інших непередбачуваних обставин;
133) послуга із забезпечення розвитку генеруючої потужності - заходи з будівництва нової генеруючої потужності, проведення реконструкції (модернізації) діючої генеруючої потужності, які здійснюють суб’єкти господарювання, визначені за результатами конкурсу, проведеного відповідно до цього Закону;
134) послуги з балансування - купівля та продаж балансуючої електричної енергії та/або надання послуги балансуючої потужності;
135) послуги з гнучкості - послуги, що надаються учасниками ринку оператору системи розподілу та необхідні для покриття потреби у гнучкості системи розподілу з метою забезпечення безперебійного та ефективного надання послуг з розподілу електричної енергії;
136) постачальник допоміжних послуг, не пов’язаних з регулюванням частоти (далі - постачальник допоміжних послуг), - учасник ринку, який відповідає встановленим правилами ринку вимогам щодо надання допоміжних послуг, не пов’язаних з регулюванням частоти, та зареєстрований відповідно до правил ринку для надання таких послуг;
137) постачальник "останньої надії" - визначений відповідно до цього Закону електропостачальник, який за обставин, встановлених цим Законом, не має права відмовити споживачу в укладенні договору постачання електричної енергії на обмежений період часу;
138) постачальник послуг з балансування - учасник ринку, який відповідає вимогам щодо участі в балансуванні та надає оператору системи передачі послуги з балансування;
139) постачальник послуг комерційного обліку - суб’єкт господарювання, який надає послуги комерційного обліку на ринку електричної енергії відповідно до вимог цього Закону;
140) постачальник універсальної послуги - визначений відповідно до цього Закону електропостачальник, який виконує зобов’язання щодо надання універсальної послуги;
141) постачання електричної енергії - продаж, включаючи перепродаж, електричної енергії;
142) поточний рахунок із спеціальним режимом використання - рахунок, відкритий в уповноваженому банку і призначений для забезпечення проведення розрахунків відповідно до цього Закону;
143) правила, порядки, умови, методики (методології) - загальноєвропейські, регіональні та національні правила, порядки, умови, методики (методології);
144) право на передачу міжзональної пропускної спроможності (далі - право на передачу) - фізичне право на передачу, фінансове право на передачу із зобов’язанням, фінансове право на передачу з опціонів;
145) приєднання електроустановки (далі - приєднання) - надання замовнику оператором системи передачі або оператором системи розподілу послуги із створення технічної можливості для відбору та/або відпуску в точці приєднання електроустановки замовника відповідної потужності з/до електричних мереж системи передачі або системи розподілу (у тому числі новозбудованих) електричної енергії необхідного обсягу з дотриманням показників її якості та надійності;
146) пріоритетна диспетчеризація - диспетчеризація електростанцій на основі критеріїв, відмінних від економічно обґрунтованого порядку заявок, з наданням пріоритету диспетчеризації окремих технологій генерації;
147) пропонована міжзональна пропускна спроможність (далі - пропонована пропускна спроможність) - пропускна спроможність між торговими зонами відповідного напряму, що пропонується для розподілу на відповідному аукціоні;
148) пряма лінія - лінія електропередачі, що з’єднує генеруючий об’єкт виробника, не приєднаний до системи передачі або системи розподілу (у тому числі через мережі інших власників), з електроустановками споживача, не приєднаними до системи передачі або системи розподілу (у тому числі через мережі інших власників), з метою безпосереднього постачання електричної енергії цьому споживачу, або лінія електропередачі, що з’єднує генеруючий об’єкт виробника з власними об’єктами споживання електричної енергії виробника, зокрема об’єктами його філій, представництв та/або дочірніх підприємств;
149) раннє попередження - надання точної, перевіреної, достовірної інформації щодо імовірності настання події, яка може призвести до значного погіршення ситуації з електропостачанням та кризи в електроенергетиці;
150) реагування попиту - зміна споживання електричної енергії (електричного навантаження) споживачами порівняно з їхніми звичайними або поточними моделями споживання, самостійно або через агрегатора, у відповідь на ринкові сигнали, у тому числі на змінні у часі ціни на електричну енергію або заохочувальні виплати, або на прийняття (акцепт) заявки споживача щодо зменшення або збільшення попиту;
151) регіон розрахунку пропускної спроможності - географічна територія, в межах якої застосовується скоординований розрахунок міжзональної пропускної спроможності відповідно до договорів (угод), укладених оператором системи передачі;
152) регіон функціонування енергетичних систем - географічна територія, що охоплює операторів систем передачі, торгові зони, межі торгових зон, регіони розрахунку пропускної спроможності та регіони координації відключень, у межах якої оператори систем передачі взаємодіють з відповідним регіональним координаційним центром відповідно до укладених договорів;
153) регіональний координаційний центр - юридична особа, у тому числі юридична особа, створена відповідно до законодавства іноземної держави, що виконує завдання (функції) регіонального значення у межах відповідного регіону функціонування енергетичних систем, зокрема щодо скоординованого розрахунку пропускної спроможності, скоординованого аналізу операційної безпеки, створення загальних моделей мережі відповідно до укладеного договору (укладених договорів);
154) регіональні правила, порядки, умови, методики (методології) (далі - регіональні правила) - правила, порядки, умови, методики (методології), затверджені регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства або АСЕR відповідно до міжнародних зобов’язань України;
155) Регулятор - Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг;
156) ринок допоміжних послуг - система відносин, що виникають у зв’язку з придбанням оператором системи передачі допоміжних послуг або операторами систем розподілу - допоміжних послуг, не пов’язаних з регулюванням частоти;
157) ринок електричної енергії - система відносин, що виникають під час здійснення купівлі-продажу електричної енергії та/або допоміжних послуг, передачі та розподілу, постачання електричної енергії споживачам;
158) ринок електричної енергії "на добу наперед" (далі - ринок "на добу наперед") - сегмент ринку електричної енергії, на якому здійснюється купівля-продаж електричної енергії на добу, наступну за днем проведення торгів;
159) розвиток ОЕС України - нове будівництво, реконструкція або технічне переоснащення об’єктів електроенергетики;
160) роздрібний ринок електричної енергії (далі - роздрібний ринок) - система відносин, що виникають між споживачем електричної енергії та електропостачальником у процесі постачання електричної енергії, а також іншими учасниками ринку, які надають послуги, пов’язані з постачанням електричної енергії;
161) розкриття інсайдерської інформації - розголошення, передача інсайдерської інформації або надання доступу до інсайдерської інформації іншим особам у будь-який спосіб;
162) розподіл електричної енергії (далі - розподіл) - транспортування електричної енергії від електроустановок виробників електричної енергії або електроустановок оператора системи передачі мережами оператора системи розподілу, крім постачання електричної енергії;
163) розподілена генерація - електростанція, приєднана до системи розподілу електричної енергії;
164) розрахунки на ринку електричної енергії - процес виконання взаємних фінансових вимог та зобов’язань учасників ринку за договорами купівлі-продажу електричної енергії і послуг, що надаються на ринку електричної енергії, у тому числі шляхом неттінгу та за рахунок відповідних фінансових гарантій;
165) сертифікація оператора системи передачі - підтвердження рішенням Регулятора виконання суб’єктом господарювання вимог щодо відокремлення та незалежності оператора системи передачі, передбачених цим Законом;
166) система передачі електричної енергії (далі - система передачі) - система ліній, допоміжного обладнання, обладнання для трансформації та перемикань, що використовується для передачі електричної енергії;
167) система розподілу електричної енергії (далі - система розподілу) - система ліній, допоміжного обладнання, обладнання для трансформації та перемикань, що використовується для розподілу електроенергії;
168) системні обмеження - обставини, зумовлені необхідністю забезпечення функціонування ОЕС України в межах гранично допустимих значень, за яких можливе відхилення від оптимального розподілу навантаження електроустановок відповідно до їхніх договірних обсягів відпуску/відбору електричної енергії та/або оптимального розподілу навантаження електроустановок відповідно до пропозицій (заявок) на балансуючому ринку та/або за межами балансуючого ринку у вигляді придбання оператором системи передачі послуги із зменшення навантаження виробником, який здійснює продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом;
169) спеціальний балансуючий продукт - балансуючий продукт, відмінний від стандартного балансуючого продукту;
170) споживач - фізична особа, у тому числі фізична особа - підприємець, або юридична особа, що купує електричну енергію для власного споживання;
171) ставка плати за лінійну частину приєднання - вартість створення одиниці довжини електричної мережі від найближчої точки в існуючих (діючих) електричних мережах (повітряна лінія, трансформаторна підстанція або розподільний пункт) оператора системи розподілу відповідного ступеня напруги, від якої необхідно здійснювати будівництво електричних мереж, до точки приєднання електроустановок замовника;
172) ставка плати за нестандартне приєднання потужності - встановлене Регулятором для кожного оператора системи розподілу значення складової вартості послуги з приєднання 1 кВт потужності, яке диференціюється за такими показниками:
тип електроустановки, що приєднується (електроустановка, призначена для виробництва електричної енергії, електроустановка, призначена для споживання електричної енергії);
категорія надійності електропостачання;
ступінь напруги у точці приєднання;
замовлена потужність;
місцезнаходження електроустановки заявника (міська або сільська місцевість);
завантаженість трансформаторної підстанції;
173) ставка плати за стандартне приєднання - встановлене Регулятором на визначений строк для кожного оператора системи розподілу значення вартості послуги з приєднання 1 кВт потужності;
174) стандарт надійності - показник або сукупність показників, що характеризує необхідний рівень безпеки постачання електричної енергії;
175) стандартне приєднання - приєднання електроустановки замовника потужністю не більше 50 кВт до діючих мереж оператора системи розподілу на відстань, що не перевищує 300 метрів по прямій лінії від найближчої точки в діючих електричних мережах оператора системи розподілу (повітряна лінія, трансформаторна підстанція або розподільний пункт). Технічні параметри, ступені потужності та вартість стандартного приєднання визначає Регулятор;
176) стандартний балансуючий продукт - гармонізований балансуючий продукт, визначений операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства для обміну послугами з балансування;
177) станція зарядки електромобілів (електрозарядна станція) - пристрій (пересувний чи стаціонарний), призначений для заряджання або заміни систем акумулювання електричної енергії (акумуляторних батарей) електромобілів;
178) сторона, відповідальна за баланс, - учасник ринку, який несе фінансову відповідальність за небаланси електричної енергії;
179) структурне перевантаження - перевантаження в системі передачі, що однозначно визначене, передбачуване, територіально стійке у часі та часто повторюване за нормальних умов роботи енергетичної системи;
180) торги електричною енергією на внутрішньодобовому ринку (далі - торги на внутрішньодобовому ринку) - процес визначення обсягів та ціни на електричну енергію після завершення торгів на ринку "на добу наперед" та впродовж доби фізичного постачання електричної енергії відповідно до цього Закону;
181) торги електричною енергією на ринку "на добу наперед" (далі - торги "на добу наперед") - процес визначення обсягів та ціни на електричну енергію для розрахункових періодів доби, наступної за днем проведення торгів, відповідно до цього Закону;
182) торгова зона - найбільша географічна територія, у межах якої учасники ринку можуть здійснювати купівлю-продаж електричної енергії без розподілу міжзональної пропускної спроможності;
183) торговий агент - суб’єкт (суб’єкти) господарювання, у тому числі нерезидент, завданням якого є передача чистих позицій між центральними контрагентами під час єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків;
184) трейдер - суб’єкт господарювання, що здійснює купівлю електричної енергії виключно з метою її перепродажу, крім продажу за договором постачання електричної енергії споживачу;
185) третя країна - держава, що не є членом Європейського Союзу чи стороною Енергетичного Співтовариства;
186) універсальна послуга - постачання електричної енергії побутовим та малим непобутовим споживачам, що гарантує їхнє право на забезпечення електричною енергією визначеної якості на умовах, визначених відповідно до цього Закону, на всій території України;
187) уповноважений банк ринку електричної енергії (уповноважений банк) - будь-який банк, у статутному капіталі якого не менше 75 відсотків акцій (часток) належать державі, що відповідає визначеним Кабінетом Міністрів України вимогам та віднесений Кабінетом Міністрів України до переліку уповноважених банків і має право здійснювати обслуговування поточних рахунків із спеціальним режимом використання учасників ринку;
188) управління попитом - всеохоплюючий або інтегрований підхід, спрямований на здійснення впливу на обсяг та графік споживання електричної енергії з метою зменшення споживання первинної енергії та максимальних (пікових) навантажень, при цьому перевага надається залученню інвестицій, спрямованих на підвищення енергоефективності, інші заходи, зокрема укладення контрактів на переривчасте постачання, та засоби регулювання навантаження, порівняно з інвестиціями у збільшення генеруючих потужностей, якщо перший із зазначених заходів є більш ефективним та економічно доцільним варіантом, враховуючи позитивний вплив на навколишнє природне середовище в результаті скорочення споживання енергії та аспекти, пов’язані з безпекою постачання, і пов’язані з ними витрати на розподіл, а також процес впливу на обсяги або моделі (технологічні, організаційні, економічні) споживання електричної енергії кінцевими споживачами;
189) установка зберігання енергії - електроустановка, в якій здійснюється зберігання енергії;
190) учасник ринку електричної енергії (далі - учасник ринку) - виробник, електропостачальник, трейдер, оператор системи передачі, оператор системи розподілу, оператор малої системи розподілу, оператор ринку, номінований оператор ринку, гарантований покупець, агрегатор, оператор установки зберігання енергії та споживач, які провадять діяльність на ринку електричної енергії відповідно до цього Закону;
191) фізичне право на передачу - набуте право на використання міжзональної пропускної спроможності у визначеному напрямку та протягом визначеного періоду часу;
192) фінансове право на передачу із зобов’язанням - право, яке надає його власнику право на отримання фінансової винагороди або зобов’язує його надавати фінансову винагороду на основі результатів розподілу міжзональної пропускної спроможності на добу наперед між двома торговими зонами протягом визначеного періоду часу у визначеному напрямку відповідно до правил розподілу міжзональної пропускної спроможності;
193) фінансове право на передачу з опціону - право, яке надає його власнику право на отримання фінансової винагороди на основі результатів розподілу міжзональної пропускної спроможності на добу наперед між двома торговими зонами протягом визначеного періоду часу у визначеному напрямку відповідно до правил розподілу міжзональної пропускної спроможності;
194) функція оператора сполучення ринків - функція щодо зіставлення заявок на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та на єдиному сполученні внутрішньодобових ринків для різних торгових зон з одночасним розподілом міжзональної пропускної спроможності;
195) центральний контрагент - суб’єкт (суб’єкти) господарювання, який стає стороною договорів з учасниками торгів при єдиному сполученні ринків та набуває прав і обов’язків продавця для кожного покупця та прав і обов’язків покупця для кожного продавця, а також організовує передачу чистих позицій іншому центральному контрагенту (іншим центральним контрагентам), торговому агенту;
196) ціна небалансу - ціна (позитивна, нульова чи від’ємна) у кожному періоді розрахунку небалансу для небалансу електричної енергії в кожному напрямку;
197) чиста позиція - сальдована величина обсягів експорту та імпорту електричної енергії при єдиному сполученні ринків "на добу наперед" або при єдиному сполученні внутрішньодобових ринків для кожного розрахункового періоду в торговій зоні;
198) чутлива інформація щодо захисту критичної інфраструктури (далі - чутлива інформація) - інформація, несанкціоноване розкриття якої може призвести до пошкодження або знищення об’єктів критичної інфраструктури;
199) явний аукціон - механізм розподілу пропускної спроможності, за яким набувається право на передачу та визначається ціна за таке право, крім купівлі-продажу електричної енергії";
2) у статті 2:
частину першу викласти в такій редакції:
"1. Правову основу функціонування ринку електричної енергії становлять Конституція України, цей Закон, закони України "Про альтернативні джерела енергії", "Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу", "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг", "Про природні монополії", "Про захист економічної конкуренції", "Про охорону навколишнього природного середовища", "Про енергетичну ефективність", міжнародні договори України, згода на обов’язковість яких надана Верховною Радою України, та інші акти законодавства України.
На виконання зобов’язань України за Договором про заснування Енергетичного Співтовариства та Угодою про асоціацію між Україною, з однієї сторони, та Європейським Союзом, Європейським співтовариством з атомної енергії і їхніми державами-членами, з іншої сторони, цей Закон спрямований на імплементацію актів законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики, а саме:
Директиви (ЄС) 2019/944 від 5 червня 2019 року про спільні правила внутрішнього ринку електроенергії;
Регламенту (ЄС) № 1227/2011 від 25 жовтня 2011 року про доброчесність та прозорість на оптовому енергетичному ринку;
Регламенту (ЄС) 2015/1222 від 24 липня 2015 року про встановлення керівних принципів щодо розподілу пропускної спроможності та управління перевантаженнями;
Регламенту (ЄС) 2016/1719 від 26 вересня 2016 року про встановлення керівних принципів щодо форвардного розподілу пропускної спроможності;
Регламенту (ЄС) 2017/1485 від 2 серпня 2017 року про встановлення керівних принципів експлуатації системи передачі електроенергії;
Регламенту (ЄС) 2017/2195 від 23 листопада 2017 року про встановлення керівних принципів щодо балансування електричної енергії;
Регламенту (ЄС) 2017/2196 від 24 листопада 2017 року про встановлення мережевого кодексу щодо аварійних ситуацій та відновлення електропостачання;
Регламенту (ЄС) 2019/941 від 5 червня 2019 року про готовність до ризику в електроенергетичному секторі;
Регламенту (ЄС) 2019/942 від 5 червня 2019 року про заснування Агентства Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів;
Регламенту (ЄС) 2019/943 від 5 червня 2019 року про внутрішній ринок електроенергії";
абзаци перший - дев’ятий частини другої замінити дванадцятьма новими абзацами такого змісту:
"2. Основні умови діяльності учасників ринку електричної енергії та взаємовідносин між ними визначаються, зокрема:
1) правилами ринку, які, у тому числі, визначають правила функціонування балансуючого ринку та ринку допоміжних послуг;
2) правилами ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку;
3) кодексом системи передачі, кодексом систем розподілу;
4) кодексом комерційного обліку;
5) правилами роздрібного ринку;
6) загальноєвропейськими правилами та змінами до них, перелік яких затверджує Регулятор;
7) регіональними правилами та змінами до них, перелік яких затверджує Регулятор;
8) національними правилами та змінами до них;
9) іншими нормативно-правовими актами.
Правила ринку, кодекс системи передачі та кодекс комерційного обліку розробляє і адмініструє оператор системи передачі та затверджує Регулятор.
Правила ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку розробляє і адмініструє оператор ринку та затверджує Регулятор.
Правила торгів номінованого оператора ринку розробляє і затверджує номінований оператор ринку та погоджує Регулятор".
У зв’язку з цим абзаци десятий - тринадцятий вважати відповідно абзацами тринадцятим - шістнадцятим;
частини третю і четверту викласти в такій редакції:
"3. Правила ринку визначають, зокрема, порядок реєстрації учасників ринку, порядок та вимоги до забезпечення виконання зобов’язань за договорами про врегулювання небалансів електричної енергії, правила балансування, правила агрегації, правила функціонування ринку допоміжних послуг, порядок проведення розрахунків на балансуючому ринку та ринку допоміжних послуг, порядок надання послуг із зменшення навантаження виробником, якому встановлено "зелений" тариф, якщо об’єкт електроенергетики або черга його будівництва (пусковий комплекс) такого виробника включений до балансуючої групи гарантованого покупця, порядок виставлення рахунків, порядок внесення змін до правил ринку, порядок розкриття та оприлюднення інформації.
4. Правила ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку визначають, зокрема, порядок реєстрації учасників ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку, порядок та вимоги до забезпечення виконання зобов’язань за договорами купівлі-продажу електричної енергії на цих ринках, порядок організації та проведення торгів, визначення цін та проведення розрахунків на цих ринках, порядок врегулювання спорів, порядок внесення змін до правил ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку";
частину п’яту доповнити словами "порядок розрахунку вартості електричної енергії, спожитої споживачем при несанкціонованому відборі електричної енергії";
частину шосту викласти в такій редакції:
"6. Кодекс системи передачі та кодекс систем розподілу визначають, зокрема, порядок планування розвитку системи передачі та систем розподілу; умови та порядок доступу до системи передачі / системи розподілу, умови та порядок приєднання до системи передачі / системи розподілу, у тому числі порядок гнучкого приєднання та його особливості, характеристики та порядок надання допоміжних послуг оператору системи передачі, у тому числі для цілей міждержавного балансування, порядок оперативного планування; порядок управління та експлуатації системи в нормальних та аварійних режимах; стандарти операційної безпеки, критерії, які застосовує оператор системи передачі для диспетчеризації генеруючих потужностей та використання перетинів між торговими зонами, порядок диспетчеризації розподіленої генерації та умови надання пріоритетності об’єктам електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії.
Кодекс системи передачі встановлює принципи механізму компенсації між операторами систем передачі.
Кодекс системи передачі встановлює умови та принципи надання відступів від виконання його положень.
Кодекс системи передачі має відповідати вимогам нормативно-правових актів Енергетичного Співтовариства";
доповнити частинами тринадцятою - п’ятнадцятою такого змісту:
"13. Перелік загальноєвропейських та регіональних правил, що підлягають застосуванню оператором системи передачі, номінованим оператором (номінованими операторами) ринку та іншими учасниками ринку, затверджує Регулятор.
Регулятор забезпечує переклад загальноєвропейських та регіональних правил на українську мову.
Загальноєвропейські правила українською та англійською мовами оприлюднюються на веб-сайтах Регулятора, оператора системи передачі та номінованого оператора (номінованих операторів) ринку.
Регіональні правила, крім конфіденційної інформації, українською та англійською мовами оприлюднюються на веб-сайтах Регулятора, оператора системи передачі та номінованого оператора (номінованих операторів) ринку українською та англійською мовами, крім випадків (або в частині), коли (в якій) такі правила містять конфіденційну інформацію.
Регулятор оновлює затверджений ним перелік загальноєвропейських та регіональних правил у разі внесення відповідних змін до актів законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики.
14. Оператор системи передачі та/або номінований оператор (номіновані оператори) ринку бере (беруть) участь у розробленні, узгодженні та поданні для затвердження регіональних правил, порядків, умов, методик (методологій) та змін до них усіма регуляторними органами відповідного регіону, Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства або ACER відповідно до цього Закону, нормативно-правових актів та міжнародних зобов’язань України.
Оператор системи передачі та/або номінований оператор (номіновані оператори) ринку бере (беруть) участь у розробленні, узгодженні та поданні до Регулятора для затвердження національних правил, порядків, умов, методик (методологій) відповідно до вимог цього Закону, нормативно-правових актів та міжнародних зобов’язань України.
Регулятор забезпечує застосування оператором системи передачі та номінованим оператором (номінованими операторами) ринку національних правил, затверджених відповідно до цього Закону, інших нормативно-правових актів та міжнародних зобов’язань України.
15. Під час розроблення пропозицій щодо регіональних та/або національних правил чи змін до них відповідно до цього Закону та/або актів законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики оператор системи передачі та номінований оператор (номіновані оператори) ринку проводять консультації із заінтересованими сторонами, а за необхідності - також з відповідними органами Європейського Союзу та Енергетичного Співтовариства, щодо проекту пропозицій до регіональних та/або національних правил або з інших питань, пов’язаних з виконанням функцій оператора системи передачі та номінованого оператора ринку";
3) у статті 3:
частину другу викласти в такій редакції:
"2. Функціонування ринку електричної енергії здійснюється на принципах:
1) забезпечення енергетичної безпеки України;
2) забезпечення безпеки постачання електричної енергії споживачам, захисту їхніх прав та інтересів;
3) створення умов безпечної експлуатації об’єктів електроенергетики;
4) збереження цілісності, забезпечення надійного та ефективного функціонування ОЕС України, єдиного диспетчерського (оперативно-технологічного) управління нею;
5) забезпечення балансу між попитом та пропозицією електричної енергії;
6) розвитку міждержавних ліній електропередачі з енергосистемами держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства;
7) рівності прав на продаж та купівлю електричної енергії;
8) вільного вибору електропостачальника споживачем;
9) недискримінаційного і прозорого доступу до системи передачі та систем розподілу;
10) недискримінаційної участі в ринку електричної енергії;
11) незалежного державного регулювання;
12) недискримінаційного ціно- та тарифоутворення, що відображає економічно обґрунтовані витрати;
13) відповідальності учасників ринку за недотримання правил ринку, правил ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку, правил торгів номінованого оператора ринку, кодексу системи передачі, кодексу систем розподілу, кодексу комерційного обліку, правил роздрібного ринку, інших нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, та умов договорів, що укладаються на цьому ринку;
14) співробітництва та інтеграції ринку електричної енергії на регіональному та загальноєвропейському рівнях;
15) вільного ціноутворення на основі попиту і пропозиції, запобігання діям, що перешкоджають формуванню цін на основі попиту і пропозиції;
16) надання можливості споживачам користуватися перевагами розвитку ринку електричної енергії та зростання конкуренції на роздрібному ринку електричної енергії, брати активну участь на ринку електричної енергії та в енергетичному переході;
17) забезпечення споживачам можливості для участі на ринку електричної енергії шляхом агрегації;
18) декарбонізації енергосистеми та економіки, зокрема шляхом розвитку виробництва електричної енергії з відновлюваних джерел енергії та запровадження стимулів для підвищення енергоефективності;
19) запровадження інвестиційних стимулів для виробництва електричної енергії, зокрема щодо довгострокових інвестицій у декарбонізовану та сталу енергосистему, зберігання енергії, підвищення енергоефективності та реагування попиту для задоволення потреб ринку електричної енергії, а також сприяння добросовісній конкуренції з метою забезпечення безпеки постачання електричної енергії;
20) усунення бар’єрів для міждержавних перетоків електричної енергії між торговими зонами або державами - сторонами Енергетичного Співтовариства чи державами - членами Європейського Союзу та для міждержавних операцій на ринках електричної енергії та ринках супутніх послуг;
21) сприяння розвитку маневрової генерації, сталого низьковуглецевого виробництва та гнучкого попиту;
22) сприяння створенню демонстраційних проектів, що сприяють розвитку сталих, надійних та низьковуглецевих джерел енергії, технологій або систем, з метою їх використання в загальносуспільних інтересах;
23) ефективної диспетчеризації генеруючих потужностей, установок зберігання енергії та реагування попиту;
24) сприяння торгівлі в межах Енергетичного Співтовариства та Європейського Союзу з урахуванням впливу регуляторних змін на функціонування ринків електричної енергії;
25) забезпечення доступності довгострокових продуктів та договорів хеджування у прозорий спосіб та на ринкових засадах з метою захисту учасників ринку від ризиків волатильності цін та зменшення невизначеності щодо майбутніх прибутків від інвестицій";
доповнити частиною четвертою такого змісту:
"4. Ринок електричної енергії в Україні функціонує за центральноєвропейським часом (CET) з урахуванням переходу на літній та/або зимовий час";
4) у частині першій статті 4:
пункт 9 викласти в такій редакції:
"9) про надання допоміжних послуг, не пов’язаних з регулюванням частоти";
доповнити пунктами 9-1 і 9-2 такого змісту:
"9-1) про надання послуг балансуючої потужності;
9-2) про надання послуг з гнучкості";
пункт 10 виключити;
доповнити пунктами 18-3 і 18-4 такого змісту:
"18-3) про участь у балансуючій групі;
18-4) про участь в агрегованій групі";
5) у статті 5:
у частині першій:
пункт 3 після слів "застосування заходів" доповнити словом "(стимулів)";
пункт 5 доповнити словами "перехід до сталої низьковуглецевої енергетичної системи";
після пункту 7 доповнити новим пунктом такого змісту:
"8) сприяння впровадженню інтелектуальних лічильників та систем обліку".
