Про затвердження Правил ринку

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

1. Затвердити Правила ринку, що додаються.

2. Ця постанова набирає чинності з 01 липня 2019 року, але не раніше дня, наступного за днем її опублікування в офіційному друкованому виданні - газеті "Урядовий кур'єр", крім глав 1.3-1.16 розділу I, розділу II, глав 3.2-3.6, 3.9-3.17 розділу III та глав 4.2-4.14 розділу IV Правил ринку, які набирають чинності з 25 червня 2019 року.

ПРАВИЛА РИНКУ

I. Загальні положення

1.1. Визначення термінів

1.1.1. Ці Правила визначають порядок реєстрації учасників ринку, порядок та вимоги до забезпечення виконання зобов'язань за договорами про врегулювання небалансів електричної енергії, правила балансування, правила функціонування ринку допоміжних послуг, порядок проведення розрахунків на балансуючому ринку та ринку допоміжних послуг, порядок виставлення рахунків, порядок внесення змін до цих Правил, положення щодо функціонування ринку при виникненні надзвичайної ситуації в об'єднаній енергетичній системі України.

1.1.2. У цих Правилах терміни вживаються в таких значеннях:

аудит системи управління ринком - аудит, що встановлює, чи дотримані і якою мірою дотримані положення цих Правил щодо розрахунків та виставлення рахунків у межах періоду, якого стосується аудит;

аудитор системи управління ринком (аудитор) - аудиторська фірма, що включена до реєстру аудиторів та суб'єктів аудиторської діяльності як суб'єкт аудиторської діяльності та здійснює аудит системи управління ринком у порядку, встановленому цими Правилами та чинним законодавством;

аукціонна платформа на допоміжні послуги (аукціонна платформа) - електронна підсистема системи управління ринком, яку використовує оператор системи передачі для організації і проведення аукціонів на допоміжні послуги;

балансуюча електрична енергія - електрична енергія, що використовується оператором системи передачі для балансування в реальному часі обсягів виробництва та імпорту електричної енергії і споживання та експорту електричної енергії, врегулювання системних обмежень;

ВДЕ з підтримкою - ВДЕ, яким встановлено "зелений" тариф або які за результатами аукціону набули право на підтримку;

відбір - електрична енергія, що надійшла з системи передачі або з системи розподілу в точку комерційного обліку учасника ринку та/або учасника роздрібного ринку, обсяг номінованої потужності на відповідний розрахунковий період з метою експорту та обсяг електричної енергії на відповідний розрахунковий період з метою отримання аварійної допомоги в енергосистему України, узгоджений з ОСП суміжної країни;

відпуск - електрична енергія, що надійшла в систему передачі або в систему розподілу через точку комерційного обліку учасника ринку та/або учасника роздрібного ринку, та/або обсяг номінованої потужності на відповідний розрахунковий період з метою імпорту та обсяг електричної енергії на відповідний розрахунковий період з метою отримання аварійної допомоги в енергосистему України, узгоджений з ОСП суміжної країни;

{Абзац дев'ятий пункту 1.1.2 виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2818 від 30.12.2020}

декларація про неготовність - інформація, надана учасником ринку оператору системи передачі у разі виходу з ладу одиниці відпуску або одиниці надання допоміжних послуг через технічні причини, пов’язані з функціонуванням або безпекою, що повністю або частково унеможливлює відпуск електричної енергії та/або надання допоміжних послуг;

диспетчерська команда - команда в режимі реального часу оператора системи передачі постачальнику послуг балансування по кожній одиниці постачання послуг з балансування збільшити або зменшити електричне навантаження або постачальнику послуги із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою зменшити електричне навантаження;

договір про врегулювання небалансів електричної енергії - договір, відповідно до якого суб'єкт господарювання набуває статусу учасника ринку та здійснюється врегулювання небалансів електричної енергії;

закриття воріт балансуючого ринку - часові межі, коли подача або оновлення пропозиції на балансуючу енергію постачальником послуг балансування в систему управління ринком більше не дозволяється;

закриття воріт на аукціонній платформі - часові межі, після яких постачальники допоміжних послуг, бажаючи виграти потужність резерву за результатами аукціонів на допоміжні послуги, не можуть повідомляти відповідні величини для всіх розрахункових періодів кожного торгового дня по кожній одиниці надання допоміжних послуг;

{Абзац чотирнадцятий пункту 1.1.2 глави 1.1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1592 від 29.11.2022}

зареєстровані експлуатаційні характеристики - характеристики одиниці постачання допоміжних послуг, що підтверджені під час проведення випробувань електроустановок постачальника допоміжних послуг на їх відповідність вимогам Кодексу системи передачі, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 309 (далі - Кодекс систем передачі);

заявлені (задекларовані) характеристики - технічні та економічні характеристики одиниці відпуску (одиниці генерації) або одиниці зберігання енергії, задекларовані відповідним виробником або оператором установки зберігання енергії, у рамках роботи ринку, як визначено цими Правилами;

ідентифікаційний номер учасника ринку - унікальний ідентифікаційний номер учасника ринку, який використовується для ідентифікації ринкових даних, що пов'язані із цим учасником ринку, у системі управління ринком;

міждержавний переток - переток електричної енергії, що відбувається через міждержавний перетин;

модуль активації - модуль системи управління ринком, через який оператор системи передачі видає диспетчерські команди постачальнику послуг з балансування;

неттінг - електричної енергії зобов’язань шляхом зарахування взаємних зобов’язань та однорідних грошових вимог таких учасників, яке здійснюється згідно з цими Правилами та на умовах договорів про врегулювання небалансів електричної енергії та про участь у балансуючому ринку;

одиниця відбору (одиниця споживання) - окрема електроустановка або їх агрегована група, призначена для споживання електроенергії, що має визначені Кодексом комерційного обліку електричної енергії, затвердженим постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 311 (далі - Кодекс комерційного обліку), точки комерційного обліку для агрегованого обліку відбору з відповідних областей обліку;

одиниця відпуску - окрема електроустановка або їх агрегована група, що зареєстрована за стороною, відповідальною за баланс, та призначена для виробництва електроенергії та/або надання послуг балансування, та/або надання допоміжних послуг, що має точки комерційного обліку для агрегованого обліку відпуску з відповідних областей обліку;

одиниця зберігання енергії - окрема електроустановка зі зберігання енергії або їх агрегована група, що зареєстрована за стороною, відповідальною за баланс, призначена для зберігання енергії та має точки комерційного обліку для обліку відпуску та відбору з відповідних областей обліку;

одиниця надання послуг з балансування - окрема одиниця відбору, одиниця відпуску або одиниця зберігання енергії, для якої визначено точку комерційного обліку, що має можливості надавати послуги балансування, що належить учаснику ринку, який набув статусу постачальника послуг з балансування;

одиниця надання допоміжних послуг - окрема одиниця відбору, одиниця відпуску або одиниця зберігання енергії, для якої визначено точку комерційного обліку, що має визначені Кодексом системи передачі технічні можливості надавати допоміжні послуги, що належить учаснику ринку, який набув статусу постачальника допоміжних послуг;

одиниця реального часу - проміжок часу балансуючого ринку, що дорівнює 15 хвилинам;

плановий період для закупівлі допоміжних послуг (плановий період) - період, на який здійснюється розрахунок граничної ціни на закупівлю допоміжних послуг із забезпечення резервів підтримки частоти, резервів відновлення частоти та резервів заміщення;

плата за невідповідність - платежі, встановлені учасникам ринку за надання недостовірних даних у межах різних процесів на ринку або поведінку, що може вплинути на нормальну роботу ринку та/або об'єднаної енергетичної системи України;

платіжний документ - рахунок, сформований адміністратором розрахунків учаснику ринку щодо оплати ним або адміністратором розрахунків своїх фінансових зобов'язань, що виникли в результаті участі на ринку електричної енергії такого учасника ринку;

послуга з балансування - послуга купівлі та продажу електричної енергії, що надається оператору системи передачі постачальником послуг з балансування з метою забезпечення достатніх обсягів електричної потужності та електричної енергії, необхідних для балансування в реальному часі обсягів виробництва та імпорту електричної енергії і споживання та експорту електричної енергії, врегулювання системних обмежень в об'єднаній енергетичній системі України;

послуга із зменшення навантаження - послуга із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою, надана в результаті виконання команди оператора системи передачі;

поточна заборгованість ППБ/СВБ - сума поточного зобов'язання щодо забезпечення необхідної суми коштів на рахунку ескроу ППБ/СВБ за результатами декадного звіту про розрахунки ППБ за балансуючу електричну енергію (далі - декадний звіт ППБ), місячного звіту про розрахунки ППБ за балансуючу електричну енергію (далі - місячний звіт ППБ), декадного звіту про розрахунки СВБ за небаланси електричної енергії (далі - декадний звіт СВБ), місячного звіту про розрахунки СВБ за небаланси електричної енергії (далі - місячний звіт СВБ), позапланового звіту про розрахунки СВБ за небаланси електричної енергії (далі - позаплановий звіт СВБ) та звіту про коригування, термін виконання яких відповідно до цих Правил не минув;

представник навантаження - учасник ринку, у точках комерційного обліку якого здійснюється відбір електричної енергії з системи передачі або системи розподілу;

прогноз споживання - прогноз загального електроспоживання по областях регулювання (торгових зонах), що здійснюється оператором системи передачі;

пропозиція - пропозиція, яку подає учасник ринку для відпуску/відбору балансуючої електричної енергії або для надання допоміжних послуг;

прострочена заборгованість ППБ/СВБ - заборгованість учасника ринку, що є ППБ/СВБ, щодо оплати та/або забезпечення необхідної суми коштів на рахунку ескроу ППБ/СВБ за небаланси та балансуючу електричну енергію, термін оплати та/або забезпечення якої відповідно до цих Правил минув;

протокол обміну даними - стандарти, що встановлені оператором системи передачі для взаємодії учасників ринку з системою управління ринком;

рахунок ескроу ППБ/СВБ - рахунок умовного зберігання, відкритий учасником ринку, що є ППБ/СВБ, в уповноваженому банку для акумулювання коштів, що АР використовує для контролю достатності коштів для оплати поточної заборгованості ППБ/СВБ та погашення простроченої заборгованості ППБ/СВБ відповідно до цих Правил для розрахунків за небаланси та/або балансуючу електричну енергію, та для повернення коштів учаснику ринку згідно з цими Правилами;

реєстр учасників ринку - реєстр, що веде адміністратор розрахунків, що включає інформацію щодо учасників ринку та їх статусу;

резервна процедура - процес, що впроваджується відповідно до положень глави 3.14 розділу III цих Правил, якщо програмне забезпечення аукціонної платформи не працює;

розрахунковий період - період у 60 хвилин, щодо якого визначаються ціна та обсяги купівлі-продажу електричної енергії на ринку електричної енергії;

сальдована позиція - алгебраїчна різниця операцій з продажу та купівлі електричної енергії, здійснених учасником ринку на ринку двосторонніх договорів з іншими учасниками ринку в кожній торговій зоні для кожного розрахункового періоду торгового дня;

сертифіковані дані комерційного обліку - обсяг електричної енергії, визначений для точок комерційного обліку відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку;

система управління ринком - програмно-інформаційний комплекс, що складається з окремих систем та підсистем, які забезпечують автоматичне управління даними та процесами, а також виконання розрахунків, передбачених цими Правилами, з урахуванням інтеграції з іншими програмно-інформаційними комплексами, які забезпечують необхідні функції;

торгова зона (зона) - відокремлена зона, визначена оператором системи передачі за погодженням з Регулятором, у якій здійснюється синхронна робота електроустановок;

торговий день - період у 24 (23 або 25 у залежності від переходу на літній/зимовий час) послідовні розрахункові періоди, що починається о 00:00 за київським часом (Східноєвропейським часом);

управління перевантаженнями - комплекс заходів, що здійснюються оператором системи передачі, необхідний для запобігання або усунення перевантажень (продаж, диспетчеризація, зворотні торги, роз'єднання ринків);

фінансова гарантія - кошти та/або банківська гарантія, що надається стороною, відповідальною за баланс, оператору системи передачі для забезпечення виконання фінансових зобов'язань з розрахунків за небаланси електричної енергії.

1.1.3. Інші терміни та скорочення вживаються в цих Правилах у значеннях, наведених у Господарському кодексі України, законах України "Про ринок електричної енергії" (далі - Закон), "Про електронні документи та електронний документообіг", "Про електронні довірчі послуги", "Про платіжні системи та переказ коштів в Україні", Правилах ринку "на добу наперед" та внутрішньодобового ринку, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 308 (далі - Правила РДН та ВДР), Кодексі систем передачі, Кодексі комерційного обліку та інших нормативно-правових актах.

1.1.4. Скорочення, що застосовуються в цих Правилах, мають такі значення:

АР - адміністратор розрахунків;

АКО - адміністратор комерційного обліку;

аРВЧ - автоматичний резерв відновлення частоти;

балансуючий ринок - балансуючий ринок електричної енергії;

ВДЕ - виробники, що здійснюють виробництво електричної енергії із використанням альтернативних джерел енергії;

ВДР - внутрішньодобовий ринок;

ДД - двосторонні договори;

ДП - допоміжні послуги;

ідентифікатор - ідентифікаційний номер учасника ринку;

надзвичайна ситуація - надзвичайна ситуація в ОЕС України;

ОЕС України - об'єднана енергетична система України;

ОРЧ - одиниця реального часу;

ОР - оператор ринку;

ОСП - оператор системи передачі;

ОСР - оператор системи розподілу;

ОУЗЕ - оператор установки зберігання енергії;

ПДП - постачальник допоміжних послуг;

ППБ - постачальник послуг з балансування;

ППВДЕ - постачальник послуг із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою;

режим СК - режим синхронного компенсатора;

РЗ - резерв заміщення;

РДД - ринок двосторонніх договорів;

РДН - ринок "на добу наперед";

РПЧ - резерв підтримки частоти;

рРВЧ - ручний резерв відновлення частоти;

САРЧП - система автоматичного регулювання частоти та потужності;

СВБ - сторона, відповідальна за баланс;

ТКО - точка комерційного обліку;

СКО - система керування обмеженнями ВДЕ, що є складовою СУР;

СУР - система управління ринком;

УЗЕ - установка зберігання енергії;

ЦР САРЧП - центральний регулятор системи автоматичного регулювання частоти та потужності;

EIC-код - ідентифікаційний номер учасника ринку;

ENTSO-E - європейська мережа операторів системи передачі електричної енергії.

1.2. Учасники ринку

1.2.1. Учасниками ринку електричної енергії є:

виробники;

електропостачальники;

трейдери;

ОСП;

ОСР;

ОР;

ОУЗЕ;

гарантований покупець;

споживачі, які провадять свою діяльність на ринку електричної енергії у порядку, передбаченому цими Правилами та Законом.

1.2.2. Учасники ринку можуть виконувати одну або декілька з таких ролей: СВБ, АР, АКО, ПДП, ППБ, ППВДЕ.

1.3. Забезпечення виконання цих Правил

1.3.1. ОСП (також у якості АР і АКО) зобов'язаний виконувати положення цих Правил згідно з умовами ліцензії на право провадження господарської діяльності з передачі електричної енергії та брати участь на ринку електричної енергії відповідно до Закону.

1.3.2. Для суб'єктів господарювання, визначених у підпункті 1.2.1 глави 1.2 цього розділу (крім споживачів, які купують електроенергію за договором постачання електричної енергії споживачу) обов'язковою умовою участі на ринку електричної енергії є укладення договору про врегулювання небалансів електричної енергії з ОСП, що є договором приєднання, типова форма якого наведена в додатку 1 до цих Правил. Учасники ринку укладають договір про врегулювання небалансів електричної енергії шляхом приєднання до договору.

1.3.3. Усі платежі відповідно до положень цих Правил здійснюються в національній валюті України, включаючи податок на додану вартість.

1.3.4. Тлумачення і виконання цих Правил та будь-які суперечки, що можуть виникнути під час їх виконання учасниками ринку, розглядаються у порядку, встановленому чинним законодавством України. Юрисдикція судів України поширюється на всі правовідносини та будь-який спір, що може виникнути у зв'язку з виконанням учасниками ринку цих Правил.

1.3.5. Кандидат в учасники ринку, який бажає здійснювати операції на ринку електричної енергії України, повинен надати ОСП (у якості АР) належним чином заповнену заяву-приєднання до договору про врегулювання небалансів електричної енергії, що є додатком 2 до цих Правил.

Кандидат в учасники ринку повинен мати діючі договори про надання послуг з передачі електричної енергії, про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що укладаються згідно із Кодексом системи передачі, та діючий договір про надання послуг із забезпечення перетікань реактивної електричної енергії (для споживачів, приєднаних до мереж ОСП), що укладається в порядку, встановленому Правилами роздрібного ринку електричної енергії, затвердженими постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 312 (далі - Правила роздрібного ринку).

1.3.6. Заява-приєднання до договору про врегулювання небалансів електричної енергії повинна містити такі дані:

1) повне та скорочене найменування кандидата в учасники ринку відповідно до Єдиного державного реєстру юридичних осіб, фізичних осіб-підприємців та громадських формувань;

2) вид діяльності кандидата (виробник, електропостачальник, трейдер, споживач, ОСР, ОУЗЕ);

3) відомості про укладений кандидатом в учасники ринку договір про надання послуг з передачі електричної енергії та/або договір про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління;

4) відомості про укладений кандидатом в учасники ринку договір споживача про надання послуг з розподілу електричної енергії (якщо кандидат є споживачем);

5) відомості про ліцензію(її) кандидата в учасники ринку (у випадках, коли необхідність ліцензії встановлена Законом);

6) ЕІС-код учасника ринку (СВБ), у якого кандидат бажає зареєструватися в якості члена його балансуючої групи, якщо кандидат в учасники ринку бажає делегувати свою фінансову відповідальність за небаланс такому учаснику ринку, разом з письмовою згодою у довільній формі цього учасника ринку (СВБ) прийняти його до балансуючої групи, для якої він є СВБ;

7) електронну адресу;

8) інформацію щодо поточного рахунку із спеціальним режимом використання, підтверджену довідкою з банку про відкриття рахунку із спеціальним режимом використання (виключно для електропостачальників).

1.3.7. Після отримання відповідної заяви-приєднання ОСП перевіряє повноту та правильність її заповнення та у разі відсутності підстав для її відхилення впродовж 2 робочих днів після отримання вносить кандидата до реєстру учасників ринку та присвоює йому відповідний ідентифікатор договору учасника ринку та дату акцептування заяви-приєднання, про що повідомляє учасника ринку.

У разі відхилення заяви ОСП впродовж 2 робочих днів з дня отримання заяви-приєднання повідомляє кандидата про це з відповідним обґрунтуванням.

1.3.8. Відхилення заяви-приєднання кандидата в учасники ринку здійснюється виключно у випадках:

1) подання неповних даних;

2) подання недостовірних даних.

У разі незгоди з рішенням ОСП кандидат в учасники ринку може звернутися до Регулятора щодо оскарження такого рішення.

1.3.9. ОСП (у якості АР) веде реєстр учасників ринку, що містить таку інформацію:

1) EIC-код учасника ринку;

2) ЄДРПОУ або РНОКПП (якщо учасником ринку є фізична особа - підприємець);

3) повне та скорочене найменування учасника ринку або П. І. Б. (якщо учасником ринку є фізична особа або фізична особа - підприємець);

4) місцезнаходження (юридична адреса, поштова адреса,);

5) ідентифікатори договорів, укладених учасником ринку з ОСП;

6) ролі, закріплені за цим учасником ринку;

7) EIC-код СВБ учасника ринку (у разі його входження до балансуючої групи) та/або гарантованого покупця (у разі входження виробника до балансуючої групи гарантованого покупця);

8) стан реєстрації (у стані реєстрації, зареєстрований, "Переддефолтний", "Дефолтний" тощо);

9) електронна пошта (інші засоби зв'язку).

1.3.10. При виникненні суперечки щодо того, чи може кандидат в учасники ринку приєднатися до цих Правил, Регулятор розглядає її відповідно до чинного законодавства України. Якщо Регулятор приймає рішення на користь кандидата в учасники ринку, такий кандидат в учасники ринку вважається таким, що приєднався до договору про врегулювання небалансів електричної енергії, а ОСП з дня прийняття відповідного рішення Регулятором зобов'язаний здійснити дії, передбачені пунктом 1.3.7 цієї глави.

1.4. Управління даними учасників ринку

1.4.1. Кандидат в учасники ринку несе відповідальність за правильність та достовірність усіх даних, наданих у процесі реєстрації в якості учасника ринку відповідно до пункту 1.3.6 глави 1.3 цього розділу.

1.4.2. Якщо учасник ринку бажає змінити інформацію, що наведена в його заяві-приєднанні до договору про врегулювання небалансів електричної енергії, або дані учасника ринку перестають бути актуальними, точними і повними, такий учасник ринку повідомляє АР про такі зміни не пізніше ніж через 3 робочі дні після настання таких змін і надає відповідні підтвердження в разі необхідності. Не може бути змінений тільки ідентифікатор учасника ринку (ЕІС-код типу X).

1.4.3. АР має право встановлювати переліки даних, необхідних для функціонування ринку, діяльності учасника ринку на всіх сегментах ринку та проведення відповідних розрахунків. Ці дані учасники ринку повинні надати АР за запитом АР та періодично згідно зі встановленими АР форматами та регламентами. Відповідні документи, які встановлюють перелік даних, зміст, критерії валідації даних, форми і терміни їх надання, розробляються ОСП та оприлюднюються на його офіційному вебсайті.

У разі ненадання таких даних учасником ринку ОСП звертається до Регулятора.

1.5. Порядок створення, реєстрації та припинення функціонування балансуючих груп

1.5.1. Усі учасники ринку, крім споживачів, які купують електричну енергію за договорами про постачання електричної енергії споживачу, несуть відповідальність за свої небаланси електричної енергії, для чого кожен учасник ринку зобов'язаний стати СВБ або передати свою фінансову відповідальність за небаланси іншій СВБ шляхом входження до її балансуючої групи на підставі укладення/приєднання до відповідного договору.

Якщо учасник ринку передає свою фінансову відповідальність за небаланси іншій СВБ шляхом входження до її балансуючої групи, договір про врегулювання небалансів, укладений між ОСП та цим учасником ринку, призупиняє свою дію в частині фінансової відповідальності за небаланси на час дії договору щодо участі в балансуючій групі.

Для виробників електричної енергії, які увійшли до балансуючої групи гарантованого покупця, договір про врегулювання відповідальності за небаланси призупиняє свою дію лише по генеруючих одиницях, для яких установлено «зелений» тариф або щодо яких переможець аукціону набув право на підтримку.

1.5.2. Об'єднання учасників ринку у балансуючі групи в розрізі окремих торгових зон здійснюється на добровільній договірній основі шляхом укладення відповідних договорів за умови дотримання вимог до балансуючої групи, визначених цими Правилами.

1.5.3. Договір, що укладається між СВБ та учасником ринку, який має намір увійти до складу балансуючої групи цієї СВБ, повинен включати, зокрема:

1) порядок розрахунку небалансів електричної енергії у межах балансуючої групи;

2) фінансову відповідальність за небаланси електричної енергії учасника балансуючої групи перед СВБ;

3) порядок повідомлення СВБ та виконання погодинних графіків кожного учасника балансуючої групи;

4) умови припинення договору за ініціативою ОСП шляхом поновлення дії договору про врегулювання небалансів електричної енергії у разі невиконання СВБ вимог цих Правил;

5) умови припинення договору з учасником ринку, який входить до складу балансуючої групи СВБ, за ініціативою учасника ринку або СВБ та поновлення дії договору про врегулювання небалансів електричної енергії такого учасника ринку.

1.5.4. Учасники балансуючої групи несуть фінансову відповідальність за небаланс перед своєю СВБ у рамках своїх небалансів електричної енергії з урахуванням правил функціонування балансуючої групи гарантованого покупця.

1.5.5. СВБ несе фінансову відповідальність перед ОСП за небаланси електричної енергії всіх учасників ринку, які увійшли до балансуючої групи, яку вона представляє.

Гарантований покупець несе фінансову відповідальність перед ОСП за небаланси електричної енергії виробників електричної енергії, які увійшли до його балансуючої групи, лише по генеруючих одиницях, для яких установлено «зелений» тариф або щодо яких переможець аукціону набув право на підтримку.

1.5.6. СВБ та учасники ринку, які увійшли до балансуючої групи такої СВБ, зобов'язані повідомляти свої погодинні графіки електричної енергії ОСП та СВБ та виконувати їх.

1.5.7. При бажанні здійснити зміну балансуючої групи учасник ринку зобов'язаний надати АР заяву щодо зміни учасником ринку балансуючої групи, ЕІС-код учасника ринку (СВБ), у якого він бажає зареєструватися в якості члена його балансуючої групи, та надати ОСП письмову згоду цього учасника ринку (СВБ) прийняти його до балансуючої групи, для якої такий учасник є СВБ.

У заяві щодо зміни учасником ринку балансуючої групи зазначається дата, на яку зміна СВБ повинна вступити в силу. Заява подається не пізніше ніж за 2 робочі дні до дати, з якої повинна вступити в силу зміна СВБ. Якщо в заяві учасника ринку та письмовій згоді іншого учасника ринку (СВБ) не зазначена дата, з якої повинна вступити в силу зміна СВБ, АР здійснює зміну СВБ з третього робочого дня після отримання АР такої заяви.

Зміна СВБ здійснюється АР з 00 годин 00 хвилин дати, з якої зміна СВБ вступає в силу.

1.5.8. АР на підставі отриманої заяви щодо зміни учасником ринку балансуючої групи зобов'язаний:

1) забезпечити внесення інформації щодо зміни балансуючої групи учасником ринку до системи управління ринком;

2) повідомити учасника ринку, який ініціював зміну балансуючої групи, СВБ, до складу якої увійшов такий учасник ринку, та СВБ, зі складу якої такий учасник ринку вийшов (якщо такий учасник ринку до цього входив до складу балансуючої групи), щодо прийнятих змін.

1.5.9. У разі виявлення невідповідностей за текстом наданої заяви та/або в результаті проведеної перевірки зазначених у заяві даних або у разі невиконання/неналежного виконання учасником ринку, який ініціює зміну балансуючої групи, та/або СВБ, до складу якої має намір увійти такий (новий) учасник ринку, та/або СВБ, зі складу якої має намір вийти такий учасник ринку (якщо такий учасник ринку входить до складу балансуючої групи), вимог, викладених у пункті 1.5.7 цієї глави, АР повідомляє про це такого учасника ринку та повертає заяву на адресу, зазначену в ній, разом із відповідними обґрунтуваннями в термін до трьох робочих днів з моменту отримання такої заяви від учасника ринку. Після виправлення виявлених АР невідповідностей учасник ринку має право повторно звернутись із заявою до АР.

1.5.10. Якщо учасник ринку не може здійснити зміну СВБ у вказаний у заяві час, що призведе до неможливості фінансового врегулювання небалансів електричної енергії в окремий проміжок часу, АР здійснює коригування розрахунку для цього учасника ринку за відповідний період за договором про врегулювання небалансів електричної енергії, укладеним з цим учасником ринку.

1.5.11. ОСП, ОР та гарантований покупець зобов'язані бути СВБ і не можуть бути зареєстрованими в балансуючих групах за іншою СВБ.

ОСП, ОР та гарантований покупець на ринку електричної енергії реєструються як окремі СВБ і не можуть передавати свою фінансову відповідальність за небаланси іншій СВБ.

1.5.12. ОСП має право в односторонньому порядку поновити дію договорів про врегулювання небалансів електричної енергії для всіх учасників балансуючої групи, які входять до складу балансуючої групи СВБ, що не виконує вимоги цих Правил, про що члени балансуючої групи повинні бути повідомлені за 1 робочий день до настання таких змін.

1.5.13. СВБ може ініціювати вихід учасника ринку зі складу своєї балансуючої групи в результаті розірвання договору, укладеного між СВБ та таким учасником ринку, надавши ОСП відповідну заяву. Така зміна може бути здійснена не раніше ніж через 2 робочі дні після отримання АР такої заяви.

1.6. Розірвання договору про врегулювання небалансів електроенергії

1.6.1. Учасник ринку, крім ОСП, ОСР, гарантованого покупця та ОР, має право надіслати АР повідомлення про припинення участі на ринку електричної енергії.

Повідомлення про припинення участі на ринку електричної енергії направляється учасником ринку АР не пізніше ніж за 7 календарних днів до бажаної дати припинення участі на ринку електричної енергії. Припинення участі на ринку передбачає розірвання договору про врегулювання небалансів електричної енергії та інших договорів, укладених на виконання вимог цих Правил.

АР розглядає повідомлення у строки та на умовах, визначених договором про врегулювання небалансів електричної енергії.

У разі несвоєчасного повідомлення учасником ринку про наміри щодо припинення участі на ринку таке припинення не здійснюється.

Учасник ринку до дати припинення дії договору про врегулювання небалансів зобов'язаний здійснити сплату всіх видів платежів виходячи з умов договорів, укладання яких передбачено цими Правилами.

АР повідомляє учасника ринку про припинення врегулювання небалансів за виконання ним вимог, визначених цією главою.

1.6.2. ОСП, ОР, ОСР та гарантований покупець не можуть припинити участь на ринку електричної енергії за власним бажанням без відповідного рішення Регулятора або суду.

1.6.3. Договір про врегулювання небалансів електричної енергії та інші договори, що укладені учасником ринку на вимогу цих Правил, можуть бути розірвані в термін, зазначений у пункті 1.6.1 цієї глави, за таких умов:

1) будь-які суми, що такий учасник ринку повинен сплатити відповідно до цих Правил, сплачені ним;

2) немає неусунутих на дату останнього торгового дня, зазначеного в повідомленні про припиненя участі на ринку електричної енергії, порушень цих Правил таким учасником ринку;

3) на такого учасника ринку не поширюються вимоги будь-яких ліцензійних умов, відповідно до яких він зобов'язаний продовжувати дотримуватись цих Правил.

1.6.4. Учасник ринку, який подає повідомлення про припинення участі на ринку електричної енергії, зобов'язаний негайно повідомити АР про виконання вимог, зазначених у пункті 1.6.3 цієї глави, із зазанченням у повідомленні дати, на яку виконано останню таку вимогу.

1.7. Невиконання зобов'язань

1.7.1. Учасник ринку, крім ОСП, ОР та гарантованого покупця, набуває статусу "Переддефолтний" при настанні принаймні однієї з таких подій або обставин:

1) учасник ринку не забезпечив своєчасно, у строки, визначені цими Правилами, на рахунку ескроу ППБ/СВБ наявність коштів, вільних від інших зобов’язань з оплати поточної заборгованості ППБ/СВБ та погашення простроченої заборгованості ППБ/СВБ, в обсязі, достатньому для оплати відповідно до декадного звіту ППБ, місячного звіту ППБ, декадного звіту СВБ, місячного звіту СВБ, позапланового звіту СВБ або звіту про коригування, з урахуванням вимог цих Правил;

2) учасник ринку, який є СВБ, не надавав, не підтримував, не збільшував та не поновлював фінансову гарантію в необхідному обсязі відповідно до розділу VI цих Правил;

{Підпункт 3 пункту 1.7.1 глави 1.7 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 109 від 17.01.2023}

1.7.2. При набутті статусу "Переддефолтний" АР на період існування такого статусу:

1) надсилає учаснику ринку повідомлення про набуття учасником ринку статусу "Переддефолтний";

{Підпункт 1 пункту 1.7.2 глави 1.7 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 109 від 17.01.2023}

2) публікує на офіційному вебсайті АР повідомлення про набуття учасником ринку статусу "Переддефолтний" із зазначенням дати набуття такого статусу;

{Підпункт 3 пункту 1.7.2 глави 1.7 розділу І виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 516 від 28.02.2020}

{Підпункт 4 пункту 1.7.2 глави 1.7 розділу І виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 516 від 28.02.2020}

3) використовує фінансову гарантію, що надається учасником ринку, для покриття його простроченої заборгованості ППБ/СВБ перед АР.

Якщо учасник ринку виступає в якості електропостачальника, після набуття ним статусу «Переддефолтний», АР, крім зазначених заходів, кожного дня (до 10:30) направляє до уповноважених банків довідку, що містить інформацію щодо повного та скороченого найменування учасника ринку або ПІБ (якщо учасником ринку є фізична особа або фізична особа-підприємець), ЄДРПОУ або РНОКПП (якщо учасником ринку є фізична особа або фізична особа-підприємець) та розміру простроченої заборгованості ППБ/СВБ за небаланси електричної енергії;

{Підпункт 6 пункту 1.7.2 глави 1.7 розділу І виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 516 від 28.02.2020}

{Підпункт 6 пункту 1.7.2 глави 1.7 розділу І виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 516 від 28.02.2020}

{Підпункт 4 пункту 1.7.2 глави 1.7 розділу І виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 109 від 17.01.2023}

1.7.3. При набутті статусу "Переддефолтний" такий статус для учасника ринку триває в разі настання принаймні однієї з обставин, передбачених пунктом 1.7.1 цієї глави. В іншому випадку статус "Переддефолтний" анулюється, про що АР повинен повідомити учасника ринку і Регулятора.

1.7.4. Учасник ринку, крім ОСП, ОР та гарантованого покупця, набуває статусу «Дефолтний» при настанні принаймні однієї з таких подій або обставин:

1) тривалість статусу «Переддефолтний» для учасника ринку становить більше двох робочих днів. Датою набуття статусу «Дефолтний» є наступний день після двох робочих днів перебування у статусі «Переддефолтний»;

2) судом прийнято рішення про визнання суб'єкта господарювання, що є учасником ринку, банкрутом та відкриття ліквідаційної процедури або учасником ринку (його уповноваженими органами) прийнято рішення про ліквідацію суб'єкта господарювання, що є учасником ринку. Датою набуття статусу «Дефолтний» є наступний день після отримання ОСП відповідної інформації про учасника ринку;

3) анулювання учаснику ринку ліцензій на провадження діяльності на ринку електричної енергії. Датою набуття статусу «Дефолтний» є дата набрання чинності рішенням Регулятора про анулювання відповідної ліцензії.

1.7.5. На період існування статусу "Дефолтний" АР вживає до такого учасника ринку такі заходи:

1) надсилає учаснику ринку повідомлення про набуття учасником ринку статусу «Дефолтний»;

2) публікує на офіційному вебсайті АР повідомлення про набуття учасником ринку статусу "Дефолтний" із зазначенням дати набуття такого статусу;

3) зупиняє майбутні та скасовує діючі реєстрації ДД щодо продажу електричної енергії учасникам ринку;

4) установлює нульовий обсяг продажу електричної енергії на РДН та ВДР для такого учасника ринку;

5) якщо учасник ринку також виступає в якості електропостачальника (або споживача), після набуття ним статусу «Дефолтний» постачання електричної енергії споживачам такого учасника ринку (або такому учаснику ринку) здійснюється постачальником «останньої надії» відповідно до Правил роздрібного ринку з 00:00 дня, наступного за днем набуття ним статусу «Дефолтний»;

6) якщо учасник ринку також виступає в якості електропостачальника, після набуття ним статусу «Дефолтний» кожного дня до 10:30 направляє до уповноважених банків довідку, що містить інформацію щодо повного та скороченого найменування учасника ринку або ПІБ (якщо учасником ринку є фізична особа або фізична особа-підприємець), ЄДРПОУ або РНОКПП (якщо учасником ринку є фізична особа або фізична особа - підприємець) та розміру простроченої заборгованості ППБ/СВБ за небаланси електричної енергії.

Вчинення до учасника ринку будь-яких дій з боку АР відповідно до цього пункту не впливає та не змінює відповідальність такого учасника ринку відповідно до цих Правил, що означає, що учасник ринку із статусом "Дефолтний" несе відповідальність за сплату всіх сум (у тому числі податків), що необхідно сплатити відповідно до цих Правил.

Учасник ринку втрачає статус "Дефолтний" після припинення дії договору про врегулювання небалансів електричної енергії, що укладений між ним та ОСП.

АР приймає рішення щодо позбавлення учасника ринку статусу «Дефолтний» після забезпечення учасником ринку оплати простроченої заборгованості ППБ/СВБ та забезпечення достатності на рахунку ескроу ППБ/СВБ коштів для оплати поточної заборгованості ППБ/СВБ та за відсутності обставин, визначених підпунктами 2 та 3 пункту 1.7.4 цієї глави.

1.7.6. Після повідомлення учасника ринку про набуття ним статусу "Дефолтний" АР повідомляє:

1) СВБ такого учасника ринку з метою вжиття нею відповідних заходів щодо цього учасника ринку, передбачених положеннями договору між СВБ та учасником ринку;

2) контрагентів учасника ринку в рамках ДД з метою вжиття відповідних заходів, що визначені їх ДД.

1.8. Адміністратор розрахунків

1.8.1. АР реєструє учасників ринку, СВБ, ПДП і ППБ, отримує від ОСП, реєструє та зберігає дані щодо резервів, остаточні повідомлення фізичного відпуску та остаточні повідомлення фізичного відбору учасників ринку і позиції СВБ, забезпечує дотримання учасниками ринку вимог щодо надання фінансових гарантій за договором про врегулювання небалансів електричної енергії, отримує від АКО сертифіковані дані комерційного обліку електричної енергії, обчислює обсяги небалансів та наданих послуг на ринку електричної енергії, виставляє рахунки та стягує та оплачує платежі, передбачені цими Правилами, і здійснює всі фінансові розрахунки відповідно до розділу V цих Правил.

1.8.2. АР не повинен мати у власності або на праві господарського відання чи користування генеруючі потужності. АР не має права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти, експлуатувати УЗЕ.

АР не повинен здійснювати торгівлю електричною енергією з метою отримання прибутку.

АР забезпечує управління поточним рахунком із спеціальним режимом використання ОСП, відкритим в одному з уповноважених банків.

1.8.3. АР відповідає за інформування всіх учасників ринку щодо переліку уповноважених банків, визначених Кабінетом Міністрів України, для проведення всіх фінансових розрахунків учасників ринку з ОСП (у якості АР), передбачених цими Правилами та Законом, шляхом його оприлюднення на власному офіційному вебсайті і постійно підтримує цей перелік в актуальному стані.

1.8.4. АР здійснює спостереження за ринком електричної енергії з метою виявлення маніпулювання, у тому числі здійснює аналіз джерела походження електричної енергії.

На період дії спеціальних обов'язків, покладених на учасників ринку електричної енергії для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку електричної енергії, маніпулюванням ринку, щодо якого здійснюється аналіз, є:

наявність у учасника ринку, крім виробників, ОУЗЕ та гарантованого покупця, від'ємного сальдованого значення зареєстрованих обсягів електричної енергії за розрахунковий період;

здійснення учасником ринку, крім виробників, ОУЗЕ та гарантованого покупця, продажу електричної енергії на РДН та купівлі електричної енергії на ВДР на розрахунковий період.

Сальдоване значення зареєстрованих обсягів електричної енергії - це різниця між сумарним обсягом купівлі електричної енергії учасником ринку за ДД, купівлі електричної енергії на РДН, ВДР та імпорту електричної енергії та сумарним обсягом продажу електричної енергії учасником ринку за ДД, продажу електричної енергії на РДН, ВДР та експорту електричної енергії.

У випадку виявлення ознак можливого маніпулювання ринком зі сторони учасника ринку АР на наступний робочий день повідомляє про це Регулятора та відповідного учасника ринку.

1.8.5. АР може звернутись до учасників ринку щодо надання підтвердження джерела походження електричної енергії.

За умови виявлення ознак маніпулювання на ринку електричної енергії АР в одноденний термін звертається до ОР та Регулятора щодо порушення такими учасниками ринку цих Правил.

1.9. Оператор системи передачі

1.9.1. ОСП, зокрема, несе відповідальність за функціонування системи передачі і фізичне балансування системи передачі відповідно до умов Кодексу системи передачі. ОСП перевіряє можливість врегулювання системних обмежень і здійснює купівлю/продаж балансуючої енергії на ринкових недискримінаційних і прозорих засадах та забезпечує функціонування балансуючого ринку, а також здійснює купівлю-продаж небалансів електричної енергії, забезпечує роботу ринку ДП та придбаває ДП з метою дотримання операційної безпеки ОЕС України та виконує покладені на нього спеціальні обов'язки для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку електричної енергії. ОСП отримує від учасників ринку плату за послуги з передачі та послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

1.9.2. ОСП не має права провадити діяльність з купівлі-продажу електричної енергії, крім як з метою компенсації технологічних витрат електричної енергії на її передачу електричними мережами, балансування, у тому числі з метою надання/отримання аварійної допомоги операторам системи передачі суміжних держав та врегулювання небалансів електричної енергії. ОСП не повинен мати на праві власності, господарського відання або користування генеруючі потужності або здійснювати купівлю/продаж електричної енергії з метою отримання прибутку.

ОСП не має права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти (крім здійснення диспетчерського (оперативно-технологічного) управління), експлуатувати УЗЕ, крім випадків, передбачених Законом.

1.9.3. ОСП зобов'язаний мати власні банківські рахунки і управляти ними для проведення операцій з метою виконання обов'язків, визначених цими Правилами.

1.9.4. ОСП відповідає за прогнозування загального електроспоживання по областях регулювання (торгових зонах) для виконання обов'язків з балансування.

{Пункт 1.9.5 глави 1.9 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

1.9.5. ОСП опубліковує всю інформацію, що стосується роботи ОЕС України, відповідно до Порядку збору та передачі даних щодо функціонування ринку електричної енергії для оприлюднення на платформі прозорості ENTSO-E, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 19 червня 2018 року № 459 (далі - Порядок збору та передачі даних, Постанова № 459).

1.9.6. ОСП забезпечує розміщення на власному офіційному вебсайті актуальної редакції цих Правил з усіма змінами та доповненнями, затвердженими Регулятором, у форматі доступному для завантаження та подальшого редагування.

1.10. Оператор системи розподілу

1.10.1. ОСР несе відповідальність за експлуатацію систем розподілу за місцем провадження господарської діяльності, визначеним ліцензією на право провадження господарської діяльності з розподілу електричної енергії, виданою Регулятором.

1.10.2. ОСР має право купувати/продавати електричну енергію лише для компенсації втрат у власних системах розподілу. ОСР не повинен мати на праві власності, господарського відання або користування генеруючі потужності або здійснювати торгівлю електричною енергією з метою отримання прибутку.

ОСР не має права мати у власності, володіти, користуватися, розробляти, управляти чи експлуатувати УЗЕ, крім випадків, передбачених Законом.

{Пункт 1.10.3 глави 1.10 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

1.11. Система управління ринком

1.11.1. За допомогою СУР здійснюється управління процесами, зокрема проведенням необхідних розрахунків, реєстрацією ринкових даних і результатів діяльності на ринку електричної енергії згідно з цими Правилами.

СУР забезпечує:

1) прогнозування загального навантаження;

2) проведення аукціонів на придбання ДП;

3) повідомлення результатів аукціонів на ДП;

4) адміністрування графіків виробництва/споживання;

5) подання пропозицій на балансуючу електричну енергію;

6) проведення розрахунків за небаланси електричної енергії;

7) видачу ОСП команд з балансування в режимі реального часу ППБ;

8) проведення розрахунків на ринку (виконання всіх розрахункових процесів), включаючи адміністрування остаточних позицій СВБ та розрахунку розмірів дебетів/кредитів облікових рахунків учасників ринку;

9) обмін інформацією з учасниками ринку і функціонування необхідних баз даних;

10) ведення реєстрів учасників ринку з можливістю зазначення відповідних ролей;

11) інтерфейс і зв'язок з програмним забезпеченням РДН і ВДР, якими управляє ОР;

12) інтерфейс і зв'язок з системою прогнозування виробництва електричної енергії з ВДЕ, що продають електричну енергію гарантованому покупцю за "зеленим" тарифом, що працює в режимі, близькому до реального часу, управління якою здійснює гарантований покупець;

{Підпункт 13 пункту 1.11.1 глави 1.11 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

13) інтерфейс з системою диспетчерського управління і збору даних (SCADA);

14) інтерфейс та зв'язок з платформою моніторингу Регулятора;

15) інтерфейс та зв'язок з платформою прозорості ENTSO-E;

16) формування даних для актів купівлі-продажу.

1.11.2. ОСП в якості відповідального оператора системи управління ринком вибирає, встановлює, експлуатує і підтримує систему відповідно до положень цих Правил. Система управління ринком повинна повністю відповідати операціям, передбаченим цими Правилами.

1.11.3. СУР повинна відповідати загальноприйнятим принципам застосовної комерційної практики, бути заснована на сучасних, придатних та надійних інформаційних та комунікаційних технологіях та відповідати вимогам безперебійної роботи, підвищеної надійності та цілісності збереження даних.

1.11.4. Бази даних і канали передачі даних системи управління ринком повинні бути захищені за допомогою спеціальної системи безпеки, що не допускає доступ сторонніх осіб до інформації з обмеженим доступом. Сама система повинна забезпечувати захист від доступу до інформації з баз даних сторонніх осіб.

1.11.5. ОСП забезпечує безперебійне функціонування системи управління ринком.

1.11.6. Учасники ринку мають право на доступ до інформації, яка міститься в СУР та стосується їх безпосередньо.

1.11.7. ОСП організовує авторизований доступ до системи управління ринком для своїх працівників, диференціюючи його відповідно до виконуваних функцій оперативного управління системою, функцій АР і функцій АКО, для забезпечення конфіденційності інформації/даних.

1.11.8. АР надає кожному учаснику ринку через його персональний кабінет доступ до записів даних розрахунків, що створив АР щодо цього учасника ринку, відповідно до інструкції з користування системою управління ринком. Авторизація користувачів системи відбувається із застосуванням особистого кваліфікованого електронного підпису (далі - КЕП).

1.11.9. ОСП організовує авторизований доступ до системи управління ринком для Регулятора. АР надає Регулятору через його персональний кабінет доступ до записів даних розрахунків, що створив АР по кожному учаснику ринку.