У зв’язку з цим пункти 8 і 9 вважати відповідно пунктами 9 і 10;
доповнити новим абзацом такого змісту:
"Державна політика має бути також спрямована на оптимізацію споживання електричної енергії, зокрема, шляхом впровадження систем енергетичного менеджменту, розроблення ефективних підходів до ціноутворення, застосування заходів, спрямованих на підвищення енергоефективності споживачів електричної енергії, розвитку "розумних мереж", використання інтелектуальних лічильників та систем обліку, з дотриманням вимог законодавства про захист інформації. Правовий режим та мінімальні функціональні вимоги до інтелектуальних лічильників та систем обліку визначають Закон України "Про енергетичну ефективність" та кодекс комерційного обліку";
у частині другій слова "в галузі електроенергетики, та інші" замінити словами "в галузі електроенергетики, Регулятор та інші";
частину третю доповнити пунктами 1-1 і 1-2 такого змісту:
"1-1) схвалення Національного плану з енергетики та клімату;
1-2) затвердження плану заходів з усунення виявлених регуляторних викривлень або ринкових збоїв";
у частині четвертій:
пункт 1 доповнити словами "та Національного плану з енергетики та клімату";
доповнити пунктами 4-1, 4-2 і 10-4 такого змісту:
"4-1) розроблення і затвердження порядку підготовки плану готовності до ризиків відповідно до вимог, визначених статтею 16-1 цього Закону;
4-2) виконання завдань як компетентного органу відповідно до вимог, визначених статтею 16-1 цього Закону";
"10-4) затвердження стандарту надійності";
6) у статті 6:
частину першу доповнити новим абзацом такого змісту:
"Під час здійснення державного регулювання ринку електричної енергії Регулятор повинен вживати у межах своїх повноважень всіх необхідних заходів для виконання завдань, визначених частиною другою цієї статті, у співпраці з іншими органами державної влади, зокрема Антимонопольним комітетом України, а також органами влади, зокрема регуляторними органами та органами з питань захисту конкуренції, держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, без обмеження своєї компетенції";
у частині другій:
пункт 1 викласти в такій редакції:
"1) сприяння співпраці з Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, АСЕR та національними регуляторами у сфері енергетики держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, становленню конкурентного єдиного ринку електричної енергії в рамках Енергетичного Співтовариства з урахуванням інтересів забезпечення безпеки постачання електричної енергії та сталості навколишнього природного середовища, ефективному відкриттю ринку електричної енергії для всіх покупців держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства";
доповнити пунктами 3-1-3-4 такого змісту:
"3-1) координація діяльності з регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства з метою забезпечення дотримання всіма учасниками ринку, Європейською мережею операторів системи передачі електричної енергії, Координаційною групою операторів систем розподілу Енергетичного Співтовариства, регіональними координаційними центрами своїх зобов’язань відповідно до законодавства України, актів законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики, рішень Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та ACER;
3-2) впровадження мережевих кодексів та настанов, визначених актами законодавства Енергетичного Співтовариства;
3-3) дотримання та впровадження обов’язкових до виконання рішень Секретаріату Енергетичного Співтовариства, рішень ACER та Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, прийнятих у межах компетенції, визначеної Договором про заснування Енергетичного Співтовариства;
3-4) забезпечення відсутності перехресного субсидіювання видів діяльності на ринку електричної енергії, а також субсидіювання одних споживачів за рахунок інших";
пункт 4 після слів "між учасниками ринків" доповнити словами "держав - членів Європейського Союзу та";
доповнити пунктами 4-1 і 4-2 такого змісту:
"4-1) надання Раді регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та АСЕR інформації, необхідної для здійснення моніторингу функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, та іншої інформації, необхідної для виконання їхніх завдань;
4-2) опублікування не менше одного разу на рік рекомендацій щодо забезпечення відповідності ціни, за якою електрична енергія постачається споживачам, вимогам частин восьмої і дев’ятої статті 62 цього Закону та подання таких рекомендацій до Кабінету Міністрів України та Антимонопольного комітету України";
пункт 6 після слів "альтернативних джерел енергії" доповнити словами "операторів установок зберігання енергії";
доповнити пунктами 15-17 такого змісту:
"15) оцінювання вартості втраченого навантаження;
16) співпраця з регуляторними органами відповідного регіону щодо затвердження регіональних правил та їх подання для затвердження до Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства або АСЕR у випадках, визначених актами законодавства Енергетичного Співтовариства, а також вжиття заходів у співпраці з іншими регуляторними органами, Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та ACER для прийняття необхідних правил, порядків, умов, методик (методологій), якщо оператор системи передачі або номінований оператор (номіновані оператори) ринку не подають проект таких правил, порядків, умов, методик (методологій) чи змін до них у визначений строк;
17) забезпечення застосування оператором системи передачі, номінованим оператором (номінованими операторами) ринку, учасниками ринку загальноєвропейських та регіональних правил, включених до переліків, затверджених Регулятором";
у частині третій:
доповнити пунктами 3-1-3-4 такого змісту:
"3-1) прийняття рішення про призначення номінованого оператора (номінованих операторів) ринку, призупинення діяльності, припинення виконання функції номінованого оператора ринку;
3-2) затвердження пропозиції щодо розподілу регіональних витрат на створення, зміну та функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, підготовленої спільно номінованими операторами ринку та операторами систем передачі регіону розрахунку пропускної спроможності;
3-3) оцінювання обґрунтованості ефективності та пропорційності витрат оператора системи передачі, понесених ним у процесі виконання своїх завдань та обов’язків відповідно до цього Закону та загальноєвропейських, регіональних і національних правил, порядків, умов, методик (методологій) при єдиному сполученні ринків, включення таких витрат до відповідного тарифу чи застосування інших механізмів, визначених Регулятором, для відшкодування відповідних витрат;
3-4) прийняття рішення про початок функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та/або єдиного сполучення внутрішньодобових ринків";
у пункті 4-1 слова "пропускної спроможності міждержавних перетинів" замінити словами "міжзональної пропускної спроможності";
пункт 4-2 викласти в такій редакції:
"4-2) прийняття рішення про погодження або непогодження правил розподілу міжзональної пропускної спроможності та правил торгів номінованого оператора ринку";
пункт 4-3 замінити чотирма пунктами такого змісту:
"4-3) затвердження за поданням номінованого оператора (номінованих операторів) ринку та/або оператора системи передачі регіональних правил спільно з регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства;
4-4) надання відступів у випадках, визначених цим Законом;
4-5) надання звільнення або встановлення зобов’язання щодо виконання окремих технічних вимог кодексу системи передачі;
4-6) прийняття рішення про погодження або непогодження структури розподілу пропускної спроможності у разі відсутності спільної скоординованої процедури розподілу пропускної спроможності";
пункт 5 викласти в такій редакції:
"5) схвалення та моніторинг виконання плану розвитку системи передачі на наступні 10 років та планів розвитку систем розподілу, затвердження звіту з оцінки достатності ресурсів для покриття прогнозованого попиту та забезпечення необхідного резерву";
у пункті 6:
абзац десятий викласти в такій редакції:
"методики встановлення (формування) тарифів (цін) або надбавок у рамках покладення спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку електричної енергії";
доповнити новими абзацами такого змісту:
"порядку призначення номінованого оператора ринку, призупинення його діяльності, припинення виконання функції номінованого оператора ринку, а також моніторингу діяльності номінованого оператора ринку;
процедури паспортизації номінованого оператора ринку;
пропозиції оператора системи передачі або операторів систем передачі відповідного регіону щодо перегляду конфігурації торгової зони (торгових зон);
порядку надання послуг з гнучкості;
мінімальних вимог до платіжних документів (рахунків) та платіжної інформації, які електроенергетичні підприємства надають споживачам";
абзац третій пункту 7 викласти в такій редакції:
"тарифів (цін) або надбавок у рамках покладення спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку електричної енергії";
абзац другий пункту 8 викласти в такій редакції:
"вимог до проведення щорічного обов’язкового аудиту процесів на ринку "на добу наперед" та внутрішньодобовому ринку, балансуючому ринку, ринку допоміжних послуг, а також розрахунків на цих ринках";
пункт 9 викласти в такій редакції:
"9) забезпечення виконання оператором системи передачі, операторами систем розподілу, а також іншими учасниками ринку (крім споживачів, що не є учасниками оптового енергетичного ринку) їхніх зобов’язань згідно з цим Законом, у тому числі щодо співпраці та взаємодії з учасниками ринків електричної енергії іноземних держав - сторін Енергетичного Співтовариства та/або держав - членів Європейського Союзу, АСЕR, Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства";
доповнити пунктом 9-1 такого змісту:
"9-1) сприяння сумісності процесів обміну даними для ринкових процесів на регіональному рівні";
у пункті 10:
в абзаці другому слова "його сегментів" замінити словами "його сегментів, у тому числі єдиного сполучення ринків";
абзац третій викласти в такій редакції:
"рівня та ефективності відкриття ринку електричної енергії, прозорості та конкуренції на оптовому та роздрібному ринку електричної енергії (у тому числі цін за двосторонніми договорами та цін на організованих сегментах ринку, цін для побутових споживачів, включаючи практику застосування умови попередньої оплати), впливу договорів з динамічною ціною та використання інтелектуальних лічильників та систем обліку, показників зміни електропостачальника, практики відключень, рівня цін та якості робіт з технічного обслуговування, плати за зміну, плати за технічне обслуговування, зміни тарифів за послуги з передачі електричної енергії та розподілу електричної енергії, скарг споживачів, у тому числі побутових споживачів, а також будь-яких практик, що призводять до спотворення або обмеження конкуренції на ринку електричної енергії, про які Регулятор повідомляє Антимонопольний комітет України з наданням необхідної інформації та документів";
в абзацах шостому і дев’ятому слова "пропускної спроможності міждержавних перетинів" замінити словами "міжзональної пропускної спроможності";
після абзацу дев’ятого доповнити двома новими абзацами такого змісту:
"діяльності номінованого оператора (номінованих операторів) ринку;
дотримання номінованим оператором (номінованими операторами) ринку критеріїв його (їх) призначення".
У зв’язку з цим абзаци десятий - шістнадцятий вважати відповідно абзацами дванадцятим - вісімнадцятим;
в абзаці дванадцятому слово "(ENTSO-E)" виключити;
після абзацу чотирнадцятого доповнити новим абзацом такого змісту:
"укладення та дотримання умов договорів, що встановлюють обмеження, зокрема умови договорів, які не допускають укладення споживачем договору одночасно з кількома електропостачальниками (агрегаторами) та/або обмежують право споживача на вибір електропостачальника (агрегатора), та інформування Антимонопольного комітету України про практику укладення таких договорів (за потреби)".
У зв’язку з цим абзаци п’ятнадцятий - вісімнадцятий вважати відповідно абзацами шістнадцятим - дев’ятнадцятим;
в абзаці сімнадцятому слова "розвиток генеруючих потужностей" замінити словами "генеруючі потужності та потужності установок зберігання енергії";
доповнити абзацами двадцятим - двадцять четвертим такого змісту:
"застосування плати за розірвання договору;
ефективності заходів, вжитих оператором системи передачі та операторами систем розподілу з метою розвитку "розумних" мереж, які впливають на енергоефективність електричних мереж та інтеграцію об’єктів відновлюваної енергетики, на основі обмеженого набору показників (Регулятор зобов’язаний кожні два роки оприлюднювати на своєму офіційному веб-сайті національний звіт та рекомендації, що ґрунтуються на результатах моніторингу);
впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку;
функціонування інструментів порівняння пропозицій електропостачальників;
усунення необґрунтованих перешкод та обмежень для розвитку самостійного виробництва електричної енергії споживачем з метою забезпечення власних потреб, а також для діяльності громадських енергетичних об’єднань";
пункт 10-1 викласти в такій редакції:
"10-1) визначення вимог та надання рекомендацій щодо забезпечення доброчесності та прозорості на оптовому енергетичному ринку відповідно до вимог актів Енергетичного Співтовариства та рекомендацій ACER, виявлення в діях учасників оптового енергетичного ринку ознак зловживання та інших порушень на оптовому енергетичному ринку";
в абзаці п’ятому пункту 11-1 слова "електричної енергії, диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та інші платежі" замінити словами "електричної енергії, тарифи (ціни) або надбавки у рамках виконання покладених спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів та інші платежі";
у пункті 12 слово "затвердження" замінити словом "схвалення";
пункт 17 викласти в такій редакції:
"17) забезпечення недискримінаційного доступу до інформації про обсяги та інші показники споживання електричної енергії споживачем у порядку та на умовах, встановлених цим Законом та іншими актами законодавства, шляхом надання на національному рівні своєчасного доступу до даних про споживання у стандартизованому і технічно сумісному форматі";
пункт 18 після слів "захисту вразливих" доповнити словами "та енергетично бідних";
доповнити пунктом 19-2 такого змісту:
"19-2) подання до компетентного органу пропозиції щодо стандарту надійності";
у частині четвертій:
пункт 3-1 викласти в такій редакції:
"3-1) вживати заходів для сприяння ефективній конкуренції на ринку електричної енергії та забезпечення його належного функціонування";
у пункті 7 слова "пропускної спроможності міждержавних перетинів" замінити словами "міжзональної пропускної спроможності", а слова "основним засадам" - словом "вимогам";
доповнити пунктами 7-1 і 13 такого змісту:
"7-1) ініціювати перегляд конфігурації торгової зони (торгових зон)";
"13) створювати та забезпечувати функціонування інструменту порівняння пропозицій електропостачальників";
7) у статті 7:
пункт 3 частини першої виключити;
частину шосту викласти в такій редакції:
"6. Методики (порядки) встановлення (формування) тарифів на послуги з передачі електричної енергії та на послуги з розподілу електричної енергії мають забезпечувати:
1) покриття економічно обґрунтованих операційних та інших витрат оператора системи передачі та операторів систем розподілу;
2) стимулювання оператора системи передачі та операторів систем розподілу до підвищення ефективності, включаючи енергоефективність, на короткострокову та довгострокову перспективу;
3) справедливу норму прибутку на інвестований капітал;
4) підтримку відповідної науково-технічної діяльності та стимулювання інновацій в інтересах споживачів у сферах цифровізації, розвитку міждержавних перетинів та послуг з гнучкості;
5) формування економічно обґрунтованих та недискримінаційних цінових сигналів для користувачів системи, що сприятимуть довгостроковій ефективності функціонування ОЕС України;
6) недискримінаційне ставлення до користувачів систем розподілу електричної енергії, системи передачі електричної енергії.
Тарифи на послуги з передачі електричної енергії та на послуги з розподілу електричної енергії мають бути недискримінаційними щодо діяльності із зберігання енергії та агрегації, а також не повинні створювати перешкод для виробництва електричної енергії для власних потреб та для участі в реагуванні попиту.
Під час встановлення тарифів на послуги з передачі та послуги з розподілу електричної енергії, затвердження методик (порядків) встановлення (формування) тарифів на послуги з передачі та послуги з розподілу електричної енергії Регулятор бере до уваги звіти про найкращі практики щодо методів встановлення тарифів на послуги з передачі та послуги з розподілу електричної енергії, які видає Рада регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та інші уповноважені органи Європейського Союзу.
У випадках, визначених методиками (порядками) встановлення (формування) тарифів, рівень тарифів, що застосовуються до виробників та/або споживачів, повинен забезпечувати надання користувачам системи місцевих (локаційних) цінових сигналів на рівні Енергетичного Співтовариства з метою прийняття такими користувачами інвестиційних рішень, а також враховувати обсяги втрат електричної енергії в мережах, перевантаження в мережі та інвестиційні витрати на розвиток електроенергетичної інфраструктури.
Регулятор може встановлювати диференційовані, у тому числі за часом, тарифи на послуги з передачі електричної енергії та послуги з розподілу електричної енергії відповідно до методик (порядків) встановлення (формування) тарифів на послуги з передачі електричної енергії та послуги з розподілу електричної енергії.
Методики (порядки) встановлення (формування) тарифів на послуги з передачі електричної енергії мають забезпечувати (якщо вони не покриваються через інші відповідні механізми) своєчасне покриття обґрунтованих, ефективних та пропорційних витрат, що виникають у оператора системи передачі у зв’язку з виконанням своїх завдань і зобов’язань відповідно до цього Закону та загальноєвропейських, регіональних і національних правил, зокрема у зв’язку з участю в регіональному координаційному центрі та Європейській мережі операторів систем передачі електричної енергії";
після частини шостої доповнити двома новими частинами такого змісту:
"7. При встановленні тарифу на послуги з передачі електричної енергії враховується різниця між доходами та витратами за механізмом компенсації між операторами систем передачі.
Не має стягуватися жодна спеціальна плата за доступ до електричних мереж для окремих операцій при міжзональній торгівлі електричною енергією.
8. Оператори систем розподілу та оператор системи передачі на підставі відповідних рішень Регулятора мають отримувати належне покриття обґрунтованих витрат за закупівлю послуг з гнучкості, допоміжних послуг, що не пов’язані з регулюванням частоти, та інших товарів і послуг, необхідних для ефективної, надійної та безпечної роботи систем розподілу та системи передачі, включаючи необхідні витрати на інформаційно-комунікаційні технології та витрати на розвиток електроенергетичної інфраструктури".
У зв’язку з цим частини сьому і восьму вважати відповідно частинами дев’ятою і десятою;
8) частину другу статті 11 після слів "виконують функції оператора ринку" доповнити словами "номінованого оператора ринку";
9) статтю 15 викласти в такій редакції:
"Стаття 15. Регіональне співробітництво
1. Центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та Регулятор співпрацюють з відповідними органами та установами держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства та органами і установами Європейського Союзу та Енергетичного Співтовариства з метою інтеграції національних ринків електричної енергії на регіональному рівні.
Регіональне співробітництво має сприяти гармонізації нормативної бази та розвитку обмінів електричною енергією між державами, скоординованому розподілу міжзональної пропускної спроможності на основі недискримінаційних ринкових рішень, регіональній інтеграції ринку "на добу наперед", внутрішньодобового ринку, механізмів балансування та резервування потужності.
2. Регулятор має сприяти співпраці оператора системи передачі та номінованого оператора (номінованих операторів) ринку з відповідними операторами держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства на регіональному рівні з метою узгодженості їхньої правової, регуляторної та нормативно-технічної бази.
3. Центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та Регулятор мають сприяти оператору системи передачі у процесі інтеграції ОЕС України на регіональному рівні з однією або більше енергосистемами суміжних держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства з метою розподілу міжзональної пропускної спроможності та перевірки стану безпеки мережі.
4. Оператор системи передачі спільно з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства бере участь у створенні, діяльності регіонального координаційного центру в порядку, встановленому цим Законом, іншими нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, та актами законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики.
5. Регулятор спільно з АСЕR, Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які входять до спільного з Україною регіону функціонування енергетичних систем, та Європейською мережею операторів системи передачі електричної енергії здійснює моніторинг діяльності регіонального координаційного центру.
6. Регулятор співпрацює з іншими регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства принаймні на регіональному рівні з метою:
1) сприяння формуванню організаційних заходів, спрямованих на оптимізацію управління мережею, розвиток спільних обмінів електричною енергією та розподіл міжзональної пропускної спроможності, забезпечення збільшення пропускної спроможності міждержавних перетинів, зокрема шляхом будівництва нових міждержавних ліній електропередачі для розвитку ефективної конкуренції та підвищення безпеки постачання;
2) координації спільного нагляду за суб’єктами, які виконують функції на регіональному рівні;
3) координації спільного нагляду у співпраці з іншими залученими органами за виконанням національних, регіональних та європейських оцінок достатності ресурсів;
4) координації розроблення мережевих кодексів і настанов для відповідних операторів систем передачі та інших учасників ринку електричної енергії;
5) координації розроблення правил управління перевантаженнями.
7. Регулятор має право укладати угоди про співпрацю з регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства для сприяння регуляторній співпраці.
8. Оператори систем розподілу співпрацюють з операторами систем розподілу Енергетичного Співтовариства, зокрема через Координаційну групу операторів систем розподілу Енергетичного Співтовариства, з метою сприяння інтеграції та функціонуванню спільного ринку електричної енергії, оптимізації управління та скоординованої експлуатації систем розподілу та систем передачі.
9. Регулятор та інші уповноважені органи, оператор системи передачі, оператори систем розподілу, номінований оператор (номіновані оператори) ринку, регіональні координаційні центри повинні виконувати обов’язкові для них рішення та враховувати адресовані їм висновки і рекомендації АСЕR.
Регулятор забезпечує виконання рішень АСЕR, які згідно із законодавством України або ратифікованим міжнародним договором України є обов’язковими для оператора системи передачі, операторів систем розподілу, номінованого оператора (номінованих операторів) ринку.
10. Відповідно до частини дев’ятої цієї статті підлягають виконанню рішення АСЕR, зокрема щодо:
1) надання інформації Регулятором, іншими уповноваженими органами, оператором системи передачі, операторами систем розподілу, номінованим оператором (номінованими операторами) ринку, регіональними координаційними центрами;
2) затвердження загальноєвропейських правил та змін до них, регіональних правил у разі недосягнення згоди між Регулятором та/або регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу чи держав - сторін Енергетичного Співтовариства щодо таких правил, змін до них або на підставі спільного звернення регуляторних органів;
3) зміни конфігурації регіонів розрахунку пропускної спроможності;
4) зміни конфігурації регіонів функціонування енергетичних систем;
5) зміни конфігурації регіональних координаційних центрів;
6) невиконання зобов’язань регіональними координаційними центрами;
7) надання або відмови у наданні звільнень для нових та реконструйованих існуючих міждержавних ліній електропередачі у випадках, визначених цим Законом;
8) надання або відмови у наданні звільнення від виконання вимог щодо дотримання мінімального обсягу доступної пропускної спроможності у випадку, визначеному цим Законом;
9) технічних та регуляторних питань, які мають вплив на міждержавну торгівлю, а також питань безпеки енергосистеми, що мають міждержавне значення та вимагають спільного рішення щонайменше двох регуляторних органів відповідного регіону, у разі недосягнення згоди між регуляторними органами щодо такого рішення;
10) забезпечення безпеки постачання електричної енергії та операційної безпеки.
Будь-яка фізична або юридична особа може оскаржити рішення АСЕR, прийняте щодо такої особи, або рішення, прийняті щодо інших осіб, якщо вони впливають на права, обов’язки та інтереси такої особи. Порядок оскарження рішень АСЕR визначають акти законодавства Енергетичного Співтовариства";
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.
Виробники зобов’язані надавати відповідні дані на запит Регулятора, Антимонопольного комітету України, Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства";
20) у статті 30-1:
частину другу після слів "виконання функцій оператора ринку" доповнити словами "номінованого оператора ринку";
частину третю викласти в такій редакції:
"3. Оператор установки зберігання енергії здійснює купівлю-продаж електричної енергії на ринку електричної енергії відповідно до положень цього Закону, правил ринку, правил ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку, інших нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії. Оператор установки зберігання енергії має право надавати послуги з балансування та/або допоміжні послуги, та/або послуги з гнучкості відповідно до положень цього Закону, правил ринку та інших нормативно-правових актів";
пункт 2 частини четвертої викласти в такій редакції:
"2) своєчасно та в повному обсязі отримувати кошти за надання послуг з балансування, допоміжних послуг, послуг з гнучкості та за електричну енергію, продану відповідно до укладених договорів на ринку електричної енергії";
у пункті 5 частини шостої слова "погодинних графіків електричної енергії" замінити словами "графіків електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
частину восьму викласти в такій редакції:
"8. Оператор установки зберігання енергії сплачує плату за послуги з передачі електричної енергії, з розподілу електричної енергії, з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління за відповідними тарифами, розрахованими згідно з методикою, затвердженою Регулятором, з урахуванням того, що забезпечуються:
1) окремий розрахунок таких тарифів щодо електричної енергії, відпущеної в мережу, та електричної енергії, відібраної з мережі установкою зберігання енергії. Такі тарифи мають бути економічно обґрунтованими, сформованими на засадах недискримінаційності щодо установок зберігання енергії та створювати стимули для експлуатації установок зберігання енергії у спосіб, що сприяє економічно ефективному управлінню енергосистемою;
2) уникнення подвійної сплати таких тарифів оператором установки зберігання енергії у разі споживання ним електричної енергії для власних потреб або під час надання ним послуг з гнучкості та/або допоміжних послуг;
3) врахування важливості для енергосистеми установок зберігання енергії з огляду на їхній позитивний вплив на зменшення витрат учасників ринку, фізичних втрат електричної енергії, підвищення безпеки енергопостачання, зокрема, завдяки наданню ними послуг з гнучкості, допоміжних послуг та послуг з балансування.
При затвердженні методики, передбаченої цією частиною, Регулятор, зокрема, має право визначити обсяг плати оператора установки зберігання енергії за послуги з передачі електричної енергії, з розподілу електричної енергії, з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, виходячи з обсягу абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії установкою зберігання енергії за відповідними тарифами";
21) у статті 30-2:
абзац другий частини першої викласти в такій редакції:
"Незалежний агрегатор не має права здійснювати діяльність з постачання електричної енергії споживачу, який входить до його агрегованої групи згідно з договором про участь в агрегованій групі, укладеним з ним або його афілійованою особою";
частини другу, третю - п’яту викласти в такій редакції:
"2. Відносини між агрегатором, у тому числі незалежним агрегатором, та іншими учасниками агрегованої групи регулюються договором про участь в агрегованій групі. Основні умови такого договору визначаються правилами ринку, а для агрегації споживачів - правилами роздрібного ринку або іншими нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії.
Агрегатор може агрегувати одну або декілька одиниць агрегації.
Агрегатор є стороною, відповідальною за баланс електроустановок, що входять до складу його одиниці агрегації, або передає свою відповідальність іншій стороні, відповідальній за баланс, у порядку, визначеному правилами ринку";
"3. Агрегатору, у тому числі незалежному агрегатору, забороняється здійснювати діяльність з передачі та/або розподілу електричної енергії, транспортування та розподілу природного газу, а також виконувати функції оператора ринку, номінованого оператора ринку.
4. Агрегатор, у тому числі незалежний агрегатор, здійснює купівлю-продаж електричної енергії на ринку електричної енергії відповідно до вимог цього Закону, правил ринку, правил ринку "на добу наперед" та правил внутрішньодобового ринку, а також інших нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії. Агрегатор, у тому числі незалежний агрегатор, надає послуги з балансування та/або допоміжні послуги відповідно до вимог цього Закону та правил ринку.
5. Агрегатор, у тому числі незалежний агрегатор, має право:
1) здійснювати купівлю-продаж електричної енергії та надавати послуги на ринку електричної енергії;
2) своєчасно та в повному обсязі отримувати кошти за продану ним електричну енергію та надані послуги на ринку електричної енергії відповідно до укладених договорів;
3) отримувати доступ до інформації щодо діяльності на ринку електричної енергії у порядку та обсягах, визначених правилами ринку, правилами ринку "на добу наперед" та правилами внутрішньодобового ринку, а також іншими нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії;
4) пропонувати та надавати допоміжні послуги у випадках та порядку, визначених правилами ринку.