1.12. Системи обміну інформацією учасників ринку

1.12.1. Учасники ринку зобов'язані впровадити системи (апаратне та програмне забезпечення), що забезпечать ефективний зв'язок із системою управління ринком, яку експлуатує ОСП (також у якості АР та АКО), відповідно до ролі учасника ринку.

1.12.2. ОСП визначає відповідні протоколи обміну даними для забезпечення зв'язку учасників ринку з програмним забезпеченням управління ринком та публікує такі протоколи обміну даними на власному офіційному вебсайті.

1.12.3. Учасник ринку повинен забезпечити відповідність власного апаратного та програмного забезпечення вимогам системи управління ринком, а також встановлення відповідного комп'ютерного і мережевого обладнання, що дозволить здійснювати обмін даними між АР і АКО та учасником ринку згідно з цими Правилами. ОСП зобов’язаний повідомити учасникам ринку мінімально необхідні вимоги щодо конфігурації програмного забезпечення та каналів обміну даними.

1.12.4. Учасники ринку несуть відповідальність за надійність і безпеку свого комп'ютерного обладнання, за організацію телефонного та факсимільного зв'язку у своїх приміщеннях, необхідного для взаємодії з АР і ОСП.

1.12.5. АР веде облік усіх даних з розрахунків, що зберігаються АР щонайменше 5 років з дати їх створення.

1.12.6. Учасники ринку, ОСП (також у якості АР) зобов'язані забезпечувати передачу інформації, що здійснюється відповідно до цих Правил, у формі і за допомогою засобів, зазначених у протоколах обміну даними.

1.12.7. Якщо ОСП (також у якості АР) або інший учасник ринку з будь-яких причин не може використовувати рекомендовані засоби зв'язку, то кожен із них погоджується вжити всіх можливих заходів для забезпечення передачі інформації у строки та з дотриманням вимог щодо безпеки передачі даних, зазначених у цих Правилах.

1.12.8. ОСП організовує навчання учасників ринку користуванню програмним забезпеченням системи управління ринком і забезпечує їм підтримку та інструктування з цих питань.

1.12.9. Учасник ринку, який виконує функції ППКО, забезпечує формування та передачу АКО електронних документів з даними комерційного обліку згідно з вимогами Кодексу комерційного обліку та несе відповідальність за вчасність та повноту наданих даних по всіх ТКО, для яких він є ППКО.

ППКО несе відповідальність за невчасне або не в повному обсязі подання даних комерційного обліку та (або) за подання недостовірних даних комерційного обліку відповідно до укладеного договору про інформаційну взаємодію на ринку електричної енергії.

1.13. Внесення змін до цих Правил

1.13.1. ОСП або учасники ринку мають право ініціювати внесення змін та доповнень до цих Правил відповідно до процедури, визначеної в цій главі.

1.13.2. Учасник ринку, як ініціатор внесення змін до цих Правил подає ОСП як адміністратору цих Правил свої зауваження та пропозиції щодо внесення змін до цих Правил у вигляді порівняльної таблиці, що містить редакцію відповідних положень (пунктів, підпунктів, абзаців тощо) чинних Правил, редакцію із запропонованими змінами та пояснювальну записку з обґрунтуванням необхідності внесення змін до цих Правил.

1.13.3. ОСП оприлюднює подані пропозиції учасників ринку (у термін не пізніше ніж 14 календарних днів після отримання таких пропозицій) або власні пропозиції на власному офіційному вебсайті і пропонує учасникам ринку та іншим заінтересованим особам надати свої зауваження та пропозиції до запропонованих змін протягом визначеного строку, але не більше тридцяти календарних днів з дня оприлюднення.

1.13.4. Після отримання зауважень та пропозицій ОСП проводить узгоджувальну нараду за участі ініціатора, учасників ринку та інших осіб, які подали зауваження та пропозиції. Протокол узгоджувальної наради з висновком щодо поданих пропозицій змін до цих Правил протягом трьох робочих днів з дня проведення узгоджувальної наради надається Регулятору.

1.13.5. Остаточне рішення щодо внесення змін/доповнень до цих Правил приймає Регулятор у порядку, встановленому законодавством.

1.13.6. Якщо внесення змін та доповнень до цих Правил ініціює Регулятор, порядок обговорення проектів рішень Регулятора забезпечується відповідно до встановленого законодавства.

1.14. Аудит роботи системи управління ринком

1.14.1. ОСП (у якості АР) повинен гарантувати, що аудит системи управління ринком проводиться незалежним аудитором з метою визначення її відповідності цим Правилам.

1.14.2. Метою аудиту системи управління ринком є встановлення факту і ступеня дотримання цих Правил у частині проведення розрахунків та виставлення рахунків у межах періоду, якого стосується цей аудит.

1.14.3. Вибір аудитора здійснюється за результатами тендеру на основі технічного завдання, розробленого ОСП. Результати тендеру доводяться ОСП до відома Регулятора. Аудит роботи системи управління ринком проводиться раз на рік, а за потреби може бути ініційованим Регулятором у будь-який час.

1.14.4. ОСП (у якості АР) з урахуванням положень пункту 1.14.5 цієї глави визначає технічне завдання на проведення аудиту роботи системи управління ринком та надає його для розгляду Регулятору.

1.14.5. Аудит роботи системи управління ринком включає:

1) аудит здійснення системою управління ринком зберігання створених або поданих учасниками ринку постійних і періодичних даних, що використовуються у зв'язку з цими Правилами;

2) аудит процесів, що застосовуються до таких даних відповідно до цих Правил;

3) аудит системи, процесів та процедур, що використовуються і застосовуються учасниками ринку з метою або у зв'язку з діями, зазначеними в підпунктах 1 та 2 цього пункту.

1.14.6. При встановленні і зміні умов визначених у технічному завданні на надання послуг з аудиту роботи системи управління ринком ОСП (також в якості АР) зобов'язаний ураховувати:

1) необхідність і доцільність вирішення питань централізовано;

2) необхідність і доцільність вирішення питань третіми сторонами окремо і незалежно одна від одної.

1.14.7. Технічне завдання повинно включати:

1) потрібний обсяг послуг, що надаються аудитором;

2) форму і періодичність звітів про результати;

3) будь-які інші питання, що ОСП (також у якості АР) вважає за необхідне розглянути під час аудиту роботи системи управління ринком.

1.14.8. ОСП (у якості АР) має право змінювати технічне завдання аудиту системи управління ринком кожного року і протягом року, за необхідності, з урахуванням вимог пункту 1.14.3 цієї глави. Зміни до технічного завдання подаються на розгляд Регулятору.

1.14.9. Договір про надання послуг з аудиту роботи системи управління ринком повинен містити вимоги до послуг аудитора щодо:

1) необхідності розкритття ОСП (у якості АР) наявності та характеру всіх аудиторських доручень аудитора, наданих будь-якою стороною;

2) права інших учасників ринку на залучення зовнішіх аудиторів та положення щодо взаємодії таких аудиторів з аудитором роботи системи управління ринком;

3) термінового повідомлення про всі проблеми щодо питань, що становлять предмет аудиту роботи системи управління ринком;

4) виконання зобов'язань про конфіденційність у такій формі, що обґрунтовано вимагається ОСП (у якості АР).

1.14.10. ОСП (у якості АР) вживає заходів відповідно до підпункту 2 пункту 1.14.9 цієї глави з метою реалізації прав учасників ринку на залучення зовнішніх аудиторів та їх співпраці з аудитором роботи системи управління ринком.

1.14.11. Результати аудиту роботи системи управління ринком викладаються в аудиторських звітах, якщо інше не встановлено ОСП (в якості АР).

1.14.12. Аудитор не зобов'язаний повідомляти про питання, що перебувають поза межами технічного завдання.

1.14.13. Аудитор надає Регулятору і ОСП (також у якості АР) аудиторські звіти, що включають висновки.

1.14.14. Аудитор та ОСП (також у якості АР) готують версію аудиторських звітів для оприлюднення, що не повинна містити інформацію, яку ОСП (також у якості АР) не має права розкривати відповідно до глави 1.16 цього розділу.

1.14.15. ОСП (у якості АР) оприлюднює на власному офіційному вебсайті версію аудиторських звітів, зазначену в пункті 1.14.14 цієї глави.

1.14.16. ОСП (у якості АР) доручає відповідним учасникам ринку провести коригувальні заходи, що можуть вимагатись після отримання аудиторських звітів.

1.14.17. Без шкоди для будь-яких конкретних прав доступу, передбачених в інших документах, кожний учасник ринку надає аудитору інформацію (зі збереженням конфіденційності) щодо систем, специфікацій на системи та інших документів, що використовуються цим учасником ринку для виконання своїх зобов'язань і функцій, передбачених цими Правилами.

1.14.18. На письмову вимогу аудитора учасник ринку негайно надає письмову відповідь про всі невирішені на дату отримання вимоги суперечки, що стосуються торгівлі відповідно до цих Правил.

1.14.19. У разі виникнення суперечки щодо правильності результатів аудиту роботи системи управління ринком ОСП інформує про це Регулятора.

1.14.20. ОСП (у якості АР) має право у будь-який час запросити аудитора провести позачерговий аудит роботи системи управління ринком з дотриманням вимог пункту 1.14.3 цієї глави.

1.15. Форс-мажор

1.15.1. Під форс-мажором розуміють надзвичайні та невідворотні обставини, що об'єктивно унеможливлюють виконання зобов'язань будь-якого учасника ринку, передбачених умовами цих Правил.

1.15.2. Обставини форс-мажору поділяються на такі категорії:

1) викликані винятковими погодними умовами і стихійним лихом (повінь, циклон, шторм, цунамі, осідання ґрунту, землетрус, пожежа тощо);

2) надзвичайні та невідворотні обставини, що об'єктивно унеможливлюють виконання зобов'язань учасника ринку, передбачених умовами цих Правил, а також бездіяльність третіх осіб, на яких не поширюється дія цих Правил (страйки, саботаж, локаут, вибухи та вихід з ладу чи пошкодження машин та устаткування, оголошена чи неоголошена війна, масові заворушення, піратство тощо);

3) регламентовані умови відповідних рішень та акти державних органів влади (ембарго, заборона (обмеження) експорту/імпорту тощо).

1.15.3. Строк виконання зобов'язання учасника ринку, що зазнав впливу форс-мажору, переноситься на весь період його дії, включаючи період ліквідації наслідків. При цьому такий учасник ринку не буде нести відповідальність за прострочені зобов'язання.

1.15.4. Учасник ринку, який зазнав впливу форс-мажору, зобов'язаний негайно за допомогою будь-якого засобу зв'язку повідомити ОСП та Регулятора про настання форс-мажору не пізніше ніж через 2 робочі дні з моменту виникнення форс-мажору, а також надати у письмовій формі офіційне підтвердження настання форс-мажорних обставин. Неповідомлення або несвоєчасне повідомлення про неможливість виконання прийнятих за цими Правилами зобов'язань позбавляє відповідного учасника ринку права посилатися на будь-яку вищевказану обставину як на підставу, що звільняє від відповідальності за невиконання вимог за цими Правилами.

1.15.5. Протягом трьох календарних днів після настання форс-мажору учасники ринку, на яких поширилася його дія, повинні обговорити і погодити продовження своєї роботи відповідно до цих Правил і Кодексу системи передачі.

1.15.6. Учасник ринку не звільняється від виконання зобов'язань, що виникли перед настанням форс-мажору, що викликав призупинення виконання зобов'язань за цими Правилами.

1.15.7. Наявність обставин форс-мажору підтверджується відповідним документом Торгово-промислової палати України або відповідними територіальними відділеннями.

1.16. Конфіденційність

1.16.1. Кожен учасник ринку, який отримує конфіденційну інформацію:

1) не повинен розголошувати таку конфіденційну інформацію будь-якому учаснику ринку, за винятком випадків, передбачених цими Правилами;

2) повинен використовувати або відтворювати конфіденційну інформацію для цілей, для яких вона була розкрита, чи іншої мети, визначеної положеннями цих Правил;

3) не повинен надавати будь-якій особі, яка не є учасником ринку, доступ до конфіденційної інформації, за винятком:

потенційних покупців/продавців від учасника ринку (після письмового підтвердження дотримання конфіденційності покупцем/продавцем);

зовнішніх професійних консультантів або радників (після письмового підтвердження дотримання конфіденційності консультантами або радниками);

будь-яких банків або фінансових установ, від яких такий учасник ринку, який розкриває інформацію, намагається отримати або отримує фінансування (після письмового підтвердження дотримання конфіденційності банком або фінансовою установою);

Регулятора, державного органу, органу управління або особи, яка має юрисдикцію/контроль над учасником ринку, який розкриває інформацію, що вимагається законодавством відповідної юрисдикції або умовами відповідної ліцензії.

1.16.2. Положення цієї глави не застосовуються до будь-якої інформації, що на момент розкриття перебувала у відкритому доступі.

1.16.3. Положення цієї глави є обов'язковими для учасників ринку, зокрема їх посадових осіб та офіційних представників, а також працівників суб'єктів господарювання, що припинили свою участь на ринку та на яких дія цих Правил більше не поширюється.

1.16.4. Учасникам ринку, їх посадовим особам та офіційним представникам, а також працівникам забороняється займатися будь-якою діяльністю, яка може мати негативний вплив на конкуренцію або може надавати переваги будь-яким іншим учасникам ринку.

1.16.5. У разі розкриття конфіденційної інформації або порушення положень пунктів 1.16.1-1.16.4 цієї глави учасники ринку, їх посадові особи та офіційні представники, а також працівники несуть відповідальність, передбачену чинним законодавством.

II. Двосторонні договори

2.1. Правила здійснення купівлі-продажу за двосторонніми договорами

2.1.1. Торгівля на РДД здійснюється виключно на двосторонній основі шляхом укладання ДД. Істотною умовою договору повинна бути відповідальність за небаланс, що може спричинити невиконання такого договору.

2.1.2. Усі учасники ринку мають право брати участь на РДД за умови, що вони дотримуються цих Правил та вимог Закону.

2.1.3. ДД повинні бути зареєстровані ОСП за процедурою реєстрації, визначеною у главі 2.2 цього розділу.

2.1.4. Реєстраційні дані щодо ДД, які подаються ОСП учасниками ринку, можуть бути змінені або відкликані учасниками ринку необмежену кількість разів до закриття воріт для реєстрації ДД. Для реєстрації ДД контрагент такого учасника ринку за ДД також зобов’язаний унести відповідні зміни до закриття воріт. Після реєстрації обома учасниками ринку ДД ОСП надає відповідне повідомлення.

2.1.5. Обсяги електричної енергії на кожний розрахунковий період, що включаються у ДД, є предметом домовленостей між учасником ринку, який продає електричну енергію, та учасником ринку, який купує електричну енергію.

2.1.6. Періоди постачання для щодобової реєстрації ОСП ДД повинні бути погодинними для кожного розрахункового періоду торгового дня (день d). Розрахунковий період починається з 00:00 торгового дня.

2.1.7. Обсяги електричної енергії, що купуються і продаються за ДД, є договірними зобов'язаннями щодо відпуску/відбору електричної енергії. Відповідні відхилення враховуються при розрахунку небалансу електричної енергії згідно з цими Правилами.

2.2. Реєстрація двосторонніх договорів

2.2.1. ОСП здійснює управління електронною платформою, на якій учасники ринку, які здійснювали торгівлю електричною енергією на двосторонній основі, реєструють відповідні обсяги електричної енергії для всіх розрахункових періодів кожного торгового дня.

2.2.2. Закриття воріт для реєстрації обсягів електричної енергії, що відповідають розрахунковим періодам торгового дня, на електронній платформі відбувається о 10:00 за один день до торгового дня (d-1).

2.2.3. Реєстрація ДД включає 24 рядки (23 рядки для переходу на літній час і 25 рядків для переходу на зимовий час) із зазначенням обсягів електричної енергії на розрахунковий період торгового дня та таку інформацію:

1) ЕІС-код учасника ринку, який продає електричну енергію;

2) ЕІС-код учасника ринку, який купує електричну енергію;

3) розрахунковий період (день/місяць/рік);

4) добовий договірний обсяг (МВт·год);

5) ідентифікатор зони.

2.2.4. Обсяг електричної енергії виражається у МВт·год з точністю до трьох знаків після коми.

2.2.5. Учасник ринку, який продає електричну енергію, та учасник ринку, який купує електричну енергію, повині подати повідомлення про реєстрацію ДД із зазначенням обсягів електричної енергії, що рівні між собою. Учасники ринку можуть відкликати або змінювати свої зареєстровані ДД до закриття воріт реєстрації ДД.

2.2.6. Учасник ринку, який продає електричну енергію, та учасник ринку, який купує електричну енергію, які подали повідомлення для реєстрації обсягів купівлі-продажу електричної енергії на двосторонній основі, що рівні між собою, отримують від ОСП автоматичне повідомлення на електронній платформі про те, що зареєстрований ДД є дійсним.

2.2.7. Учасники ринку, які подали повідомлення для реєстрації неоднакових обсягів електричної енергії, отримують від ОСП автоматичне повідомлення на електронній платформі про те, що надані повідомлення про реєстрацію є недійсними із зазначенням причини відхилення. Після повідомлення учасників ринку реєстрація неоднакових обсягів відміняється.

2.2.8. О 10:00 d-1 учасники ринку отримують від системи управління ринком інформацію про прийняття та/або відхилення всіх поданих учасником ринку повідомлень про реєстрацію ДД.

2.2.9. Якщо під час реєстрації ДД учасник ринку подав повідомлення на реєстрацію обсягу електричної енергії, що не покривається його наявною фінансовою гарантією відповідно до розрахунків, наведених у розділі VI цих Правил, така реєстрація відхиляється, а такий учасник ринку отримує відповідне повідомлення із зазначенням причини відхилення та деталей.

2.2.10. СВБ, у рамках дозволеного обсягу продажу на день d, до 18:00 d-2 визначає максимально можливий обсяг продажу за ДД кожному з учасників ринку, які входять до складу такої балансуючої групи.

Якщо під час реєстрації ДД учасник ринку подав повідомлення на реєстрацію обсягу електричної енергії, який більший за обсяг, що визначений для нього СВБ, така реєстрація відхиляється, а такий учасник ринку отримує відповідне повідомлення із зазначенням причини та деталей відхилення.

2.2.11. У разі ненадання СВБ на адресу ОСП у встановлений пунктом 2.2.10 цієї глави термін інформації про максимально можливий обсяг продажу за ДД на добу по кожному учаснику ринку, який входить до складу балансуючої групи такої СВБ, ОСП визначає максимально можливий обсяг продажу за ДД на добу кожному учаснику ринку, який входить до складу балансуючої групи такої СВБ, пропорційно до поданих у СУР обсягів купівлі на РДД та потужності одиниці відпуску або одиниці зберігання енергії Wл.п.е кожного учасника ринку, який входить до балансуючої групи такої СВБ, помноженої на 24.

2.3. Розрахунок максимальних обсягів продажу

2.3.1. Максимальний обсяг продажу на РДН для СВБ gr у зоні z для кожного торгового дня d (сальдоване значення) розраховується за формулою,

2.3.2. До 10:45 дня, що передує торговому дню d-1, кожна СВБ зобов'язана надати ОСП прогнозні максимальні обсяги продажу на РДН, що визначені на основі даних про обсяг фактичної наявної фінансової гарантії, з розбивкою по кожному учаснику ринку, який входить до її балансуючої групи, виходячи із величини наявних фінансових гарантій цієї СВБ.

2.3.3. Після отримання даних від СВБ відповідно до пункту 2.3.2 цієї глави ОСП проводить перевірку отриманих даних на відповідність зареєстрованим на РДД обсягам та величині наявних фінансових гарантій.

2.3.4. У разі ненадання СВБ на адресу ОСП у встановлений пунктом 2.3.2 цієї глави термін інформації про максимально можливий обсяг продажу на РДН за добу d по кожному з учасників ринку, які входять до складу балансуючої групи такої СВБ, ОСП визначає максимально можливий обсяг продажу на РДН за добу d кожному з учасників ринку, які входять до складу балансуючої групи такої СВБ, пропорційно до зареєстрованих у СУР обсягів купівлі на РДД та потужності одиниці відпуску або одиниці зберігання енергії Wл.п.е, помноженої на 24, за виключенням зареєстрованих у СУР обсягів продажу на РДД кожного учасника ринку, який входить до балансуючої групи такої СВБ.

2.3.5. До 11:30 дня, що передує торговому дню, ОСП повідомляє ОР максимальний обсяг продажу на РДН по кожному учаснику ринку на торговий день d по кожній торговій зоні z.

2.3.6. Об 14:00 дня, що передує торговому дню (d-1), для складання графіків електричної енергії на торговий день ОР визначає і повідомляє кожному учаснику ринку та ОСП (по кожному учаснику ринку) обсяг проданої та купленої електричної енергії на РДН по кожному розрахунковому періоду торгового дня в кожній зоні.

2.3.7. Для гарантованого покупця максимальний обсяг продажу на РДН по кожному розрахунковому періоду торгового дня в кожній зоні дорівнює сумарній потужності генеруючих одиниць, що входять до складу його балансуючої групи, що була визначена для учасника ринку при отриманні ліцензії.

2.3.8. Максимальний обсяг продажу на ВДР розраховується ОР по кожному учаснику ринку для кожного торгового дня d та торгової зони z виходячи з максимального обсягу продажу на РДН, що повідомляється згідно з пунктом 2.3.5 цієї глави, та обсягів купівлі-продажу електричної енергії на РДН, повідомлених згідно з пунктом 2.3.6 цієї глави.

2.4. Двосторонні домовленості

2.4.1. Учасники ринку повинні самостійно домовлятися та вирішувати питання щодо фінансового забезпечення своїх ДД.

2.4.2. Якщо учасник ринку, який продає електричну енергію, розриває договір через прострочену заборгованість учасника ринку, який купує електричну енергію, учасник ринку, який продає електричну енергію, зобов'язаний негайно повідомити про це ОСП і Регулятора.

2.4.3. Обмеження місячного обсягу продажу електричної енергії за ДД між виробниками та іншими учасниками ринку електричної енергії, що входять до складу одного вертикально інтегрованого суб’єкта господарювання або є афілійованими між собою, складає 50 відсотків їх місячного обсягу продажу електричної енергії (крім договорів, укладених для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку електричної енергії).

III. Допоміжні послуги

3.1. Загальні положення

3.1.1. ОСП у відкритий, прозорий і недискримінаційний спосіб закуповує ДП у учасників ринку, які набули статусу ПДП. Правила, визначені у цьому розділі, забезпечують для ОСП доступність достатнього обсягу ДП у найбільш ефективний спосіб.

3.1.2. Кодекс системи передачі визначає технічні вимоги до ДП та технічні характеристики процесу надання ДП.