Агрегатор, у тому числі незалежний агрегатор, має також інші права, визначені законодавством";
у пункті 5 частини шостої слова "погодинних графіків електричної енергії" замінити словами "графіків електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
у частині восьмій:
абзац перший викласти в такій редакції:
"8. Електроустановка, призначена для виробництва та/або споживання електричної енергії, та/або установка зберігання енергії не може одночасно входити до складу більше ніж однієї одиниці агрегації. До складу одиниці агрегації не може входити електроустановка, призначена для виробництва електричної енергії, встановлена потужність якої перевищує 20 МВт";
абзац третій доповнити словами "а також іншими нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії";
частину одинадцяту викласти в такій редакції:
"11. Учасники ринку мають право безперешкодно входити до агрегованої групи, змінювати її або не входити до жодної агрегованої групи. Вихід з агрегованої групи має здійснюватися в найкоротший можливий строк при дотриманні умов договору, але такий строк не може перевищувати 21 календарний день. При цьому в договорах про участь в агрегованій групі допускається передбачати штрафні санкції (плату) за вихід електроустановки з агрегованої групи. Такі штрафні санкції (плата) повинні бути пропорційними, не повинні перевищувати прямі збитки та/або витрати агрегатора внаслідок розірвання договору, включаючи вартість вже наданих за договором послуг. Тягар доведення прямих збитків та/або витрат покладається на агрегатора. Штрафні санкції (плата) не можуть застосовуватися до побутових та малих непобутових споживачів";
22) розділ IV-2 доповнити статтею 30-3 такого змісту:
"Стаття 30-3. Реагування попиту шляхом агрегації
1. Споживачі, у тому числі ті, що пропонують реагування попиту шляхом агрегації, мають рівні з виробниками права на участь в усіх сегментах ринку електричної енергії на недискримінаційних умовах.
2. Під час придбання допоміжних послуг та послуг з гнучкості оператор системи передачі та оператори систем розподілу зобов’язані забезпечувати залучення агрегаторів, які здійснюють реагування попиту шляхом агрегації, на рівних умовах з виробниками, враховуючи їхні технічні можливості, та дотримуватися принципів недискримінації.
3. З метою забезпечення реагування попиту шляхом агрегації:
1) кожний агрегатор, включаючи незалежних агрегаторів, має право брати участь у ринку електричної енергії без згоди інших учасників ринку;
2) функції та обов’язки всіх учасників ринку, включаючи споживачів, мають бути визначені правилами ринку та правилами роздрібного ринку, іншими нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, у недискримінаційний та прозорий спосіб;
3) правила ринку та правила роздрібного ринку, інші нормативно-правові акти, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, мають встановлювати недискримінаційні та прозорі правила і процедури для обміну даними між агрегаторами та іншими учасниками ринку, забезпечуючи простий доступ до таких даних на рівних і недискримінаційних умовах та водночас гарантуючи надійний захист комерційної інформації та персональних даних споживачів;
4) врегулювання спорів між агрегаторами та учасниками агрегованої групи здійснюється згідно із статтею 76 цього Закону.
4. Правила ринку можуть передбачати обов’язок агрегатора та/або споживачів, які є учасниками агрегованої групи такого агрегатора, сплачувати компенсацію іншим учасникам ринку або сторонам, відповідальним за баланс таких учасників ринку, якщо такий учасник ринку або сторона, відповідальна за баланс, понесли додаткові витрати у зв’язку з активацією реагування попиту в процесі агрегації. Така компенсація не може перешкоджати участі агрегаторів у ринку електричної енергії та не може обмежувати надання послуг з гнучкості. Така компенсація не може перевищувати розмір витрат електропостачальників, які постачають електричну енергію споживачу - учаснику агрегованої групи, або сторони, відповідальної за баланс такого електропостачальника, понесених протягом активації реагування попиту. Методика розрахунку компенсації, встановленої цією частиною, визначається правилами ринку та може враховувати вигоду, яку незалежні агрегатори приносять учасникам ринку.
5. Регулятор у взаємодії з учасниками ринку, включаючи споживачів, розробляє технічні вимоги для участі в реагуванні попиту в усіх сегментах ринку електричної енергії. Технічні вимоги ґрунтуються на технічних особливостях кожного сегмента ринку електричної енергії та на здатності реагування попиту, а також враховують можливість участі агрегованих електричних потужностей (навантажень)";
23) абзац перший частини другої статті 32 після слова "розподілу" доповнити словом "агрегації";
24) у статті 33:
у частині першій:
у пункті 3 слова "та диспетчерського (оперативно-технологічного) управління" виключити;
пункт 5 після слів "ефективності системи передачі" доповнити словами "цифровізації системи передачі та";
пункти 11-13 викласти в такій редакції:
"11) здійснює купівлю та продаж балансуючої електричної енергії на ринкових недискримінаційних і прозорих засадах та забезпечує функціонування балансуючого ринку, зокрема у взаємодії з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, у порядку, визначеному цим Законом, правилами ринку та кодексом системи передачі, а також здійснює купівлю-продаж небалансів електричної енергії;
12) проводить аналіз системних обмежень і перевантажень та врегульовує їх шляхом застосування недискримінаційних методів відповідно до правил ринку та кодексу системи передачі;
13) придбаває та/або надає послуги балансуючої потужності, придбаває допоміжні послуги, не пов’язані з регулюванням частоти, бере участь у механізмах обміну та/або спільного використання резервів потужності з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства з метою дотримання операційної безпеки";
пункт 14 після слів "постачальниками допоміжних послуг" доповнити словами "та постачальниками послуг з балансування";
пункт 15 викласти в такій редакції:
"15) забезпечує розподіл міжзональної пропускної спроможності у порядку, визначеному цим Законом та правилами розподілу міжзональної пропускної спроможності";
доповнити пунктом 15-1 такого змісту:
"15-1) сприяє безпеці постачання електричної енергії шляхом забезпечення достатньої пропускної спроможності та надійності системи передачі";
пункт 16 викласти в такій редакції:
"16) співпрацює з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, зокрема координує з ними дії та обмін інформацією для міждержавного балансування та забезпечення єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків";
доповнити пунктами 16-1-16-5 такого змісту:
"16-1) спільно з операторами систем передачі та/або номінованими операторами ринку держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства бере участь у розробленні та поданні на затвердження відповідно до цього Закону регіональних правил;
16-2) спільно з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства бере участь у виконанні завдань у рамках Європейської мережі операторів системи передачі електричної енергії;
16-3) розробляє національні правила та подає їх Регулятору на затвердження;
16-4) бере участь у роботі регіонального координаційного центру відповідно до цього Закону та актів законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики;
16-5) бере участь у спільних консультаціях з АСЕR та Регулятором";
у пунктах 17 і 17-1 слова "пропускної спроможності міждержавних перетинів" замінити словами "міжзональної пропускної спроможності";
доповнити пунктом 17-2 такого змісту:
"17-2) після консультацій з операторами систем розподілу, Регулятором, суміжними операторами систем передачі та іншими операторами систем передачі синхронної області розробляє план захисту енергосистеми та план відновлення відповідно до кодексу системи передачі та надає їх Регулятору";
пункт 18 викласти в такій редакції:
"18) готує план розвитку системи передачі на наступні 10 років, оцінку достатності ресурсів для покриття прогнозованого попиту та забезпечення необхідного резерву та подає їх Регулятору на схвалення/затвердження";
доповнити пунктом 21-1 такого змісту:
"21-1) здійснює управління даними, у тому числі розвиток систем управління даними, забезпечення кібербезпеки та захисту даних";
доповнити пунктами 23-1-23-4 такого змісту:
"23-1) розробляє та погоджує з відповідними операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства договори, зокрема щодо міждержавного балансування, співпраці у межах відповідного регіону розрахунку пропускної спроможності та регіону функціонування енергетичних систем, забезпечення функціонування єдиного сполучення ринків, та подає їх Регулятору для погодження;
23-2) бере участь у механізмі компенсації між операторами систем передачі відповідно до кодексу системи передачі та укладених договорів;
23-3) бере участь у процедурі перегляду конфігурації торгових зон та надає Європейській мережі операторів системи передачі електричної енергії інформацію, необхідну для складення технічного звіту про поточну конфігурацію торгових зон;
23-4) розробляє спільно з номінованими операторами ринку проект багатостороннього договору взаємодії призначених номінованих операторів ринку та оператора системи передачі";
у частині другій:
пункт 3 викласти в такій редакції:
"3) своєчасно та в повному обсязі отримувати плату за надані послуги";
доповнити пунктами 5-1-5-5 такого змісту:
"5-1) взаємодіяти з номінованими операторами ринків, операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства з питань здійснення ним своїх функцій відповідно до цього Закону та інших нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії;
5-2) взаємодіяти з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства з метою участі в європейських платформах балансування;
5-3) ініціювати перегляд конфігурації торгової зони (торгових зон) у порядку, встановленому Регулятором;
5-4) на покриття економічно обґрунтованих витрат, що виникають у оператора системи передачі при єдиному сполученні ринків, на скоординований розрахунок міжзональної пропускної спроможності, приєднання та участь в європейських платформах балансування, витрат на врегулювання системних обмежень, у тому числі на передиспетчеризацію або зустрічну торгівлю, шляхом включення таких витрат до тарифу за умови відсутності інших механізмів покриття таких витрат, визначених Регулятором;
5-5) укладати угоди щодо регіональних та/або двосторонніх заходів для запобігання кризам в електроенергетиці відповідно до статті 16-1 цього Закону";
у частині третій:
у пункті 4 слова "погодинних графіків електричної енергії" замінити словами "графіків електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
в абзаці першому пункту 10-1 слова "пропускної спроможності міждержавних перетинів" замінити словами "міжзональної пропускної спроможності";
доповнити пунктом 10-2 такого змісту:
"10-2) надавати АСЕR, Раді регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, Секретаріату Енергетичного Співтовариства, регіональному координаційному центру та Європейській мережі операторів системи передачі електричної енергії інформацію з питань, необхідних для виконання їхніх завдань";
пункт 12 викласти в такій редакції:
"12) вести окремий облік витрат та доходів від провадження діяльності з передачі електричної енергії та інших послуг";
доповнити пунктами 20 і 21 такого змісту:
"20) застосовувати загальноєвропейські правила та зміни до них, обов’язковість застосування яких встановлена актами законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики та/або рішеннями Ради міністрів Енергетичного Співтовариства, перелік яких затверджений Регулятором;
21) виконувати рішення Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та АСЕR, адресовані оператору системи передачі, та враховувати висновки і рекомендації Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та АСЕR";
частину четверту викласти в такій редакції:
"4. Оператор системи передачі надає послуги з передачі електричної енергії учасникам ринку на підставі договору, укладеного на основі типового договору про надання послуг з передачі електричної енергії.
Типовий договір про надання послуг з передачі електричної енергії затверджує Регулятор.
Порядок укладення такого договору визначає кодекс системи передачі";
у частині п’ятій:
абзац перший викласти в такій редакції:
"5. Оплата послуг з передачі електричної енергії здійснюється за тарифами, які визначає Регулятор відповідно до затвердженої ним методики";
абзаци другий і третій виключити;
абзац четвертий викласти в такій редакції:
"Тарифи на послуги з передачі електричної енергії оприлюднює оператор системи передачі у порядку та строки, визначені нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії";
абзац перший частини шостої викласти в такій редакції:
"6. Оператор системи передачі не має права здійснювати купівлю-продаж електричної енергії, крім купівлі-продажу електричної енергії з метою компенсації технологічних витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, балансування, надання/отримання аварійної допомоги операторам системи передачі суміжних держав, врегулювання небалансів, передиспетчеризації, зустрічної торгівлі та врегулювання відхилень з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства";
у частині восьмій:
абзац другий доповнити реченнями такого змісту: "Витрати оператора системи передачі, що виникають у нього під час виконання покладених на нього спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів, покриваються за рахунок тарифів (цін) або надбавок, встановлених Регулятором та не пов’язаних з тарифом на послуги з передачі електричної енергії. Включення витрат на виконання покладених спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів до тарифу на послуги з передачі електричної енергії забороняється";
доповнити новим абзацом такого змісту:
"Витрати оператора системи передачі, що виникають у нього під час виконання покладених на нього спеціальних обов’язків у частині забезпечення збільшення частки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії, включаючи забезпечення підтримки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії за механізмом ринкової премії, інших спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів, покриваються згідно з відповідною методикою, затвердженою Регулятором, за рахунок окремих тарифів (цін) або надбавок, встановлених Регулятором";
частину дванадцяту після слів "Секретаріату Енергетичного Співтовариства" доповнити словами "та Раді регуляторних органів Енергетичного Співтовариства";
абзац другий частини тринадцятої після слова "диспетчерське" доповнити словом "(оперативно-технологічне)";
25) доповнити статтею 33-1 такого змісту:
"Стаття 33-1. Функції оператора системи передачі під час єдиного сполучення ринків
1. Оператор системи передачі під час єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків:
1) забезпечує розрахунок міжзональної пропускної спроможності для єдиного сполучення ринків;
2) забезпечує укладення з операторами систем передачі та за потреби з третіми особами договорів, необхідних для забезпечення функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків;
3) надає номінованому оператору ринку міжзональну пропускну спроможність, яка може бути розподілена в межах неявного аукціону, а також періоди часу, протягом яких пропускна спроможність буде обмежена або недоступна, у порядку, затвердженому Регулятором;
4) перевіряє результати торгів щодо дотримання наданих номінованому оператору ринку обсягів міжзональної пропускної спроможності, яка могла бути розподілена в межах неявного аукціону;
5) враховує результати торгів, надані номінованим оператором ринку, під час виконання своїх функцій, у тому числі для розрахунку небалансів учасників ринку;
6) спільно з номінованим оператором ринку, операторами систем передачі та іншими учасниками інших держав, задіяних у єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків, впроваджує резервні (дублюючі) процедури для функціонування національного або регіонального ринку;
7) забезпечує розподілення доходів від розподілу міжзональної пропускної спроможності під час єдиного сполучення ринків відповідно до загальноєвропейських правил;
8) виконує інші функції, необхідні для забезпечення єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, встановлені законодавством";
26) у пункті 3 частини третьої статті 36-1 слова "генеруючих потужностей" замінити словом "ресурсів";
27) у статті 36-2:
у пункті 3 частини першої слова "генеруючих потужностей" замінити словом "ресурсів";
доповнити частиною четвертою такого змісту:
"4. Антимонопольний комітет України у співпраці з Регулятором має право здійснювати моніторинг дотримання власником системи передачі своїх зобов’язань відповідно до частини другої цієї статті";
28) у статті 37:
частини першу, третю і шосту викласти в такій редакції:
"1. Щороку у строки, визначені кодексом системи передачі, оператор системи передачі відповідно до порядку, затвердженого Регулятором, розробляє та подає на схвалення Регулятору план розвитку системи передачі на наступні 10 років. План розвитку системи передачі на наступні 10 років має забезпечувати відповідність системи передачі потребам ринку електричної енергії та інтересам безпеки постачання електричної енергії";
"3. План розвитку системи передачі на наступні 10 років розробляють на основі звіту з оцінки достатності ресурсів, а також планів розвитку суміжних систем передачі, систем розподілу електричної енергії.
Оператор системи передачі співпрацює з операторами систем розподілу під час планування розвитку та експлуатації своїх електричних мереж з метою забезпечення економічно ефективного, безпечного та надійного розвитку та експлуатації системи передачі";
"6. Регулятор здійснює перевірку відповідності заходів, передбачених планом розвитку системи передачі на наступні 10 років, вимогам цього Закону, а також їх узгодженості з Національним планом з енергетики та клімату та десятирічним планом розвитку мережі Європейського Союзу. У частині питань узгодженості з десятирічним планом розвитку мережі Європейського Союзу Регулятор може проводити консультації з АСЕR.
Регулятор за потреби може вимагати внесення оператором системи передачі змін до плану розвитку системи передачі на наступні 10 років";
доповнити частиною дев’ятою такого змісту:
"9. Оператор системи передачі бере участь у розробленні регіональних інвестиційних планів у межах співпраці в Європейській мережі операторів системи передачі електричної енергії та може приймати інвестиційні рішення на основі таких планів, якщо попередньо проведений аналіз витрат та вигод підтверджує, що інвестиції на основі відповідного регіонального інвестиційного плану є економічно доцільними.
Оператор системи передачі повинен надавати інформацію Європейській мережі операторів системи передачі електричної енергії для підготовки десятирічного плану розвитку мережі Європейського Союзу, необхідну, зокрема, для моделювання інтегрованої мережі, розроблення сценаріїв та оцінювання стійкості системи";
29) статтю 38 викласти в такій редакції:
"Стаття 38. Конфігурація торгових зон та загальні принципи управління перевантаженнями
1. Межі торгових зон визначають, виходячи з довгострокових, структурних перевантажень в електричній мережі системи передачі. У торговій зоні не має бути таких структурних перевантажень, крім випадків, якщо вони не впливають на сусідні торгові зони або, як тимчасовий виняток, їхній вплив на сусідні торгові зони пом’якшується шляхом застосування коригувальних дій, і такі структурні перевантаження не призводять до зменшення міжзональної пропускної спроможності.
З метою забезпечення оптимальної конфігурації торгових зон може здійснюватися їх перегляд у межах регіону розрахунку пропускної спроможності.
Під час перегляду існуючої конфігурації торгових зон визначають усі структурні перевантаження та здійснюють аналіз різних конфігурацій торгових зон у скоординований спосіб, із залученням усіх відповідних заінтересованих сторін держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства.
Перегляд існуючої конфігурації торгових зон можуть ініціювати:
1) Рада регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та/або ACER - у разі залучення держави - члена Європейського Союзу;
2) Регулятор спільно з відповідними регуляторними органами держав - сторін Енергетичного Співтовариства та/або держав - членів Європейського Союзу на підставі рекомендації Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та/або ACER;
3) оператори систем передачі відповідного регіону розрахунку пропускної спроможності спільно з усіма операторами систем передачі, області регулювання яких, включаючи міждержавні лінії електропередачі, розташовані в межах географічного району, щодо якого здійснюється перегляд конфігурації торгових зон;
4) Регулятор або оператор системи передачі за погодженням з Регулятором щодо торгових зон у межах області регулювання оператора системи передачі, якщо конфігурація торгових зон має незначний вплив на області регулювання суміжних операторів систем передачі, включаючи міждержавні лінії електропередачі, та якщо перегляд конфігурації торгових зон є необхідним для підвищення ефективності або забезпечення операційної безпеки;
5) держави - члени Європейського Союзу та/або держави - сторони Енергетичного Співтовариства регіону розрахунку пропускної спроможності. Для перегляду існуючої конфігурації торгових зон застосовують загальноєвропейську методологію проведення перегляду конфігурації торгових зон, затверджену ACER.
2. Проблеми перевантаження електричних мереж між ОЕС України та енергосистемами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства вирішують за допомогою недискримінаційних ринкових рішень, які надають ефективні економічні сигнали учасникам ринку та операторам систем передачі, що беруть участь у цьому процесі. Проблеми перевантаження електричної мережі вирішують за допомогою методів, що не базуються на торговельних операціях, а саме методів, що не передбачають вибору між договорами окремих учасників ринку. Вживаючи операційні заходи для забезпечення роботи системи передачі в нормальному режимі, оператор системи передачі повинен враховувати вплив таких заходів на сусідні області регулювання і координувати такі заходи з іншими відповідними операторами систем передачі.
3. За наявності перевантажень розподіл міжзональної пропускної спроможності здійснюють шляхом проведення:
1) явного аукціону за принципом першочергового задоволення заявок зареєстрованих учасників, які пропонують найвищу ціну;
2) неявного аукціону та безперервного неявного розподілу відповідно до алгоритмів, які використовуються при єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків.
У разі відсутності перевантажень розподіл міжзональної пропускної спроможності здійснюють на безоплатній основі.
4. Якщо заплановані комерційні обміни не відповідають безпечному функціонуванню ОЕС України, оператор системи передачі має врегулювати перевантаження відповідно до вимог операційної безпеки у найбільш економічно ефективний спосіб.
З метою максимального використання доступної пропускної спроможності оператор системи передачі застосовує коригувальні дії на основі скоординованого, недискримінаційного процесу.
Коригуючу передиспетчеризацію або зустрічну торгівлю застосовують в останню чергу, якщо дешевші заходи не можуть бути застосовані.
Передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю застосовують для максимального використання доступної пропускної спроможності з метою досягнення мінімального обсягу доступної пропускної спроможності, що пропонується учасникам ринку, відповідно до частини шістнадцятої цієї статті.
Передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю застосовують відповідно до методології скоординованої передиспетчеризації та зустрічної торгівлі, яка є регіональними правилами.
Розподіл витрат на застосування зустрічної торгівлі та передиспетчеризації здійснюють згідно з методологією розподілу витрат на передиспетчеризацію та зустрічну торгівлю, яка є регіональними правилами.
5. У разі довготривалих, частих перевантажень оператор системи передачі застосовує заздалегідь визначені та узгоджені з операторами системи передачі суміжних держав методи (принципи) управління перевантаженнями, включаючи координацію розрахунку міжзональної пропускної спроможності, у порядку, визначеному цим Законом.
6. Оператор системи передачі може не дотримуватися скоординованих дій з питань скоординованого розрахунку міжзональної пропускної спроможності та скоординованого аналізу операційної безпеки, наданих регіональним координаційним центром, у разі якщо здійснення скоординованих дій може спричинити порушення меж операційної безпеки, визначених оператором системи передачі відповідно до кодексу системи передачі.
7. Управління перевантаженнями здійснюють із застосуванням недискримінаційних ринкових механізмів, що забезпечують ефективні економічні сигнали учасникам ринку, зареєстрованим учасникам і оператору системи передачі та сприяють міждержавній торгівлі електричною енергією.
8. Оператор системи передачі розробляє, узгоджує з відповідним оператором системи передачі суміжної держави - члена Європейського Союзу та/або держави - сторони Енергетичного Співтовариства, проводить публічні консультації з усіма заінтересованими сторонами та подає на погодження Регулятору правила розподілу міжзональної пропускної спроможності за одним або декількома перетинами. У разі непогодження Регулятором правил розподілу міжзональної пропускної спроможності та надання відповідних зауважень і пропозицій оператор системи передачі забезпечує їх узгодження з оператором системи передачі суміжної держави, проведення публічних консультацій з усіма заінтересованими сторонами та повторно подає їх на погодження Регулятору.
9. Методи управління перевантаженнями мають забезпечити відповідність перетоків електричної енергії, що виникають внаслідок розподілу пропускної спроможності, стандартам операційної безпеки.
10. При управлінні перевантаженнями не допускається дискримінація учасників комерційних обмінів.
11. Зменшення права на передачу може застосовуватися оператором системи передачі у разі дії обставин непереборної сили, виникнення надзвичайної ситуації в ОЕС України або суміжної держави або як захід забезпечення дотримання стандартів операційної безпеки у ситуаціях, в яких передиспетчеризація або зустрічна торгівля є неможливими. Зменшення права на передачу повинно мати недискримінаційний характер.
12. У разі застосування зменшення права на передачу відшкодування здійснюють відповідно до правил розподілу міжзональної пропускної спроможності. При цьому номінований оператор ринку або торговий агент не може нести жодного збитку або одержувати прибуток внаслідок такого зменшення.
13. Оператор системи передачі забезпечує доступність максимального рівня пропускної спроможності міждержавних ліній електропередачі і електричних мереж системи передачі, на які впливає міждержавна пропускна спроможність між Україною і державами - членами Європейського Союзу та/або державами - сторонами Енергетичного Співтовариства, з дотриманням безпечної експлуатації електричної мережі та операційної безпеки.
Оператор системи передачі забезпечує розрахунок міжзональної пропускної спроможності відповідно до регіональних правил.
Скоординований розрахунок міжзональної пропускної спроможності виконує регіональний координаційний центр.
Вся доступна пропускна спроможність має бути запропонована для розподілу з урахуванням дотримання операційної безпеки.
14. Оператор системи передачі не може здійснювати зменшення міжзональної пропускної спроможності з метою врегулювання перевантажень в ОЕС України, крім випадків порушення операційної безпеки. Оператор системи передачі повинен інформувати зареєстрованих учасників про зменшення міжзональної пропускної спроможності та про причини такого зменшення і здійснити відшкодування відповідно до правил розподілу міжзональної пропускної спроможності.
15. Оператор системи передачі не може обмежувати обсяг міжзональної пропускної спроможності, запропонованої учасникам ринку, з метою врегулювання перевантажень всередині торгової зони оператора системи передачі та/або для цілей управління потоками, що виникають у результаті торгових операцій у межах торгової зони.
Вимога, встановлена абзацом першим цієї частини, вважається виконаною незалежно від прийняття Регулятором рішення про надання звільнення від її виконання згідно з частиною шістнадцятою цієї статті, якщо досягнуто мінімальний обсяг доступної пропускної спроможності, що пропонується учасникам ринку, який розраховується та встановлюється відповідно до методики, затвердженої Регулятором.
16. На обґрунтований запит оператора системи передачі Регулятор може прийняти рішення про надання звільнення від виконання вимог частини п’ятнадцятої цієї статті з обов’язковим дотриманням таких вимог:
1) звільнення надається з метою підтримання операційної безпеки та не пов’язане із зменшенням розподіленої пропускної спроможності;
2) тривалість звільнення не може перевищувати один рік за кожним окремим запитом оператора системи передачі або двох років, якщо обсяг застосування наданого звільнення значно зменшується після першого року застосування;
3) обсяг застосування звільнення повинен бути обмежений необхідністю підтримання операційної безпеки та не може спричинити дискримінації між внутрішніми та міжзональними обмінами електричною енергією.
Перед прийняттям рішення про надання звільнення від виконання вимог щодо забезпечення мінімального обсягу міжзональної пропускної спроможності Регулятор проводить консультації з регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, які входять до регіонів розрахунку пропускної спроможності, на які матиме вплив прийняття такого рішення. У разі якщо регуляторні органи таких держав не погоджуються з наданням звільнення, рішення щодо його надання приймає Рада регуляторних органів Енергетичного Співтовариства або АСЕR - якщо рішення про надання звільнення матиме вплив на держави - члени Європейського Союзу.
Рішення про надання звільнення та обґрунтування його надання оприлюднюють на офіційному веб-сайті Регулятора.
У разі надання звільнення оператор системи передачі розробляє та оприлюднює на своєму веб-сайті методологію та заходи, спрямовані на довгострокове вирішення проблеми, що спричинила надання звільнення.
Рішення про надання звільнення втрачає чинність після закінчення періоду, на який його було надано, або після виконання заходів, спрямованих на усунення причини його надання, залежно від того, яка з обставин настане раніше.
17. Під час застосування операційних заходів для підтримки нормального (збалансованого) режиму роботи системи передачі оператор системи передачі має враховувати вплив таких заходів на енергосистеми суміжних держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства і координувати такі заходи з відповідними операторами систем передачі.
Координацію операційних заходів, що мають вплив на енергосистеми держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, здійснюють на підставі укладених договорів між оператором системи передачі та операторами систем передачі таких держав";
30) у статті 39:
назву і частину першу викласти в такій редакції:
"Стаття 39. Розподіл міжзональної пропускної спроможності
1. Пропонована міжзональна пропускна спроможність підлягає розподілу на явному та/або неявному аукціоні, а також у спосіб безперервного неявного розподілу. Явний і неявний аукціони та безперервний неявний розподіл можуть проводитися для одного міждержавного перетину. Одночасний розподіл довгострокових фізичних прав на передачу та будь-яких фінансових прав на передачу для одного перетину між торговими зонами не допускається";
у частині другій слова "короткострокового, середньострокового та довгострокового" замінити словами "короткострокового та довгострокового";
частину п’яту після слів "має розподілятися доступна" доповнити словом "міжзональна";
частини шосту - десяту викласти в такій редакції:
"6. Розподіл міжзональної пропускної спроможності здійснюють на явних аукціонах відповідно до правил розподілу міжзональної пропускної спроможності.
Добовий розподіл міжзональної пропускної спроможності під час єдиного сполучення ринків здійснюється шляхом проведення неявних аукціонів.
Внутрішньодобовий розподіл міжзональної пропускної спроможності під час єдиного сполучення ринків здійснюють шляхом проведення неявних аукціонів та/або шляхом безперервного неявного розподілу.
Розподіл міжзональної пропускної спроможності для здійснення міждержавного балансування здійснюють відповідно до правил ринку.