3.1.3. На ринку ДП можуть брати участь учасники ринку, які використовують:

1) одиниці відпуску, що пройшли перевірку, провели випробування електроустановки відповідно до Кодексу системи передачі, внесені до Реєстру ПДП, та загальна встановлена потужність яких у точці приєднання становить не менше 1 МВт;

2) одиниці відбору, що споживають електричну енергію, пройшли перевірку, провели випробування електроустановки відповідно до Кодексу системи передачі, внесені до Реєстру ПДП, та загальна регулююча потужність яких у точці приєднання становить не менше 1 МВт;

3) одиниці зберігання енергії, що пройшли перевірку, провели випробування електроустановки відповідно до Кодексу системи передачі, внесені до Реєстру ПДП, та загальна регулююча потужність яких у точці приєднання становить не менше 1 МВт.

3.1.4. На ринку ДП ОСП здійснює придбання ДП (продуктів) із таким характеристиками:

1) ДП (продукт) з надання резервів регулювання частоти та активної потужності:

У наведеній таблиці:

продукт є ДП, що набуває властивостей товару на ринку ДП;

мінімальний одиничний обсяг закупівлі - характеристика продукту, що означає мінімальний обсяг обігу товару на ринку ДП;

дискретність (крок) - характеристика продукту, що означає мінімальний прирощений обсяг обігу товару на ринку ДП;

ознака ділимості - обсяг товару на ринку ДП, що може бути зменшений у процесі обігу до мінімального одиничного обсягу закупівлі з визначеною дискретністю (кроком);

напрям закупівлі - обсяг товару на ринку ДП, що може пропонуватися на продаж постачальником ДП по ресурсному об'єкту: окремо тільки резерв завантаження або окремо тільки резерв розвантаження, або тільки комплексно - одночасно резерв завантаження і резерв розвантаження;

кількість пар "ціна - обсяг" - кількість пар "ціна - обсяг" що може пропонуватися постачальником ДП у межах однієї одиниці надання ДП;

2) ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК:

фактична видача всього діапазону регулювання напруги та реактивної потужності без виробництва активної потужності в реальному часі за командою ОСП за час, що не перевищує 10 хвилин з моменту видачі команди ОСП;

розташування в мережі передачі електроенергії безпосередньо в контрольній точці напруги;

3) ДП із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій:

можливість пуску одиницею надання ДП в умовах відсутності напруги в зовнішній мережі та електричне розташування в мережі передачі електроенергії, що дозволяє здійснити передачу виробленої енергії на власні потреби АЕС (ТЕС) з урахуванням втрат електричної енергії в мережі передачі електроенергії, а також наявність одиниці надання ДП у плані відновлення ОЕС України після особливої системної аварії (та/або регіональними планами відновлення) для відновлення роботи ОЕС України або її окремих регіонів.

3.1.5. Участь на ринку ДП може відбуватись як на добровільних, так і на обов’язкових засадах. До користувачів системи передачі або системи розподілу, які є споживачами електроенергії або ОУЗЕ, не можуть застосовуватись зобов’язання щодо участі на ринку ДП.

3.1.6. Генеруючі одиниці типу C та D (категорії яких визначені Кодексом системи передачі), що збудовані після набрання чинності Кодексом системи передачі, а також генеруючі одиниці типу C та D, що протягом п'яти років до дати набрання чинності Кодексом системи передачі пройшли модернізацію та/або реконструкцію, зобов'язані бути технічно спроможні надавати ДП з РПЧ, РВЧ та РЗ.

3.1.7. Принципи планування та визначення загальних обсягів ДП з регулювання частоти та активної потужності, що закуповуються ОСП, регламентуються Кодексом системи передачі.

3.1.8. Визначення обсягів фактично наданих ДП для забезпечення регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК здійснюється за результатами фактичної активації цієї послуги.

3.1.9. Визначення обсягів фактично наданих ДП для забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії здійснюється за результатами обчислення годин фактичної готовності протягом періоду, на який закуповується ця послуга.

3.2. Порядок реєстрації ПДП

3.2.1. Кандидат у ПДП подає ОСП заяву щодо приєднання до договорів про надання ДП, типові форми яких наведені в додатках 3, 4 та 5 до цих Правил, та включення до Реєстру ПДП. Форма заяви про приєднання до відповідних договорів про надання ДП оприлюднюється ОСП на власному офіційному вебсайті.

До заяви додається копія Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП електроустановки потенційного ПДП. Наявність договору за умови наявності сертифіката, строк дії якого минув і не був поновлений, не дає ПДП права на участь на ринку ДП та є підставою для виключення такого ПДП з реєстру ПДП.

3.2.2. ОСП розглядає заяву та не пізніше ніж через 5 робочих днів з дати її отримання інформує кандидата у ПДП щодо повноти та коректності надання інформації. У випадку надання неповної та/або недостовірної інформації ОСП повідомляє про це кандидата у ПДП, який у свою чергу надає необхідну інформацію протягом 14 календарних днів з дати отримання повідомлення.

Якщо кандидат у ПДП не надав необхідну інформацію протягом цього терміну, заява щодо приєднання до договорів про надання відповідних ДП не розглядається.

3.2.3. Протягом десяти робочих днів з моменту отримання повної та коректної інформації ОСП вносить кандидата у ПДП до Реєстру ПДП і надає доступ до аукціонної платформи.

3.2.4. У разі зміни даних, зазначених у Реєстрі ПДП, що не носять технічний характер, ПДП зобов'язаний протягом трьох робочих днів надати ОСП документи з урахуванням змінених даних. Строк надання цих документів може бути продовжено за згодою ОСП.

3.3. Порядок придбання ДП

3.3.1. Якщо обсяг запропонованої ДП за результатами відповідного аукціону на ДП перевищує або дорівнює обсягу, що був визначений ОСП для купівлі, ДП розподіляються на аукціоні на ДП за цінами пропозицій на ДП згідно з вимогами глави 3.15 цього розділу.

Якщо обсяг запропонованої ДП за результатами річного аукціону на ДП менший ніж потреба ОСП, ОСП акцептує всі обсяги, зазначені в наданих пропозиціях, та використовує для ПДП найменшу з ціни пропозицій на ДП відповідного ПДП або ціни, розрахованої за затвердженою Регулятором методикою.

3.3.2. ОСП щоквартально та по кожній торговій зоні окремо визначає та надає на затвердження Регулятору частку ПДП на ринку ДП, перевищення якої передбачає зобов'язання надавати ДП за ціною, не вище ціни, розрахованої за затвердженою Регулятором Методикою для ДП із регулювання частоти та активної потужності (далі - частка ПДП на ринку ДП).

Після затвердження Регулятором частки ПДП на ринку ДП ОСП публікує її на власному веб-сайті.

3.3.3. Частка ПДП на ринку ДП визначається для кожного продукту ДП із регулювання частоти та активної потужності окремо і застосовується на річному аукціоні.

3.3.4. Для ДП із забезпечення РПЧ, РВЧ та РЗ частка ПДП на ринку ДП визначається окремо на завантаження та розвантаження.

3.3.5. Частка на ринку ДП, перевищення якої передбачає зобов'язання надавати ДП за ціною, не вище ціни, розрахованої за затвердженою Регулятором Методикою, визначається за формулою

Sh = |Genpower - ΣGenser|, МВт,

3.3.6. ПДП, чиє обладнання було сертифіковано відповідно до вимог КСП, має надавати ДП за ціною, яка не вище за ціну, що розрахована за Методикою, затвердженою Регулятором, якщо виконується хоча б одна з таких умов

Genpower - ΣGenser ≥ 0 або Shp ≥ Sh,

3.3.7. Закупівля ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК і забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системних аварій може здійснюватись за допомогою переговорної процедури без використання аукціонної платформи.

3.3.8. Під час переговорної процедури ОСП звертається до ПДП листом з пропозицією придбання ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК та з відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії за цінами, розрахованими відповідно до методики, затвердженої Регулятором. ПДП у термін до десяти робочих днів повинен надати письмову згоду щодо надання відповідної ДП. У разі відхилення ПДП пропозиції ОСП звертається до Регулятора з обґрунтуванням щодо зобов’язання такого ПДП надати ДП за ціною, розрахованою за методикою, затвердженою Регулятором.

3.3.9. Відповідно до обсягу реактивної енергії, наданої в результаті активації ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, ОСП визначає платіж за надання відповідному ПДП або величину плати за невідповідність.

3.3.10. Потужність ПДП для подання пропозицій на резерви оцінюється на основі заявлених/задекларованих характеристик цих ПДП.

3.4. Зобов'язання ОСП щодо забезпечення функціонування ринку ДП

3.4.1. ОСП є відповідальним за оцінку вимог, планування та використання ДП. З цією метою ОСП зобов'язаний здійснювати моніторинг/контролювати здатність учасників ринку надавати ДП відповідно до їх зареєстрованих експлуатаційних характеристик, зазначених у Реєстрі ПДП.

3.4.2. ОСП здійснює моніторинг надання ДП у кожному розрахунковому періоді відповідно до Порядку моніторингу виконання постачальниками допоміжних послуг зобов'язань з надання допоміжних послуг, що є додатком 6 до цих Правил.

Порядок моніторингу виконання постачальниками допоміжних послуг зобов'язань з надання допоміжних послуг містить детальну інформацію щодо способу, за допомогою якого вимірюються відповідні ДП, процедури кількісного та якісного контролю, яких дотримується ОСП, що встановлені з урахуванням експлуатаційних особливостей ОЕС України.

3.4.3. ОСП щоквартально надає Регулятору звіт щодо функціонування ринку ДП та звіт щодо деталізованої оцінки вартості ДП відповідно до вимог визначених у цих Правилах.

3.4.4. ОСП розраховує та оприлюднює граничні ціни закупівлі ДП з РПЧ, РВЧ та РЗ відповідно до алгоритму, визначеного в цих Правилах.

3.5. Зобов'язання ПДП

3.5.1. ПДП зобов'язані виконувати умови договорів про надання допоміжних послуг та вимоги цих Правил щодо участі на ринку ДП.

3.5.2. Усі ПДП, які є виробниками електричної енергії, подають пропозиції ОСП щодо надання ДП в обсязі, що підтверджений на відповідність вимогам Кодексу системи передачі.

3.6. Нарахування платежів за ДП

3.6.1. Ціна надання ДП ПДП визначається за результатами аукціону на ДП або формується ОСП відповідно до алгоритму, визначеного в затвердженій Регулятором методиці, таким чином:

1) для РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ - у грн/МВт;

2) для регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК - у грн/МВАр·год;

3) для відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії - у грн/рік.

Ставка плати за готовність надання ДП ПДП за результатами аукціону на ДП повинна дорівнювати ціні пропозиції для кожного розрахункового періоду та для кожної прийнятої пропозиції, що отримана на аукціоні на ДП.

3.6.2. Обсяг надання ДП з РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ упродовж кожного розрахункового періоду визначається за результатами аукціону на ДП (для кожної прийнятої пропозиції, що отримана на аукціоні) або відповідно до рішення Регулятора про зобов'язання ПДП надавати ДП у разі прийняття такого рішення.

3.6.3. Обсяг фактично наданих ДП з РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ та факт надання ДП із регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК упродовж кожного розрахункового періоду розраховується за результатами моніторингу відповідно до цих Правил. ПДП отримує плату за надану в розрахунковому періоді ДП, що розраховується згідно з розділом V цих Правил.

3.6.4. Активація ДП з аРВЧ, рРВЧ та РЗ здійснюється на балансуючому ринку шляхом видачі диспетчерських команд по відповідних пропозиціях балансуючої електричної енергії. Таким чином, обсяги енергії, пов'язані з акцептованими пропозиціями на балансуючу електричну енергію, розглядаються при розрахунках як балансуюча електрична енергія відповідно до розділу IV цих Правил. Обсяги електричної енергії, що пов'язані з активацією ДП з РПЧ та регулюванням напруги та реактивної потужності в режимі СК, розглядаються при розрахунках як небаланс.

3.6.5. У випадку надання одиницею надання ДП із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії здійснюється оплата за електричну енергію, вироблену/відпущену для надання цієї послуги, розмір якої розраховується за ціною, визначеною згідно з розділом IX цих Правил.

3.6.6. ПДП, який не виконав зобов'язання щодо надання договірних обсягів ДП, несе відповідальність згідно з умовами договору про надання відповідної ДП та цими Правилами.

3.6.7. Ненадання або надання не в повному обсязі ДП ПДП тягне за собою нарахування плати за невідповідність, що визначається відповідно до цих Правил.

3.6.8. Результати моніторингу надання ДП використовуються для нарахування платежів за надання ДП та плати за невідповідність надання ДП та є підставою для позбавлення ПДП Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП у частині надання відповідної ДП.

3.6.9. Рішення щодо позбавлення ПДП Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП у частині надання ДП приймається за результатами моніторингу, якщо кількість розрахункових періодів, у яких ДП була не надана, становить більше 30 % від загальної кількості розрахункових періодів, по яких у ПДП були зобов'язання з надання ДП.

Для позбавлення ПДП Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП у частині надання ДП ОСП:

1) обчислює критичний розрахунковий період Nкр, після якого кількість випадків ненадання ДП перевищує допустимий відсоток ненадання відповідної ДП, за формулою

Nкр = 0,3 x Nзаг,

Усі розрахункові періоди, що слідують після Nкр, виключаються з розрахунків платежів (за надання ДП та плати за невідповідність надання ДП) по такій одиниці надання відповідної ДП;

2) вилучає одиницю надання ДП з Реєстру ПДП щодо надання відповідної ДП;

3) скасовує зобов'язання такої одиниці надання ДП з надання відповідної ДП на подальші місяці, а обсяги акцептованих резервів по такій одиниці надання ДП виставляє на наступні аукціони.

3.6.10. У випадку застосування пункту 3.6.9 цієї глави ОСП готує відповідний звіт щодо такого випадку та подає його Регулятору.

3.7. Планування ДП

3.7.1. ОСП щороку до 01 жовтня надає Регулятору план покриття потреб у ДП з розбивкою по кожному тижню планового року та окремо по торгових зонах.

3.7.2. У плані покриття потреб у ДП ОСП враховує елементи звітів щодо достатності генеруючих потужностей та інших подібних звітів, що він зобов'язаний готувати (прогноз адекватності потужності, план ремонтів/реконструкцій тощо).

3.7.3. Принципи визначення обсягів ДП у рамках надання ДП для кожного виду ДП наведені в Кодексі системи передачі.

3.8. Вимоги до звітів щодо ДП

3.8.1. ОСП готує і подає Регулятору звітну інформацію щодо функціонування ринку допоміжних послуг відповідно до порядку, затвердженого Регулятором.

3.8.2. ОСП забезпечує публікацію звітності щодо функціонування ринку ДП на платформі прозорості ENTSO-E, а також на власному офіційному вебсайті у відповідності до Інструкції щодо подання та публікації даних на ринку електричної енергії, розробленої відповідно до пункту 2 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетки та комунальних послуг, від 19 червня 2018 року № 459 (далі - Інструкція щодо подання та публікації даних). Терміни публікації не повинні перевищувати терміни, визначені у Порядку збору та передачі даних щодо функціонування ринку електричної енергії для оприлюднення на платформі прозорості ENTSO-E, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетки та комунальних послуг, від 19 червня 2018 року № 459.

3.9. Дії ОСП щодо забезпечення проведення аукціонів на ДП

3.9.1. З метою забезпечення можливості для ПДП представити пропозиції на аукціоні на ДП ОСП використовує і підтримує електронну аукціонну платформу для проведення аукціонів на ДП.

3.9.2. ПДП отримує доступ до аукціонної платформи відповідно до умов, визначених у цих Правилах.

3.9.3. ОСП для забезпечення проведення аукціонів на ДП здійснює:

1) управління аукціонною платформою;

2) обмін даними аукціонної платформи з системою управління ринком принаймні для отримання переліку кваліфікованих ПДП, які керують/оперують одиницями надання ДП і які можуть подавати пропозиції резерву по кожній ДП на аукціони на ДП;

3) визначення вимог до резерву для всіх розрахункових періодів для кожного типу резерву для всіх торгових днів упродовж наступного року / кварталу / місяця окремо по торгових зонах. Такі вимоги до резерву оприлюднюються на офіційному вебсайті ОСП:

не пізніше 20 жовтня для річного аукціону на ДП;

не пізніше 25 числа останнього місяця кварталу для аукціону на ДП на наступний квартал;

не пізніше 26 числа місяця для аукціону на ДП на наступний місяць.

Вимоги до резерву для тижневого/добового аукціону на ДП публікуються в день проведення відповідного аукціону;

4) визначення та повідомлення результатів аукціонів на ДП;

5) розгляд оскаржень результатів аукціону на ДП;

6) обмін даними з системою управління ринком з метою передачі результатів аукціону на ДП та інформації щодо обсягів, визначених рішенням Регулятора, та ціни, розрахованої на відповідну ДП згідно із затвердженою Регулятором методикою, за типами резервів для проведення розрахунків;

7) розрахунок граничної ціни закупівлі ДП;

8) формування ціни закупівлі ДП у разі зобов'язання ПДП надавати ДП у випадках передбачених Законом, та за цінами, сформованими відповідно до методики, затвердженої Регулятором.

3.9.4. ОСП розробляє та оприлюднює на власному офіційному вебсайті інструкцію користувача по роботі з аукціонною платформою на допоміжні послуги (далі - Інструкція користувача), що має на меті допомогти у користуванні аукціонною платформою.

Вимоги до Інструкції користувача визначаються цим розділом.

3.9.5. ОСП забезпечує допомогу з організації роботи з аукціонною платформою всім учасникам аукціону на ДП. Контактна інформація та години роботи служби підтримки аукціонної платформи оприлюднюються на офіційному вебсайті ОСП.

3.9.6. Інструкція користувача складається окремо за кожною роллю. У тих випадках, коли учасник ринку електричної енергії виконує декілька ролей, він повинен керуватись відповідними Інструкціями користувача по кожній ролі окремо.

Інструкції користувачів за ролями та всі зміни та оновлення до них підлягають обов'язковому опублікуванню на офіційному вебсайті ОСП. Інструкції користувачів публікуються українською мовою.

ОСП залишає за собою право надавати користувачам Інструкцію користувача у форматі відео, аудіо або в інших формах, що є доступними для передачі, завантаження, зберігання, перегляду.

3.10. Аукціони на ДП

3.10.1. Проведення аукціонів на ДП включає такі етапи:

1) ОСП оприлюднює на власному офіційному вебсайті графік проведення аукціонів на ДП;

2) ОСП проводить розрахунок ціни, сформованої за затвердженою Регулятором методикою, якщо обсяг запропонованої ДП є меншим ніж потреба ОСП у цій ДП або якщо ДП надається ПДП, частка яких на ринку цих послуг або окремої частини ОЕС України з наявними системними обмеженнями перевищує встановлену Регулятором на наступний календарний рік, та оприлюднює результати розрахунку на власному офіційному вебсайті;

3) ОСП оприлюднює на власному офіційному вебсайті деталі аукціону на ДП та розраховану граничну ціну;

4) відкриття воріт аукціону на ДП;

5) подання пропозицій відповідно до деталей аукціону на ДП;

6) закриття воріт аукціону на ДП;

7) визначення результатів аукціону на ДП;

8) повідомлення ПДП про результати аукціону на ДП через аукціонну платформу на ДП;

9) оскарження результатів аукціону на ДП.

3.10.2. Перед кожним аукціоном на ДП ОСП оприлюднює на своєму офіційному вебсайті деталі аукціону на ДП, що містять інформацію про:

1) торгову зону, по якій проводяться торги;

2) дату та місце проведення аукціону на ДП та оприлюднення результатів (у випадку застосування резервної процедури);

3) період закупівлі;

4) час відкриття та закриття воріт проведення аукціону на ДП;

5) продукти, що будуть придбаватися на аукціоні на ДП;

6) обсяги ДП, що закуповуються на аукціоні на ДП;

7) ціну, сформовану за затвердженою Регулятором методикою, на випадок, якщо обсяг запропонованої ДП виявиться меншим ніж потреба ОСП у цій ДП або якщо ДП надається ПДП, частка яких на ринку цих послуг або окремої частини ОЕС України з наявними системними обмеженнями перевищує встановлену Регулятором;

8) граничну ціну закупівлі ДП;

9) форму подачі заявок;

10) адресу/електронну адресу, на яку подаються заявки (у випадку застосування резервної процедури);

11) граничний термін для оскарження результатів аукціону на ДП;

12) контактні дані (прізвище, ім'я, по батькові, номери телефонів, електронні адреси) працівників ОСП, які відповідальні за організацію та проведення аукціонів, контактну інформацію та графік роботи служби підтримки аукціонної платформи;

13) іншу додаткову інформацію (у разі необхідності).

3.10.3. У випадку перенесення дати проведення річного та/або квартального, та/або місячного, та/або тижневого аукціону ОСП повинен забезпечити оприлюднення інформації щодо оновлених дат проведення відповідного аукціону з дотриманням мінімальних граничних строків, встановлених для оприлюднення деталей аукціону та обґрунтування таких змін.

Обґрунтування змін дат проведення річного та/або квартального, та/або місячного, та/або тижневого аукціону має бути оприлюднене на офіційному вебсайті ОСП та в аукціонній платформі одночасно з перенесенням дати проведення відповідного аукціону.

3.10.4. Час закриття воріт річного/квартального/місячного/тижневого/ добового аукціонів на ДП вказується у графіку/деталях проведення аукціонів на ДП. Якщо час закриття воріт відрізняється від часу, вказаного у графіку проведення аукціонів на ДП, то це вказується в деталях відповідного аукціону, які публікуються на офіційному вебсайті ОСП.

3.10.5. У разі неможливості проведення аукціону на ДП за стандартною процедурою застосовується резервна процедура проведення аукціонів на ДП.

3.10.6. ОСП має право проводити аукціони на ДП для придбання ДП на добу, тиждень, місяць, квартал та рік.

3.10.7. Добові аукціони на ДП проводяться протягом року кожного календарного дня у d-1.

Добовий аукціон на ДП проводиться лише на ті розрахункові періоди, на які потреба ОСП у резервах не задоволена на попередніх аукціонах або якщо виникла потреба в додаткових резервах.

3.10.8. Уся інформація щодо часових рамок, зазначена в цих Правилах, зокрема кінцеві строки передачі даних, оголошення результатів тощо, приводиться у відповідність до системного часу аукціонної платформи.

3.10.9. Кожній ДП, акцептованій аукціонною платформою присвоюються унікальний ідентифікатор та часова відмітка.

3.10.10. Уповноважені особи ПДП повинні мати доступ до аукціонної платформи після реєстрації на ринку ДП. Інформація про всі операції та час їх здійснення через цю платформу зберігається в аукціонній платформі на ДП.

3.10.11. ОСП вживає заходів щодо збереження конфіденційності змісту пропозицій учасників аукціонів на ДП, що є конфіденційною інформацією.

З метою контролю цілісності і достовірності інформації, що передається в електронному вигляді, а також підтвердження її авторства під час участі в аукціонах на ДП, ОСП забезпечує використання КЕП.

3.10.12. ОСП з метою інформування учасників ринку до 25 жовтня року, що передує року постачання ДП, оприлюднює на власному офіційному вебсайті графік проведення аукціонів на ДП, у якому зазначаються дати проведення та деталі аукціонів на ДП на наступний календарний рік.

У разі виникнення дефіциту на ДП ОСП повинен оприлюднити зазначену інформацію на власному офіційному вебсайті.