Для цілей розроблення правил розподілу міжзональної пропускної спроможності оператор системи передачі проводить публічні консультації з усіма заінтересованими сторонами відповідно до затвердженого Регулятором порядку проведення оператором системи передачі публічних консультацій.
Розподілена міжзональна пропускна спроможність є гарантованою.
Оператор системи передачі та/або номінований оператор (номіновані оператори) ринку, та/або торговий агент несуть фінансові наслідки невиконання зобов’язань, пов’язаних із розподілом міжзональної пропускної спроможності, відповідно до вимог проведення явного та неявного розподілу пропускної спроможності та укладених договорів.
7. Власники довгострокових прав на передачу мають право передати або продати іншим зареєстрованим учасникам таке довгострокове право на передачу або повернути його аукціонному офісу, повідомивши про це аукціонний офіс у встановленому порядку. У разі відмови у передачі, продажу або у поверненні довгострокового права на передачу аукціонний офіс повинен надати письмове обґрунтування такої відмови відповідним власникам довгострокового права на передачу та Регулятору. Перелік підстав, з яких аукціонний офіс може відмовити у передачі, продажу або у поверненні довгострокового права на передачу, визначають правила розподілу міжзональної пропускної спроможності.
На фізичне право на передачу на довгостроковий період (більше доби) поширюється принцип "використовуй або продай", що застосовується з урахуванням правил розподілу міжзональної пропускної спроможності.
Перед кожним розподілом довгострокової міжзональної пропускної спроможності аукціонний офіс оприлюднює інформацію щодо пропонованої пропускної спроможності, а також періоди часу, протягом яких пропускна спроможність буде скорочена або недоступна.
8. Учасники ринку, що отримали фізичні права на передачу за результатами явного аукціону, подають оператору системи передачі повідомлення про використання придбаної ними міжзональної пропускної спроможності відповідно до правил номінації фізичних прав на передачу. Правила номінації довгострокових фізичних прав на передачу та/або правила номінації добових та внутрішньодобових фізичних прав на передачу, а також зміни до них розробляє оператор системи передачі та після погодження Регулятором оприлюднює їх на своєму веб-сайті.
Правила номінації визначають, зокрема:
1) право власника фізичних прав на передачу здійснювати їх номінацію;
2) мінімальні вимоги, необхідні для здійснення номінації;
3) загальний опис процесу номінації;
4) вимоги до оператора системи передачі щодо визначення та оприлюднення порядку здійснення номінації, строків подання номінацій, форматів повідомлень та вимог до обміну інформацією.
Оператор системи передачі проводить консультації із заінтересованими сторонами щодо проекту пропозицій правил номінації довгострокових фізичних прав на передачу та/або правил номінацій добових і внутрішньодобових фізичних прав на передачу, а також змін до них у порядку, встановленому Регулятором.
9. Оператор системи передачі визначає структуру розподілу міжзональної пропускної спроможності для різних часових періодів, що включає резервування частки пропускної спроможності для розподілу на добу наперед, внутрішньодобового розподілу та для міждержавного балансування.
Під час визначення структури розподілу міжзональної пропускної спроможності оператор системи передачі враховує:
1) характеристики ринків електричної енергії;
2) умови експлуатації енергетичної системи;
3) рівень узгодженості часток у структурі розподілу пропускної спроможності для різних часових періодів;
4) рівень узгодженості часових періодів розподілу міжзональної пропускної спроможності.
У разі запровадження спільної скоординованої процедури розподілу міжзональної пропускної спроможності структура розподілу пропускної спроможності узгоджується з оператором системи передачі суміжної держави.
У разі відсутності спільної скоординованої процедури розподілу міжзональної пропускної спроможності структура розподілу пропускної спроможності погоджується Регулятором.
Оператор системи передачі при визначенні структури розподілу міжзональної пропускної спроможності забезпечує проведення публічних консультацій з усіма заінтересованими сторонами відповідно до порядку проведення публічних консультацій оператором системи передачі.
10. У разі якщо міжзональна пропускна спроможність доступна після закриття воріт внутрішньодобового розподілу пропускної спроможності, оператор системи передачі використовує таку пропускну спроможність для міждержавного балансування, надання/отримання аварійної допомоги або для неттінгу небалансів";
доповнити частиною одинадцятою такого змісту:
"11. Оператор системи передачі не може збільшувати запас надійності, розрахований відповідно до регіональних правил, для цілей міждержавного балансування, обміну та/або спільного використання резервів";
31) у статті 40:
назву викласти в такій редакції:
"Стаття 40. Інформація щодо міжзональної пропускної спроможності";
у частині першій:
в абзаці першому слова "електроенергії має публікувати" замінити словами "зобов’язаний оприлюднювати";
пункти 1, 5 і 6 викласти в такій редакції:
"1) вимоги до безпеки, технічної експлуатації та планування режимів роботи міждержавних перетинів, що застосовуються оператором системи передачі. Така інформація має включати затверджену Регулятором загальну схему розрахунку граничної пропускної спроможності та запасу надійності відповідно до електричних та фізичних показників мережі";
"5) дані щодо узагальненого прогнозного і фактичного попиту, доступності і фактичного використання генеруючих потужностей та навантаження споживачів, доступності і використання електричної мережі та міжзональної пропускної спроможності, балансуючої електричної енергії, резервів потужності та доступності ресурсів для надання послуг з гнучкості;
6) відповідну інформацію для міждержавного балансування, визначену нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії";
доповнити пунктом 6-1 такого змісту:
"6-1) відповідну інформацію для єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, визначену нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії";
32) у статті 41:
назву викласти в такій редакції:
"Стаття 41. Обмін інформацією щодо міжзональної пропускної спроможності";
у частині першій слова "управління обмеженнями" замінити словами "управління перевантаженнями";
частину другу викласти в такій редакції:
"2. Оператор системи передачі регулярно обмінюється даними з операторами систем передачі суміжних держав щодо параметрів мережі та перетоків електричної енергії. За відповідним запитом такі дані надаються Регулятору, Секретаріату Енергетичного Співтовариства, а також відповідним органам держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства.
Надаючи такі дані, оператор системи передачі визначає, яка інформація є конфіденційною";
33) у статті 42:
у частині першій слова "пропускної спроможності міждержавних перетинів може" замінити словами "міжзональної пропускної спроможності шляхом проведення явного аукціону має", а слова "управління обмеженнями" - словами "управління перевантаженнями";
абзац перший частини другої викласти в такій редакції:
"2. Спільний скоординований механізм управління перевантаженнями та процедури розподілу пропускної спроможності у спосіб проведення явного аукціону застосовують до міждержавних перетинів із державами - членами Європейського Союзу та державами - сторонами Енергетичного Співтовариства";
у пункті 8 частини третьої слова "управління обмеженнями" замінити словами "управління перевантаженнями";
34) статтю 43 викласти в такій редакції:
"Стаття 43. Використання доходів від управління перевантаженнями
1. Будь-які доходи від розподілу міжзональної пропускної спроможності, у тому числі доходи, отримані від зберігання коштів, отриманих від розподілу міжзональної пропускної спроможності, на окремому поточному рахунку оператора системи передачі, можуть використовуватися для таких цілей:
1) гарантування фактичної наявності розподіленої пропускної спроможності, включаючи відшкодування за гарантованість;
2) підтримання або збільшення пропускної спроможності шляхом оптимізації використання існуючих міждержавних ліній електропередачі за допомогою скоординованих коригувальних дій, якщо це можливо, або шляхом покриття витрат, пов’язаних з інвестиціями у систему передачі, що спрямовані на зменшення перевантажень міждержавних ліній електропередачі.
Використання доходів від розподілу міжзональної пропускної спроможності здійснюють згідно із загальноєвропейськими правилами та законодавством України.
2. У разі досягнення пріоритетних цілей, визначених частиною першою цієї статті, Регулятор може враховувати прибуток (або його частину) від розподілу міжзональної пропускної спроможності як доходи оператора системи передачі відповідно до методики (порядку) встановлення (формування) тарифів на послуги з передачі електричної енергії під час встановлення тарифу на послуги з передачі електричної енергії або його зміни.
Решта коштів, що надійшли оператору системи передачі від розподілу міжзональної пропускної спроможності, перераховуються на окремий рахунок оператора системи передачі з метою ефективного використання для цілей, визначених частиною першою цієї статті.
3. Оператор системи передачі зобов’язаний заздалегідь визначити напрями використання доходів від управління перевантаженнями та подавати Регулятору звіт про фактичне використання таких доходів.
Регулятор перевіряє відповідність використання доходів від управління перевантаженнями цілям, визначеним частиною першою цієї статті.
4. Щороку, до 1 березня, Регулятор на основі інформації, наданої оператором системи передачі згідно з частиною третьою цієї статті, подає до Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та оприлюднює на своєму офіційному веб-сайті звіт, що включає таку інформацію:
1) сума доходів від розподілу міжзональної пропускної спроможності (далі - доходи), отриманих за 12-місячний період, що закінчується 31 грудня попереднього року;
2) використання доходів на цілі, визначені частиною першою цієї статті, зокрема конкретні проекти, на які витрачено доходи;
3) сума доходів, розміщених на окремому рахунку оператора системи передачі згідно із частиною другою цієї статті;
4) сума доходів, врахована під час встановлення (формування) тарифу на послуги з передачі електричної енергії, та висновок щодо її відповідності загальноєвропейським правилам.
Якщо частина доходів від управління перевантаженнями використовується при розрахунку тарифу на послуги з передачі електричної енергії, звіт повинен містити інформацію про те, яким чином оператор системи передачі забезпечує досягнення пріоритетних цілей, визначених частиною першою цієї статті.
5. Податкові зобов’язання, що виникають внаслідок отримання доходів від розподілу міжзональної пропускної спроможності, сплачуються за рахунок таких доходів.
6. Частина чистого прибутку, що спрямовується на виплату дивідендів відповідно до статті 11 Закону України "Про управління об’єктами державної власності", зменшується на суму доходів від розподілу міжзональної пропускної спроможності";
35) у статті 44:
абзац перший частини першої після слів "передачею, розподілом" доповнити словом "зберіганням";
частини третю і четверту викласти в такій редакції:
"3. Диспетчеризація резервів потужності та використання міждержавних перетинів мають здійснюватися відповідно до кодексу системи передачі, правил ринку та інших нормативно-правових актів, на основі економічних критеріїв та з урахуванням технічних обмежень системи.
Оператор системи передачі та оператори систем розподілу співпрацюють один з одним для досягнення скоординованого доступу до резервів потужності, зокрема розподіленої генерації, установок зберігання енергії або реагування попиту, для задоволення потреб оператора системи передачі та операторів систем розподілу у процесі забезпечення операційної безпеки та безпеки постачання електричної енергії.
4. При диспетчеризації встановлених генеруючих установок оператор системи передачі та оператори систем розподілу на основі прозорих та недискримінаційних критеріїв та за умови дотримання операційної безпеки надають пріоритет:
1) генеруючим установкам, що виробляють електричну енергію з відновлюваних джерел енергії та мають встановлену електричну потужність до 200 кВт;
2) високоефективним когенераційним установкам, що мають встановлену електричну потужність до 400 кВт;
3) генеруючим установкам, що виробляють електричну енергію з відновлюваних джерел енергії, у межах демонстраційних проектів із впровадження інноваційних технологій, що підлягають затвердженню Регулятором, за умови що такий пріоритет обмежується часом та обсягом, необхідним для досягнення демонстраційних цілей.
Така пріоритетна диспетчеризація не повинна призводити до порушення безпечної роботи енергосистеми та не повинна використовуватися для обґрунтування обмежень міжзональної пропускної спроможності";
частину п’яту виключити;
36) розділ V доповнити статтями 44-1 і 44-2 такого змісту:
"Стаття 44-1. Передиспетчеризація
1. Передиспетчеризація виробництва, зберігання енергії і реагування попиту здійснюється на об’єктивних, прозорих і недискримінаційних умовах. Передиспетчеризація повинна передбачати можливість участі всіх технологій виробництва, зберігання енергії і реагування попиту, у тому числі тих, що знаходяться у державах - членах Європейського Союзу та/або державах -сторонах Енергетичного Співтовариства, якщо це технічно можливо.
2. Обрання електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, зберігання енергії та реагування попиту, для передиспетчеризації здійснюється із застосуванням ринкових механізмів та на умовах здійснення розрахунків, визначених у встановленому Регулятором порядку.
Заявки на балансуючу електричну енергію, що були активовані для цілей передиспетчеризації, не повинні враховуватися під час формування цін на балансуючому ринку.
3. Передиспетчеризація виробництва, зберігання енергії та реагування попиту на неринкових засадах можлива лише в таких випадках:
1) відсутня можливість передиспетчеризації із застосуванням ринкових механізмів;
2) вичерпано всі доступні ринкові заходи;
3) кількість доступних генеруючих установок, установок зберігання енергії або ресурсів реагування попиту недостатня для забезпечення ефективної конкуренції під час здійснення передиспетчеризації у місці їхнього розташування;
4) поточний стан електричної мережі призводить до перевантажень, які є настільки передбачуваними та повторюваними, що здійснення передиспетчеризації із застосуванням ринкових механізмів спричиняє систематичне подання заявок, які збільшують перевантаження до рівня, що вимагатиме або прийняття плану заходів для усунення таких перевантажень, або забезпечення мінімального обсягу доступної пропускної спроможності, що пропонується учасникам ринку для здійснення міжзональної торгівлі.
4. Оператор системи передачі та оператори систем розподілу щорічно надають Регулятору звіт про:
1) рівень використання і ефективність передиспетчеризації генеруючих установок, установок зберігання енергії і ресурсів реагування попиту, що здійснюється із застосуванням ринкових механізмів;
2) види джерел енергії, обсяги електричної енергії у МВт·год та причини їх використання для передиспетчеризації;
3) заходи, вжиті для зменшення у майбутньому потреб у передиспетчеризації на розвантаження генеруючих установок, що виробляють електричну енергію з відновлюваних джерел енергії, або високоефективних когенераційних установок, враховуючи інвестиції у цифровізацію інфраструктури електричних мереж та в послуги, які підвищують гнучкість.
Регулятор подає цей звіт Раді регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та оприлюднює на своєму веб-сайті узагальнену інформацію, яка зазначена у пунктах 1-3 цієї частини, разом із рекомендаціями (за наявності).
5. З урахуванням вимог щодо підтримання надійності і безпеки електричної мережі, на основі прозорих і недискримінаційних критеріїв, встановлених Регулятором, оператор системи передачі і оператори систем розподілу повинні:
1) гарантувати здатність системи передачі і систем розподілу передавати/розподіляти електричну енергію, вироблену з відновлюваних джерел енергії або високоефективною когенерацією, з мінімально необхідною передиспетчеризацією. Зазначена вимога не обмежує планування розвитку системи передачі та систем розподілу з урахуванням мінімально необхідного рівня передиспетчеризації, якщо така передиспетчеризація є економічно ефективною та не перевищує 5 відсотків річного обсягу електричної енергії, виробленої з відновлюваних джерел енергії електроустановками, безпосередньо приєднаними до системи передачі або систем розподілу;
2) вживати належних відповідних операційних заходів, пов’язаних з експлуатацією електричних мереж та функціонуванням ринку електричної енергії, для зменшення передиспетчеризації на розвантаження генеруючих установок, що виробляють електричну енергію з відновлюваних джерел енергії, або високоефективних когенераційних установок;
3) забезпечувати достатній рівень гнучкості мереж.
6. Передиспетчеризація на розвантаження із застосуванням неринкових механізмів здійснюється з дотриманням таких вимог:
1) генеруючі установки, які використовують відновлювані джерела енергії, підлягають передиспетчеризації на розвантаження лише, якщо відсутні альтернативні заходи або якщо інші рішення призведуть до непропорційно вищих витрат або значних ризиків для безпеки електричної мережі;
2) високоефективні когенераційні установки використовуються для передиспетчеризації на розвантаження тільки, якщо відсутні інші альтернативні заходи, крім розвантаження генеруючих установок, що виробляють електричну енергію з відновлюваних джерел енергії, або якщо застосування інших заходів призведе до непропорційних витрат чи значних ризиків для безпеки електричної мережі;
3) передиспетчеризація на розвантаження високоефективних когенераційних установок та генеруючих установок, призначених для виробництва електричної енергії з відновлюваних джерел енергії, що використовуються споживачами для забезпечення власного споживання та які не здійснюють відпуск електричної енергії в систему передачі або в систему розподілу, допускається лише у випадку, якщо жоден інший захід не вирішить проблеми забезпечення безпеки електричної мережі;
4) передиспетчеризація на розвантаження відповідно до пунктів 1-3 цієї частини повинна бути належно і прозоро обґрунтованою. Звіти, які подаються оператором системи передачі та операторами систем розподілу згідно з частиною четвертою цієї статті, повинні включати таке обґрунтування.
7. У разі передиспетчеризації електроустановок, які були задіяні із застосуванням неринкових механізмів, оператор системи передачі або оператор системи розподілу проводить розрахунки та здійснює оплату у встановленому Регулятором порядку.
1. Оператор системи передачі співпрацює з регіональним координаційним центром відповідного регіону функціонування енергетичних систем та регіону розрахунку пропускної спроможності відповідно до цього Закону та актів законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики.
2. Регіональний координаційний центр доповнює функції оператора системи передачі, виконуючи завдання регіонального значення.
3. Якщо діяльність двох або більше регіональних координаційних центрів перетинається в регіоні функціонування енергетичних систем, оператор системи передачі повинен спільно з іншими операторами систем передачі цього регіону функціонування енергетичних систем прийняти рішення про призначення єдиного регіонального координаційного центру в регіоні або про те, що два або більше регіональних координаційних центрів виконують окремі або усі завдання регіонального значення в усьому регіоні функціонування енергетичних систем на ротаційній основі, координуючи свої дії, в той час як інші завдання виконуються одним призначеним регіональним координаційним центром.
4. Щоденна координація у межах та між регіональними координаційними центрами здійснюється шляхом співпраці оператора системи передачі з іншими операторами систем передачі на основі угод та робочих домовленостей щодо:
планування та вирішення оперативних питань, що належать до завдань регіональних координаційних центрів;
аналізу та консультацій щодо пропозицій регіональних координаційних центрів з операторами систем передачі в регіоні функціонування енергетичних систем та відповідними зацікавленими сторонами, а також з іншими регіональними координаційними центрами;
порядку прийняття скоординованих дій та рекомендацій регіонального координаційного центру.
5. У межах участі оператора системи передачі в роботі регіонального координаційного центру:
1) оператор системи передачі зобов’язаний:
надавати регіональному координаційному центру інформацію, необхідну для виконання покладених на такий центр завдань;
спільно з операторами систем передачі регіону функціонування енергетичних систем розробити порядок прийняття та перегляду скоординованих дій та рекомендацій регіонального координаційного центру, дотримуючись вимог цієї статті;
виконувати скоординовані дії, визначені регіональним координаційним центром, крім випадків, коли таке виконання призведе до порушення меж операційної безпеки. У разі прийняття оператором системи передачі рішення щодо невиконання скоординованих дій оператор системи передачі в розумні строки повідомляє регіональний координаційний центр та операторів систем передачі відповідного регіону про причини такого невиконання, а регіональний координаційний центр може запропонувати інший набір скоординованих дій;
у випадку відхилення від рекомендацій регіонального координаційного центру повідомити в розумні строки обґрунтування свого рішення регіональному координаційному центру та операторам систем передачі регіону функціонування енергетичних систем;
2) оператор системи передачі має право:
самостійно або спільно з операторами систем передачі регіону функціонування енергетичних систем ініціювати перегляд скоординованих дій або рекомендацій регіонального координаційного центру. Ініціювання перегляду не призупиняє виконання скоординованих дій регіонального координаційного центру, крім випадків, якщо їх виконання призведе до порушення меж операційної безпеки, визначених оператором системи передачі індивідуально;
отримувати необхідну інформацію для виконання своїх обов’язків та брати участь в консультаціях з регіональним координаційним центром та операторами систем передачі відповідного регіону";
37) у статті 46:
у частині першій:
пункт 6 доповнити словами "та енергоефективності";
пункт 9 виключити;
у пункті 4 частини третьої слова "погодинних графіків електричної енергії" замінити словами "графіків електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
доповнити частинами одинадцятою - тринадцятою такого змісту:
"11. Оператор системи розподілу не має права мати у власності, володіти, розробляти, управляти чи експлуатувати електрозарядні станції, крім випадків, якщо оператор системи розподілу володіє електрозарядними станціями для власного користування та випадків, передбачених частиною дванадцятою цієї статті.
12. Оператор системи розподілу має право мати у власності, володіти, розробляти, управляти або експлуатувати електрозарядні станції у разі дотримання таких умов (сукупно):
1) інші сторони за результатами відкритої, прозорої та недискримінаційної тендерної процедури, яка підлягає попередньому перегляду та затвердженню Регулятором, не набули права власності, володіння, права розробляти, управляти або експлуатувати електрозарядні станції або є неспроможними надавати послуги із заряджання електромобілів за обґрунтованою вартістю та своєчасно;
2) Регулятор провів попередню перевірку умов тендерної процедури та затвердив її;
3) оператор системи розподілу здійснює експлуатацію електрозарядних станцій на засадах забезпечення доступу третіх сторін згідно зі статтею 22 цього Закону та недопущення дискримінації між користувачами системи та видами користувачів системи, зокрема на користь пов’язаних з ним осіб.
З метою забезпечення справедливої тендерної процедури, зазначеної у пункті 1 цієї частини, Регулятор може розробляти керівні принципи для оператора системи розподілу щодо проведення такої тендерної процедури.
13. Регулятор забезпечує не рідше ніж один раз на п’ять років проведення публічних консультацій з метою оцінки потенційної зацікавленості інших сторін мати у власності, володінні, розробляти, експлуатувати або управляти електрозарядними станціями.
У разі якщо публічні консультації, за оцінкою Регулятора, підтверджують спроможність інших сторін мати у власності, володіти, розробляти, експлуатувати або управляти електрозарядними станціями на економічно вигідних умовах, Регулятор повинен забезпечити поступове припинення діяльності оператора системи розподілу, зазначеної у частині дванадцятій цієї статті, за умови успішного проведення тендерної процедури, зазначеної у пункті 1 частини дванадцятої цієї статті.
Як частина умов тендерної процедури, Регулятор може дозволити оператору системи розподілу отримати обґрунтовану компенсацію, зокрема, щоб відшкодувати залишкову вартість своїх інвестицій в інфраструктуру електрозарядних станцій";
38) у статті 47:
абзац перший частини першої викласти в такій редакції:
"1. Оператору системи розподілу забороняється здійснювати діяльність з виробництва, передачі, агрегації, постачання електричної енергії споживачу, крім випадків, визначених частиною одинадцятою цієї статті";
частину одинадцяту доповнити новим абзацом такого змісту:
"Якщо оператор системи розподілу звільнений від виконання вимог цієї статті, він має забезпечити відсутність у вертикально інтегрованого суб’єкта господарювання, до складу якого входить оператор системи розподілу, привілейованого доступу до даних споживачів (зокрема даних комерційного обліку та споживання, даних, необхідних для зміни електропостачальника або агрегатора та реагування попиту) для здійснення діяльності з постачання електричної енергії споживачу";
39) у статті 50:
у частині першій:
слово "затвердження" замінити словом "схвалення";
доповнити новим абзацом такого змісту:
"Оператори систем розподілу повинні співпрацювати з оператором системи передачі під час планування розвитку та експлуатації своїх електричних мереж з метою забезпечення економічно ефективного, безпечного та надійного розвитку та експлуатації систем розподілу";
частину другу викласти в такій редакції:
"2. При плануванні розвитку системи розподілу оператор системи розподілу має передбачити необхідність будівництва та/або реконструкції системи розподілу для приєднання нових генеруючих потужностей, зокрема розподіленої генерації, та об’єктів споживачів, зокрема електрозарядних станцій. Плани розвитку системи розподілу повинні містити оцінку середньострокової та довгострокової потреби у послугах з гнучкості, а також ураховувати заходи з енергоефективності, реагування попиту, використання установок зберігання енергії або інших ресурсів як альтернативні до розширення системи розподілу рішення. Плани розвитку системи розподілу повинні містити обсяги фінансування та враховувати відповідні плани і схеми планування територій на державному, регіональному та місцевому рівнях, а також екологічні нормативи";
у частині четвертій слово "затвердження" замінити словом "схвалення";
40) розділ VI доповнити статтею 50-1 такого змісту:
"Стаття 50-1. Придбання та використання послуг з гнучкості в системі розподілу
1. Оператор системи розподілу придбаває та використовує послуги з гнучкості, зокрема управління перевантаженнями в його електричних мережах, з метою підвищення ефективності експлуатації та розвитку системи розподілу.
Користувачі системи можуть надавати оператору системи розподілу послуги з гнучкості, зокрема з використанням розподіленої генерації, установок зберігання енергії, заходів реагування попиту та агрегації.
Порядок надання послуг з гнучкості затверджується Регулятором та має передбачати заходи стимулювання використання операторами систем розподілу послуг з гнучкості, якщо такі послуги економічно обґрунтовано зменшують потребу в модернізації або збільшенні пропускної спроможності електричних мереж та підтримують ефективну та безпечну роботу системи розподілу.
2. Регулятор повинен забезпечити застосування оператором системи розподілу прозорої, недискримінаційної та ринкової процедури закупівлі послуг з гнучкості, яка передбачає ефективну та недискримінаційну участь усіх учасників ринку у наданні послуг з гнучкості, за умови дотримання вимог кодексу систем розподілу та порядку надання послуг з гнучкості.
Оператор системи розподілу здійснює закупівлю послуг з гнучкості на основі специфікацій, визначених порядком надання послуг з гнучкості. Порядком надання послуг з гнучкості можуть бути визначені стандартизовані продукти, у вигляді яких оператор системи розподілу може придбавати послуги з гнучкості.
3. Регулятор за поданням оператора системи розподілу погоджує необхідний обсяг та період закупівлі послуг з гнучкості, що визначаються оператором систем розподілу на основі оцінки потреб у послугах з гнучкості відповідно до затвердженого плану розвитку системи розподілу.
Інформація про необхідні послуги з гнучкості, їх обсяги та строки придбання підлягає оприлюдненню оператором системи розподілу відповідно до порядку надання послуг з гнучкості.
4. Якщо закупівля оператором системи розподілу послуг з гнучкості призводить до значних викривлень на ринку електричної енергії, збільшення перевантажень в електричних мережах або не є економічно ефективною, Регулятор може прийняти рішення про обмеження такої закупівлі повністю або частково.
5. Оператор системи розподілу під час придбання та використання послуг з гнучкості повинен обмінюватися всією необхідною інформацією та координувати дії з оператором системи передачі з метою забезпечення оптимального використання ресурсів, а також безпечної, надійної та ефективної роботи ОЕС України та створення більш сприятливих умов для розвитку ринку електричної енергії.
6. Обґрунтовані витрати оператора системи розподілу з придбання послуг з гнучкості, зокрема витрати на необхідні інформаційно-комунікаційні технології та інфраструктуру, підлягають включенню до тарифу на послуги з розподілу електричної енергії";
41) назву розділу VII викласти в такій редакції:
"Розділ VII Оператор ринку та номінований оператор ринку";
42) розділ VII доповнити статтею 51-1 такого змісту:
"Стаття 51-1. Номінований оператор ринку
1. Номінований оператор (номіновані оператори) ринку спільно з оператором системи передачі та номінованими операторами ринків електричної енергії і операторами систем передачі відповідних держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства забезпечує (забезпечують) функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків.
З цією метою номінований оператор ринку та оператор системи передачі повинні укласти договори, що забезпечують функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків з номінованими операторами ринку і операторами системи передачі інших держав - сторін Енергетичного Співтовариства та/або держав - членів Європейського Союзу.
2. Номінованим оператором ринку може бути юридична особа, яка має ліцензію на провадження господарської діяльності зі здійснення функцій оператора ринку або оператора організованого товарного ринку, або номінований оператор ринку, призначений в іншій державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства, після проходження паспортизації.
3. Номінований оператор ринку не має права здійснювати діяльність з виробництва, передачі, розподілу, зберігання енергії, агрегації та постачання електричної енергії споживачу, а також трейдерську діяльність.
4. Регулятор призначає номінованого оператора ринку відповідно до затвердженого ним порядку, виходячи із відповідності юридичних осіб, які мають намір виконувати такі функції, критеріям, визначеним цією статтею. Рішення про призначення або відмову у призначенні номінованим оператором ринку приймається у строк, що не перевищує трьох місяців з дня одержання заявки на призначення номінованим оператором ринку.
Рішення про призначення номінованого оператора ринку має прийматися з урахуванням, зокрема, принципу недопущення дискримінації між юридичними особами - суб’єктами господарювання України та суб’єктами господарювання держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства.
Регулятор має право відмовити у призначенні номінованим оператором ринку виключно у випадку невідповідності юридичної особи критеріям призначення, визначеним цією статтею.
Регулятор інформує Раду регуляторних органів Енергетичного Співтовариства про призначення, паспортизацію та припинення діяльності номінованого оператора ринку електричної енергії.
5. У разі якщо юридична особа призначається номінованим оператором ринку вперше, строк дії такого призначення становить чотири роки з дня прийняття Регулятором рішення про таке призначення. Після завершення чотирирічного строку такий номінований оператор ринку призначається безстроково.
Регулятор забезпечує можливість подання заявок на призначення номінованим оператором ринку не менше одного разу на рік.
У межах однієї торгової зони може бути призначено одного або декількох номінованих операторів ринку, за умови що вони відповідають критеріям призначення.
6. Юридична особа може бути призначена номінованим оператором ринку, тільки якщо вона відповідає таким критеріям:
1) уклала або укладає договори на достатню кількість ресурсів для спільного, координованого та належного функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та/або єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, включно з ресурсами, необхідними для виконання функцій номінованого оператора ринку, фінансовими ресурсами, необхідними інформаційними технологіями, технічною інфраструктурою та операційними процедурами, або вона повинна надати докази того, що спроможна забезпечити наявність таких ресурсів протягом розумного підготовчого періоду до початку виконання завдань номінованого оператора ринку відповідно до вимог цієї статті;
2) здатна забезпечити учасникам ринку відкритий доступ до інформації про завдання номінованого оператора ринку відповідно до вимог цієї статті;
3) є економічно ефективною у контексті єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків і у своєму внутрішньому бухгалтерському обліку забезпечить ведення окремого обліку для функцій номінованого оператора ринку та інших видів діяльності з метою виключення можливості перехресного субсидіювання;
4) має належний рівень відокремлення господарської діяльності від інших учасників ринку;
5) здатна забезпечити недискримінаційне ставлення до всіх учасників ринку;
6) має належні механізми ринкового нагляду (систему спостереження);
7) має відповідні угоди щодо забезпечення прозорості та конфіденційності, укладені з учасниками ринку та оператором системи передачі;
8) здатна виконувати функцію центрального контрагента;
9) здатна встановити системи та процедури зв’язку для координування діяльності з іншими операторами системи передачі у державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства.
7. Діяльність з організації торгів на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків може провадитися номінованим оператором ринку, призначеним в іншій державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства, після паспортизації. Процедура паспортизації та особливості провадження діяльності такого номінованого оператора ринку визначаються Регулятором відповідно до законодавства України.
8. Регулятор здійснює моніторинг діяльності всіх номінованих операторів ринку, які провадять діяльність на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні, а також дотримання ними цього Закону і нормативно-правових актів, що визначають права та обов’язки номінованих операторів ринку, незалежно від того, чи був такий номінований оператор ринку призначений в Україні.
Регулятор співпрацює з компетентними органами інших держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, відповідальними за призначення та моніторинг діяльності номінованих операторів ринку, і здійснює обмін з такими органами інформацією, необхідною для ефективного моніторингу діяльності номінованих операторів ринку.
Номінований оператор ринку, зазначений у частині сьомій цієї статті, зобов’язаний повідомити Регулятора у встановленому Регулятором порядку про свій намір провадити діяльність на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні не пізніше ніж за два місяці до початку такої діяльності.
Регулятор під час прийняття рішення щодо паспортизації може відмовити номінованому оператору ринку, зазначеному у частині сьомій цієї статті, у провадженні діяльності як номінованого оператора ринку на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні виключно у таких випадках:
1) якщо встановлено наявність технічних перешкод для постачання електричної енергії, придбаної на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та/або єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні номінованими операторами ринку, призначеними в іншій державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства, і таке рішення про відмову приймається Регулятором з метою забезпечення надійної роботи ОЕС України;
2) якщо правила щодо торгівлі електричною енергією на ринках "на добу наперед" та внутрішньодобових ринках, які застосовуються номінованим оператором ринку, зазначеним у частині сьомій цієї статті, суперечать законодавству України, що регулює торгівлю електричною енергією на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" або єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні;
3) якщо номінований оператор ринку, зазначений у частині сьомій цієї статті, має законодавчо закріплену монополію в державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства, в якій він був призначений;
4) якщо номінований оператор ринку не довів, що він був призначений компетентним органом держави - члена Європейського Союзу та/або держави - сторони Енергетичного Співтовариства.
Регулятор має право запитувати в номінованого оператора ринку, зазначеного у частині сьомій цієї статті, інформацію та документи, необхідні для оцінки настання випадків, зазначених в абзацах п’ятому - восьмому цієї частини. Рішення Регулятора про дозвіл або відмову у задоволенні заявки номінованого оператора ринку щодо провадження діяльності як номінованого оператора ринку в Україні приймається протягом двох місяців з дня отримання повідомлення, зазначеного в абзаці третьому цієї частини, про що повідомляє номінованого оператора ринку з урахуванням вимог частини дев’ятої цієї статті.
9. У разі прийняття Регулятором рішення про відмову у провадженні діяльності на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні на підставі пунктів 1 і 2 частини восьмої цієї статті таке рішення має містити обґрунтування із зазначенням способу, в який технічні перешкоди для торгівлі можуть бути усунуті, та строків такого усунення або строків, у межах яких законодавство України, що регулює торгівлю електричною енергією на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" або єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні, може бути гармонізоване з правилами торгівлі, що застосовуються до постачання електричної енергії в іншій державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства.
Регулятор зобов’язаний оприлюднити висновок щодо способу усунення технічних бар’єрів для торгівлі та відповідних строків або щодо строків, у межах яких законодавство України, що регулює торгівлю електричною енергією на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" або єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні, може бути гармонізоване з правилами торгівлі, що застосовуються до постачання електричної енергії в іншій державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства.
У разі прийняття рішення, передбаченого частиною восьмою цієї статті, Регулятор повідомляє про це номінованого оператора ринку, компетентний орган іншої держави - члена Європейського Союзу та/або держави - сторони Енергетичного Співтовариства, що призначив номінованого оператора ринку, Секретаріат Енергетичного Співтовариства та Раду регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, а в разі якщо рішення стосується держави - члена Європейського Союзу - також ACER та Європейську Комісію.
10. Регулятор приймає рішення про припинення діяльності номінованого оператора ринку електричної енергії, якщо такий оператор не забезпечує під час своєї діяльності відповідність критеріям, визначеним цією статтею, та вимогам цього Закону і не в змозі відновити таку відповідність протягом шести місяців з моменту отримання повідомлення про невідповідність від Регулятора.
Якщо такий оператор діє як номінований оператор ринку електричної енергії в інших державах - членах Європейського Союзу та/або державах - сторонах Енергетичного Співтовариства, Регулятор повідомляє уповноважені органи таких держав про невідповідність одночасно з наданням такого повідомлення оператору.
11. Якщо номінований оператор ринку електричної енергії, що здійснює діяльність в Україні, але був призначений в державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства і пройшов паспортизацію в Україні, не забезпечує відповідність критеріям цієї статті щодо своєї діяльності в Україні, Регулятор повідомляє оператору про невідповідність.
Якщо такий оператор не відновлює відповідність протягом трьох місяців з моменту отримання такого повідомлення, Регулятор може призупинити його право провадити діяльність з організації торгів на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та/або єдиному сполученні внутрішньодобових ринків в Україні, доки оператор не відновить відповідність.
Регулятор повідомляє про таке призупинення уповноважений орган, що здійснював призначення такого оператора в державі - члені Європейського Союзу та/або державі - стороні Енергетичного Співтовариства, а також Секретаріат Енергетичного Співтовариства і Раду регуляторних органів Енергетичного Співтовариства. У разі якщо це стосується держави - члена Європейського Союзу, повідомлення направляється також ACER.
12. Номінований оператор ринку:
1) забезпечує рівні умови участі у торгах на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків;
2) застосовує мінімальні та максимальні ціни єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, встановлені для торгових зон держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства відповідно до актів законодавства Європейського Союзу;
3) забезпечує анонімність заявок учасників ринку та їх передачу:
номінованому оператору ринку, що виконує функцію оператора єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та/або єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, у разі делегування такої функції третій стороні; або
номінованим операторам ринку та іншим учасникам ринку держав - сторін Енергетичного Співтовариства та/або держав - членів Європейського Союзу, задіяним у єдиному сполученні ринків;
4) приймає заявки від учасників ринку, забезпечує перевірку та верифікацію результатів торгів на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків, інформує учасників ринку та оператора системи передачі про результати торгів, оприлюднює іншу інформацію щодо торгів, зокрема про ціни та обсяги купівлі-продажу електричної енергії тощо;
5) виконує функцію центрального контрагента з метою проведення клірингу та розрахунків при купівлі-продажу електричної енергії за результатами торгів на єдиному сполученні ринків;
6) впроваджує спільно з оператором системи передачі та відповідними номінованими операторами ринку і операторами систем передачі інших держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства резервні процедури на випадок відсутності або неможливості отримання результатів торгів у рамках єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків;
7) надає Регулятору інформацію, необхідну для здійснення ним функцій і повноважень відповідно до законодавства;
8) надає Регулятору прогноз та іншу інформацію щодо витрат на забезпечення функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків;
9) забезпечує конфіденційність інформації, отриманої від учасників ринку, що використовується ним для виконання своїх функцій на ринку електричної енергії та становить комерційну таємницю, відповідно до вимог законодавства, а також забезпечує конфіденційність інформації щодо своєї діяльності, розкриття якої може надавати комерційні переваги учасникам ринку;
10) застосовує загальноєвропейські правила, обов’язковість застосування яких встановлено актами законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики та/або рішеннями Ради міністрів Енергетичного Співтовариства, перелік яких затверджений Регулятором;
11) бере участь у розробленні регіональних та національних правил, що регулюють функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків;
12) здійснює інші функції та виконує інші завдання, необхідні для забезпечення єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, передбачені цим Законом та іншими нормативно-правовими актами, у тому числі актами законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики.
13. Номінований оператор ринку при виконанні функції оператора єдиного сполучення ринків:
1) розробляє, підтримує та застосовує алгоритми, системи та процедури, необхідні для функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та/або єдиного сполучення внутрішньодобових ринків;
2) опрацьовує вхідні дані про міжзональну пропускну спроможність та обмеження пропускної спроможності, надані оператором системи передачі;
3) використовує алгоритм сполучення цін з метою визначення результатів торгів у єдиному сполученні ринків "на добу наперед", зокрема ціни, чистої позиції для кожної торгової зони та розрахункового періоду, а також інформації, необхідної для визначення статусу виконання заявок;
4) використовує алгоритм зіставлення в рамках безперервної торгівлі з метою визначення результатів торгів у єдиному сполученні внутрішньодобових ринків, зокрема цін для торгових операцій, чистої позиції для кожної торгової зони та розрахункового періоду, а також статусу виконання заявок на торги;
5) верифікує та надсилає операторам систем передачі та номінованим операторам ринку держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства результати єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків.
14. Номінований оператор ринку спільно з номінованими операторами ринку держав - сторін Енергетичного Співтовариства та/або держав - членів Європейського Союзу повинні нести витрати на запровадження, оновлення та/або подальший розвиток алгоритмів, які використовуються при єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків, а також на забезпечення функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків.
15. Номінований оператор ринку може делегувати виконання функції оператора сполучення ринків третій стороні у разі, якщо третя сторона може виконувати відповідну функцію не менш ефективно, ніж номінований оператор ринку.
Номінований оператор ринку у разі делегування виконання функції оператора сполучення ринків несе відповідальність за забезпечення дотримання зобов’язань, передбачених цим Законом, включаючи забезпечення доступу до інформації, необхідної для здійснення моніторингу Регулятором.
У разі делегування третій стороні виконання функції оператора сполучення ринків номінований оператор ринку повинен до дня такого делегування укласти відповідні угоди про конфіденційність, які мають відповідати наявним зобов’язанням номінованого оператора ринку щодо конфіденційності.
16. Номінований оператор (номіновані оператори) ринку зобов’язаний (зобов’язані) мати систему спостереження за роботою єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, організованими ним (ними) електронними аукціонами з купівлі-продажу електричної енергії, за результатами функціонування якої повідомляти Регулятора у визначеному ним порядку невідкладно, але не пізніше наступного робочого дня після появи обґрунтованих підстав вважати, що операції при єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та/або єдиному сполученні внутрішньодобових ринків здійснені з порушенням встановлених заборон щодо поводження з інсайдерською інформацією або такі операції мають ознаки маніпулювання чи спроби маніпулювання на ринку електричної енергії.
Номінований оператор ринку є особою, яка професійно організовує операції з оптовими енергетичними продуктами на ринку електричної енергії.
17. Номіновані оператори ринку та оператори системи передачі держав - сторін Енергетичного Співтовариства та/або держав - членів Європейського Союзу в межах регіону розрахунку пропускної спроможності можуть розподілити витрати, що виникають в результаті діяльності таких номінованих операторів ринку та операторів системи передачі у такому регіоні відповідно до актів законодавства Енергетичного Співтовариства, або розробити у формі регіональних правил пропозицію щодо розподілу таких витрат та подати їх на затвердження регуляторним органам";
43) доповнити статтею 51-2 такого змісту:
"Стаття 51-2. Торговий агент та центральний контрагент при єдиному сполученні ринків
1. Центральний контрагент має право обрати особу, яка виконуватиме функції торгового агента та укласти з нею відповідний договір про виконання таких функцій.
Під час здійснення своїх функцій торговий агент організовує виконання заявок учасників торгів після їх затвердження номінованим оператором ринку та фактичного завершення торгів, а також може здійснювати функції центрального контрагента щодо обміну електричною енергією між різними центральними контрагентами, за умови передбачення цього у договорі між торговим агентом та центральним контрагентом.
2. Під час здійснення своїх функцій центральний контрагент діє як контрагент для інших центральних контрагентів щодо обміну електричною енергією між торговими зонами з урахуванням фінансових прав та зобов’язань, що виникають під час таких обмінів.
Під час здійснення своїх функцій центральний контрагент зберігає анонімність учасників ринку.
Центральний контрагент повинен укласти договір про врегулювання небалансів з оператором системи передачі.
3. Обміни електричною енергією між торговими зонами враховують:
1) чисті позиції для кожної торгової зони;
2) заплановані обміни електричною енергією між торговими зонами, розраховані згідно із загальноєвропейськими, регіональними правилами.
4. Центральний контрагент у рамках єдиного сполучення ринків для кожного розрахункового періоду:
1) за результатами торгів на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків забезпечує передачу оператору системи передачі інформації щодо обсягів купівлі-продажу електричної енергії кожного учасника ринку, заявки якого були акцептовані, в порядку, спосіб та строки, передбачені правилами ринку;
2) у разі якщо в результаті торгів на єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків був здійснений неявний розподіл міжзональної пропускної спроможності, забезпечує здійснення експорту та/або імпорту електричної енергії шляхом надання повідомлення оператору системи передачі в порядку, спосіб та строки, визначені Регулятором.
5. Порядок та умови оплати послуг, що надаються центральним контрагентом та торговим агентом під час виконання ними своїх функцій, визначаються договором.
Центральний контрагент та торговий агент повинні ефективно здійснювати кліринг та розрахунки, уникаючи необґрунтованих витрат та відображаючи понесений ризик.
6. Номінований оператор ринку виконує функцію центрального контрагента, яка, зокрема, передбачає забезпечення розрахунків при здійсненні неявного розподілу міжзональної пропускної спроможності.
За погодженням з Регулятором номінований оператор ринку має право делегувати виконання функцій центрального контрагента третій особі, яка має право провадити діяльність як центральний контрагент відповідно до Закону України "Про ринки капіталу та організовані товарні ринки".
Делегування функцій центрального контрагента номінованим оператором ринку здійснюється, за умови що третя особа матиме змогу здійснювати відповідні функції так само ефективно, як і номінований оператор ринку.
При цьому номінований оператор ринку несе відповідальність за належне здійснення третьою особою всіх функцій центрального контрагента, включаючи забезпечення доступу до інформації, необхідної для здійснення моніторингу Регулятором.
Перед делегуванням номінований оператор ринку перевіряє здатність третьої особи виконувати відповідні функції та здійснює таке делегування за погодженням Регулятора.
У разі делегування третій особі функцій центрального контрагента номінований оператор ринку повинен до дня такого делегування укласти відповідні угоди про конфіденційність, які мають відповідати наявним зобов’язанням номінованого оператора ринку щодо конфіденційності.
7. Інші особливості діяльності центрального контрагента та торгового агента можуть встановлюватися договором між номінованим оператором ринку та центральним контрагентом або договором між центральним контрагентом та торговим агентом відповідно, а також нормативно-правовими актами, що врегульовують діяльність на ринку електричної енергії";
44) у статті 52:
частину другу викласти в такій редакції:
"2. Функції адміністратора розрахунків виконує оператор системи передачі з правом делегувати такі функції за погодженням Регулятора третій особі нерезиденту виключно у разі проведення розрахунків між операторами системи передачі при здійсненні міждержавного балансування";
у пункті 5 частини третьої слова "електричну енергію оператора системи передачі та постачальників послуг з балансування" замінити словами "послуги з балансування";
частину четверту після слів "зберігання енергії" доповнити словом "агрегації";
абзац перший частини сьомої викласти в такій редакції:
"7. Вартість послуг адміністратора розрахунків затверджується Регулятором та включається як окрема складова до тарифу на послуги з передачі електричної енергії";
45) у статті 53:
у частині другій:
після пункту 5 доповнити пунктом 6 такого змісту:
"6) формує типові графіки (профілі) навантаження для певних категорій споживачів відповідно до кодексу комерційного обліку, враховуючи пропозиції та дані, надані оператором системи розподілу".
У зв’язку з цим пункт 6 вважати пунктом 7;
абзац перший частини третьої викласти в такій редакції:
"3. Вартість послуг адміністратора комерційного обліку затверджується Регулятором та включається як окрема складова до тарифу на послуги з передачі електричної енергії";
у частині четвертій слова "зберігання енергії" замінити словами "зберігання енергії, агрегації";
після частини п’ятої доповнити новою частиною такого змісту:
"6. Адміністратор комерційного обліку забезпечує недискримінаційний доступ заінтересованих сторін до даних споживачів (зокрема даних комерційного обліку та споживання, даних, необхідних для зміни електропостачальника або агрегатора та реагування попиту) відповідно до вимог кодексу комерційного обліку. Регулятор здійснює моніторинг впровадження адміністратором комерційного обліку заходів, необхідних для забезпечення такого доступу".
У зв’язку з цим частину шосту вважати частиною сьомою;
46) у статті 56:
частину другу доповнити новим абзацом такого змісту:
"Споживачі мають право на постачання електричної енергії електропостачальниками, створеними (зареєстрованими) у державах - членах Європейського Союзу або державах - сторонах Енергетичного Співтовариства, за умови що такі електропостачальники отримали право брати участь у ринку електричної енергії України згідно із частиною п’ятою статті 8 цього Закону";
частину сьому доповнити пунктом 12-1 такого змісту:
"12-1) умови застосування та розрахунок плати за розірвання договору, включаючи неустойку та штрафні санкції, та/або плати за зміну";
доповнити частинами дванадцятою і тринадцятою такого змісту:
"12. Електропостачальники мають право пропонувати споживачам укласти договір з динамічною ціною на електричну енергію (далі - договір з динамічною ціною), умови якого відображають коливання цін на електричну енергію на ринку "на добу наперед" та/або внутрішньодобовому ринку, за періодами, які принаймні дорівнюють розрахунковим періодам на ринку електричної енергії.
Споживач, який має встановлений інтелектуальний лічильник електричної енергії, має право на укладення договору з динамічною ціною у порядку, встановленому цим Законом та правилами роздрібного ринку.
Електропостачальники, які здійснюють постачання електричної енергії понад 200 тисячам споживачів, повинні мати публічну комерційну пропозицію щодо постачання електричної енергії за договором з динамічною ціною.
Електропостачальники зобов’язані отримати попередню згоду споживача перед укладенням договору з динамічною ціною.
13. Електропостачальники повинні інформувати споживачів про можливості, які пропонуються за договором з динамічною ціною, фактори, що впливають на структуру та зміну ціни на електричну енергію за договором з динамічною ціною, ризики та витрати, пов’язані з таким договором, а також про необхідність наявності інтелектуальних лічильників для укладення договору з динамічною ціною. Таке інформування здійснюється у порядку, встановленому правилами роздрібного ринку електричної енергії.
Регулятор здійснює моніторинг застосування договорів з динамічною ціною та оцінку пов’язаних з цим ризиків у встановленому ним порядку";
47) у статті 57:
у частині другій:
доповнити пунктом 2-1 такого змісту:
"2-1) забезпечити можливість укладення споживачами, які мають встановлений інтелектуальний лічильник електричної енергії, договорів з динамічною ціною, якщо такий електропостачальник здійснює постачання електричної енергії понад 200 тисячам споживачів";
у пункті 6 слова "погодинних графіків електричної енергії" замінити словами "графіків електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
у пункті 9:
підпункт "б" після слів "оператором ринку" доповнити словами "номінованим оператором ринку";
доповнити підпунктом "г" такого змісту:
"г) посилання на веб-сайти або інші достовірні джерела, які містять інструменти порівняння пропозицій електропостачальників відповідно до вимог статті 57-1 цього Закону";
у частині третій:
пункт 2 викласти в такій редакції:
"2) про методи здійснення платіжних операцій, які не повинні допускати дискримінації між споживачами. Системи попередньої оплати мають бути справедливими та повноцінно відображати прогнозне споживання.
Електропостачальники повинні пропонувати кінцевим споживачам методи здійснення платіжних операцій за електричну енергію з використанням різних платіжних інструментів, визначених Законом України "Про платіжні послуги". У разі стягнення додаткової плати за використання певного платіжного інструмента така плата має бути обґрунтованою, недискримінаційною, пропорційною та не перевищувати фактичні витрати електропостачальника, пов’язані з використанням визначеного методу здійснення платіжних операцій";
доповнити пунктом 5 такого змісту:
"5) завчасно до відключення електроустановок (об’єктів) побутових споживачів від мережі у зв’язку із заборгованістю з оплати за спожиту електричну енергію надавати побутовим споживачам інформацію про заходи, які є альтернативними відключенню, зокрема реструктуризацію заборгованості, у порядку, визначеному правилами роздрібного ринку";
доповнити частиною четвертою такого змісту:
"4. Електропостачальникам забороняється встановлювати дискримінаційні вимоги, процедури та/або ціни (тарифи) до споживачів, які уклали договір про участь в агрегованій групі";
48) розділ XI доповнити статтею 57-1 такого змісту:
"Стаття 57-1. Інструменти порівняння пропозицій електропостачальників
1. Для здійснення порівняння пропозицій електропостачальників, у тому числі пропозицій щодо договорів з динамічною ціною на електричну енергію, використовуються інструменти порівняння пропозицій електропостачальників (далі - інструменти порівняння).
Інформування споживачів про доступні інструменти порівняння здійснюється електропостачальниками шляхом включення такої інформації до платіжних документів (рахунків) або шляхом її надання одночасно з платіжними документами (рахунками) або в будь-який інший доступний спосіб.
Побутовим та малим непобутовим споживачам, прогнозний річний обсяг споживання електричної енергії яких не перевищує 100 тисяч кВт·год, надається безоплатний доступ до інструментів порівняння.
2. Забезпечення функціонування інструментів порівняння може здійснюватися органами державної влади, підприємствами, установами, організаціями незалежно від форми власності та організаційно-правової форми.
3. Регулятор видає знаки довіри інструментам порівняння, які відповідають вимогам, встановленим частиною четвертою цієї статті, та здійснює у встановленому Регулятором порядку моніторинг відповідності інструментів порівняння таким вимогам.
Подання заяви на отримання знаку довіри здійснюється на добровільній та недискримінаційній основі у порядку, визначеному Регулятором.
Інструменти порівняння Регулятора, інших органів державної влади та/або державних установ, які відповідають усім вимогам до інструментів порівняння, встановленим частиною четвертою цієї статті, не потребують отримання знаку довіри.
4. Інструменти порівняння повинні відповідати таким вимогам:
1) бути незалежними від учасників ринку та забезпечувати неупереджене відображення інформації про учасників ринку в результатах пошуку;
2) містити інформацію про їхніх власників, осіб, які забезпечують функціонування інструментів порівняння, та осіб, які здійснюють контроль над такими особами, а також інформацію про фінансове забезпечення функціонування інструментів порівняння;
3) визначати чіткі та об’єктивні критерії, за якими здійснюється порівняння пропозицій електропостачальників, включаючи послуги, які надаються на ринку електричної енергії;
4) надана інструментами порівняння інформація є чіткою та зрозумілою;
5) надавати достовірну та актуальну інформацію, зазначати час останнього оновлення інформації;
6) бути доступними для осіб з обмеженими можливостями, зокрема легкими для сприйняття та користування, зрозумілими та функціональними;
7) забезпечувати ефективну процедуру повідомлення про недостовірну інформацію;
8) використовувати лише персональні дані, необхідні для здійснення порівняння пропозицій електропостачальників;
9) бути безкоштовними для споживачів, визначених абзацом третім частини першої цієї статті.
5. Регулятор оприлюднює на своєму офіційному веб-сайті посилання на інструменти порівняння, які отримали знак довіри. Суб’єкти господарювання, які створили та забезпечують функціонування інструментів порівняння, що отримали знак довіри, зобов’язані зазначати на своїх веб-сайтах інформацію про наявність знаку довіри, виданого Регулятором.