Графік проведення аукціонів на ДП формується з урахуванням інформації, зазначеної у плані покриття потреб у ДП.

3.10.13. Графіком проведення аукціонів на ДП визначаються терміни у які ОСП зобов'язаний оприлюднити деталі аукціону на ДП та у які має відбутися проведення аукціону.

3.10.14. ДП із забезпечення РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ можуть виставлятися на добовому, тижневому, місячному, квартальному та річному аукціонах на ДП.

3.10.15. Пропозиції подаються в період з відкриття до закриття воріт відповідно до деталей аукціону на ДП. До закриття воріт пропозиції можуть бути відкликані та/або змінені.

3.10.16. Пропозиції резерву, подані ПДП відповідно до глави 3.3 цього розділу, ураховуються під час визначення результатів аукціонів на ДП.

3.10.17. ОСП має право повідомити (шляхом оприлюднення на власному офіційноиу вебсайті) учасників ринку про дати та деталі проведення аукціонів на ДП, що відрізняються від дат, зазначених у графіку проведення аукціонів на ДП. Обґрунтування таких змін оприлюднюються на офіційному вебсайті ОСП.

3.11. Кваліфікаційні критерії ПДП

3.11.1. ПДП зобов'язані подавати обов'язкові пропозиції резерву для кожного розрахункового періоду кожного торгового дня відповідно до зареєстрованих експлуатаційних характеристик і заявлених характеристик в обсягах, що не перевищують обсяги резерву, який визначений під час перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП з метою підтвердження їх відповідності вимогам ОСП до ДП, відповідно до процедури, визначеної Кодексом системи передачі.

3.11.2. На період дії декларації про неготовність ПДП можуть подавати пропозиції на надання ДП із забезпечення аРВЧ тільки на обсяг робочої потужності кожної одиниці надання ДП відповідно до такої декларації про неготовність та її заявлених характеристик.

3.12. Поведінка на аукціонах на ДП

3.12.1. ПДП зобов'язані утримуватися від будь-яких дій, що можуть призвести до порушення законодавства про захист економічної конкуренції або що порушують чи загрожують зірвати процедури підготовки та проведення аукціонів на ДП.

3.12.2. ОСП надає Регулятору інформацію щодо тих ПДП, чиї дії призводять або призвели до порушення законодавства про захист економічної конкуренції або порушують чи загрожують зірвати процедури підготовки та проведення аукціонів на ДП.

3.13. Форма пропозицій та процес їх перевірки

3.13.1. Пропозиції на ДП подаються у формі, визначеній Інструкцією користувача за типом ДП (продуктом). Пропозиції на ДП, подані в іншій формі, автоматично відхиляються аукціонною платформою з направленням ПДП обґрунтування та не розглядаються під час визначення результатів аукціону на ДП.

ОСП перевіряє пропозиції ПДП на відповідність обсягам, що були перевірені відповідно до Кодексу систем передачі, з метою підтвердження їх відповідності вимогам ОСП.

3.13.2. Пропозиції на ДП розглядаються як безумовні та безвідкличні після часу закриття воріт аукціону на ДП, що визначений у деталях такого аукціону на ДП.

3.13.3. Пропозиції на ДП підлягають підтвердженню ОСП про отримання через аукціонну платформу. Якщо ОСП не надав такого підтвердження про отримання пропозиції, то пропозиція вважається неподаною.

3.13.4. Кожен ПДП має право подавати для кожного продукту з резерву (за винятком продуктів РПЧ) одну пропозицію резерву, кожна з яких містить до 10 (включно) пар «ціна - обсяг» у зростаючому порядку ціни.

3.13.5. Пропозиції резерву для РПЧ повинні включати для кожного розрахункового періоду торгового дня одну пару "ціна - обсяг".

3.13.6. У пропозиції на ДП зазначаються ціна та обсяг надання ДП згідно з вимогами, які зазначено в деталях аукціонів. Цінові пропозиції на ДП із забезпечення РПЧ, РВЧ та РЗ повинні бути виражені у грн/МВт за розрахунковий період з точністю до двох знаків після коми, бути більше нуля та менше або дорівнювати граничній ціні закупівлі ДП.

3.13.7. Обсяги пропозиції виражаються в МВт (цілими числами). Для річних, квартальних, місячних, тижневих аукціонів вони становлять сумарні обсяги ДП по кожному ПДП, від якого подається пропозиція, або для кожної одиниці надання ДП, якою володіє ПДП.

Для добових аукціонів обсяг пропозиції надається для кожної одиниці надання ДП. Розподіл відібраного резерву за одиницями надання ДП, що пройшли кваліфікацію, здійснюється за день до торгового дня за допомогою графіків фізичного відпуску та відбору.

3.14. Резервна процедура проведення аукціонів на ДП

3.14.1. Якщо аукціон на ДП не може бути проведено через технічні проблеми в роботі аукціонної платформи, ОСП організовує резервну процедуру проведення такого аукціону. У цьому випадку ОСП повідомляє ПДП електронною поштою та/або будь-якими доступними засобами зв'язку про застосування резервної процедури проведення аукціонів на ДП.

3.14.2. Повідомлення про перехід на резервну процедуру проведення аукціону на ДП повинно містити інформацію про дату та час оприлюднення деталей аукціону на ДП або (якщо така інформація відома) відповідні деталі аукціону на ДП.

3.14.3. ОСП не несе відповідальності у випадку відсутності можливості зв'язатися з ПДП за допомогою вищезазначених засобів зв'язку. Пропозиції резервів, подані до переходу на резервну процедуру проведення аукціонів на ДП, вважаються недійсними і мають бути подані повторно відповідно до умов, передбачених цією резервною процедурою, а саме:

1) для річного, місячних, квартальних та тижневих аукціонів на ДП резервною процедурою є проведення цих аукціонів у паперовому вигляді. ОСП після оприлюднення повідомлення про перехід на резервну процедуру оприлюднює на власному офіційному вебсайті інформацію щодо місця, дати та часу проведення відповідного аукціону на ДП, а також усі умови, за яких він буде проведений;

2) для добового аукціону на ДП резервною процедурою є зміна засобів подачі пропозицій. Пропозиції подаються на електронну пошту ОСП. ОСП після оприлюднення повідомлення про перехід на резервну процедуру оприлюднює на власному офіційному вебсайті вичерпну інформацію щодо строків та умов проведення відповідного добового аукціону на ДП.

3.14.4. Якщо умови, передбачені резервною процедурою проведення аукціонів на ДП, не можуть бути реалізовані вчасно для такого аукціону на ДП, цей аукціон скасовується, про що ОСП повідомляє ПДП у цей же день.

3.15. Визначення результатів аукціону на ДП та розподілення резерву потужності

3.15.1. Результати аукціону на ДП визначаються шляхом обрання найдешевших пропозицій першими до того моменту, доки чергова пропозиція на ДП повністю або частково не покриє необхідний обсяг ДП. Усі акцептовані пропозиції на ДП оплачуються за відповідними цінами пропозицій резервів.

3.15.2. Результати аукціону на ДП отримуються шляхом застосування для кожного продукту аукціону на ДП такого розрахункового алгоритму аукціонної платформи на ДП:

1) спочатку для кожної ДП ОСП вибудовує ранжир пропозицій у порядку зростання цінової пропозиції;

2) у цьому ранжирі враховуються тільки пропозиції, що відповідають умовам глави 3.13 цього розділу;

3) відбираються пропозиції з найменшими цінами на відповідну ДП, сума яких не перевищує необхідний обсяг ДП. Потім залишковий пропонований обсяг ДП розподіляється ПДП, який (які) подав(ли) наступну найнижчу ціну пропозиції на ДП, якщо пропонований обсяг ДП не перевищує залишковий необхідний. Цей процес повторюється для решти необхідного обсягу ДП, що залишився непокритим;

4) якщо пропозиція ДП відповідно до наступної найнижчої цінової пропозиції дорівнює або більша за залишковий необхідний обсяг ДП, пропозиція ДП відбирається повністю або частково в межах величини обсягу залишкового необхідного резерву;

5) якщо два або більше ПДП подали однакові цінові пропозиції на загальний обсяг ДП, що перевищує залишковий необхідний обсяг, такий обсяг ДП розподіляється пропорційно обсягам потужності, зазначеним у пропозиціях ДП цих ПДП. У разі нецілих чисел, отриманих після пропорційного розподілу ДП, дані округлюються до найменшого цілого числа в МВт. При цьому залишкові обсяги потужності, що вивільнились після округлення, розподіляються учаснику ринку, що брав участь у пропорційному розподілі залишкових обсягів ДП та перший у часі подав пропозицію.

3.15.3. Обсяг ДП вважається розподіленим ПДП починаючи з часу, коли ПДП проінформований про результати аукціону на ДП та завершився період оскарження результатів такого аукціону. Якщо аукціон на ДП був проведений безуспішно, застосовується глава 3.14 цього розділу.

3.16. Повідомлення про результати аукціону на ДП

3.16.1. Після кожного аукціону на ДП кожному ПДП надається інформація про результати аукціону на ДП через аукціонну платформу, електронною поштою або за допомогою інших засобів зв'язку.

3.16.2. ОСП не пізніше ніж через 30 хвилин після закриття воріт аукціону на ДП повідомляє ПДП результати аукціону на ДП (у тому числі тих ПДП, чия пропозиція відхилена) із зазначенням, зокрема:

обсягів та цін поданих пропозицій на ДП;

обсягів та цін акцептованих пропозицій на ДП.

Інформація щодо обсягів та цін поданих та акцептованих пропозицій на ДП зазначається по кожному продукту для відповідних розрахункових періодів відповідно до формату, визначеного в документації, що оприлюднена на офіційному вебсайті ОСП.

Якщо аукціонна платформа недоступна, інформація про результати аукціону на ДП надсилається кожному ПДП, який брав участь в аукціоні, на електронну пошту та/або іншими засобами зв'язку.

3.16.3. ОСП оприлюднює на власному офіційному вебсайті результати аукціону на ДП із зазначенням, зокрема, обсягів та цін акцептованих пропозицій на ДП.

Результати добового аукціону на ДП оприлюднюються не пізніше 17:00 дня проведення такого аукціону.

Результати річного/квартального/місячного/тижневого аукціону на ДП оприлюднюються після завершення процедури оскарження результатів відповідного аукціону.

3.17. Оскарження результатів аукціону на ДП

3.17.1. ПДП мають право оскаржити результати річного/квартального/ місячного/тижневого аукціону на ДП упродовж одного робочого дня після того, як результати такого аукціону на ДП повідомлені ПДП.

3.17.2. ПДП надсилає оскарження на електронну адресу ОСП і передає листом.

3.17.3. ОСП надає відповідь ПДП не пізніше двох робочих днів з дня отримання оскарження.

3.17.4. Після отримання відповіді від ОСП щодо результатів оскарження ПДП протягом 1 робочого дня надсилає повідомлення на електронну адресу ОСП щодо закриття такого оскарження або у разі незгоди з роз'ясненнями ОСП ініціює вирішення спору у порядку, встановленому чинним законодавством.

3.17.5. Ненадання повідомлення щодо закриття оскарження у строк, визначений пунктом 3.17.4 цієї глави, означатиме, що ПДП погодився з результатами розгляду його оскарження у межах процедури, передбаченої цими Правилами.

3.17.6. Якщо ПДП не оскаржує результати аукціону на ДП у визначений пунктом 3.17.1 цієї глави строк, ПДП вважається таким, що погоджується з відповідними результатами аукціону на ДП.

IV. Балансуючий ринок

4.1. Загальні положення

4.1.1. Балансуючий ринок за основу свого функціонування приймає зобов'язання одиниці надання послуг балансування відповідно до графіків відпуску/відбору, поданих одразу після закриття ВДР.

4.1.2. Балансуючий ринок управляється ОСП окремо для кожної зони.

4.1.3. Інтервал ОРЧ для балансуючого ринку складає 15 хвилин.

4.1.4. На балансуючому ринку здійснюється купівля/продаж електричної енергії для балансування в реальному часі обсягів виробництва (відпуску), споживання (відбору), імпорту, експорту електричної енергії та системних обмежень в ОЕС України. Аварійна допомога надається/отримується за договором, який укладається між ОСП та відповідним ОСП або іншим суб'єктом господарювання суміжної країни. Ціна за поставлену електричну енергію в рамках надання/отримання аварійної допомоги та/або алгоритм її розрахунку визначається згідно з договором та погоджується Регулятором.

4.1.5. Продуктами на балансуючому ринку є надання балансуючої енергії за результатом виконання таких типів диспетчерських команд:

1) пряма активація пропозиції ППБ;

2) запланована активація пропозиції ППБ.

Характеристики активацій на балансуючому ринку:

4.2. Участь у балансуючому ринку

4.2.1. Для надання послуг з балансування учасник ринку повинен подати ОСП заяву щодо приєднання до договору про надання послуг з балансування, типова форма якого наведена в додатку 7 до цих Правил, та включення до Реєстру ППБ (далі - заява). Форма заяви оприлюднюється ОСП на власному офіційному вебсайті.

4.2.2. ОСП розглядає таку заяву та не пізніше ніж через 5 робочих днів з дати її отримання інформує заявника щодо повноти та коректності наданої інформації. У випадку надання неповної та/або недостовірної інформації ОСП повідомляє про це учасника ринку, який у свою чергу повинен надати необхідну інформацію протягом 14 календарних днів з дати отримання повідомлення. Якщо учасник ринку не надав необхідну інформацію протягом визначеного строку, заява не розглядається.

4.2.3. Протягом 10 робочих днів з дати отримання повної та коректної інформації ОСП (у ролі АР) вносить заявника до Реєстру ППБ і надає доступ до електронної платформи.

4.2.4. Участь у балансуючому ринку обов'язкова для всіх ППБ, які управляють одиницями відпуску, крім ППВДЕ, в обсягах усієї їхньої залишкової доступної потужності для забезпечення балансуючої електричної енергії на завантаження та розвантаження незалежно від факту продажу (непродажу) будь-якого типу резерву.

ВДЕ з підтримкою, що є ППВДЕ, зобов'язані подавати ОСП пропозиції (заявки) на надання послуги із зменшення навантаження в обсягах, що відповідають добовому графіку відпуску електричної енергії, а в протилежному випадку зобов'язані брати участь на балансуючому ринку.

4.2.5. Для споживачів та ОУЗЕ участь у балансуючому ринку є добровільною. Обов'язок брати участь у балансуючому ринку виникає, якщо одиниця відбору або одиниця зберігання енергії обрана для надання резервів. У цьому випадку ППБ зобов'язаний подавати на балансуючий ринок пропозиції на балансуючу електричну енергію, що відповідають обсягам обраного резерву.

4.2.6. Учасники ринку, крім ППВДЕ, які володіють генеруючими одиницями типу B, C та D, зобов'язані брати участь у балансуючому ринку.

4.3. Обов'язки ОСП та учасників ринку на балансуючому ринку

4.3.1. У частині балансуючого ринку ОСП зобов'язаний:

1) збирати телевимірювання в реальному часі відпуску/відбору потужності ППБ;

2) здійснювати короткостроковий прогноз загального навантаження (для кожної ОРЧ);

3) здійснювати короткостроковий прогноз відпуску (для кожної ОРЧ) для всіх генеруючих одиниць ВДЕ, що не є ППБ;

4) здійснювати управління внутрішніми обмеженнями системи шляхом видачі диспетчерських команд ППБ;

5) керувати балансуючим ринком та досягати результатів диспетчеризації в реальному часі через ППБ;

6) формувати та видавати ППБ відповідні диспетчерські команди;

7) відслідковувати виконання ППБ диспетчерських команд;

8) управляти та використовувати диспетчерську інформаційно-адміністративну систему;

9) публікувати статистику та інформацію щодо результатів балансуючого ринку та відповідних диспетчерських команд;

10) пропонувати необхідні заходи для підвищення ефективності диспетчерських процедур;

11) здійснювати всі інші дії, що вимагаються цими Правилами.

4.3.2. На балансуючому ринку ППБ зобов'язані вживати всіх необхідних заходів для забезпечення готовності їхнього устаткування до роботи відповідно до заявлених характеристик та, зокрема, подавати графіки відпуску/відбору і виконувати диспетчерські команди, видані ОСП.

4.3.3. Для кожного випадку одразу після виникнення події, що призвела до зміни доступної потужності, ППБ повинні подавати декларації про неготовність ОСП.

4.3.4. ОР надає ОСП інформацію про договірні обсяги купівлі-продажу електричної енергії для кожного розрахункового періоду за результатами РДН та ВДР.

4.4. Прогноз навантаження

4.4.1. Для цілей прогнозу електроспоживання по областях регулювання (торгових зонах) ОСП може використовувати таку інформацію за розрахунковими періодами торгового дня, на який формується прогноз:

1) історичні дані щодо електроспоживання по областях регулювання (торгових зонах) та погодних умов ОЕС України та статистичні дані щодо зміни навантаження за категоріями споживання електричної енергії;

2) прогнози погодних умов, історичні дані про навантаження у схожих погодних умовах, а також порівняльну статистику та взаємозалежність навантаження і параметрів погодних умов;

3) події, про які ОСП знає заздалегідь, відповідно до Кодексу системи передачі та Кодексу систем розподілу, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 14 березня 2018 року № 310;

4) заплановані роботи на електроустановках відбору, УЗЕ та/або в системі передачі/системі розподілу, що можуть впливати на середнє погодинне навантаження;

5) прогноз транскордонного обміну для кожного розрахункового періоду торгового дня;

6) іншу зібрану та/або надану інформацію.

4.4.2. Прогноз електроспоживання по областях регулювання (торговим зонам) для кожного розрахункового періоду наступного торгового дня повинен бути оприлюднений на офіційному вебсайті ОСП щонайменше за дві години до закриття воріт РДН та має оновлюватися кожні 12 годин.

4.4.3. Прогнози електроспоживання по областях регулювання (торгових зонах) можуть використовуватись для розрахунку прогнозного небалансу електричної енергії системи кожну годину на чотири години вперед протягом торгового дня.

4.5. Прогноз відпуску електричної енергії ВДЕ

4.5.1. ОСП здійснює прогноз відпуску для виробників ВДЕ.

У частині здійснення прогнозу відпуску для виробників ВДЕ ОСП використовує таку інформацію за розрахунковими періодами торгового дня, на який формується прогноз:

1) історичні дані відпуску ВДЕ та статистичні дані в результаті їх обробки, згруповані за прогнозами погодних умов (швидкість вітру, сонячне випромінювання тощо);

2) історичні дані відпуску ВДЕ за аналогічних погодних умов, а також порівняльну статистику та взаємозалежність відпуску ВДЕ, що працюють не за "зеленим" тарифом, і параметрів погодних умов;

3) доступну потужність генеруючих одиниць одиниць відпуску по технологіях виробництва та по географічних регіонах;

4) прогнози по генеруючих одиницях ВДЕ, що продають електричну енергію гарантованому покупцю за "зеленим" тарифом, подані згідно з главою 4.6 цього розділу;

5) іншу інформацію, зібрану та/або повідомлену ОСП.

4.5.2. Прогноз відпуску ВДЕ відображає прогнозний сумарний відпуск електричної енергії генеруючих одиниць ВДЕ, що приєднані до системи передачі або до системи розподілу та обладнані погодинними засобами комерційного обліку, та виконується для кожного розрахункового періоду торгового дня.

4.5.3. Прогноз відпуску ВДЕ оприлюднюється на офіційному вебсайті ОСП щонайменше за одну годину до закриття воріт РДН та повинен оновлюватися кожні 8 годин.

Деталізований прогноз відпуску ВДЕ по кожній одиниці відпуску електричної енергії надається ОСП гарантованому покупцю за дві години до закриття воріт РДН.

Прогноз відпуску ВДЕ використовується для розрахунку прогнозного небалансу електричної енергії системи кожну годину на 4 години торгового дня наперед, що вводиться в алгоритм розрахунку балансуючого ринку, відповідно до глави 4.17 цього розділу.

4.6. Графік відпуску та імпорту

4.6.1. Учасники ринку зобов'язані до 13:00 за 2 дні до торгового дня (d-2) надати ОСП графік відпуску для кожної одиниці відпуску та/або одиниці зберігання енергії (у випадку здійснення відпуску електричної енергії в систему передачі або систему розподілу) та графік імпорту для кожного міждержавного перетину (по якому учасник ринку планує здійснення операцій з імпорту).

4.6.2. Учасники ринку, які отримали право на користування пропускною спроможністю міждержавних перетинів, зобов'язані до 13:00 за 1 день до торгового дня (d-1) надати ОСП остаточний графік імпорту для кожного міждержавного перетину, по якому учасник ринку планує здійснення операцій з імпорту, з урахуванням результатів добових аукціонів із розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів.

4.6.3. Після отримання результатів РДН учасники ринку до 14:30 дня, що передує торговому дню, зобов'язані повторно подати графік відпуску для кожної одиниці відпуску та/або одиниці зберігання енергії (у випадку здійснення відпуску електричної енергії в систему передачі або систему розподілу) та міждержавного перетину, по якому учасник ринку планує здійснювати імпорт електричної енергії.

4.6.4. Графіки відпуску повинні включати:

1) ідентифікатор учасника ринку, що продає електричну енергію;

2) період відпуску (день, місяць, рік), описаний у графіку, із зазначенням обсягів електричної енергії для відповідних розрахункових періодів (включають 24 рядки (23 рядки для переходу на літній час і 25 рядків для переходу на зимовий час));

3) EIC-код одиниці відпуску, одиниці зберігання енергії або міждержавного перетину;

4) обсяг електричної енергії, що буде вироблений або імпортований, у МВт·год з точністю до трьох знаків після коми;

5) номінований за одиницями надання ДП обсяг закупленого в ПДП резерву.

4.6.5. Графіки відпуску повинні відповідати:

1) доступній потужності кожної одиниці відпуску та/або одиниці зберігання енергії, ураховуючи потужність, що номінована (заявлена) для резервів відповідно до цих Правил;

2) відповідним правам на пропускну спроможність у напрямі імпорту через міждержавний перетин від імені учасника ринку по кожному міждержавному перетину.

4.7. Графік відбору та експорту

4.7.1. До 13:00 за 2 дні до торгового дня учасники ринку зобов’язані подати ОСП графіки експорту для кожного міждержавного перетину, по якому учасник ринку планує здійснення операцій з експорту, ОСР - графік відбору в розрізі своїх систем розподілу, ОУЗЕ - графік відбору в розрізі своїх одиниць зберігання енергії (у випадку здійснення відбору електричної енергії з системи передачі або системи розподілу).

4.7.2. Подані відповідно до вимог пункту 4.9.1 глави 4.9 цього розділу графіки експорту повинні відповідати відповідним правам на пропускну спроможність у напрямі експорту через відповідний міждержавний перетин.

До 13:00 за один день до торгового дня (d-1) учасники ринку, що отримали право на використання пропускної спроможності міждержавних перетинів, зобов'язані подати ОСП остаточні графіки експорту для кожного міждержавного перетину, по якому учасник ринку планує здійснення операцій з експорту, з урахуванням результатів добових аукціонів із розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів

4.7.3. Після отримання графіків експорту від учасників ринку ОСП здійснює прогноз обсягів перетоків електричної енергії та узгоджує їх із операторами суміжних енергосистем.