6. Якщо Регулятор створив та забезпечує функціонування інструмента порівняння, електропостачальники зобов’язані надавати Регулятору детальну інформацію щодо цінових пропозицій на постачання електричної енергії, зокрема пропозицій щодо договорів з динамічною ціною, у порядку та строки, встановлені Регулятором";
49) у статті 58:
у частині першій:
у пункті 1 слова "на роздрібному ринку у електропостачальників або у виробників, що здійснюють виробництво електричної енергії на об’єктах розподіленої генерації, за правилами роздрібного ринку" замінити словами "в учасників роздрібного ринку електричної енергії за відповідними договорами згідно з правилами роздрібного ринку";
доповнити пунктом 1-1 такого змісту:
"1-1) об’єднуватися (вступати) в агреговані групи шляхом укладення договору про участь в агрегованій групі";
пункт 2 після слів "змінювати електропостачальника" доповнити словами "та агрегатора";
у пункті 11-1 слова "та об’єднуватися (вступати) в агреговані групи з цією метою" замінити словами "самостійно або через агрегатора";
доповнити пунктами 11-2-11-4 такого змісту:
"11-2) укладати договір про участь в агрегованій групі без отримання згоди електропостачальника, який здійснює постачання електричної енергії споживачу;
11-3) на своєчасне та у повному обсязі отримання коштів відповідно до договору про участь в агрегованій групі;
11-4) брати участь у ринку електричної енергії як активний споживач, не підпадаючи під непропорційні або дискримінаційні технічні вимоги, адміністративні вимоги, процедури та платежі, зокрема платежі за послуги, які не відображають витрат";
частину третю доповнити пунктом 7 такого змісту:
"7) у разі наміру укласти договір про участь в агрегованій групі забезпечити комерційний облік електричної енергії та здійснювати інші заходи, передбачені кодексом системи передачі, кодексом систем розподілу та кодексом комерційного обліку";
доповнити частиною шостою такого змісту:
"6. У разі здійснення споживачем несанкціонованого відбору електричної енергії такий споживач зобов’язаний відшкодувати оператору системи передачі або оператору системи розподілу вартість спожитої ним електричної енергії. Порядок розрахунку вартості електричної енергії, спожитої за час несанкціонованого відбору електричної енергії, визначається Регулятором з урахуванням ціни купівлі електричної енергії оператором системи передачі або оператором системи розподілу для врегулювання небалансів, а також тарифів на передачу та/або розподіл електричної енергії у кожному розрахунковому періоді здійснення споживачем несанкціонованого відбору електричної енергії";
50) частину першу статті 58-1 викласти в такій редакції:
"1. Активний споживач має права та обов’язки, визначені статтею 58 цього Закону, крім випадків, передбачених цією статтею.
До активних споживачів не мають застосовуватися непропорційні або дискримінаційні технічні вимоги, адміністративні вимоги та процедури.
Активний споживач має право:
1) самостійно або через агрегатора здійснювати купівлю-продаж електричної енергії, брати участь у балансуючому ринку, надавати допоміжні послуги, послуги з гнучкості, реагування попиту за допомогою власних електроустановок, призначених для споживання електричної енергії, генеруючих установок та/або установок зберігання енергії;
2) делегувати функції з управління власними електроустановками, зокрема щодо встановлення, експлуатації, обробки даних та технічного обслуговування, на підставі окремого договору третій особі, при цьому така особа не вважається активним споживачем;
3) здійснювати продаж надлишку відпущеної електричної енергії згідно з укладеним договором купівлі-продажу електричної енергії за механізмом самовиробництва, що є додатком до договору про постачання електричної енергії споживачу, або укладеним договором з гарантованим покупцем чи постачальником універсальних послуг про продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом.
До активного споживача застосовуються тарифи на послуги з передачі та розподілу електричної енергії, що відображають економічно обґрунтовані витрати, є прозорими та недискримінаційними, беручи до уваги окремо електричну енергію, що відпускається в електричну мережу, та електричну енергію, що споживається з електричної мережі, забезпечуючи належний та збалансований внесок активних споживачів у загальний розподіл витрат систем передачі та розподілу, відповідно до методик (порядків) встановлення (формування) тарифів, затверджених Регулятором.
Договір купівлі-продажу електричної енергії за механізмом самовиробництва укладається між електропостачальником та активним споживачем, який встановив генеруючу установку. Постачання електричної енергії активним споживачам та купівля електричної енергії, відпущеної генеруючими установками таких споживачів в електричну мережу, здійснюються за вільними цінами, крім випадків, визначених законом";
51) доповнити статтею 58-2 такого змісту:
"Стаття 58-2. Громадське енергетичне об’єднання
1. Діяльність громадського енергетичного об’єднання ґрунтується на добровільній та відкритій участі його членів (учасників). Громадське енергетичне об’єднання створюється відповідно до Закону України "Про громадські об’єднання" або Закону України "Про об’єднання співвласників багатоквартирного будинку", або як юридична особа іншої організаційно-правової форми відповідно до законодавства, що встановлює вимоги до такої організаційно-правової форми, яка не має своєю основною метою отримання прибутку та яка відповідно до установчого договору, статуту або інших установчих документів юридичної особи має право споживати електричну енергію, здійснювати виробництво електричної енергії, зокрема з відновлюваних джерел енергії, здійснювати розподіл, постачання електричної енергії, діяльність з агрегації, зберігання енергії, надавати послуги з енергоефективності та/або послуги із заряджання систем акумулювання електричної енергії (акумуляторних батарей) електромобілів або надавати своїм членам (учасникам) інші послуги, пов’язані з діяльністю у сфері електроенергетики.
2. Членство (участь) в громадському енергетичному об’єднанні не призводить до втрати побутовим споживачем або активним споживачем своїх прав та обов’язків.
3. За умови справедливої оплати, порядок визначення якої встановлюється Регулятором, оператори систем розподілу співпрацюють з громадськими енергетичними об’єднаннями для сприяння здійсненню розподілу електроенергії в мережах таких об’єднань.
Оператори систем розподілу зобов’язані в установленому Регулятором порядку надавати Регулятору інформацію про наявність громадських енергетичних об’єднань на території їхньої ліцензованої діяльності.
4. До громадських енергетичних об’єднань застосовуються недискримінаційні, справедливі, пропорційні та прозорі процедури, зокрема щодо ліцензування, встановлення економічно обґрунтованих тарифів.
5. Громадські енергетичні об’єднання мають право брати участь в усіх сегментах ринку електричної енергії на недискримінаційних засадах, самостійно або через агрегатора у порядку, визначеному Регулятором.
6. До громадських енергетичних об’єднань застосовується недискримінаційний та пропорційний підхід щодо їхньої діяльності, прав та обов’язків як споживачів, виробників, операторів систем розподілу, електропостачальників або агрегаторів.
7. Громадські енергетичні об’єднання несуть фінансову відповідальність за небаланси електричної енергії шляхом набуття статусу сторони, відповідальної за баланс, або передачі своєї відповідальності іншій стороні, відповідальній за баланс, відповідно до правил ринку та з урахуванням особливостей, встановлених цим Законом.
8. Громадські енергетичні об’єднання можуть забезпечити споживання членами об’єднання електричної енергії, яка виробляється власними генеруючими установками об’єднання, за умови дотримання інших вимог, викладених у цій статті, та за умови збереження членами об’єднання своїх прав та обов’язків як споживачів.
9. Громадське енергетичне об’єднання має забезпечити своїм членам (учасникам) право припинити членство (участь) в об’єднанні.
У разі якщо член (учасник) громадського енергетичного об’єднання припиняє своє членство (участь) в такому об’єднанні, зміна електропостачальника та/або агрегатора здійснюється у порядку, встановленому цим Законом та правилами роздрібного ринку";
52) статтю 59 викласти в такій редакції:
"Стаття 59. Зміна електропостачальника та агрегатора
1. Зміна електропостачальника та агрегатора споживачем здійснюється на безоплатній основі у порядку, визначеному правилами роздрібного ринку та правилами ринку.
Порядок зміни електропостачальника та агрегатора має, зокрема, визначати:
1) умови та процедури зміни електропостачальника та агрегатора;
2) положення щодо забезпечення належного та достовірного комерційного обліку споживача при зміні електропостачальника та агрегатора;
3) положення щодо обміну інформацією при зміні електропостачальника та агрегатора;
4) права та обов’язки електропостачальників та агрегаторів, оператора системи передачі та/або оператора системи розподілу, споживача при зміні електропостачальника та агрегатора.
2. У разі встановлення у споживача інтелектуального лічильника або при забезпеченні зчитування фактичних показів приладу (приладів) вимірювальної техніки споживача автоматизованою системою комерційного обліку, синхронізованою з центральною інформаційно-комунікаційною системою оператора системи передачі, зміна електропостачальника або агрегатора за ініціативою споживача має тривати не більше однієї доби відповідно до правил роздрібного ринку. Якщо дата зміни електропостачальника та/або агрегатора за ініціативою споживача припадає на вихідний, святковий або інший неробочий день, визначений відповідно до закону, днем закінчення строку такої зміни є перший наступний за ним робочий день.
В іншому випадку технічний процес зміни електропостачальника та агрегатора за ініціативою споживача має здійснюватися у строк, що не перевищує 21 календарний день з дня повідомлення споживачем про намір змінити електропостачальника, а за скороченою процедурою - у строк не більше трьох календарних днів, за умови отримання адміністратором комерційного обліку у визначеному Регулятором порядку інформації щодо погоджених споживачем з попереднім та новим постачальниками (агрегаторами) прогнозних показів лічильника споживача на дату зміни.
3. Спори між споживачем та електропостачальником та/або агрегатором під час зміни електропостачальника та/або агрегатора розглядаються відповідно до порядку розгляду скарг та вирішення спорів, затвердженого Регулятором. Наявність спору між споживачем та електропостачальником та/або агрегатором не є підставою для затримки у виконанні договору постачання електричної енергії споживачу новим електропостачальником або договору про участь в агрегованій групі між споживачем та новим агрегатором.
4. До припинення дії договору постачання електричної енергії споживачу електропостачальник зобов’язаний забезпечувати постачання електричної енергії споживачу на умовах чинного договору.
До припинення дії договору про участь в агрегованій групі відносини між споживачем та агрегатором регулюються чинним договором.
Регулятор здійснює моніторинг практики зміни електропостачальника та агрегатора.
5. До побутових та малих непобутових споживачів не може застосовуватися плата за зміну електропостачальника.
6. Побутові споживачі відповідно до правил роздрібного ринку мають право брати участь у колективних схемах зміни електропостачальника або агрегатора, що передбачають спільну ініціативу групи побутових споживачів, спрямовану на вибір та погодження із електропостачальником або агрегатором більш вигідних умов постачання електричної енергії або агрегації та одночасну зміну електропостачальника чи агрегатора цією групою побутових споживачів.
Регулятор повинен забезпечити усунення всіх регуляторних та адміністративних бар’єрів для застосування колективних схем зміни електропостачальника або агрегатора, а також захист побутових споживачів від зловживань та недобросовісних практик під час такої зміни";
53) доповнити статтею 60-1 такого змісту:
"Стаття 60-1. Платіжні документи (рахунки) та платіжна інформація
1. Електропостачальники, оператор системи передачі, оператори систем розподілу та агрегатори повинні забезпечити, щоб платіжні документи (рахунки) та платіжна інформація, які надаються споживачам, були точними, простими для розуміння, чіткими, лаконічними, зручними для споживача та викладені у спосіб, який полегшує споживачам порівняння інформації, наведеної у платіжних документах (рахунках).
На вимогу споживачів електропостачальники, оператор системи передачі, оператори систем розподілу та агрегатори повинні надати чітке та зрозуміле пояснення щодо способів формування (обрахування) інформації, наведеної у платіжному документі (рахунку), зокрема якщо платіжні документи (рахунки) не формуються на даних фактичного споживання.
2. Електропостачальники, оператор системи передачі, оператори систем розподілу та агрегатори не мають права стягувати плату із споживачів за формування та/або надання платіжних документів (рахунків) та платіжної інформації.
3. У разі зміни предмета та/або ціни договору, укладеного між споживачем та електропостачальником або оператором системи передачі, або оператором системи розподілу, або агрегатором, платіжний документ (рахунок) повинен включати інформацію про такі зміни та дату набрання ними чинності.
4. Електропостачальники, оператор системи передачі, оператори систем розподілу та агрегатори повинні надавати споживачам можливість отримання електронних платіжних документів (рахунків) та платіжної інформації, а також інформувати про можливі способи здійснення платіжних операцій.
5. Електропостачальники, оператор системи передачі, оператори систем розподілу та агрегатори повинні забезпечити відповідність платіжних документів (рахунків) та платіжної інформації мінімальним вимогам, затвердженим Регулятором.
У разі зміни вимог до платіжних документів (рахунків) або до платіжної інформації Регулятор проводить консультації з об’єднаннями, які представляють інтереси споживачів";
54) у статті 61:
назву викласти в такій редакції:
"Стаття 61. Захист вразливих споживачів та енергетична бідність";
частину першу замінити двома новими частинами такого змісту:
"1. Захист вразливих споживачів здійснюється:
1) заходами соціальної політики та іншими заходами, що не передбачають втручання в ціноутворення на ринку електричної енергії, у порядку, визначеному Кабінетом Міністрів України відповідно до частини другої цієї статті; та/або
2) шляхом покладення спеціальних обов’язків щодо постачання електричної енергії за ціною, визначеною згідно з частиною восьмою статті 62 цього Закону.
2. Порядок захисту вразливих споживачів визначає:
1) категорії вразливих споживачів;
2) порядок обліку вразливих споживачів;
3) заходи з моніторингу та державного контролю за належністю до категорії вразливих споживачів;
4) спеціальні заходи захисту вразливих споживачів від відключення у певні періоди, спрямовані на задоволення потреб таких споживачів в електричній енергії;
5) інші заходи захисту вразливих споживачів, зокрема заходи соціальної політики, підтримка для підвищення енергоефективності тощо.
Для визначення категорій вразливих споживачів можуть враховуватися, зокрема, такі критерії, як енергетична бідність, включаючи низький рівень доходу, значна частка витрат на енергоресурси в доході та низький рівень енергоефективності.
Заходи захисту вразливих споживачів не повинні перешкоджати конкуренції на ринку електричної енергії або його функціонуванню".
У зв’язку з цим частину другу вважати частиною третьою;
доповнити частиною четвертою такого змісту:
"4. Проведення оцінювання стану енергетичної бідності здійснюється в порядку, встановленому Кабінетом Міністрів України.
У разі встановлення за результатами такого оцінювання значної кількості споживачів, які перебувають у стані енергетичної бідності, до Національного плану з енергетики та клімату включається ціль щодо зменшення рівня енергетичної бідності, визначаються політика та заходи, спрямовані на подолання енергетичної бідності, включаючи заходи соціальної політики та інші відповідні національні програми.
Оцінювання стану енергетичної бідності та кількості споживачів, які перебувають у стані енергетичної бідності, здійснюється з урахуванням рекомендацій Секретаріату Енергетичного Співтовариства";
55) у статті 62:
абзац перший частини четвертої викласти в такій редакції:
"4. Спеціальні обов’язки, які покладаються Кабінетом Міністрів України на учасників ринку, повинні бути чітко визначені, прозорі, недискримінаційні, такі, що підлягають перевірці, мати тимчасовий характер та гарантувати рівний доступ електроенергетичних підприємств держав - сторін Енергетичного Співтовариства до споживачів";
частину восьму після абзацу першого доповнити новим абзацом такого змісту:
"У разі покладення спеціальних обов’язків відповідно до частини дев’ятої або десятої цієї статті така інформація повинна надавати пояснення, чому інші заходи не були достатніми для досягнення мети задоволення загальносуспільного інтересу, яким чином виконані вимоги частин дев’ятої і десятої цієї статті, як заходи, вжиті на виконання цієї статті, впливають на конкуренцію, а також містити показник кількості побутових споживачів, в інтересах яких покладені спеціальні обов’язки, строк дії спеціальних обов’язків та методологію визначення ціни, за якою електрична енергія постачається в рамках спеціальних обов’язків".
У зв’язку з цим абзац другий вважати абзацом третім;
доповнити частинами дев’ятою і десятою такого змісту:
"9. Кабінет Міністрів України має право покласти спеціальні обов’язки щодо постачання електричної енергії за визначеними цінами вразливим споживачам виключно при виконанні таких умов (додатково до інших вимог, що застосовуються згідно з цією статтею, крім частини дев’ятої):
1) спеціальні обов’язки повинні мати на меті задоволення загального економічного інтересу та не виходити за межі, необхідні для його досягнення;
2) спеціальні обов’язки мають бути чітко визначені, прозорі, недискримінаційні і такі, що підлягають перевірці;
3) має бути гарантований рівний доступ електроенергетичних підприємств держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства до споживачів згідно із частиною п’ятою статті 8 цього Закону;
4) строк дії спеціальних обов’язків має бути обмеженим у часі та пропорційним щодо потреб захисту вразливих споживачів;
5) спеціальні обов’язки не повинні створювати додаткові витрати для учасників ринку у дискримінаційний спосіб.
У разі покладення Кабінетом Міністрів України спеціальних обов’язків відповідно до цієї частини до Національного плану з енергетики та клімату в обов’язковому порядку включається ціль щодо зменшення рівня енергетичної бідності, визначаються політики та заходи, спрямовані на подолання енергетичної бідності, включаючи заходи соціальної політики та інші відповідні заходи, незалежно від кількості споживачів, що перебувають у стані енергетичної бідності.
10. До встановлення ефективної конкуренції між електропостачальниками та визначення цін на роздрібному ринку електричної енергії виключно на ринкових умовах Кабінет Міністрів України має право покласти спеціальні обов’язки щодо постачання електричної енергії побутовим споживачам за визначеними цінами (крім тих побутових споживачів, до яких вже застосовуються спеціальні обов’язки згідно з частиною восьмою цієї статті). Покладення таких спеціальних обов’язків має відповідати таким умовам:
1) визначення Кабінетом Міністрів України комплексу заходів, спрямованих на досягнення ефективної конкуренції, та методології оцінювання прогресу при застосуванні таких заходів;
2) встановлення спеціальних обов’язків з використанням методології, яка забезпечує недискримінаційне ставлення до електропостачальників;
3) мінімізація будь-якого негативного впливу на оптовий ринок електричної енергії;
4) забезпечення побутовим споживачам можливості обирати конкурентні ринкові пропозиції;
5) недопущення прямого перехресного субсидіювання між споживачами, яким електрична енергія постачається за вільними цінами, і побутовими споживачами, яким електрична енергія постачається відповідно до покладених спеціальних обов’язків.
Регулятор забезпечує, щоб побутові споживачі, постачання електричної енергії яким здійснюється через механізм покладення спеціальних обов’язків відповідно до цієї частини, були безпосередньо та принаймні один раз на календарний квартал повідомлені про наявні комерційні пропозиції електропостачальників, зокрема про договори з динамічною ціною на електричну енергію, а також щоб їм надавалася допомога для укладення договорів з електропостачальниками на ринкових умовах";
56) у статті 66:
у частині першій:
в абзаці першому слова "оператори установок зберігання енергії та споживачі" замінити словами "оператори установок зберігання енергії, агрегатори та споживачі";
доповнити новими абзацами такого змісту:
"Організація продажу електричної енергії на електронних аукціонах здійснюється за принципами:
добросовісної конкуренції між учасниками аукціону;
недискримінації учасників аукціону;
об’єктивності та неупередженості;
запобігання корупційним діям, зловживанням, маніпулюванню на ринку;
вільного ціноутворення на основі попиту та пропозиції";
у частині другій:
пункт 5 викласти в такій редакції:
"5) оператори установок зберігання енергії, що здійснюють зберігання енергії на гідроакумулюючих електростанціях, мають право купувати електричну енергію за двосторонніми договорами з метою покриття технологічних потреб гідроакумулюючих електростанцій, крім обсягів, які з цією метою відповідно до цього Закону підлягають обов’язковій купівлі на ринку "на добу наперед";
у пунктах 6 і 6-1 слова "на електронних аукціонах, порядок проведення яких" замінити словами "на електронних аукціонах, організованих оператором організованих товарних ринків, порядок проведення яких";
у пункті 3 частини третьої слова "графіки погодинного обсягу купівлі-продажу електричної енергії" замінити словами "графіки обсягу купівлі-продажу електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
57) у статті 67:
частину третю виключити;
частину восьму викласти в такій редакції:
"8. Забороняється продаж та/або постачання електричної енергії, імпортованої з Російської Федерації та/або Республіки Білорусь";
58) доповнити статтею 67-1 такого змісту:
"Стаття 67-1. Єдине сполучення ринків "на добу наперед" та єдине сполучення внутрішньодобових ринків
1. На ринку електричної енергії України діє єдине сполучення ринків "на добу наперед" та єдине сполучення внутрішньодобових ринків.
Оператор системи передачі та номінований оператор (номіновані оператори) ринку повинен (повинні) спільно організовувати управління єдиним сполученням ринків "на добу наперед" та єдиним сполученням внутрішньодобових ринків і співпрацювати з операторами систем передачі та номінованими операторами ринку держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства. Така співпраця не має порушувати конкурентне законодавство.
Функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків забезпечується номінованими операторами ринку в рамках багатостороннього договору взаємодії між номінованими операторами ринку та оператором системи передачі, що розробляється оператором системи передачі спільно з номінованими операторами ринку та погоджується Регулятором.
Торги на ринку "на добу наперед" при єдиному сполученні ринків проводяться номінованим оператором (номінованими операторами) за правилами торгів відповідного номінованого оператора.
2. Часові періоди проведення торгів номінованим оператором (номінованими операторами) ринку при єдиному сполученні ринків "на добу наперед" та єдиному сполученні внутрішньодобових ринків визначаються відповідно до загальноєвропейських правил та правил торгів відповідного номінованого оператора ринку.
3. Купівля-продаж електричної енергії під час єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та під час єдиного сполучення внутрішньодобових ринків здійснюється за правилами торгів відповідного номінованого оператора ринку, які мають бути завчасно оприлюднені на веб-сайті такого номінованого оператора ринку та відповідати загальноєвропейським і регіональним правилам, а також нормативно-правовим актам, що регулюють функціонування ринку електричної енергії.
4. Правила торгів номінованого оператора ринку повинні забезпечувати виконання номінованим оператором ринку його завдань та функцій за результатами торгів під час єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та/або єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, а також встановлювати порядок, форму та зміст оприлюднення інформації про результати проведених торгів.
Правила торгів номінованого оператора ринку повинні забезпечувати:
1) недискримінаційність доступу учасників ринку до участі в торгах самостійно або через агрегацію;
2) можливість учасників ринку брати участь у міждержавній торгівлі у максимально наближений до реального часу спосіб у всіх торгових зонах;
3) захист та конфіденційність комерційно чутливої інформації та анонімність торгівлі;
4) своєчасне виконання учасниками ринку своїх фінансових зобов’язань за результатами торгів;
5) операційну безпеку, одночасно дозволяючи максимальне використання міжзональної пропускної спроможності;
6) недискримінацію та недопущення розмежування між операціями, здійсненими в межах однієї торгової зони та між торговими зонами.
З метою забезпечення своєчасного виконання учасниками ринку своїх фінансових зобов’язань на єдиному сполученні ринків Регулятор має повноваження встановити вимоги до фінансового забезпечення, що надається учасниками ринку на користь номінованого оператора ринку, в тому числі щодо критеріїв відбору фінансових установ, які надають таке забезпечення.
5. Під час єдиного сполучення ринків "на добу наперед" ціна купівлі-продажу електричної енергії визначається для кожного розрахункового періоду за алгоритмом сполучення цін. Під час єдиного сполучення внутрішньодобових ринків ціни купівлі-продажу електричної енергії визначаються для кожного розрахункового періоду за алгоритмом зіставлення у межах безперервної торгівлі та алгоритмом сполучення цін під час проведення внутрішньодобового аукціону.
Номінований оператор (номіновані оператори) ринку зобов’язаний (зобов’язані) негайно оприлюднити ціни та обсяги купівлі-продажу електричної енергії за результатами проведення торгів під час єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків.
6. Виконання номінованим оператором (номінованими операторами) ринку функцій, пов’язаних з торгівлею електричною енергією під час єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, підлягає нагляду з боку Регулятора, Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства та ACER";
59) статтю 68 викласти в такій редакції:
"Стаття 68. Балансуючий ринок
1. В Україні функціонує балансуючий ринок, що, зокрема, передбачає здійснення міждержавного балансування шляхом обміну балансуючою електричною енергією через європейські платформи балансування.
Балансуючий ринок з урахуванням процесу попередньої кваліфікації організовується у спосіб, що забезпечує:
1) відсутність дискримінації між учасниками ринку, враховуючи технічні потреби ОЕС України і технічні можливості генеруючих потужностей, установок зберігання енергії та реагування попиту;
2) визначення послуг з балансування у технологічно нейтральний спосіб, а їх придбання на прозорих і ринкових засадах;
3) недискримінаційний доступ для усіх учасників ринку, самостійно або через агрегатора, зокрема щодо електричної енергії, виробленої з відновлюваних джерел енергії, реагування попиту та зберігання енергії;
4) врахування зростаючої частки відновлюваних джерел енергії, розвитку рівня реагування попиту та появи нових технологій.
Балансуючий ринок має забезпечувати операційну безпеку з максимальним використанням та ефективним розподілом міжзональної пропускної спроможності для різних часових періодів відповідно до статті 39 цього Закону.
2. Для здійснення міждержавного балансування оператор системи передачі співпрацює з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства відповідно до цього Закону, нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, загальноєвропейських та регіональних правил і договорів, зокрема договорів про приєднання до європейських платформ балансування.
Загальноєвропейські та регіональні правила з питань балансування оприлюднюються на власному веб-сайті оператора системи передачі українською та англійською мовами.
3. На балансуючому ринку оператором системи передачі здійснюються:
1) купівля та продаж балансуючої електричної енергії для балансування обсягів попиту та пропозиції електричної енергії у межах розрахункового періоду;
2) купівля та продаж електричної енергії з метою врегулювання небалансів електричної енергії сторін, відповідальних за баланс.
Купівля та продаж балансуючої електричної енергії та надання послуг балансуючої потужності здійснюються у формі балансуючих продуктів.
Вимоги до стандартних балансуючих продуктів, зокрема для міждержавного балансування, визначаються загальноєвропейськими правилами. Вимоги до спеціальних балансуючих продуктів розробляються оператором системи передачі та затверджуються Регулятором.
У разі якщо операції з купівлі та продажу балансуючої електричної енергії та надання послуг балансуючої потужності у формі стандартних балансуючих продуктів не здатні повною мірою забезпечити операційну безпеку енергосистеми та/або технічні характеристики електроустановок учасників ринку не відповідають вимогам до стандартних балансуючих продуктів, купівля та продаж балансуючої електричної енергії та надання послуг балансуючої потужності можуть здійснюватися у формі спеціальних балансуючих продуктів, за умови прийняття рішення Регулятором про надання відступу від використання стандартних балансуючих продуктів.
Оператор системи передачі розробляє пропозицію щодо відступу від використання стандартних балансуючих продуктів з визначенням заходів, спрямованих на мінімізацію використання спеціальних балансуючих продуктів з урахуванням економічної ефективності, доказів того, що спеціальні балансуючі продукти не призводять до неефективного функціонування балансуючого ринку, та подає її на затвердження Регулятору.
Купівля та продаж балансуючої електричної енергії та надання послуг балансуючої потужності у формі спеціальних балансуючих продуктів здійснюються в межах торгової зони (торгових зон) України без здійснення міждержавного балансування.
Вимоги до спеціальних балансуючих продуктів, що розробляються оператором системи передачі, встановлюються правилами ринку та кодексом системи передачі.
Оператор системи передачі для забезпечення операційної безпеки має право за межами балансуючого ринку придбавати послуги із зменшення навантаження виробником, який здійснює продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом. Договір про надання послуг із зменшення навантаження є публічним договором приєднання та укладається на основі типового договору, форма якого затверджується Регулятором.
4. Виробники, у тому числі оператори установок зберігання енергії, які здійснюють діяльність із зберігання енергії на гідроакумулюючих електростанціях, зобов’язані надавати пропозиції на балансуючу електричну енергію в обсягах та випадках, визначених цим Законом та правилами ринку. Виробники, які здійснюють виробництво електричної енергії з альтернативних джерел енергії, зобов’язані подавати пропозиції на розвантаження та мають право подавати пропозиції на завантаження відповідно до правил ринку. Оператори установок зберігання енергії, крім тих, які здійснюють діяльність із зберігання енергії на гідроакумулюючих електростанціях, та споживачі мають право надавати пропозиції на балансуючу електричну енергію у порядку, передбаченому правилами ринку. Агрегатор надає пропозиції на балансуючу електричну енергію у порядку, визначеному правилами ринку.
Вимоги до постачальників послуг з балансування та до їхніх електроустановок, необхідних для належного надання послуг з балансування, визначаються кодексом системи передачі, правилами ринку та іншими нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії. Інформація про вимоги до постачальників послуг з балансування підлягає оприлюдненню оператором системи передачі у порядку, визначеному правилами ринку.
Процес попередньої кваліфікації електроустановок постачальника послуг з балансування з метою підтвердження його відповідності вимогам оператора системи передачі визначається кодексом системи передачі.
5. Для купівлі та продажу балансуючої електричної енергії під час балансування та/або передиспетчеризації учасники ринку укладають з оператором системи передачі договір на основі типового договору про участь у балансуючому ринку.
Постачальники послуг з балансування реєструються адміністратором розрахунків у порядку, визначеному правилами ринку.
Типовий договір про участь у балансуючому ринку затверджується Регулятором.
6. Постачальник послуг з балансування подає оператору системи передачі свої заявки щодо балансуючої електричної енергії на балансуючому ринку відповідно до правил ринку.
Час "закриття воріт" на балансуючому ринку визначається правилами ринку.
7. Оператор системи передачі з метою балансування обсягів виробництва та споживання електричної енергії та/або врегулювання системних обмежень надає постачальникам послуг з балансування команди на збільшення (зменшення) їхнього навантаження, здійснюючи відбір відповідних заявок постачальників послуг з балансування у порядку, визначеному правилами ринку.
Відбір відповідних заявок постачальників послуг з балансування здійснюється з урахуванням необхідності забезпечення сталої та надійної роботи ОЕС України та мінімізації витрат на балансування обсягів виробництва та споживання електричної енергії.
Оператор системи передачі за межами балансуючого ринку має право надавати команди на зменшення навантаження виробникам, які здійснюють виробництво електричної енергії на об’єктах електроенергетики, включених до балансуючої групи гарантованого покупця, яким встановлено "зелений" тариф.
Виробники, які здійснюють виробництво електричної енергії на об’єктах електроенергетики або чергах їх будівництва (пускових комплексах) встановленою потужністю від 1 МВт, включених до балансуючої групи гарантованого покупця (крім виробників, що відповідно до правил ринку не зобов’язані укладати договір про надання послуги із зменшення навантаження), зобов’язані надавати оператору системи передачі заявки щодо надання послуги із зменшення навантаження виробником, який здійснює продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом, в обсягах, що відповідають добовому графіку виробництва електричної енергії на відповідних об’єктах виробників.
Команда оператора системи передачі на зменшення навантаження виробникам, які здійснюють виробництво електричної енергії на об’єктах електроенергетики, включених до балансуючої групи гарантованого покупця, яким встановлено "зелений" тариф, є прийняттям заявки таких виробників зменшити обсяг відпуску електричної енергії на відповідному об’єкті до рівня, визначеного оператором системи передачі на весь період дії такої диспетчерської команди.
Відбір заявок щодо надання послуг із зменшення навантаження об’єктами електроенергетики або чергами їх будівництва (пусковими комплексами) виробників, які здійснюють продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом, що включені до балансуючої групи гарантованого покупця, здійснюється відповідно до порядку надання таких послуг.
Розрахунок обсягу не відпущеної виробником, який здійснює продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом, електричної енергії в результаті виконання команд оператора системи передачі здійснюється відповідно до затвердженої Регулятором методики, що є невід’ємною частиною правил ринку. Якщо об’єкт електроенергетики, що виробляє електричну енергію з альтернативних джерел енергії, має у складі установку зберігання енергії, обсяг електричної енергії, не відпущеної виробником, який здійснює продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом, у результаті виконання команд оператора системи передачі із зменшення навантаження зменшується на обсяг відбору електричної енергії установкою зберігання енергії протягом часу надання послуги із зменшення навантаження. Методика повинна ґрунтуватися на об’єктивних показниках виробництва електричної енергії на відповідних об’єктах електроенергетики. Порядок надання послуг із зменшення навантаження виробником, який здійснює продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом, визначається правилами ринку.
Вартість послуги із зменшення навантаження виробником, який здійснює продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом, наданої в результаті виконання команди оператора системи передачі, дорівнює вартості електричної енергії, не відпущеної таким виробником за "зеленим" тарифом.
8. Команда оператора системи передачі постачальнику послуг з балансування на збільшення (зменшення) навантаження для відповідного постачальника послуг з балансування є прийняттям (акцептом) його відповідної заявки на балансуючому ринку оператором системи передачі, зміною його акцептованого добового графіка електричної енергії та визначає взаємні зобов’язання оператора системи передачі та постачальника послуг з балансування з купівлі та продажу відповідного обсягу балансуючої електричної енергії на балансуючому ринку за ціною, визначеною відповідно до правил ринку.
Ціноутворення на балансуючому ринку має відбуватися на принципах, передбачених загальноєвропейськими правилами.
Ціна за активовану балансуючу електричну енергію може бути від’ємною, нульовою або додатною та визначається відповідно до правил ринку.
Придбання оператором системи передачі послуги балансуючої потужності здійснюється окремо для завантаження та розвантаження, якщо Регулятором не прийнято рішення про надання відступу на підставі обґрунтованого запиту від оператора системи передачі.
9. За результатами роботи балансуючого ринку на підставі даних оператора системи передачі та адміністратора комерційного обліку адміністратор розрахунків розраховує платежі оператора системи передачі та постачальників послуг з балансування за балансуючу електричну енергію, ціни небалансу електричної енергії, а також обсяги небалансів електричної енергії учасників ринку і відповідні платежі за них у порядку, визначеному правилами ринку.
Оператор системи передачі оприлюднює інформацію, зокрема щодо поточного балансу системи, цін на балансуючу електричну енергію, а також обсяг прийнятих (акцептованих) заявок на балансуючому ринку в розрізі розрахункових періодів та цін на небаланси електричної енергії у порядку та строки, визначені правилами ринку";
60) у статті 69:
частини першу - десяту викласти в такій редакції:
"1. В Україні функціонує ринок допоміжних послуг, що передбачає, зокрема, здійснення оператором системи передачі обміну та/або спільного використання резервів потужності з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства.
На ринку допоміжних послуг на ринкових та прозорих засадах:
1) оператор системи передачі купує резерви для регулювання частоти та активної потужності; продає резерви для регулювання частоти та активної потужності та здійснює обмін та/або спільне використання резервів для регулювання частоти та активної потужності з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариств для забезпечення надійної роботи енергосистеми;
2) оператор системи передачі та оператори систем розподілу купують допоміжні послуги, не пов’язані з регулюванням частоти, для забезпечення безпечного функціонування системи передачі та систем розподілу, а також належної якості електричної енергії.
2. Учасниками ринку допоміжних послуг є:
1) оператор системи передачі, який купує та/або використовує допоміжні послуги; продає допоміжні послуги, здійснює обмін та/або спільне використання резервів з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства;
2) постачальники допоміжних послуг та постачальники послуг з балансування, які пропонують та/або надають допоміжні послуги;
3) оператори систем розподілу, які купують та/або використовують допоміжні послуги, не пов’язані з регулюванням частоти, зокрема послуги з гнучкості.
Оператор системи передачі має право взаємодіяти з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства у межах механізмів обміну та/або спільного використання резервів.
Така взаємодія здійснюється оператором системи передачі відповідно до укладених договорів з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, розроблених відповідно до вимог цього Закону та нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, а також актів законодавства Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики.
3. На ринку допоміжних послуг надаються допоміжні послуги:
1) з регулювання частоти та активної потужності (балансуюча потужність), а саме забезпечення:
резервів підтримки частоти;
автоматичних резервів відновлення частоти;
ручних резервів відновлення частоти;
резервів заміщення;
2) не пов’язані з регулювання частоти, зокрема:
послуги з регулювання напруги та реактивної потужності;
послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій.
Правилами ринку можуть бути передбачені інші види допоміжних послуг.
4. Функціонування ринку допоміжних послуг здійснюється за правилами ринку, які, зокрема, визначають:
1) види допоміжних послуг;
2) вимоги до учасників ринку щодо надання допоміжних послуг та порядок підтвердження відповідності учасників зазначеним вимогам;
3) порядок реєстрації постачальників допоміжних послуг та постачальників послуг з балансування;
4) порядок оприлюднення інформації, пов’язаної з придбанням допоміжних послуг;
5) порядок придбання/використання допоміжних послуг, у тому числі порядок ціноутворення щодо кожної допоміжної послуги;
6) відповідальність за ненадання/неналежне надання допоміжних послуг;
7) порядок визначення обсягів наданих допоміжних послуг та проведення розрахунків за допоміжні послуги;
8) порядок моніторингу виконання постачальниками допоміжних послуг та постачальниками послуг з балансування зобов’язань з надання допоміжних послуг.
5. Вимоги до постачальників допоміжних послуг та постачальників послуг з балансування, у тому числі вимоги до електроенергетичного обладнання, необхідні для забезпечення належного надання відповідних допоміжних послуг, визначаються оператором системи передачі на основі кодексу системи передачі, правил ринку та інших нормативно-правових актів. Інформація про вимоги до постачальників допоміжних послуг та постачальників послуг з балансування підлягає оприлюдненню оператором системи передачі у порядку, визначеному правилами ринку.
Процес попередньої кваліфікації електроустановок постачальника допоміжних послуг та постачальника послуг з балансування з метою підтвердження їх відповідності вимогам оператора системи передачі визначається кодексом системи передачі.
6. Перелік допоміжних послуг, що мають в обов’язковому порядку пропонуватися та надаватися оператору системи передачі постачальником допоміжних послуг та постачальником послуг з балансування, визначається правилами ринку.
Виробники, а також установки зберігання енергії, що здійснюють зберігання енергії на гідроакумулюючих електростанціях, зобов’язані брати участь у ринку допоміжних послуг та надавати допоміжні послуги у випадках, визначених правилами ринку.
Оператори установок зберігання енергії, крім установок зберігання енергії, що здійснюють зберігання електричної енергії на гідроакумулюючих електростанціях, мають право надавати допоміжні послуги у порядку, передбаченому правилами ринку.
Постачальник допоміжних послуг та постачальник послуг з балансування мають відповідати вимогам правил ринку та кодексу системи передачі щодо надання допоміжних послуг.
Агрегатори надають допоміжні послуги у порядку, передбаченому правилами ринку.
7. Залежно від виду допоміжної послуги, не пов’язаної з регулюванням частоти, та потреби оператора системи передачі або оператора системи розподілу придбання такої допоміжної послуги може здійснюватися на відповідний строк (доба, тиждень, місяць, квартал, рік/роки).
Купівля допоміжних послуг здійснюється на підставі договорів про надання допоміжних послуг, не пов’язаних з регулюванням частоти, та договорів про надання послуг балансуючої потужності, що укладаються на підставі типових договорів, що затверджуються Регулятором.
Обмін та/або спільне використання резервів для регулювання частоти та активної потужності здійснюється на підставі відповідних договорів з операторами систем передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства.
Договори, що стосуються обміну та/або спільного використання резервів для регулювання частоти та активної потужності, розробляються оператором системи передачі та надаються на погодження Регулятору.
Оператор системи передачі здійснює придбання послуги балансуючої потужності з періодом надання не більше ніж на одну добу, крім відступів, які можуть бути прийняті рішенням Регулятора за поданням оператора системи передачі щодо тривалішого періоду надання послуги балансуючої потужності з метою забезпечення безпеки постачання або підвищення економічної ефективності.
Якщо надається відступ, то принаймні для 40 відсотків стандартних балансуючих продуктів та мінімум 30 відсотків усіх продуктів, що використовуються для надання послуги балансуючої потужності, період надання послуги балансуючої потужності не повинен перевищувати одну добу. Максимальний період надання послуги балансуючої потужності для іншої частини обсягу не повинен перевищувати один місяць.
На запит оператора системи передачі Регулятор може прийняти рішення про триваліший період надання для іншої частини обсягу послуги балансуючої потужності до максимального періоду в 12 місяців, за умови що таке рішення є обмеженим у часі, а позитивні ефекти з точки зору зниження витрат для споживачів перевищують негативний вплив на ринок.
Запит повинен містити:
1) конкретний період, протягом якого застосовуватиметься відступ;
2) конкретний обсяг послуги балансуючої потужності, до якого застосовуватиметься відступ;
3) аналіз впливу відступу на участь постачальників послуг з балансування;
4) обґрунтування відступу, яке демонструє, що такий відступ призведе до зниження витрат для споживачів.
8. Оператор системи передачі відповідно до кодексу системи передачі та інших нормативно-технічних документів визначає необхідні обсяги допоміжних послуг на певний період. Інформація про необхідні допоміжні послуги, їх обсяги та строки придбання/надання підлягає оприлюдненню оператором системи передачі у порядку, визначеному правилами ринку.
9. Допоміжні послуги придбаваються оператором системи передачі на конкурентних засадах, крім випадків, передбачених цим Законом.
Ціна балансуючої електричної енергії не повинна бути заздалегідь визначена у договорі про надання послуг балансуючої потужності.
10. У разі якщо обсяг запропонованої допоміжної послуги менший, ніж потреба оператора системи передачі у цій послузі, або якщо допоміжна послуга надається постачальниками допоміжних послуг та/або постачальниками послуг з балансування, частка яких на ринку цих послуг або окремої частини ОЕС України з наявними системними обмеженнями перевищує встановлену Регулятором величину, Регулятор, за запитом оператора системи передачі, має право прийняти рішення про відступ від ринкової закупівлі допоміжних послуг та зобов’язати постачальників допоміжних послуг та/або постачальників послуг з балансування надавати допоміжну послугу за ціною, розрахованою згідно із затвердженою Регулятором методикою.
Відступ, передбачений цією частиною, переглядається Регулятором не рідше одного разу на три роки.
Ціни на допоміжні послуги, розраховані за затвердженою Регулятором методикою, мають забезпечувати:
1) відшкодування економічно обґрунтованих витрат постачальників допоміжних послуг та постачальників послуг з балансування на надання відповідних допоміжних послуг, враховуючи покриття обґрунтованих інвестицій, необхідних для забезпечення надання цих послуг;
2) необхідну для виконання цього виду діяльності норму доходу";
частину дванадцяту викласти в такій редакції:
"12. Витрати оператора системи передачі на оплату допоміжних послуг включаються до тарифу на послуги з передачі електричної енергії";
61) у статті 70:
частину п’яту після абзацу другого доповнити новим абзацом такого змісту:
"Ціни небалансів мають відображати вартість електричної енергії у реальному часі".
У зв’язку з цим абзаци третій і четвертий вважати відповідно абзацами четвертим і п’ятим;
в абзаці третьому частини шостої слова "допоміжних послуг" замінити словами "послуг з балансування";
62) доповнити статтею 70-1 такого змісту:
"Стаття 70-1. Технічні цінові обмеження
1. На ринку електричної енергії не мають застосовуватися мінімальні та максимальні обмеження цін на електричну енергію під час торгів та розрахунків в усіх розрахункових періодах при єдиному сполученні ринків, а також мінімальні та максимальні обмеження ціни на балансуючу електричну енергію та обмеження ціни небалансів електричної енергії, крім технічних цінових обмежень торгів, які можуть застосовуватися в розрахунковому періоді балансування, а також при єдиному сполученні ринків відповідно до частини другої цієї статті.
2. Номінований оператор (номіновані оператори) ринку може (можуть) застосовувати гармонізовані з іншими номінованими операторами ринку цінові обмеження щодо максимальних та мінімальних цін.
Такі технічні цінові обмеження мають бути достатньо високими, щоб не обмежувати торгівлю без необхідності, бути гармонізованими у межах інтегрованого ринку електричної енергії та враховувати максимальну вартість втраченого навантаження.
Номінований оператор (номіновані оператори) ринку повинен (повинні) впровадити прозорий механізм для автоматичного коригування технічних цінових обмежень торгів у відповідний час у разі, якщо очікується, що встановлені обмеження будуть досягнуті.
Скориговані максимальні обмеження залишаються чинними доти, доки не виникне потреба у подальшому підвищенні обмежень за цим механізмом.
Оператор системи передачі може застосовувати гармонізовані з іншими операторами системи передачі цінові обмеження щодо максимальних та мінімальних цін на балансуючу електричну енергію.
3. Оператор системи передачі не повинен вживати жодних заходів з метою зміни цін на ринку електричної енергії. У разі прийняття оператором системи передачі рішення щодо обмеження величини міжзональної пропускної спроможності з метою забезпечення операційної безпеки системи, такий оператор зобов’язаний протягом трьох робочих днів з дня застосування зазначеного обмеження подати Регулятору, Антимонопольному комітету України, центральному органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику економічного та соціального розвитку, а також компетентному органу письмове обґрунтування такого обмеження.
4. Регулятор має виявляти політики та дії (заходи), що застосовуються на території України, які можуть призводити до опосередкованого обмеження формування оптових цін, включаючи обмеження заявок щодо активації балансуючої електричної енергії, механізми забезпечення потужності, дії (заходи) оператора системи передачі, дії (заходи), спрямовані на оскарження результатів роботи ринку електричної енергії, неефективне визначення торгових зон. Регулятор здійснює моніторинг роботи ринку електричної енергії з метою запобігання зловживанню домінуючим становищем.
5. Якщо Регулятор виявляє політику або дії (заходи), які можуть обмежувати формування цін на електричну енергію, він повинен вжити всіх відповідних заходів, щоб усунути або, якщо це неможливо, зменшити вплив такої політики або дій (заходів) на обмеження цін.
Регулятор повинен надати звіт Секретаріату Енергетичного Співтовариства з детальним описом заходів, які були або будуть вжиті для недопущення обмеження ринкових цін на електричну енергію";
63) у частині шостій статті 71 слова "фактичних погодинних обсягів відпуску електричної енергії" замінити словами "фактичних обсягів відпуску електричної енергії у відповідні розрахункові періоди", а слова "погодинних графіків відпуску електричної енергії" - словами "графіків відпуску електричної енергії у відповідні розрахункові періоди";
64) у частині шостій статті 72 слово "вільними" замінити словом "ринковими";
65) у статті 74:
частини першу і другу викласти в такій редакції:
"1. Для сприяння активній участі споживачів у функціонуванні ринку електричної енергії та розширення їхніх можливостей щодо застосування заходів енергоефективності Регулятор вживає заходів для стимулювання впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку електричної енергії у споживачів.
Комерційний облік на ринку електричної енергії організовується адміністратором комерційного обліку та здійснюється постачальниками послуг комерційного обліку відповідно до вимог цього Закону, кодексу комерційного обліку та правил ринку.
Керування даними комерційного обліку організовується з метою забезпечення ефективного та безпечного доступу та обміну даними, а також захисту та безпеки даних відповідно до нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії.
2. Метою організації комерційного обліку електричної енергії на ринку електричної енергії є надання учасникам ринку повної та достовірної інформації про обсяги виробленої, відпущеної, переданої, розподіленої, імпортованої та експортованої, а також спожитої електричної енергії у певний проміжок часу з метою її подальшого використання для здійснення розрахунків між учасниками ринку.
Доступ до даних повинен бути зручним, а процедури надання доступу до даних мають бути чітко визначені та доступні для загального використання.
Адміністратор комерційного обліку забезпечує недискримінаційний доступ заінтересованих сторін до даних споживачів (зокрема даних комерційного обліку, в тому числі споживання, а також даних, необхідних для зміни електропостачальника або агрегатора та реагування попиту) відповідно до вимог кодексу комерційного обліку. Регулятор здійснює моніторинг впровадження адміністратором комерційного обліку заходів, необхідних для забезпечення такого доступу. Для цілей цієї статті заінтересованими сторонами вважаються будь-які фізичні або юридичні особи, які мають право відповідно до законодавства на отримання даних комерційного обліку електричної енергії, що отримані з конкретної точки комерційного обліку";
доповнити частинами дев’ятою - десятою такого змісту:
"9. Адміністратор комерційного обліку призначає уповноважену особу для здійснення моніторингу виконання організаційно-технічних заходів з метою забезпечення недискримінаційного доступу до даних відповідно до вимог кодексу комерційного обліку.
10. Усі заінтересовані сторони повинні бути забезпечені недискримінаційним доступом до даних комерційного обліку, в тому числі споживання, а також даних, необхідних для зміни електропостачальника або агрегатора, реагування попиту та інших послуг на чітких та рівних умовах згідно з відповідними правилами захисту даних, визначеними цим Законом та нормативно-правовими актами, що регулюють функціонування ринку електричної енергії";
66) доповнити статтею 74-1 такого змісту:
"Стаття 74-1. Інтелектуальні лічильники та системи обліку
1. З метою сприяння активній участі споживачів у функціонуванні ринку електричної енергії та розширення їхніх можливостей щодо застосування заходів енергоефективності Регулятор та центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, вживають заходів щодо стимулювання впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку електричної енергії.
Інтелектуальні лічильники та системи обліку впроваджуються з урахуванням результатів оцінки економічної доцільності їх впровадження, що проводиться центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.
Така оцінка має враховувати довгострокові переваги впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку для споживачів та учасників ринку, зокрема підвищення ефективності управління мережею, точності планування та зменшення втрат електричної енергії.
Якщо за результатами оцінки буде встановлено, що впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку є економічно доцільним лише для споживачів з певним рівнем споживання електричної енергії, цей висновок враховується під час їх подальшого впровадження.
Оцінка підлягає регулярному перегляду у разі істотних змін основних припущень або, принаймні, один раз на чотири роки, з урахуванням темпів технологічного розвитку.
2. У разі якщо результат оцінки, проведеної відповідно до частини першою цієї статті, є позитивним, центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, затверджує графік впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку електричної енергії.
Такий графік має передбачати встановлення інтелектуальних лічильників не менш як для 80 відсотків споживачів, для яких визначено економічну доцільність такого впровадження.
3. Якщо оцінка, передбачена частиною першою цієї статті, не проводилася, має негативний результат, або якщо споживач бажає встановити інтелектуальний лічильник поза графіком, визначеним частиною другою цієї статті, таке встановлення здійснюється на загальних підставах у порядку, встановленому кодексом комерційного обліку.
4. Якщо результат оцінки, виконаної відповідно до частини першої цієї статті, негативний, повторна оцінка проводиться не менше одного разу на чотири роки або частіше - за наявності істотних змін основних припущень, технологічних або ринкових умов.
5. Результат оцінки та графік впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку затверджуються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, за умови попереднього схвалення Регулятором, і доводяться до відома Секретаріату Енергетичного Співтовариства.
6. Впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку здійснюється оператором системи передачі, операторами систем розподілу, а також іншими сторонами, визначеними кодексом комерційного обліку як відповідальні за точки комерційного обліку, з урахуванням затвердженого графіка.
7. Контроль та моніторинг стану впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку електричної енергії здійснюються Регулятором.
8. Регулятор встановлює мінімальні функціональні та технічні вимоги до інтелектуальних лічильників і систем обліку, вимоги до їх сумісності, безпеки та здатності забезпечувати надання вихідних даних для систем управління енергоспоживанням.
Під час розроблення таких вимог Регулятор враховує найкращі практики, відповідні стандарти, потреби розвитку інтелектуальних мереж та внутрішнього ринку електричної енергії.
9. Інтелектуальні лічильники та системи обліку повинні відповідати мінімальним функціональним і технічним вимогам, визначеним кодексом комерційного обліку.
10. Споживач має право безоплатно отримувати власні дані комерційного обліку та передавати їх іншим особам відповідно до законодавства про захист персональних даних.
11. Регулятор забезпечує, щоб участь споживачів у покритті витрат, пов’язаних із впровадженням інтелектуальних лічильників та систем обліку, здійснювалася на засадах прозорості та недискримінаційності з урахуванням довгострокових переваг від їх упровадження.
12. Кожний споживач має право (за зверненням) на встановлення або модернізацію інтелектуального лічильника електричної енергії, який відповідає мінімальним функціональним та технічним вимогам, визначеним кодексом комерційного обліку, є сумісним із системами управління енергоспоживанням споживачів та надає можливість обмінюватися з ними даними у режимі, наближеному до реального часу.
13. У разі звернення до постачальника послуг комерційного обліку щодо встановлення інтелектуального лічильника споживач має право на:
1) отримання від постачальника послуг комерційного обліку відповідної пропозиції, що відповідає вимогам кодексу комерційного обліку та містить чіткий опис функцій інтелектуального лічильника, його технічної сумісності, переваг для споживача, які реально можуть бути досягнуті після його встановлення, а також усіх витрат, які має покривати споживач;
2) встановлення інтелектуального лічильника у розумний строк, але не пізніше ніж через чотири місяці з дати звернення.
14. Регулятор регулярно, не менше ніж один раз на два роки, переглядає та оприлюднює інформацію про витрати, пов’язані з установленням інтелектуальних лічильників та систем обліку, відстежує динаміку цих витрат із урахуванням розвитку технологій та можливостей їх модернізації.
15. У разі відсутності у споживача інтелектуального лічильника його електроустановки мають бути оснащені лічильником електричної енергії, який забезпечує точне вимірювання фактичних обсягів споживання електричної енергії відповідно до кодексу комерційного обліку";
67) у статті 75:
частину третю викласти в такій редакції:
"3. Учасники ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку, які купують електричну енергію на цих ринках, вносять плату за куплену електричну енергію, у тому числі за процедурою від’ємної ціни, виключно на поточний рахунок із спеціальним режимом використання оператора ринку в одному з уповноважених банків.
Учасники ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку, які продають електричну енергію на цих ринках за процедурою від’ємної ціни, вносять плату за надані послуги із стимулювання споживання електричної енергії виключно на поточний рахунок із спеціальним режимом використання оператора ринку в одному з уповноважених банків.
Кошти оператора ринку з поточного рахунку із спеціальним режимом використання перераховуються в повному обсязі, у тому числі з урахуванням операцій клірингу (неттінгу), відповідно до правил ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку на:
1) поточні рахунки учасників ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку, крім електропостачальників, за продану електричну енергію на ринку "на добу наперед" та внутрішньодобовому ринку та послуги із стимулювання споживання електричної енергії;
2) поточні рахунки із спеціальним режимом використання електропостачальників за продану ними електричну енергію на ринку "на добу наперед" та внутрішньодобовому ринку";
абзац перший частини четвертої викласти в такій редакції:
"4. Постачальники послуг з балансування та сторони, відповідальні за баланс, в яких виникли зобов’язання перед оператором системи передачі в результаті діяльності на балансуючому ринку, забезпечують розрахунок за електричну енергію та послуги із стимулювання споживання електричної енергії виключно на поточні рахунки із спеціальним режимом використання оператора системи передачі в уповноважених банках у визначеному правилами ринку порядку";
68) у статті 76:
частину першу доповнити новим абзацом такого змісту:
"Вирішення спорів має здійснюватися через прості, справедливі, прозорі, незалежні, ефективні та результативні механізми";
частину п’яту викласти в такій редакції:
"5. Розгляд скарг побутових та малих непобутових споживачів на дії чи бездіяльність електропостачальників та операторів систем розподілу, вирішення спорів між ними здійснюються також енергетичним омбудсменом. Регулятор співпрацює з енергетичним омбудсменом у процесі вирішення спорів, зокрема шляхом обміну інформацією та проведення консультацій.