4.7.4. Після отримання результатів РДН ОСР та ОУЗЕ (у випадку здійснення відбору електричної енергії з системи передачі або системи розподілу) до 14:30 дня, що передує торговому дню, зобов’язані повторно надати ОСП оновлений графік відбору в розрізі своїх систем розподілу та/або в розрізі своїх одиниць зберігання енергії.

4.7.5. ОСП формує дані відбору за споживачами, які приєднані до мереж ОСП.

4.7.6. Графіки відбору повинні включати:

1) ідентифікатор учасника ринку, який експортує електричну енергію, ОСР, ОУЗЕ або ОСП;

2) період відбору (день, місяць, рік), описаний у графіку, із зазначенням обсягів електричної енергії для відповідних розрахункових періодів (включають 24 рядки (23 рядки для переходу на літній час і 25 рядків для переходу на зимовий час));

3) EIC-код області обліку або міждержавного перетину;

4) обсяг електричної енергії, що буде спожитий, відібраний або експортований, у МВт•год з точністю до трьох знаків після коми.

4.8. Подання та підтвердження графіків відпуску та відбору ППБ

4.8.1. Після закриття воріт на ВДР ППБ надають ОСП графіки відпуску/відбору для цілей балансуючого ринку.

4.8.2. Кожний графік відпуску/відбору подається ППБ за допомогою засобів та у формі, визначеній у главі 4.9 цього розділу, та повинен відображати рівень відпуску/відбору у МВт для кожної ОРЧ кожного розрахункового періоду, для якого подано графік виробництва/споживання.

4.8.3. Графік відпуску/відбору для розрахункового періоду подається не пізніше ніж за 50 хвилин до його початку.

4.8.4. ОСП перевіряє та підтверджує графік відпуску/відбору кожної одиниці надання послуг балансування для розрахункового періоду, при цьому повідомлення про акцепт відповідному ППБ надається лише за умови, що такий графік:

1) відповідає вимогам пункту 4.8.2 цієї глави;

2) ураховує замовлені резерви по кожному типу резерву, якщо ППБ надає ДП;

3) відповідає зареєстрованим експлуатаційним характеристикам;

4) відповідає технічним можливостям складу обладнання, яке перебувало в роботі останні 60 годин хоча б один розрахунковий період.

4.8.5. Якщо графік відпуску/відбору не підтверджений ОСП, ОСП надсилає повідомлення про відхилення. Графік відпуску/відбору може подаватись необмежену кількість разів до закриття воріт балансуючого ринку. У роботу приймається останній, поданий на час закриття воріт балансуючого ринку, графік відпуску/відбору. Подані після закриття воріт балансуючого ринку графіки відпуску/відбору не враховуються ОСП, а відповідні відхилення розглядаються як небаланси електричної енергії для подальшого розрахунку балансуючого ринку.

4.9. Засоби та форми подання графіка відпуску/відбору

4.9.1. Процес планування, подачі та підтвердження графіків здійснюється відповідно до бізнес-процесів планування визначених, у ENTSO-E, а саме:

1) контекстної моделі для СІМ-моделі Європейського ринку (відповідно до міжнародного стандарту ESBP - IEC 62325-451-2:2014, Cor 1:2016, IDT, що відповідає ДСТУ IEC 62325-451-2:2017, затвердженому наказом Державного підприємства "Український науково-дослідний і навчальний центр проблем стандартизації, сертифікації та якості" від 09 листопада 2017 року № 359 "Про прийняття національних нормативних документів, гармонізованих з міжнародними нормативними документами" (далі - міжнародний стандарт ESBP));

2) процесу резервів ресурсів ENTSO-E (відповідно до проєкту міжнародного стандарту ERRP - IEC 62325-451-7);

3) процесу бізнес-підтверджень (відповідно до міжнародного стандарту ABP - IEC 62325-451-1:2017).

4.9.2. Учасники ринку зобов’язані передати ОСП планові графіки відпуску та/або відбору одиниць відпуску, одиниць відбору, одиниць зберігання енергії та графіки резервів для області, де розміщені одиниці відпуску, одиниці відбору та одиниці зберігання енергії:

1) графік відпуску та/або відбору за відповідними одиницями;

2) графіки резервів за відповідними одиницями, що можуть бути задіяні протягом періоду, на який подаються графіки.

4.9.3. Для процесів планування відповідно до міжнародного стандарту ESBP та проєкту міжнародного стандарту ERRP - IEC 62325-451-7, визначені три такі етапи:

1) отримання заявлених графіків;

2) фаза перевірки на відповідність, корекція графіків;

3) остаточне підтвердження.

Після закінчення етапу остаточного підтвердження затверджені графіки закриті для змін.

4.9.4. Система балансуючого ринку перевіряє прийняті графіки за такими параметрами:

1) відповідність повідомлення, що містить графік відпуску/відбору формату XML, визначеному у міжнародному стандарті ESBP та проєкті міжнародного стандарту IEC 62325-451-7;

2) наявність діючої реєстрації учасника ринку;

3) наявність ідентифікатора документа;

4) відповідність версії документа;

5) наявність ідентифікаторів часових серій відправників;

6) наявність тривалості часових серій (24 рядки (23 рядки для переходу на літній час і 25 рядків для переходу на зимовий час));

7) належність записів часової серії до допустимих періодів часу;

8) відсутність недопустимих скорочень у записах інформації;

9) наявність прав на розподілену пропускну спроможність, якщо це необхідно;

10) відповідність версії графіків. Якщо графік змінений, то версія повинна бути збільшена, в іншому випадку вона повинна бути такою самою, як відправлено раніше.

4.9.5. Після отримання та перевірки графіків ОСП надсилає підтвердження відправнику графіка, де вказує таку інформацію:

1) графік отримано та прийнято;

2) графік отримано та відхилено з обґрунтуванням його відхилення. Графік з негативним підтвердженням у подальшому не обробляється системою балансуючого ринку.

4.10. Подання пропозицій на балансуючу електричну енергію

4.10.1. Пропозиції на балансуючу електричну енергію є пропозиціями щодо відхилень від графіка відпуску/відбору на збільшення або зменшення навантаження.

4.10.2. Усі ППБ, крім ППБ та одиниць надання послуг балансування, зазначених у пункті 4.10.4 цієї глави, зобов'язані подавати пропозиції на балансуючу електричну енергію на завантаження по кожній одиниці надання послуг з балансування для кожного розрахункового періоду торгового дня на весь обсяг балансуючої електричної енергії на завантаження, що дорівнює різниці між доступною потужністю одиниці надання послуг з балансування, що залишилась з урахуванням зобов'язань з надання РПЧ і аРВЧ, та її графіком відпуску, незалежно від того, чи має ППБ зобов'язання щодо забезпечення резерву рРВЧ та РЗ як ПДП. Пропозиції на завантаження для прямої активації одиниці надання послуг з балансування не можуть бути меншими зобов'язань ПДП з надання рРВЧ на завантаження, а пропозиції на завантаження для запланованої активації одиниці надання послуг з балансування не можуть бути меншими зобов'язань з надання РЗ на завантаження.

ОСП проводить аналіз придбаних обсягів сукупно по всіх продуктах РВЧ на завантаження за попередні 10 календарних днів. Якщо усереднений за 10 днів обсяг сукупно придбаних по всіх продуктах РВЧ на завантаження менше ніж 50 % від потреби, зазначеної в деталях аукціонів на допоміжні послуги у відповідні 10 днів, ОСП інформує Регулятора та всіх ППБ щодо введення режиму подання заявок на балансуючому ринку щодо розрахункових періодів, де був відповідний дефіцит, на наступні 10 календарних днів починаючи з d+3, відповідно до якого ППБ зобов'язані подавати заявки/пропозиції на балансуючу електричну енергію на завантаження по кожному розрахунковому періоду, де був дефіцит, визначений абзацом першим цього пункту, по кожній одиниці надання послуг з балансування, що перебуватиме в роботі на день d, в обсязі не менше ніж 10 % від її фізичного графіка відпуску, які можуть бути збільшені (або зменшені) з урахуванням технічних можливостей обладнання та/або наявності гідроресурсу або палива.

4.10.3. Усі ППБ, крім ППБ та одиниць надання послуг балансування, зазначених у пункті 4.10.4 цієї глави, зобов'язані подавати пропозиції на балансуючу електричну енергію на розвантаження по кожній одиниці надання послуг балансування (крім одиниць відпуску ВДЕ) для кожного розрахункового періоду торгового дня на весь обсяг балансуючої електричної енергії на розвантаження, що дорівнює різниці між його графіком відпуску/відбору та технічним мінімумом виробництва з урахуванням зобов'язань з надання РПЧ і аРВЧ, незалежно від того, чи має ППБ зобов'язання щодо забезпечення резерву рРВЧ та РЗ як ПДП.

Пропозиції на розвантаження для прямої активації одиниці надання послуг з балансування не можуть бути меншими зобов'язань з надання рРВЧ на розвантаження, а пропозиції на розвантаження для запланованої активації одиниці надання послуг з балансування не можуть бути меншими зобов'язань з надання РЗ на розвантаження.

ОСП проводить аналіз придбаних обсягів сукупно по всіх продуктах РВЧ на розвантаження за попередні 10 календарних днів. Якщо усереднений за 10 днів обсяг сукупно придбаних по всіх продуктах РВЧ на розвантаження менше ніж 50 % від потреби, зазначеної в деталях аукціонів на допоміжні послуги у відповідні 10 днів, ОСП інформує Регулятора та всіх ППБ щодо введення режиму подання заявок на балансуючому ринку щодо розрахункових періодів, де був відповідний дефіцит, на наступні 10 календарних днів починаючи з d+3, відповідно до якого ППБ зобов'язані подавати заявки/пропозиції на балансуючу електричну енергію на розвантаження по кожному розрахунковому періоду, де був дефіцит, визначений абзацом першим цього пункту, по кожній одиниці надання послуг з балансування, що перебуватиме в роботі на день d, в обсязі не менше ніж 5 % від її фізичного графіка відпуску, які можуть бути збільшені (або зменшені) з урахуванням технічних можливостей обладнання та/або наявності гідроресурсу або палива.

4.10.4. Подавати пропозиції на балансуючу електричну енергію на завантаження та на розвантаження по кожній одиниці надання послуг з балансування мають право:

1) виробники ВДЕ щодо генеруючих одиниць за "зеленим" тарифом або за аукціонною ціною;

2) виробники у період з 01 жовтня по 01 травня щодо генеруючих одиниць, що здійснюють комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на кваліфікованих когенераційних установках;

3) виробники електричної енергії щодо генеруючих одиниць з використанням ядерного палива;

4) споживачі;

5) ОУЗЕ.

4.11. Формат пропозицій на балансуючу електричну енергію

4.11.1. ППБ подають розділені за розрахунковими періодами пропозиції на балансуючу електричну енергію окремо для кожного продукту, визначеного цими Правилами: на завантаження та на розвантаження. Кожна пропозиція повинна містити обсяг балансуючої електричної енергії на завантаження та на розвантаження та ціну пропозиції для кожної одиниці надання послуг з балансування.

4.11.2. Кожен ППБ має право подати до десяти пропозицій окремо на завантаження та окремо на розвантаження по кожній одиниці надання послуг з балансування.

4.11.3. Пропозиції на балансуючу електричну енергію для активації на завантаження, подані для одиниці надання послуг балансування, що закладені у графіку відпуску на нульовому рівні, але доступні в реальному часі, повинні містити крок для електричної енергії, що відповідає зміні виробництва з нуля до технічного мінімуму виробництва (як визначено в зареєстрованих експлуатаційних характеристиках). Такий крок пропозиції має подаватися з міткою неподільності. Видача команди на завантаження з нуля до технічного мінімуму виробництва ОСП має здійснюватися до часу набрання потужності, що відповідає технічному мінімуму виробництва.

4.11.4. Пропозиції на балансуючу електричну енергію для активації на розвантаження, подані для одиниці надання послуг з балансування, що заплановані для роботи у графіку відпуску на рівні технічного мінімуму виробництва або вище, повинні містити один крок для електричної енергії, що відповідає зміні виробництва від технічного мінімуму виробництва до нуля. Такий крок має подаватися з міткою неподільності.

4.11.5. Ціни на балансуючу електричну енергію зазначаються у грн/МВт·год з точністю до двох знаків після коми і повинні бути більше нуля. Обсяги балансуючої електричної енергії зазначаються у МВт·год з точністю до трьох знаків після коми і повинні бути більше нуля.

У разі подання ППБ пропозицій на балансуючу електричну енергію із ціною, що вище за максимальну граничну ціну на балансуючому ринку та нижче за мінімальну граничну ціну на балансуючому ринку, така заявка автоматично відхиляється СУР.

4.11.6. Ціни на балансуючу електричну енергію завантаження для кожного кроку ступінчатої пропозиції на балансуючу електричну енергію повинні бути менші або дорівнювати граничній ціні пропозиції на балансуючу електричну енергію (50000,00 грн/МВт·год).

4.11.7. Пропозиції на балансуючу електричну енергію, що подаються ППБ, повинні відповідати вимогам визначеним цими Правилами, та задовольняти такі умови:

1) містити дату розрахункової доби;

2) усі пропозиції повинні містити дійсний EIC-код для одиниці надання послуг з балансування ППБ, який подає пропозицію;

3) пропозиція на балансуючу енергію повинна бути розділена за розрахунковими періодами на завантаження та на розвантаження;

4) кожен крок повинен містити обсяг балансуючої електричної енергії на завантаження/розвантаження та ціну пропозиції;

5) пропозиція надається у вигляді файлу у форматі XML відповідно до проєкту міжнародного стандарту ERRP - IEC 62325-451-7.

4.12. Подача та коригування пропозицій на балансуючу електричну енергію

4.12.1. Пропозиції на балансуючу електричну енергію, що стосуються певного розрахункового періоду, подаються до закриття воріт балансуючого ринку, що відбувається за 45 хвилин до початку розрахункового періоду, та після подання графіка відпуску/відбору, що подається за 50 хвилин до початку розрахункового періоду.

Пропозиції на балансуючу електричну енергію, подані після закриття воріт балансуючого ринку, вважаються помилково надісланими і не приймаються до розрахунків. В алгоритмі розрахунку балансуючого ринку враховуються останні пропозиції на балансуючу електричну енергію, подані до закриття воріт балансуючого ринку.

4.12.2. Якщо пропозиція на балансуючу електричну енергію є недійсною згідно з главою 4.16 цього розділу, пропозиція на балансуючу електричну енергію автоматично відхиляється системою управління ринком. У разі відхилення пропозиції ОСП надсилає ППБ обґрунтування причин відхилення. У такому випадку ППБ має право повторно подати пропозицію на балансуючу електричну енергію до закриття воріт балансуючого ринку.

4.12.3. Пропозиції на балансуючу електричну енергію, подані на балансуючий ринок, є економічно обов'язковими, тобто у разі активації на балансуючому ринку вони підлягають фінансовому врегулюванню/розрахунку.

4.13. Наслідки неподання пропозицій на балансуючу електричну енергію

4.13.1. Якщо ППБ, який зобов'язаний подавати пропозиції на балансуючу електричну енергію, не подав такі пропозиції для розрахункового періоду, ОСП (у якості АР) нараховує такому ППБ плату за невідповідність за відповідний розрахунковий період згідно з главою 5.22 розділу V цих Правил.

4.13.2. У такому випадку система управління ринком повинна автоматично створити пропозиції на балансуючу електричну енергію (що маркуються як створені системою управління ринком) для кожного відповідного ППБ і для кожного розрахункового періоду із зазначенням ціни та обсягу пропозиції, розрахованих таким чином:

1) якщо одиниця надання послуг з балансування є одиницею відпуску, ціна пропозиції повинна дорівнювати найнижчій (на завантаження) чи найвищій (на розвантаження) ціні для такого самого розрахункового періоду та тієї самої одиниці відпуску за останні 7 днів для обох напрямів балансуючої електричної енергії;

2) якщо ППБ є диспетчеризованим навантаженням з прийнятими пропозиціями резерву, ціна пропозиції повинна дорівнювати найнижчій ціні для того самого розрахункового періоду за останні 7 днів останньої схваленої пропозиції на балансуючу електричну енергію (поданій на той самий розрахунковий період попереднього торгового дня);

3) обсяг пропозиції повинен відповідати обсягу, зазначеному цим ППБ у заявленій характеристиці;

4) якщо ППБ є генеруючою одиницею ВДЕ, система управління ринком створює пропозиції на балансуючу електричну енергію для таких генеруючих одиниць, якщо існує зобов'язання для такої одиниці подавати пропозиції на балансуючу електричну енергію через замовлені в неї резерви.

4.13.3. У випадку відсутності відповідної заявки/пропозиції на балансуючу енергію від учасника, обладнання якого підпадає під системні обмеження, його графік роботи змінюється за командою диспетчера з оплатою за цінами, що склалась на балансуючому ринку на відповідний розрахунковий період.

4.14. Перевірка та підтвердження пропозицій на балансуючу електричну енергію

{Пункт 4.14.1 глави 4.14 розділу IV виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 516 від 28.02.2020}

{Пункт 4.14.2 глави 4.14 розділу IV виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 516 від 28.02.2020}

4.14.1. Пропозиції на балансуючу електричну енергію подаються ППБ виключно у форматі, визначеному у главі 4.11 цього розділу.

4.14.2. Після отримання пропозицій на балансуючу електричну енергію СУР здійснює їх перевірку та надсилає повідомлення відповідному ППБ, чия пропозиція на балансуючу електричну енергію прийнята, або якщо виявлені помилки у поданні, надсилає повідомлення відповідному ППБ про відхилення із зазначенням причин такого відхилення.

4.14.3. АР здійснює перевірку пропозицій, що подаються ППБ, та визначає наявність у них помилок.

4.14.4. Для перевірки пропозицій на балансуючу електричну енергію, поданих ППБ або створених автоматично СУР для кожної одиниці надання послуг з балансування, що є одиницею відпуску, ураховуються такі дані стосовно пропонованих обсягів:

1) актуальні декларації про неготовність;

2) технічний максимум відпуску;

3) технічний мінімум відпуску;

4) графік виробництва.

4.14.5. Подача пропозицій на розвантаження зі сторони ППБ, що є виробником, здійснюється лише за умови, що така пропозиція буде надана ППБ шляхом її виконання на генеруючому обладнанні, що було в роботі не менше ніж 1 розрахунковий період, протягом попередніх 60 годин.

Пропозиції на балансуючу енергію, подані ППБ для запланованої активації, мають призводити до фактичної зміни відпуску або відбору для кожної розрахункової години, на яку вони подаються, не менше ніж на 1 МВт·год.

Невиконання таких умов вважається помилкою в заявці.

4.14.6. Для перевірки пропозицій на балансуючу електричну енергію, поданих ППБ або створених автоматично СУР для кожної одиниці надання послуг з балансування, що є одиницею відбору, ураховуються такі дані відносно запропонованих обсягів:

1) максимальне робоче навантаження;

2) графік відбору.

4.14.7. Диспетчер оцінює можливість використання пропозиції ППБ та в разі неможливості її активації у відповідному розрахунковому періоді визначає такі пропозиції як "Особливі".

Пропозиції, що отримали ознаку "Особливі", не будуть використані, а наступні активовані пропозиції інших ППБ не вважаються акцептом з приміткою.

Диспетчер має право встановлювати ознаку "Особливі" на таких підставах:

невідповідність фактичного навантаження одиниць генерації графікам фізичного відпуску з урахуванням команд диспетчера;

ГЕС, ГАЕС для забезпечення балансування в періоди мінімуму та максимуму споживання;

системні обмеження;

зміна виробництва з нуля до технічного мінімуму виробництва;

зміна виробництва від технічного мінімуму виробництва до нуля.

4.14.8. Для перевірки пропозицій на балансуючу електричну енергію, поданих ППБ для кожної одиниці надання послуг з балансування, що є одиницею зберігання енергії, ураховуються такі дані стосовно пропонованих обсягів:

1) актуальні декларації про неготовність;

2) мінімальна та максимальна потужність відбору УЗЕ;

3) мінімальна та максимальна потужність відпуску УЗЕ;

4) графік відпуску та графік відбору електричної енергії одиниці зберігання енергії.

4.15. Розв'язання цільової функції балансуючого ринку

4.15.1. Вхідними даними для балансуючого ринку є:

1) навантаження одиниць надання ДП, що надають ДП з аРВЧ, та їх фактичне навантаження під САРЧП на розрахунковий період;

2) максимальні та мінімальні граничні значення САРЧП для одиниць надання ДП на розрахунковий період;

3) законтрактовані обсяги ДП з аРВЧ, рРВЧ, РЗ одиниць надання ДП, що надають ДП на розрахунковий період;

4) графіки відпуску/відбору одиниць надання ДП на розрахунковий період;

5) телевимірювання потужності в реальному часі;

6) прогноз загального відбору електричної енергії по областях регулювання (торгових зонах) ОСП (по кожній ОРЧ);

7) телевимірювання в реальному часі сальдо перетоків експорту/імпорту.

4.15.2. Цільова функція балансуючого ринку полягає у мінімізації вартості покриття небалансу електричної енергії системи, використовуючи подані ППБ пропозиції на балансуючу електричну енергію на завантаження та на розвантаження. Вартість покриття небалансу електричної енергії системи є сумою всіх грошових коштів за акцептованими пропозиціями на балансуючу електричну енергію.

4.15.3. Обмеженнями цільової функції балансуючого ринку є:

1) небаланс системи, що розраховується на підставі вхідних даних, наданих відповідно до пункту 4.5.3 глави 4.5 та глави 4.9 цього розділу;

2) технічні обмеження системи (системні обмеження);

3) технічні обмеження ППБ.

4.15.4. Перелік наявних пропозицій на балансуючу електричну енергію формується окремо для прямих та запланованих активацій за найнижчою ціною пропозиції в напрямі на завантаження і найвищою ціною в напрямі на розвантаження і оновлюється щогодини.

4.15.5. Після отримання пропозицій на балансуючу електричну енергію на певний розрахунковий період за 45 хвилин до початку цього періоду ОСП на основі короткочасного прогнозу балансу визначає необхідність запланованої активації в цьому розрахунковому періоді.

За результатом безперервного моніторингу даних щодо використання аРВЧ, величин сальдо перетікань з суміжними ОСП або частоти при відокремленій роботі та у разі аварійних відключень генеруючого обладнання та/або УЗЕ диспетчер застосовує пряму активацію для найшвидшого відновлення аРВЧ.

Після визначення необхідних величин потужності для завантаження/розвантаження ОСП оцінює можливість/необхідність надання/отримання аварійної допомоги до/від суміжного ОСП за відповідним запитом. На основі цієї інформації ОСП видає через систему управління ринком диспетчерську команду на активацію відповідних пропозицій ППБ. Видача диспетчерської команди на активацію здійснюється у форматі, визначеному протоколом активації, що передбачений проєктом міжнародного стандарту RRP - IEC 62325-451-7, або у випадку застосування резервної процедури - по телефону. Після отримання позитивного підтвердження від ППБ пропозиція позначається як активована.

4.16. Результати балансуючого ринку

Результати балансуючого ринку складаються з:

1) прийнятих пропозицій на балансуючу електричну енергію на завантаження та на розвантаження ППБ по ОРЧ з метою забезпечення балансу системи;

2) маржинальної ціни по ОРЧ на балансуючу електричну енергію на завантаження. Маржинальна ціна на балансуючу електричну енергію на завантаження (у грн/МВт·г) по кожній ОРЧ визначається на рівні найвищої ціни у пропозиції на балансуючу електричну енергію, що акцептована для забезпечення збільшення балансуючої електричної енергії;

3) маржинальної ціни по ОРЧ на балансуючу електричну енергію на розвантаження. Маржинальна ціна на балансуючу електричну енергію на розвантаження (у грн/МВт·г) по кожній ОРЧ визначається на рівні найнижчої ціни у пропозиції на балансуючу електричну енергію, що акцептована для забезпечення зниження балансуючої електричної енергії.

4.17. Оплата акцептованих пропозицій на балансуючу електричну енергію

4.17.1. Для кожної ОРЧ усі акцептовані пропозиції на балансуючу електричну енергію для збільшення балансуючої електричної енергії отримують маржинальну ціну на балансуючу електричну енергію на завантаження відповідно до глави 4.16 цього розділу.

4.17.2. Для кожної ОРЧ усі акцептовані пропозиції на балансуючу електричну енергію для зниження балансуючої електричної енергії отримують маржинальну ціну на балансуючу електричну енергію на розвантаження відповідно до глави 4.16 цього розділу.

4.17.3. Для кожної ОРЧ усі акцептовані пропозиції на балансуючу електричну енергію на завантаження та на розвантаження, марковані системою управління ринком для вирішення системних обмежень відповідно до Кодексу системи передачі, отримують ціну, що визначається як маржинальна ціна, згідно з главою 4.16 цього розділу.

Не допускається сальдування акцептованих пропозицій на балансуючу електричну енергію на завантаження та/або на розвантаження, маркованих системою управління ринком для вирішення системних обмежень відповідно до Кодексу системи передачі.

4.17.4. Акцептовані пропозиції на балансуючу електричну енергію на зменшення балансуючої електричної енергії є акцептованими пропозиціями щодо купівлі енергії із системи, і при цьому ППБ будуть виставлені відповідні платежі з боку ОСП, що вони повинні оплатити. Водночас акцептовані пропозиції на балансуючу електричну енергію на збільшення балансуючої електричної енергії є акцептованими пропозиціями щодо продажу енергії до системи. При цьому для ППБ будуть сформовані відповідні платежі, що вони повинні виставити ОСП.

4.18. Диспетчерські команди та інші типи розпоряджень

4.18.1. ОСП видає диспетчерські команди ППБ та ППВДЕ.

4.18.2. ОСП може видати учасникам ринку в будь-який час диспетчерські команди та інші розпорядження з метою забезпечення надійної роботи системи, особливо щодо частоти системи, напруги і струму у критичних вузлах та елементах системи передачі відповідно до Кодексу системи передачі.

4.18.3. Диспетчерська команда на активацію видається ОСП відповідно до результатів алгоритму розрахунку балансуючого ринку у вигляді акцепту відповідної пропозиції на балансуючу електричну енергію на розвантаження або завантаження. Диспетчерська команда на деактивацію видається ОСП у зворотному до попередньої активації порядку у вигляді припинення відповідного акцепту пропозиції на балансуючу електричну енергію для активації на розвантаження або завантаження.

Активація пропозиції на балансуючу електричну енергію може бути двох типів:

1) пряма активація (direct activation);

2) запланована активація (scheduled activation).

4.18.4. Команди на пряму активацію здійснюються у поточному розрахунковому періоді, крім випадків, коли необхідно здійснити таку активацію пізніше ніж за 5 хвилин до закінчення поточного розрахункового періоду.

Команди на заплановану активацію здійснюються у поточному розрахунковому періоді, крім випадків, коли необхідно здійснити таку активацію пізніше ніж за 15 хвилин до закінчення поточного розрахункового періоду.

Акцепт пропозиції на пряму активацію може здійснюватися на частину ОРЧ, повну ОРЧ або на кілька послідовних ОРЧ до кінця розрахункового періоду.

Час підтвердження команди не повинен перевищувати 3 хвилини.

Початком виконання команди m act вважається хвилина надання команди на активацію пропозиції плюс 5 хвилин при активації балансуючої електричної енергії для прямої активації та плюс 15 хвилин при активації балансуючої електричної енергії для запланованої активації.

Закінченням виконання команди m deact вважається час надання команди на деактивацію пропозиції m deact плюс 5 хвилин для прямої активації та 15 хвилин для запланованої активації або остання хвилина розрахункового періоду, на який видана команда.

4.18.5. Команда на заплановану активацію може віддаватися поза ранжиром для вирішення системних обмежень. ОСП на другий робочий день після надання команд поза ранжиром публікує на своєму офіційному вебсайті перелік таких команд з обґрунтуванням щодо їх надання.

4.18.6. Команда для вирішення системних обмежень може видаватись ОСП більше ніж на один розрахунковий період, а в разі порушення ранжиру при виданні команд для врегулювання системних обмежень відповідні повідомлення з обґрунтуванням публікуються на офіційному вебсайті ОСП. Повідомлення про активацію може бути надано заздалегідь з урахуванням часу, визначеного для відповідного типу активації.

4.18.7. Закінченням дії команди вважається або закінчення останньої одиниці реального часу, на який акцептована пропозиція, або деактивація акцепту, якщо відповідна команда видана не пізніше ніж за 12,5 хвилин до одиниці реального часу, з якої перестає діяти акцепт.

4.18.8. Незалежно від того, чи система в дефіциті або профіциті в інтервалі ОРЧ, ОСП може активувати балансуючу електричну енергію як на завантаження, так і на розвантаження з метою врегулювання системних обмежень, у тому числі відповідно до вимог системи до резервів.

4.18.9. Якщо ОСП видає диспетчерські команди, що відрізняються від результатів алгоритму розрахунку балансуючого ринку, то ОСП надає Регулятору звіт не пізніше третього робочого дня у порядку, визначеному протоколом інформаційного обміну, у якому обґрунтовує вибір ППБ для покриття небалансу електричної енергії системи.

4.18.10. ППБ, відібрані у процесі закупівлі балансуючої електричної енергії, зобов'язані виконувати диспетчерські команди, видані ОСП, у відповідних обсягах та у періоди часу, для яких вони обрані.

4.18.11. ОСП за межами балансуючого ринку має право видавати команди на зменшення навантаження ППВДЕ. Диспетчерська команда на зменшення навантаження ППВДЕ, крім випадків видачі такої команди при системних обмеженнях, які є наслідком дії обставин непереборної сили, є прийняттям пропозиції (заявки) виробника на надання послуги із зменшення навантаження.

4.18.12. Вартість послуги із зменшення навантаження, наданої в результаті виконання команди ОСП, дорівнює вартості електричної енергії, не відпущеної таким виробником за "зеленим" тарифом або за аукціонною ціною.

Розрахунок обсягу не відпущеної ВДЕ з підтримкою електричної енергії в результаті виконання команд ОСП здійснюється відповідно до затвердженої Регулятором Методики розрахунку обсягу не відпущеної електричної енергії виробником, який здійснює продаж електричної енергії за "зеленим" тарифом або за аукціонною ціною, у результаті виконання команд оператора системи передачі, що є додатком 8 до цих Правил. Порядок надання послуги із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою визначається додатком 9 до цих Правил.

4.18.13. Усі диспетчерські команди ОСП на зміну рівня відпуску або відбору видаються учасникам ринку через СУР. У разі відсутності комунікації з учасником ринку команда видається через резервний засіб зв'язку з обов'язковим занесенням відповідного запису до СУР.

У разі відсутності зворотного зв'язку з відповідним ППБ або ППВДЕ через телефонні канали його пропозиція вважається акцептованою, а в разі її невиконання йому нараховуються відповідні платежі/штрафи.

4.18.14. Диспетчерські команди видаються відповідно до проєкту міжнародного стандарту ERRP-IEC 62325-451-7.

4.18.15. ОСП командою на зміну рівня відпуску або відбору інформує учасника ринку про необхідність активації пропозицій (заявок).

4.18.16. Учасники ринку повинні мати сервер і програмне забезпечення, що відповідає вимогам проєкту стандарту з метою отримання повідомлень про активацію пропозицій (заявок).

Сервер учасника ринку повинен надіслати підтвердження отримання повідомлення про активацію, щоб підтвердити отримання команди, а потім повідомлення про статус активації та отримати відповідь про підтвердження прийняття статусу активації пропозицій (заявок).

4.18.17. Диспетчерські команди видаються ОСП ППБ та ППВДЕ з використанням підсистеми адміністрування диспетчерських команд відповідно до цієї глави та положень Кодексу системи передачі.

Диспетчерські команди видаються ОСП ППВДЕ з використанням СКО.

4.19. Акцепти з поміткою

4.19.1. У разі акцепту пропозиції на балансуючу електричну енергію з метою врегулювання небалансу електричної енергії, спричиненого системними обмеженнями або обмеженнями на перетинах, що виникли після подання остаточних повідомлень імпорту/експорту, або іншими обмеженнями по режиму роботи, ОСП маркує такий акцепт (акцепт з поміткою) та повідомляє відповідного ППБ про таку помітку. Пропозиції, що акцептовані з поміткою, не використовуються в розрахунках маржинальної ціни балансуючої електричної енергії.

4.19.2. Пропозиція на балансуючу електричну енергію, яка врегульовує та усуває системні обмеження відповідно до правил, встановлених Кодексом системи передачі, є пропозицією на балансуючу електричну енергію, для якої було здійснено акцепт з поміткою.

4.19.3. ОСП щомісяця оприлюднює на власному офіційному вебсайті звіт, який містить детальну інформацію про всі пропозиції на балансуючу електричну енергію, що акцептовані з поміткою, з обґрунтуванням причин акцептування такої пропозиції з поміткою.

4.20. Обов'язок ППБ щодо виконання команд

4.20.1. ППБ забезпечують роботу свого обладнання відповідно до вимог диспетчерських команд та змінюють рівень відпуску або відбору обладнання тільки за диспетчерською командою і відповідно до неї.

4.20.2. Виробники зобов'язані дотримуватись вимог диспетчерських команд стосовно синхронізації або десинхронізації їх генеруючих одиниць.

4.21. Недотримання диспетчерських команд

4.21.1. У разі недотримання ППБ або ППВДЕ диспетчерських команд ОСП фіксує всі недотримання та їх причини, а також час видачі диспетчерської команди. За недотримання диспетчерської команди ППБ або ППВДЕ несуть відповідальність згідно з розділом V цих Правил та умовами укладених договорів.

4.21.2. ОСП розраховує впродовж п'яти робочих днів після закінчення кожного місяця для кожного ППБ середньозважені відхилення відпуску активної та реактивної енергії такого ППБ по відношенню до відповідних виданих команд у розрізі всіх команд, що видані цьому ППБ, для кожного розрахункового періоду впродовж цього місяця. Якщо середньозважені відхилення для кожного ППБ перевищують абсолютне значення 10 % для активної енергії, ОСП стягує з відповідного ППБ за такий місяць плату за невідповідність, розраховану відповідно до глави 5.22 розділу V цих Правил.

4.21.3. Якщо ППБ або ППВДЕ протягом календарного місяця більше одного разу не виконує диспетчерські команди, ОСП протягом двох робочих днів з моменту невиконання другої диспетчерської команди повідомляє про це Регулятора.

4.22. Облік та звітність виданих диспетчерських команд

4.22.1. ОСП веде повну базу даних щодо виданих диспетчерських команд, включаючи:

1) записи з журналу диспетчерських команд;

2) записи підтверджень або непідтверджень про отримання диспетчерських команд, виданих відповідно до глави 4.20 цього розділу;

3) записи інформації, що зібрана відповідно до глав 4.17, 4.21 та 4.23 цього розділу.

4.22.2. Інформація, що міститься у записах, вказаних у пункті 4.22.1 цієї глави, зберігається ОСП щонайменше 5 років з дати її створення.

4.22.3. ППБ або ППВДЕ мають право на доступ до інформації, зазначеної у пункті 4.22.1 цієї глави, у тому числі щодо інших ППБ та ППВДЕ, яким надавалися команди ОСП, виключно для врегулювання спорів відповідно до порядку, визначеного цими Правилами, з дотриманням законодавства щодо конфіденційності інформації.

4.23. Статистика диспетчерських команд

4.23.1. ОСП не пізніше третього робочого дня після дня d оприлюднює на власному офіційному вебсайті інформацію про результати балансуючого ринку, що повинна включати, зокрема:

1) відбір у МВт·год усіма представниками навантаження ОЕС України в кожний розрахунковий період;

2) обсяги активованих пропозицій на балансуючу електричну енергію в кожному напрямі по ОРЧ;

3) маржинальні ціни на балансуючу електричну енергію по кожному розрахунковому періоду та по кожному напряму;

4) ціни небалансів електричної енергії по кожному розрахунковому періоду.

{Підпункт 5 пункту 4.23.1 виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2818 від 30.12.2020}

4.23.2. ОСП на власному офіційному вебсайті оприлюднює в кінці кожного календарного кварталу інформацію про результати балансуючого ринку, що повинна включати, зокрема:

1) сумарний обсяг балансуючої електричної енергії та максимум загального навантаження по торгових днях;

2) події в системі;

3) зведену інформацію за категоріями диспетчерських команд щодо порушення диспетчерських команд, а також інформацію, що стосується відповідних дій ОСП.

4.23.3. ОСП на власному вебсайті до 15 числа місяця, наступного за розрахунковим, оприлюднює інформацію про:

1) обсяг не відпущеної електричної енергії ППВДЕ;

2) вартість послуги із зменшення навантаження, наданої ППВДЕ;

3) зведену інформацію щодо неповного виконання ППВДЕ диспетчерських команд та інформацію, що стосується відповідних дій ОСП.

4.24. Порядок ведення записів та звітів відносно диспетчерських команд. Графік публікацій, звітів

4.24.1. ОСП збирає та публікує інформацію щодо обсягів купівлі-продажу електричної енергії на балансуючому ринку за такими категоріями:

1) врегулювання балансування обсягів попиту/пропозиції;

2) врегулювання системних обмежень;

3) надання/отримання аварійної допомоги до/від суміжних операторів систем передачі;

4) обсяг не відпущеної електричної енергії ППВДЕ.

4.24.2. Про всі випадки активації пропозицій на балансуючу енергію з відхиленнями від цінового ранжиру формується додаткове повідомлення Регулятору із зазначенням обсягів та причин такої активації.

4.24.3. Звіти, що оприлюднюються ОСП, формуються відповідно до вимог ENTSO-Е.

4.24.4. Результати балансуючого ринку разом із даними обліку відпуску/відбору по ППБ та даними про обсяг не відпущеної електричної енергії ППВДЕ надходять від АКО до АР з метою проведення останнім розрахунків, у тому числі за балансуючу електричну енергію та розрахунків, у тому числі за небаланси електричної енергії відповідно до положень розділу V цих Правил.

V. Розрахунки на ринку електричної енергії

5.1. Загальна інформація

5.1.1. АР створює та підтримує такі облікові рахунки:

1) A-A - рахунок балансування електричної енергії;

2) A-B - рахунок небалансів електричної енергії;

3) A-C - рахунок фінансових гарантій;

4) A-D - рахунок плати за невідповідність;

5) A-E - рахунок ДП;

6) A-F - рахунок коригування;

7) A-G - збірний рахунок;

8) A-H - рахунок загальносуспільних обов'язків;

9) A-I - рахунок послуги із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою.

5.1.2. АР також створює і підтримує ринкові рахунки для кожного учасника з метою здійснення операцій зі списання та зарахування коштів, що випливають з їх участі на ринку електричної енергії.

5.1.3. АР розміщує на своєму веб-сайті правила з округлень розрахунків, що здійснюються відповідно до Правил ринку.

5.2. Рахунок балансування енергії A-A

Рахунок A-A використовується для розрахунків за балансування. Розрахункова активність на цьому рахунку для кожного розрахункового періоду кожного торгового дня включає дебетування за платежі або кредитування за витрати ППБ за балансуючу електричну енергію відповідно до граничної ціни балансування (на завантаження/розвантаження).

5.3. Рахунок небалансів електричної енергії A-B

5.3.1. Рахунок A-B використовується для розрахунків за небаланси. Розрахункова активність на цьому рахунку для кожного розрахункового періоду кожного торгового дня включає дебетування за платежі або кредитування за витрати СВБ, що виникають через їх позитивний або негативний небаланс, за відповідною ціною небалансів, у тому числі оплату/зарахування за отримання/надання аварійної допомоги операторам системи передачі суміжних держав та позапланових перетоків електричної енергії.

5.3.2. Рахунок A-A та рахунок A-B пов'язані з одним і тим самим банківським рахунком ОСП зі спеціальним режимом використання та не є нейтральними з точки зору доходів (дебетування і кредитування не сальдуються). Спільне зарахування цих рахунків здійснюється через субрахунок надлишків небалансу електричної енергії UA-1, що передбачений главою 5.24 цього розділу.

5.4. Рахунок фінансових гарантій A-C

5.4.1. Рахунок A-C використовується для компенсації будь-якого дефіциту платежів учасників ринку в рамках оплати за небаланс електричної енергії, витрат від фінансових операцій та будь-яких витрат АР, пов'язаних з операціями з фінансовими гарантіями. Зокрема, дебетування цього рахунку відбувається для здійснення наступних платежів з покриття дефіциту оплати учасників ринку за небаланси електричної енергії, що недоотримано, за допомогою вимоги платежу по фінансовій гарантії.

5.4.2. Будь-які борги учасників ринку, повернені на пізнішому етапі АР, зараховуються на рахунок A-C.

5.4.3. Витрати на рахунку A-C повертаються через субрахунок надлишків фінансових гарантій UA-3, передбачений главою 5.26 цього розділу.

5.5. Рахунок плати за невідповідність A-D

Рахунок A-D включає окремі рахунки для кожної категорії плати за невідповідність. Цей рахунок кредитується платою за невідповідність, що стягується з учасників ринку відповідно до глави 5.22 цього розділу.

5.6. Рахунок допоміжних послуг A-E

5.6.1. Рахунок A-E кредитується зі збірного субрахунку послуг з диспетчеризації UA-2 та дебетується за рахунок здійснення платежів:

1) за ДП з РПЧ, аРВЧ, рРВЧ і РЗ;

2) за надання ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК;

3) за надання ДП із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії;

4) пов'язаних з обов'язковим наданням резервів за процедурою закупівель ДП.

5.6.2. Розрахункова активність на цьому рахунку така:

1) списання для платежів ПДП за надання ДП з РПЧ та/або аРВЧ, та/або рРВЧ, та/або РЗ, та/або для регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК для кожного розрахункового періоду кожного торгового дня при відповідній оплаті за доступність відповідної кількості ДП з РПЧ та/або аРВЧ, та/або рРВЧ, та/або РЗ, як зазначено у відповідному типовому договорі на придбання і поставку відповідного типу ДП;

2) списання для платежів ПДП за постачання ДП із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії за відповідною платою за готовність, що встановлюється на основі розрахунків за процедурою закупівель ДП;

3) списання для платежів, пов'язаних з обов'язковим наданням резервів за процедурою закупівель ДП.

5.6.3. Витрати на рахунку A-E повертаються через субрахунок надлишків послуг з диспетчеризації UA-2, описаний у главі 5.25 цього розділу.

5.7. Рахунок коригування A-F

Рахунок A-F дебетується/кредитується оплатою/витратами з/на рахунків учасників ринку на основі розрахунків коригування, що здійснюються відповідно до Правил коригування, що є додатком 10 до цих Правил, і кредитується/дебетується зі збірного субрахунку коригування UA-4 відповідно до глави 5.27 цього розділу.

5.8. Збірний рахунок A-G

Збірний рахунок A-G включає 4 субрахунки для різноманітних зборів відповідно до глави 5.28 цього розділу.

5.9. Рахунок загальносуспільних обов'язків A-H

Рахунок A-H використовується для накопичення платежів ОСП через його тариф на послуги з передачі електричної енергії у разі покладення на нього таких обов'язків відповідно до Закону та перерахувань цих накопичень виконувачам загальносуспільних обов'язків.

5.10. Рахунок послуги із зменшення навантаження A-I

Рахунок A-I дебетується за рахунок оплати послуги із зменшення навантаження та кредитується за рахунок коштів, передбачених у структурі тарифу ОСП на послуги з передачі електричної енергії, плати за невідповідність при виконанні таких команд та інших джерел, передбачених законодавством.

5.11. Загальні принципи визначення обсягу розрахунків за балансуючу електричну енергію

5.11.1. Розрахунки балансуючої електричної енергії для кожного торгового дня включають:

1) обчислення обсягів балансуючої електричної енергії для кожної одиниці постачання послуг з балансування для кожного розрахункового періоду торгового дня;

2) обчислення вартості обсягів балансуючої електричної енергії для здійснення купівлі та продажу електричної енергії для балансування в межах ОРЧ для кожного розрахункового періоду торгового дня.

5.11.2. Для розрахунків за балансуючу електричну енергію приймаються дані остаточного фізичного повідомлення про відбір/відпуск, диспетчерських команд, маржинальних цін балансуючої електроенергії для кожної ОРЧ і сертифіковані дані комерційного обліку, що встановлені відповідно до Кодексу комерційного обліку.

5.12. Загальні принципи визначення розрахунків за балансуючу електричну енергію

5.12.1. У кожній зоні балансуюча електрична енергія відповідно до диспетчерської команди, виданої ППБ, розраховується в МВт·год згідно з пунктом 5.14.4 глави 5.14 цього розділу як різниця між середнім відпуском і відбором електричної енергії по кожній ОРЧ по кожній одиниці ППБ за командами (усереднені диспетчерські команди) балансуючого ринку протягом відповідного розрахункового періоду та за відповідним остаточним повідомленням про фізичний відбір/відпуск для цього розрахункового періоду.

5.12.2. Для цілей розрахунків відхилення одиниць постачання ДП, що забезпечують надання ДП з аРВЧ (що працюють під САРЧП), вважаються балансуючою електричною енергією незважаючи на те, що вони не є результатом диспетчерських команд щодо балансуючої енергії.

5.12.3. Порядок визначення обсягів балансуючої електричної енергії на завантаження/розвантаження та кредитування/дебетування ППБ з рахунку A-A відповідно до результатів балансуючого ринку в реальному часі наведений у главі 5.14 цього розділу.

5.13. Загальні принципи визначення маржинальної ціни балансуючої електричної енергії

5.13.1. Відповідно до пункту 4.19.1 глави 4.19 розділу IV цих Правил балансуючий ринок генерує основані на ОРЧ диспетчерські команди для одиниць надання послуг з балансування (у МВт) та основані на ОРЧ маржинальні ціни балансуючої енергії (у грн/МВт·год), що використовуються для розрахунків за балансуючу електричну енергію, включаючи активацію балансуючої електричної енергії в реальному часі одиницями надання послуг з балансування відповідно до їх остаточних повідомлень про фізичний відбір/відпуск (у МВт·год за розрахунковий період).