Правовий статус, порядок та умови діяльності енергетичного омбудсмена визначаються законом";
доповнити частиною шостою такого змісту:
"6. Участь електропостачальника, агрегатора та оператора системи розподілу у механізмах вирішення спорів для побутових споживачів є обов’язковою";
69) у статті 77:
частину першу після слів "Учасники ринку" доповнити словами "та постачальники послуг комерційного обліку";
частину другу доповнити пунктами 14-1 і 14-2 такого змісту:
"14-1) неподання, несвоєчасне подання, систематичне порушення строків надання, подання завідомо недостовірних або спотворених даних та/або даних комерційного обліку, а також інформації та документів адміністратору комерційного обліку, якщо обов’язковість подання таких даних, інформації та документів встановлена законом;
14-2) порушення вимог щодо поводження з даними, невиконання заходів щодо забезпечення зберігання даних у пристроях зберігання, невиконання обґрунтованих вимог та рішень адміністратора комерційного обліку, зокрема за результатами проведення планових чи позапланових перевірок постачальників послуг комерційного обліку та врегулювання спорів щодо організації та здійснення комерційного обліку, учасниками яких є постачальники послуг комерційного обліку";
у частині третій:
абзац перший після слів "до відповідних учасників ринку" доповнити словами "та постачальників послуг комерційного обліку";
доповнити пунктом 5 такого змісту:
"5) анулювання реєстрації постачальників послуг комерційного обліку";
у частині четвертій:
абзац перший після слів "(крім споживачів, що не є учасниками оптового енергетичного ринку)" доповнити словами "та постачальників послуг комерційного обліку";
доповнити пунктом 5-7 такого змісту:
"5-7) від 1 тисячі до 10 тисяч неоподатковуваних мінімумів доходів громадян - на постачальників послуг комерційного обліку за порушення, передбачені пунктами 14-1 і 14-2 частини другої цієї статті";
70) у розділі XVII "Прикінцеві та перехідні положення":
доповнити пунктом 1-1 такого змісту:
"1-1. Пункт 4 частини четвертої статті 5 та стаття 16 цього Закону втрачають чинність через три місяці з дня затвердження плану готовності до ризиків, але не пізніше ніж через 12 місяців з дня набрання чинності Законом України "Про внесення змін до деяких законів України щодо імплементації норм європейського права з інтеграції енергетичних ринків, підвищення безпеки постачання та конкурентоспроможності у сфері енергетики".
у пункті 9:
абзаци другий і третій виключити;
абзац сьомий викласти в такій редакції:
"Тимчасово, до дати початку функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед", під час дії режиму надзвичайної ситуації в ОЕС України, введеного відповідно до кодексу системи передачі, Регулятор має право встановлювати на час дії режиму надзвичайної ситуації в ОЕС України, але не довше ніж 90 днів, якщо Регулятор не визначить коротший строк його дії, граничні ціни на ринку "на добу наперед", внутрішньодобовому ринку та балансуючому ринку для кожної торговельної зони з відповідним обґрунтуванням. При встановленні граничних цін враховуються ціни на суміжних спотових європейських ринках. Рівень граничних цін повинен мати найменший вплив на формування вільної (ринкової) ціни на ринку "на добу наперед", внутрішньодобовому ринку та балансуючому ринку та не має обмежувати можливість здійснення безперешкодного комерційного імпорту та експорту електричної енергії";
доповнити пунктом 9-2 такого змісту:
"9-2. До 30 квітня 2037 року оператор установки зберігання енергії, введеної в експлуатацію до 30 квітня 2027 року (а оператор установки зберігання енергії, який здійснює діяльність із зберігання енергії на гідроакумулюючих електростанціях, - лише щодо об’єктів електроенергетики або черг їх будівництва (пускових комплексів), які були введені в експлуатацію після нового будівництва, починаючи з 1 січня 2026 року), або суб’єкт, що увів в експлуатацію установку зберігання енергії після нового будівництва до 30 квітня 2028 року, але станом на 30 квітня 2027 року мав чинні технічні умови на здійснення приєднання такої установки зберігання енергії до електричних мереж, право власності або користування на земельну ділянку та/або інший об’єкт нерухомого майна, де планується здійснення будівництва або встановлення такої установки зберігання енергії, а також документи, що надають право на виконання будівельних робіт з будівництва такої установки зберігання енергії, сплачує плату за послуги з передачі електричної енергії, розподілу електричної енергії, плату за послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, яка розраховується на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії установкою зберігання енергії за відповідними тарифами, на умовах, визначених кодексом системи передачі, кодексом систем розподілу та правилами роздрібного ринку електричної енергії в редакції, що діяла станом на 30 квітня 2027 року. Такий оператор (а оператор установки зберігання енергії, який здійснює діяльність із зберігання енергії на гідроакумулюючих електростанціях - лише щодо об’єктів електроенергетики або черг їх будівництва (пускових комплексів), які були введені в експлуатацію після нового будівництва, починаючи з 1 січня 2026 року) або суб’єкт має право в будь-який час, починаючи з 1 травня 2027 року, почати сплачувати плату за послуги з передачі електричної енергії, розподілу електричної енергії, плату за послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у порядку, встановленому Регулятором відповідно до вимог, визначених частиною восьмою статті 30-1 цього Закону.
До 5 травня 2027 року оператор або суб’єкт, зазначений в абзаці першому цього пункту, надає оператору системи передачі (у разі приєднання до системи передачі) або оператору системи розподілу (у разі приєднання до системи розподілу) документи, що підтверджують відповідність критеріям, зазначеним в абзаці першому цього пункту. До 31 травня 2027 року відповідний оператор системи передачі або оператор системи розподілу повідомляє такого оператора або суб’єкта щодо їхньої відповідності таким критеріям. Порядок перевірки, надання підтвердження або відмови у підтвердженні документів на відповідність критеріям, зазначеним в абзаці першому цього пункту, а також повідомлення оператором системи розподілу оператора системи передачі про підтвердження зазначених критеріїв установки зберігання енергії, яка приєднується до системи розподілу, визначається у встановленому Регулятором порядку. Спори, що виникають під час виконання вимог цього пункту, вирішуються Регулятором. Звернення щодо вирішення таких спорів можуть бути подані Регулятору до 31 серпня 2027 року";
в абзацах першому і тринадцятому пункту 11 цифру і слово "1 МВт" замінити цифрами і словами "400 кВт (200 кВт для об’єктів, що були введені в експлуатацію після 1 січня 2026 року)";
доповнити пунктом 12.12 такого змісту:
"12.12. До набрання чинності регіональними правилами розрахунку міжзональної пропускної спроможності розрахунок міжзональної пропускної спроможності здійснюється регіональним координаційним центром, з урахуванням узгоджених рішень між операторами системи передачі держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства";
пункт 14 викласти в такій редакції:
"14. З метою забезпечення безперешкодного переходу до функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед", оптимізації можливостей ефективної торгівлі учасників ринку та загального економічного ефекту для споживачів електричної енергії Регулятор має право прийняти рішення про тимчасове (на строк не більше трьох місяців з дня початку функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед") проведення додаткової сесії торгів на ринку "на добу наперед". Така сесія торгів на ринку "на добу наперед" проводиться оператором ринку у межах торгової зони (зон) України за правилами ринку "на добу наперед". Закриття такої сесії торгів відбувається не пізніше ніж за одну годину до закриття торгів єдиного сполучення ринків "на добу наперед". Додаткова сесія торгів не повинна створювати бар’єри для участі учасників ринку, обмежувати конкуренцію або призводити до дискримінації між учасниками ринку на додатковій сесії та сесії торгів у межах єдиного сполучення ринків "на добу наперед". Під час проведення додаткової сесії торгів оператор ринку має право застосовувати технічні цінові обмеження у межах розрахункового періоду ринку "на добу наперед", що не можуть бути меншими за технічні цінові обмеження, визначені відповідно до частини другої статті 70-1 цього Закону".
2. У Законі України "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг" (Відомості Верховної Ради України, 2016 р., № 51, ст. 833 із наступними змінами):
1) пункт 3 частини третьої статті 3 викласти в такій редакції:
"3) сприяння інтеграції ринків електричної енергії, природного газу України з відповідними ринками інших держав, зокрема в рамках Енергетичного Співтовариства, співпраці з Радою регуляторів Енергетичного Співтовариства, Секретаріатом Енергетичного Співтовариства, Агентством Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів та національними регуляторами у сфері енергетики держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства, сприяння становленню конкурентного інтегрованого ринку електричної енергії (єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків) з урахуванням пріоритетів забезпечення безпеки постачання електричної енергії та сталості навколишнього природного середовища, ефективному відкриттю ринку електричної енергії для суб’єктів держав - членів Європейського Союзу та держав - сторін Енергетичного Співтовариства";
2) у статті 17:
у частині першій:
пункт 3 доповнити абзацами такого змісту:
"порядок призначення номінованого оператора ринку, призупинення його діяльності, припинення виконання функції номінованого оператора ринку, а також моніторингу діяльності номінованого оператора ринку;
процедуру паспортизації номінованого оператора ринку";
пункт 4 доповнити абзацами такого змісту:
"затвердження порядку надання послуг з гнучкості;
затвердження мінімальних вимог до платіжних документів (рахунків) та платіжної інформації, що надаються електроенергетичними підприємствами споживачам;
оцінку вартості втраченого навантаження;
моніторинг функціонування інструментів порівняння пропозицій електропостачальників";
доповнити пунктами 6-1 і 6-2 такого змісту:
"6-1) затверджує національні правила та спільно з регуляторними органами держав - членів Європейського Союзу та/або держав - сторін Енергетичного Співтовариства затверджує регіональні правила;
6-2) погоджує договори, що стосуються приєднання до Європейських платформ балансування";
доповнити пунктом 14-2 такого змісту:
"14-2) здійснює моніторинг усунення необґрунтованих перешкод та обмежень щодо розвитку виробництва електричної енергії споживачами для забезпечення власних потреб, для діяльності громадських енергетичних об’єднань, а також моніторинг впровадження інтелектуальних лічильників та систем обліку";
доповнити пунктом 15-7 такого змісту:
"15-7) здійснює моніторинг функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, а також діяльності номінованого оператора (номінованих операторів) ринку";
пункт 19 викласти в такій редакції:
"19) здійснює заходи з адаптації законодавства України у сфері енергетики до законодавства Європейського Союзу, в тому числі впроваджує в регуляторні акти положення регламентів та директив, прийнятих на рівні Енергетичного Співтовариства, та проводить консультації з Секретаріатом Енергетичного Співтовариства та Європейською Комісією, Агентством Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів (ACER), Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, іншими міжнародними організаціями та установами, а також із заінтересованими сторонами з відповідних питань";
у пункті 19-1 в редакції Закону України від 30 червня 2023 року № 3220-IX цифри і слово "19-1) забезпечує" замінити цифрами і словом "19-2) забезпечує";
доповнити пунктом 22-3 такого змісту:
"22-3) затверджує перелік загальноєвропейських та регіональних правил";
у частині другій:
пункт 1-1 виключити;
доповнити пунктами 2-1 і 2-2 такого змісту:
"2-1) ініціювати перегляд конфігурації торгової зони (торгових зон);
2-2) створювати та забезпечувати функціонування інструмента порівняння пропозицій електропостачальників";
пункт 9 викласти в такій редакції:
"9) співпрацювати з регулюючими органами інших держав, Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, Агентством Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів (ACER), іншими міжнародними організаціями та установами, отримувати і надавати будь-яку інформацію, необхідну для виконання покладених на них завдань відповідно до цього Закону";
3) у статті 18:
у частині першій:
абзац перший викласти в такій редакції:
"1. Співпраця Регулятора з регулюючими органами інших держав, Агентством Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів (ACER) і Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, іншими міжнародними установами та організаціями, а також на регіональному рівні здійснюється з метою";
пункт 2 викласти в такій редакції:
"2) сприяння об’єднанню ринків електричної енергії та природного газу, спільному розподілу транскордонної пропускної потужності та забезпеченню належного рівня міжсистемної пропускної потужності, у тому числі нових міжсистемних з’єднань у регіоні або між регіонами, для забезпечення розвитку ефективної конкуренції та підвищення безпеки постачання без дискримінації постачальників у різних державах - сторонах Енергетичного Співтовариства та/або державах - членах Європейського Союзу";
доповнити пунктом 5 такого змісту:
"5) впровадження законодавства, прийнятого на рівні Енергетичного Співтовариства у сфері енергетики, до національного законодавства України";
частину другу викласти в такій редакції:
"2. Співпраця Регулятора з регулюючими органами інших держав, Агентством Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів (ACER) і Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, іншими міжнародними установами та організаціями здійснюється, за потреби, спільно з іншими державними органами у межах їхніх повноважень";
доповнити частиною третьою такого змісту:
"3. Регулятор при взаємодії з Агентством Європейського Союзу з питань співробітництва енергетичних регуляторів (ACER):
1) надає на запит інформацію, необхідну для виконання агентством його завдань;
2) бере до відома та/або враховує у роботі висновки та рекомендації агентства, виконує або забезпечує виконання індивідуальних рішень агентства у сфері енергетики;
3) надсилає на затвердження агентству пропозиції щодо регіональних правил;
4) спільно з оператором системи передачі, Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, Європейською мережею операторів системи передачі, іншими міжнародними організаціями та установами, з якими Україна співпрацює у сферах енергетики та комунальних послуг, бере участь у консультаціях, ініційованих агентством щодо регуляторних питань, зокрема тих, які впливають на транскордонну торгівлю електричною енергією та природним газом чи безпеку електричних (газових) міждержавних мереж/перетинів між торговими зонами".
3. Абзац дванадцятий частини першої статті 1 Закону України "Про деякі питання використання транспортних засобів, оснащених електричними двигунами, та внесення змін до деяких законів України щодо подолання паливної залежності і розвитку електрозарядної інфраструктури та електричних транспортних засобів" (Відомості Верховної Ради України, 2023 р., № 61, ст. 203) виключити;
4. Частину другу статті 1 Закону України "Про ринки капіталу та організовані товарні ринки" (в редакції Закону України від 19 червня 2020 року № 738-IX) викласти в такій редакції:
"2. Дія цього Закону не поширюється на діяльність оператора ринку електричної енергії, номінованого оператора ринку електричної енергії в частині забезпечення єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та єдиного сполучення внутрішньодобових ринків (у тому числі при здійсненні номінованим оператором ринку функції центрального контрагента), оператора системи передачі, оператора газотранспортної системи та на відносини, пов’язані з функціонуванням ринку електричної енергії відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії", функціонуванням ринку природного газу відповідно до Закону України "Про ринок природного газу" та функціонуванням сфери теплопостачання відповідно до Закону України "Про державне регулювання у сфері комунальних послуг". Відносини, пов’язані з діяльністю у сферах енергетики та комунальних послуг, регулюються Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, відповідно до Закону України "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг".
5. Пункти 8 і 9 частини шостої статті 3 Закону України "Про публічні закупівлі" (Відомості Верховної Ради України, 2019 р., № 45, ст. 289) викласти в такій редакції:
"8) електрична енергія, що купується та продається на ринку електричної енергії гарантованим покупцем, оператором ринку, номінованим оператором ринку, оператором системи передачі, стороною, відповідальною за баланс балансуючої групи, послуги з агрегації (участь в агрегованій групі), послуги з гнучкості відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії";
9) послуги адміністратора розрахунків, адміністратора комерційного обліку, оператора ринку, номінованого оператора ринку, торгового агента, гарантованого покупця відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії".
II. ПРИКІНЦЕВІ ТА ПЕРЕХІДНІ ПОЛОЖЕННЯ
1. Цей Закон набирає чинності та вводиться в дію з дня, наступного за днем його опублікування, крім:
абзаців вісімдесят четвертого і вісімдесят п’ятого підпункту 6, абзацу другого підпункту 12, абзаців восьмого - тринадцятого підпункту 20, абзаців сьомого і восьмого підпункту 70 пункту 1, абзацу двадцять четвертого підпункту 2 пункту 2 розділу I цього Закону, які вводяться в дію з 1 травня 2027 року;
абзаців двадцять дев’ятого і тридцятого підпункту 3, підпункту 25, абзацу шістдесят третього підпункту 42, підпункту 43, абзацу другого підпункту 57, підпунктів 58 і 62, абзацу шостого підпункту 70 пункту 1 розділу I цього Закону, які вводяться в дію з дати початку функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед";
абзацу сьомого підпункту 4, абзаців тридцять восьмого, тридцять дев’ятого, сорок восьмого, сорок дев’ятого і сімдесят шостого підпункту 6, абзацу другого підпункту 7, абзаців третього, сорок восьмого, сорок дев’ятого, п’ятдесят третього - шістдесят другого, шістдесят сьомого і шістдесят восьмого підпункту 24, абзаців шостого і сьомого підпункту 44, абзаців шостого і сьомого підпункту 45, абзаців п’ятдесят дев’ятого і шістдесятого підпункту 60 пункту 1 розділу I цього Закону, які вводяться в дію з 1 січня 2030 року;
абзаців четвертого - двадцять першого підпункту 55 пункту 1 розділу I цього Закону, які вводяться в дію з дня припинення чи скасування воєнного стану в Україні, введеного Указом Президента України від 24 лютого 2022 року № 64/2022 "Про введення воєнного стану в Україні", затвердженим Законом України "Про затвердження Указу Президента України "Про введення воєнного стану в Україні" від 24 лютого 2022 року № 2102-IX.
2. Установити, що на період дії воєнного стану в Україні, введеного Указом Президента України від 24 лютого 2022 року № 64/2022 "Про введення воєнного стану в Україні", затвердженим Законом України "Про затвердження Указу Президента України "Про введення воєнного стану в Україні" від 24 лютого 2022 року № 2102-IX, частина п’ята статті 19 Закону України "Про ринок електричної енергії" застосовується в такій редакції:
"5. Якщо у процесі національної оцінки достатності ресурсів виявлені проблеми із достатністю ресурсів у торговій зоні (торгових зонах) України, які не були виявлені в європейській оцінці достатності ресурсів, звіт з оцінки достатності ресурсів повинен включати, зокрема, описані причини розбіжностей та відмінність припущень, а також аналіз реалізації альтернативних припущень".
3. Установити, що до 1 січня 2030 року абзаци другий - третій частини п’ятої статті 33 Закону України "Про ринок електричної енергії" застосовуються в такій редакції:
"Тариф на послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, зокрема, включає витрати оператора системи передачі на закупівлю допоміжних послуг та врегулювання системних обмежень, у тому числі на здійснення заходів із передиспетчеризації та зустрічної торгівлі.
Тариф на послуги з передачі електричної енергії, зокрема, включає як окремі складові витрати оператора системи передачі, що здійснюються ним у разі покладення на нього спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку електричної енергії, та витрати на послугу із зменшення навантаження виробником, якому встановлено "зелений" тариф, якщо об’єкт електроенергетики або черга його будівництва (пусковий комплекс) такого виробника включений до балансуючої групи гарантованого покупця. Тариф на послуги з передачі електричної енергії включає витрати на взаємодію оператора системи передачі з регіональним координаційним центром та Європейською мережею операторів системи передачі електричної енергії, на скоординований розрахунок міжзональної пропускної спроможності, на приєднання та участь в Європейських платформах балансування або витрати оператора системи передачі, понесені у зв’язку з його участю у сполученні ринків, якщо такі витрати були визнані Регулятором обґрунтованими відповідно до пункту 5-4 частини другої цієї статті".
4. Установити, що до введення в дію абзаців восьмого - тринадцятого підпункту 20 пункту 1 розділу I цього Закону частина восьма статті 30-1 Закону України "Про ринок електричної енергії" застосовується в такій редакції:
"8. Оператор установки зберігання енергії (а оператор установки зберігання енергії, який здійснює діяльність із зберігання енергії на гідроакумулюючих електростанціях, - лише щодо об’єктів електроенергетики або черг їх будівництва (пускових комплексів), які були введені в експлуатацію після нового будівництва, починаючи з 1 січня 2026 року) сплачує плату за послуги з передачі електричної енергії, розподілу електричної енергії, плату за послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, яка розраховується на обсяг абсолютної величини різниці між місячним відбором та місячним відпуском електричної енергії установкою зберігання енергії за відповідними тарифами, на умовах, визначених кодексом системи передачі, кодексом систем розподілу та правилами роздрібного ринку електричної енергії.
Для нарахування вартості зазначених у цій частині послуг при визначенні обсягів відбору та обсягів відпуску електричної енергії установкою зберігання енергії враховуються виключно обсяги відбору електричної енергії із зовнішньої мережі в точці (точках) приєднання об’єкта та обсяги відпуску електричної енергії у зовнішню мережу в точці (точках) приєднання об’єкта".
5. Виконання заходів, включно з укладенням договорів, необхідних для єдиного сполучення внутрішньодобових ринків та/або єдиного сполучення ринків "на добу наперед", здійснюється оператором системи передачі та номінованим оператором ринку (чи оператором ринку - до призначення щонайменше одного номінованого оператора ринку). Оператор системи передачі та номінований оператор (номіновані оператори) ринку забезпечують спільне виконання заходів, необхідних для єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та/або єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, та впровадження резервних процедур у рамках єдиного сполучення ринків.
Оператор системи передачі та номінований оператор (номіновані оператори) ринку зобов’язані протягом 18 місяців з дня набрання чинності цим Законом, але не пізніше 31 березня 2027 року, вжити заходів для укладення багатостороннього договору взаємодії між номінованими операторами ринку та оператором системи передачі.
6. Кабінету Міністрів України:
1) протягом 12 місяців з дня набрання чинності цим Законом:
забезпечити прийняття нормативно-правових актів, необхідних для реалізації положень цього Закону;
привести свої нормативно-правові акти у відповідність із цим Законом;
забезпечити приведення міністерствами та іншими центральними органами виконавчої влади їхніх нормативно-правових актів у відповідність із цим Законом;
2) відповідно до міжнародних зобов’язань у межах термінів, визначених Дорожньою картою поступової лібералізації ринків природного газу та електричної енергії, визначеної Кабінетом Міністрів України, забезпечити приведення чинних нормативно-правових актів у відповідність з частинами восьмою і дев’ятою статті 62 Закону України "Про ринок електричної енергії".
7. Національній комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг:
1) невідкладно поінформувати Верховну Раду України про прийняте рішення щодо дати початку функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед";
2) до прийняття рішення про початок функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та/або єдиного сполучення внутрішньодобових ринків оприлюднити на підставі інформації номінованого оператора ринку та оператора системи передачі звіт про готовність до функціонування єдиного сполучення ринків "на добу наперед" та/або єдиного сполучення внутрішньодобових ринків, який, зокрема, має містити інформацію про призначення номінованого оператора ринку, укладення номінованим оператором ринку та оператором системи передачі необхідних договорів, здійснені організаційні заходи, готовність інфраструктури функціонування ринку, в тому числі системи організації фінансових розрахунків на ринку електричної енергії України та із закордонними контрагентами;
3) протягом чотирьох місяців з дня набрання чинності цим Законом затвердити Порядок призначення номінованого оператора ринку, призупинення його діяльності, припинення виконання функції номінованого оператора ринку, а також моніторингу діяльності номінованого оператора ринку та забезпечити призначення номінованого оператора (номінованих операторів) ринку;
4) протягом шести місяців з дня набрання чинності цим Законом спільно з оператором системи передачі провести оцінку тривалості впровадження 15-хвилинного періоду розрахунку небалансу та затвердити її результати, протягом шести місяців з дня затвердження результатів оцінки прийняти рішення щодо дати переходу на 15-хвилинний період розрахунку небалансу;
5) у строк не пізніше дев’яти місяців з дня припинення чи скасування воєнного стану в Україні, введеного Указом Президента України від 24 лютого 2022 року № 64/2022 "Про введення воєнного стану в Україні", затвердженим Законом України "Про затвердження Указу Президента України "Про введення воєнного стану в Україні" від 24 лютого 2022 року № 2102-IX, провести консультації з Секретаріатом Енергетичного Співтовариства, здійснити аналіз всіх спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів на ринку електричної енергії, покладених на учасників ринку відповідно до Закону України "Про ринок електричної енергії", та подати до Кабінету Міністрів України пропозиції щодо їх перегляду або скасування;
6) протягом 12 місяців з дня набрання чинності цим Законом визначити порядок, умови та строки приведення оператором системи передачі та суб’єктами господарювання укладених договорів про надання допоміжних послуг з регулювання частоти та активної потужності до типового договору про надання послуг балансуючої потужності;
7) протягом 15 місяців з дня набрання чинності цим Законом прийняти нормативно-правові акти, необхідні для реалізації положень цього Закону, та привести свої нормативно-правові акти у відповідність із цим Законом;
8) до 1 січня 2028 року подати до Секретаріату Енергетичного Співтовариства та Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства звіт про частку загальної балансуючої потужності, що охоплюється договорами про придбання оператором системи передачі послуг балансуючої потужності з періодом постачання понад один день;
9) до 1 вересня 2026 року та до 1 січня 2028 року подавати до Секретаріату Енергетичного Співтовариства звіти щодо вжиття заходів, передбачених частиною шостою статті 72 Закону України "Про ринок електричної енергії", зокрема щодо необхідності та пропорційності державного втручання, а також оцінки прогресу на шляху досягнення ефективної конкуренції між постачальниками та переходу до ринкових цін;
10) протягом десятирічного періоду з дня початку використання договорів з динамічною ціною здійснювати моніторинг та публікувати щорічний звіт про основні тенденції таких договорів, включаючи ринкові пропозиції та вплив на рахунки споживачів, зокрема рівень коливання цін.
8. Центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, протягом 90 календарних днів з дня набрання чинності цим Законом повинен повідомити Секретаріату Енергетичного Співтовариства та Координаційній групі з безпеки постачання інформацію щодо компетентного органу, зокрема назву та контактні дані компетентного органу.
9. До затвердження Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, переліку загальноєвропейських та регіональних правил згідно з частиною другою статті 2 Закону України "Про ринок електричної енергії" та приведення у відповідність із цим Законом нормативно-правових актів Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, порядок розподілу доходів від управління перевантаженнями узгоджується оператором системи передачі із заінтересованими операторами енергосистем суміжних держав та погоджується з Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг.
10. До здійснення розрахунку міжзональної пропускної спроможності для певного міждержавного перетину регіональним координаційним центром відповідна пропускна спроможність визначається операторами системи передачі, що відповідають за цей перетин, на основі погоджених між ними рішень та/або відповідно до чинної на момент набрання чинності цим Законом методики розрахунку пропускної спроможності, затвердженої Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг.
11. До прийняття рішення Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, про надання відступу від використання стандартних балансуючих продуктів відповідно до частини третьої статті 68 Закону України "Про ринок електричної енергії" оператор системи передачі здійснює купівлю-продаж послуг з балансування, у тому числі допоміжних послуг (балансуючої потужності), що відрізняються від стандартних балансуючих продуктів відповідно до правил ринку.
12. До погодження Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, та набрання чинності правилами номінації довгострокових фізичних прав на передачу та правилами номінацій добових і внутрішньодобових фізичних прав на передачу застосовуються правила номінації фізичних прав на передачу, оприлюднені на офіційному веб-сайті оператора системи передачі.
13. Постачальники допоміжних послуг, які підтвердили відповідність вимогам оператора системи передачі щодо надання допоміжних послуг, набувають право на надання відповідних послуг з балансування без повторного підтвердження відповідності вимогам оператора системи передачі протягом строку, визначеного підтвердними документами, виданими оператором системи передачі на день набрання чинності цим Законом, з урахуванням вимог правил ринку та кодексу системи передачі.
14. Оператор системи передачі спільно з призначеними номінованими операторами ринку повинні протягом шести місяців з дати прийняття цього Закону розробити та надати на погодження Національній комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, проект багатостороннього договору взаємодії між номінованими операторами ринку та оператором системи передачі.
15. До моменту укладення угоди про співпрацю з регіональним координаційним центром, а також протягом періоду дії воєнного стану в Україні та одного року з дня його припинення чи скасування включення регіональних та двосторонніх заходів до плану готовності до ризиків здійснюється без проведення консультацій з таким регіональним координаційним центром.
16. До початку функціонування в Україні єдиного сполучення ринків "на добу наперед" з державами - членами Європейського Союзу та/або державами - сторонами Енергетичного Співтовариства аукціонний офіс здійснює розподіл виключно фізичних прав на передачу.
Президент України
В. ЗЕЛЕНСЬКИЙ
м. Київ 7 квітня 2026 року № 4834-IX