5.13.2. Основані на ОРЧ маржинальні ціни балансуючої електричної енергії визначаються в кожній зоні для кожної ОРЧ як:

1) найбільша ціна пропозиції на балансуючу електричну енергію на завантаження, що активується, за наявності дефіциту в зоні системи, тобто коли сума електричної енергії у прийнятих пропозиціях на балансуючу електричну енергію на збільшення відпуску (або для зменшення відбору електричної енергії) в зоні більше суми електричної енергії у прийнятих пропозиціях на балансуючу електричну енергію на зменшення відпуску (або для збільшення відбору електричної енергії) в цій же зоні. Ця ціна є маржинальною ціною балансуючої електричної енергії на завантаження;

2) найменша ціна пропозиції на балансуючу електричну енергію на розвантаження, що активується, за наявності профіциту в зоні системи, тобто коли сума електричної енергії прийнятих пропозицій на балансуючу електричну енергію на збільшення відпуску (або для зменшення відбору електричної енергії) в зоні менше суми електричної енергії прийнятих пропозицій на балансуючу електричну енергію на зменшення відпуску (або для збільшення відбору електричної енергії) в цій же зоні. Ця ціна є маржинальною ціною балансуючої електричної енергії на розвантаження;

3) якщо система в зоні не перебуває ані в дефіциті, ані в профіциті, тобто коли сума кількості електричної енергії у прийнятих пропозиціях на балансуючу електричну енергію на збільшення відпуску (або для зменшення відбору електричної енергії) в зоні дорівнює сумі електричної енергії у прийнятих пропозиціях на балансуючу електричну енергію на зменшення відпуску (або для збільшення відбору електричної енергії) в цій же зоні, або якщо всі активовані пропозиції на балансуючу електричну енергію позначені як такі, що вирішують обмеження системи в зоні, тоді маржинальна ціна балансуючої електричної енергії цієї ОРЧ буде обчислюватись на основі ціни РДН визначеної за результатом торгів на цей розрахунковий період, або у разі якщо торги на РДН на цей розрахунковий період не відбулись - на основі від середньозваженого значення ціни РДН за попередні 30 днів.

5.13.3. У кожній зоні ціна (у грн/МВт·год) небалансу для врегулювання небалансів за кожен розрахунковий період визначається за формулою

5.13.4. На балансуючому ринку, крім вищезазначених маржинальних цін, використовуються ціни:

5.14. Оплата балансуючої електричної енергії

5.14.1. У кожній торговій зоні та для кожної одиниці надання послуг з балансування активована балансуюча електрична енергія на завантаження за кожен розрахунковий період дорівнює сумі активованої балансуючої електричної енергії на завантаження за вирахуванням активованої балансуючої електричної енергії на розвантаження за кожну ОРЧ протягом указаного розрахункового періоду в зоні z з урахуванням балансуючої електричної енергії відповідно до команд ЦР САРЧП для одиниць надання ДП з аРВЧ (що працюють під САРЧП).

Обчислення обсягу активованої балансуючої електричної енергії на завантаження одиниці надання послуг з балансування e для розрахункового періоду t в зоні z здійснюється за формулою

5.14.2. У кожній торговій зоні та для кожної одиниці постачання послуг з балансування активована балансуюча електрична енергія на розвантаження за кожен розрахунковий період дорівнює сумі активованої балансуючої електричної енергії на розвантаження за вирахуванням активованої балансуючої електричної енергії на завантаження за кожну ОРЧ протягом указаного розрахункового періоду в зоні z з урахуванням балансуючої електричної енергії відповідно до команд ЦР САРЧП для одиниць надання ДП з аРВЧ (які працюють під САРЧП).

Обчислення обсягу активованої балансуючої електричної енергії на розвантаження одиниці надання послуг з балансування e для розрахункового періоду t в зоні z здійснюється за формулою

5.14.3. Усереднена диспетчерська команда одиниці постачання послуг з балансування e для розрахункового періоду t у зоні z обчислюється за формулою

5.14.4. Балансуюча електрична енергія одиниці постачання послуг з балансування e в зоні z за розрахунковий період t обчислюється за формулою

5.14.5. У кожній торговій зоні величина нарахування/списання коштів одиниці надання послуг з балансування, включаючи кваліфіковані одиниці ВДЕ, що працюють не за "зеленим" тарифом, за кожен розрахунковий період для балансуючої електричної енергії обчислюється за формулами:

5.14.6. Наведені у пункті 5.14.5 цієї глави нарахування/списання сумуються за кожним розрахунковим періодом t за кожним ППБ p, який надає одиниці постачання послуг з балансування e, для всіх зон z у спосіб, наведений нижче, та нараховуються/списуються з рахунку А-А таким чином

Нарахування/списання за активовану балансуючу електричну енергію для торгового дня d за кожним ППБ p сумуються окремо для списання та нарахування та нараховуються/списуються з рахунку А-А таким чином

{Абзац восьмий пункту 5.14.6 глави 5.14 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

{Пункт 5.14.8 виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 234 від 15.02.2021}

5.14.7. Рахунок A-A кредитується (поповнюється) шляхом списання коштів з усіх ППБ та дебетується (списується) шляхом зарахування коштів усім ППБ.

5.14.8. АР використовує СУР для обліку операцій на ринку електричної енергії згідно з цими Правилами.

5.14.9. АР під час формування платежів для ППБ здійснює сальдування нарахувань та списань за балансуючу електричну енергію за розрахункову декаду dc.

5.14.10. Врегулювання сторонами взаємних зобов'язань за договором про участь у балансуючому ринку здійснюється шляхом неттінгу на умовах, викладених у договорі про участь у балансуючому ринку.

5.15. Обчислення небалансів електричної енергії

5.15.1. Розрахунки за небаланси електричної енергії включають проведення для кожного розрахункового періоду торгового дня розрахунків:

1) обсягів небалансів електричної енергії кожної СВБ;

2) кредиту та дебету за небаланси електричної енергії для кожної СВБ.

5.15.2. Дані розрахунків за небаланси електричної енергії складаються із законтрактованих обсягів купівлі-продажу електричної енергії, графіків відпуску/відбору, диспетчерських команд балансуючого ринку, цін небалансу електричної енергії і сертифікованих даних комерційного обліку.

5.15.3. У кожній зоні небаланс електричної енергії кожної СВБ обчислюється з урахуванням балансуючої електричної енергії, поставленої (та оплаченої) будь-якою одиницею постачання послуг з балансування учасника ринку з групи цієї СВБ.

5.15.4. Небаланс електричної енергії СВБ b для розрахункового періоду t у зоні z обчислюється за формулою

5.15.5. Якщо обчислений небаланс енергії СВБ b у зоні z виявився негативним, то ця СВБ повинна купити із системи електричну енергію і оплатити її. Якщо розрахований небаланс електричної енергії СВБ b у зоні z виявився позитивним, то СВБ повинна продати в систему електричну енергію і отримати за неї платіж.

5.16. Отримання ціни небалансу електричної енергії для розрахунків за небаланс електричної енергії

5.16.1. Розрахунковим періодом для розрахунків за небаланс електричної енергії СВБ є одна година.

5.16.2. Ціна небалансу електричної енергії (IMSPz,t ) за розрахунковий період t дорівнює маржинальній ціні балансуючої електричної енергії (у грн/МВт·год) за розрахунковий період t, що розрахована відповідно до пункту 5.13.3 глави 5.13 цього розділу в залежності від того, чи перебуває система в дефіциті, профіциті або збалансована.

5.17. Списання або нарахування небалансів електричної енергії

5.17.1. Для кожної СВБ АР обчислює належні списання або нарахування відповідно до її небалансів електричної енергії.

5.17.2. Списання/нарахування за небаланс для СВБ b у всіх зонах z протягом розрахункового періоду t визначається за формулою

Позитивне значення CIEQb,z,t означає нарахування для СВБ (або списання для АР), тоді як негативне значення означає списання СВБ (або нарахування для АР) незалежно від напряму небалансу електричної енергії системи.

5.17.3. Нарахування для СВБ b та списання для АР по торговому дню d визначається за формулою

Списання для СВБ b та нарахування для АР по торговому дню d визначається за формулою

5.17.4. Нарахування для СВБ b та списання для АР за розрахункову декаду dc визначається за формулою

Списання для СВБ b та нарахування для АР за розрахункову декаду dc визначається за формулою

АР під час формування платежів для відповідного учасника ринку здійснює сальдування нарахувань та списань за небаланс електричної енергії за розрахункову декаду dc.

5.17.5. Врегулювання сторонами своїх взаємних зобов’язань за договором про врегулювання небалансів електричної енергії здійснюється шляхом неттінгу на умовах, визначених договором про врегулювання небалансів електричної енергії.

5.18. Вхідні дані для розрахунків за ДП

Вхідні дані для розрахунків за ДП складаються з даних результатів процедури закупівель ДП з РПЧ, аРВЧ, рРВЧ, РЗ, регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК та послуги із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії, та даних по цінах та обсягах електричної енергії для ДП з РПЧ та будь-яких ДП з аРВЧ, а також доступності потужності ПДП в реальному часі, що декларуються або вимірюються в реальному часі.

5.19. Обчислення плати за ДП

5.19.1. Плата за ДП з РПЧ на завантаження/розвантаження базується на обов'язкових вимогах, зазначених у Кодексі системи передачі, що накладаються ОСП на кожну одиницю надання ДП ПДП за кожний розрахунковий період кожного торгового дня згідно з процедурою закупівель ДП відповідно до пункту 3.2.1 глави 3.2 розділу III цих Правил. Оплата ПДП по кожній одиниці надання ДП e за постачання ДП з РПЧ обчислюється за такими формулами:

1) платіж за ДП з РПЧ на завантаження та на розвантаження, що були доступні для надання в реальному часі одиницею постачання ДП, за розрахунковий період обчислюються за формулою

2) платіж одиниці надання ДП e за надану ДП з РПЧ на завантаження і на розвантаження протягом розрахункового періоду t обчислюється для кожного типу аукціону (річний y, квартальний q, місячний m, тижневий w, денний d), щодо якого одиниця постачання ДП зобов'язана надавати відповідний резерв за формулою

3) сукупне зарахування за надану ДП з РПЧ за кожний розрахунковий період t ПДП p, що управляє/представляє декілька одиниць, обчислюється за формулою

4) щоденне сукупне зарахування за надану ПДП p ДП з РПЧ обчислюється за формулою

5) щомісячне сукупне зарахування за надану ПДП p ДП з РПЧ обчислюється за формулою

Ця сума за місяць зараховується на відповідний ринковий рахунок учасника ринку (у якості ПДП) і списується з рахунку A-E.

5.19.2. Вартість ДП з РЗ, аРВЧ і рРВЧ на завантаження/розвантаження визначається за результатами процедури закупівель за кожний розрахунковий період кожного торгового дня у відповідному місяці. Оплата відповідній одиниці постачання ДП e за постачання ДП з РЗ, аРВЧ і рРВЧ здійснюється за заявленою ціною та обчислюється за такими формулами:

1) ДП з РЗ на завантаження і на розвантаження, що був доступний для надання в реальному часі одиницею постачання ДП e, за розрахунковий період t обчислюється за формулою

2) ДП з аРВЧ на завантаження і на розвантаження, що була доступна для надання в реальному часі одиницею постачання ДП e, за розрахунковий період t обчислюється за формулою

3) ДП з рРВЧ на завантаження і на розвантаження, що була доступна для надання в реальному часі одиницею постачання ДП e, за розрахунковий період t обчислюється за формулою

5.19.3. Плата одиниці надання ДП e за надані ДП з РЗ, аРВЧ і рРВЧ на завантаження і на розвантаження протягом розрахункового періоду t обчислюється для кожного типу аукціону (річний y, квартальний q, місячний m, тижневий w, денний d), щодо якого одиниця постачання ДП зобов'язана надавати відповідний резерв, за такими формулами

5.19.4. Сукупне зарахування плати за надання ДП з РЗ, аРВЧ і рРВЧ за кожний розрахунковий період t ПДП p, який управляє/представляє кілька одиниць, обчислюється за такими формулами

5.19.5. Щоденне сукупне зарахування плати за надання ДП з РЗ, аРВЧ і рРВЧ ПДП p обчислюється за формулами

5.19.6. Щомісячне сукупне зарахування плати за надання ДП з РЗ, аРВЧ і рРВЧ ПДП p обчислюється за формулами

Ця місячна сума зараховується на відповідний ринковий рахунок учасника ринку (у якості ПДП) і списується з рахунку A-E.

5.19.7. Щомісячне зарахування для одиниці надання ДП e, що надає ДП із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії протягом місяця m календарного року y, розраховується за формулою

Ця сума списується з рахунку A-E та зараховується на відповідний ринковий рахунок учасника ринку (у якості ПДП).

Плата за кожний розрахунковий період t одиниці надання ДП e, що надає ДП із забезпечення відновлення функціонування ОЕС України після системної аварії протягом місяця m календарного року y, розраховується шляхом ділення щомісячного кредитування на кількість розрахункових періодів у місяці m.

5.19.8. Плата за ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК як на відбір, так і на відпуск базується на обов'язкових вимогах, зазначених у Кодексі системи передачі, розраховується за кожний розрахунковий період кожного торгового дня згідно з процедурою закупівель ДП відповідно до цих Правил. Оплата ПДП по кожній одиниці e за надання такої послуги обчислюється за такими формулами:

1) обсяг наданої ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК, що була надана в реальному часі одиницею надання ДП, за розрахунковий період обчислюється за формулою

2) платіж одиниці надання ДП e за надану послугу з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК за умовний відбір та відпуск електричної енергії з метою регулювання напруги протягом розрахункового періоду t обчислюється за формулою

3) сукупне зарахування за надану ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК за кожний розрахунковий період t ПДП p, який управляє/представляє декілька одиниць, обчислюється за формулою

4) щоденне сукупне зарахування за надану ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК ПДП p обчислюється за формулою

5) щомісячне сукупне зарахування за надану ДП з регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК ПДП p обчислюється за формулою

Ця сума за місяць зараховується на відповідний ринковий рахунок учасника ринку (у якості ПДП) і списується з рахунку допоміжних послуг A-E.

5.20. Обчислення плати за послугу із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою

5.20.1. Розрахунок розміру вартості послуги із зменшення навантаження, наданої ППВДЕ в результаті виконання команди диспетчера на зменшення навантаження, який є додатком до Акта приймання-передачі послуги зі зменшення навантаження, здійснюється таким ППВДЕ або іншим учасником ринку та перевіряється ОСП.

5.20.2. Вартість послуги із зменшення навантаження розраховується відповідно до цих Правил за кожний розрахунковий період розрахункового місяця m.

Щомісячне сукупне зарахування за надану послугу із зменшення навантаження в результаті виконання команд диспетчера протягом розрахункового місяця обчислюється за формулою

Ця сума за місяць зараховується на відповідний рахунок ППВДЕ та списується з рахунку A-I.

5.21. Обчислення плати за невідповідність виконання команд диспетчера на зменшення навантаження ППВДЕ

5.21.1. АР розраховує для ППВДЕ p плату за невідповідність виконання команд диспетчера за розрахунковий місяць, ураховуючи всі випадки, коли таку команду j не виконано в повному обсязі, за формулою

5.21.2. Рахунок A-I кредитується за рахунок плати за невідповідність виконання команд диспетчера зі зменшення навантаження ППВДЕ.

5.22. Обчислення плати за невідповідність надання ДП та послуг з балансування

5.22.1. АР розраховує для ПДП р плату за невідповідність надання ДП (продуктів) з надання резервів регулювання частоти та активної потужності за місяць m, ураховуючи всі випадки, визначені за результатами моніторингу ДП, коли одиницями постачання ДП e цього ПДП не було надано ДП у повному обсязі, за формулою

5.22.2. АР розраховує для ПДП р плату за невідповідність надання ДП із регулювання напруги та реактивної потужності в режимі СК за місяць m, ураховуючи всі випадки, визначені за результатами моніторингу ДП, проведеного згідно з цими Правилами, коли одиницями постачання ДП e цього ПДП не було надано ДП у повному обсязі, за формулою

5.22.3. АР розраховує плату за невідповідність надання послуг з балансування по кожній одиниці надання послуг з балансування e у разі ненадання нею послуг з балансування в повному обсязі для всіх розрахункових періодів t, в яких INSTOe,z,t ≠ 0, за торговий день d (у грн) за формулою

5.22.4. Сукупне списання плати за невідповідність за місяць m ППБ p, що управляє/представляє кілька одиниць постачання послуг з балансування, обчислюється за формулою

5.22.5. Плата за невідповідність надання ДП та послуг з балансування, визначена відповідно до цієї глави, списується з відповідного ринкового рахунку учасника ринку і зараховується на рахунок A-D.

5.22.6. Загальний розмір плати за невідповідність, накопичений на рахунку A-D, зараховується на рахунок A-H.

5.23. Рахунки адміністратора розрахунків

5.23.1. Рахунок A-G містить такі субрахунки:

1) UA-1 - субрахунок небалансів електричної енергії. Це субрахунок для розміщення коштів для балансування витрат/доходів на рахунку A-A та рахунку A-B;

2) UA-2 - субрахунок послуг з диспетчеризації. Це субрахунок для розміщення коштів для покриття витрат A-E;

3) UA-3 - субрахунок фінансових гарантій. Це субрахунок для розміщення коштів для покриття витрат рахунку A-C;

4) UA-4 - субрахунок коригування. Це субрахунок для розміщення коштів з метою їх подальшого перерахування/отримання СВБ, яке може виникнути через процедури коригування, описані у главі 5.30 цього розділу.

5.24. Субрахунок UA-1

5.24.1. Субрахунок UA-1 використовується для досягнення нульового сальдо рахунку A-A та рахунку A-B.

5.24.2. Залишкова вартість збору за небаланс електричної енергії розрахункового періоду t торгового дня d містить дебетування і кредитування з рахунку A-A та рахунку A-B для всіх списань/виплат одиницям ППБ e та списань/виплат СВБ b та розраховується за формулою

5.24.3. Залишкова вартість збору за небаланс електричної енергії для торгового дня d обчислюється за формулою

5.24.4. Залишкова вартість збору за небаланс електричної енергії за календарний місяць m обчислюється за формулою

5.24.5. Якщо залишкова вартість збору за небаланс електричної енергії негативна, вона обліковується на субрахунку UA-1 на наступний розрахунковий період, а якщо позитивна - її абсолютне значення обліковується на субрахунку UA-1 та сплачується ОСП за рахунок коштів, передбачених у тарифі ОСП на послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління.

5.25. Субрахунок UA-2

5.25.1. Субрахунок UA-2 покриває витрати з рахунку A-E.

5.25.2. Витрати на ДП протягом розрахункового періоду t торгового дня d обчислюються АР за формулою

5.25.3. Витрати на ДП протягом місяця m розраховуються за формулою

5.25.4. Якщо збір для ДП позитивний, він зараховується на субрахунок UA-2 і сплачується ОСП за рахунок коштів, передбачених у тарифі ОСП на послуги з диспетчерського (оперативно-техноогічного) управління.

5.26. Субрахунок UA-3

5.26.1. Субрахунок UA-3 покриває витрати з рахунку A-C. Ці витрати є фіксованими для покриття витрат АР, що виникають через несплачені за врегулювання небалансів електричної енергії кошти учасниками ринку, які не виконують зобов'язання.

5.26.2. Щомісячні витрати на фінансові гарантії не можуть перевищувати 20 млн грн та розподіляються між усіма представниками навантаження p пропорційно до їх даних обліку відбору в кожному місяці m за формулою

5.26.3. Збір для фінансових гарантій для кожної СВБ b за календарний місяць m обчислюється за формулою

Він зараховується на щомісячній основі на субрахунок UA-3 і списується з ринкового рахунку СВБ.

5.27. Субрахунок корегування UA-4

5.27.1. Субрахунок коригування UA-4 відновлює витрати з рахунку коригування A-F.

5.27.2. Плата для коригування розподіляється між представниками навантаження пропорційно до їх даних обліку відбору в кожному місяці m за такою формулою

5.27.3. Збір для коригування для кожної СВБ b за календарний місяць m обчислюється за такою формулою

5.27.4. Якщо збір для коригування позитивний, то він зараховується у разі проведення коригування на субрахунок UA-4 і списується з ринкового рахунку СВБ, якщо негативний - зараховується на ринковий рахунок СВБ і списується з субрахунку UA-4.

5.28. Процедура щоденних розрахунків

5.28.1. Щоденні звіти про розрахунки та остаточні щомісячні звіти про розрахунки надаються через систему управління ринком кожному ППБ та СВБ і включають детальну інформацію щодо індивідуального зарахування і списання коштів ППБ та СВБ. Форма і зміст початкових та остаточних звітів про розрахунки описані в цьому розділі.

5.28.2. Не пізніше третього робочого дня після торгового дня АР вносить усі зарахування і списання до щоденного звіту про розрахунки, що надається відповідним ППБ та СВБ.

5.29. Форма і зміст звітів

5.29.1. Декадний звіт ППБ повинен містити інформацію про:

1) Х-код ППБ;

2) обсяг проданої балансуючої електричної енергії на завантаження та купованої на розвантаження для кожної одиниці надання послуг з балансування за кожний розрахунковий період декади;

3) ціни балансуючої електричної енергії на завантаження та розвантаження за кожний розрахунковий період декади;

4) суму коштів нарахування для ППБ (списання для АР) за кожний розрахунковий період декади;

5) суму коштів списання для ППБ (нарахування для АР) за кожний розрахунковий період декади;

6) сальдовану величину коштів нарахування та списання для ППБ за декаду місяця.

5.29.2. Декадний звіт СВБ повинен містити інформацію про:

1) Х-код СВБ;

2) обсяги небалансів СВБ за кожний розрахунковий період декади;

3) ціни, що відповідно до глави 5.17 цього розділу застосовувались при розрахунку сум коштів нарахувань та списань за небаланси СВБ за кожний розрахунковий період декади;

4) суму коштів нарахування для СВБ (списання для АР) за кожний розрахунковий період декади;

5) суму коштів списання для СВБ (нарахування для АР) за кожний розрахунковий період декади;

6) сальдовану величину коштів нарахування та списання для СВБ за декаду місяця.

Позаплановий звіт СВБ містить ідентичну декадному звіту СВБ інформацію за відповідний період часу.

5.29.3. Місячний звіт ППБ повинен містити інформацію про:

1) Х-код ППБ;

2) обсяг проданої балансуючої електричної енергії на завантаження та купованої на розвантаження для кожної одиниці надання послуг з балансування за кожний розрахунковий період місяця;

3) ціни балансуючої електричної енергії на завантаження та розвантаження за кожний розрахунковий період місяця;

4) суму коштів нарахування для ППБ (списання для АР) за кожний розрахунковий період місяця;

5) суму коштів списання для ППБ (нарахування для АР) за кожний розрахунковий період місяця;

6) сальдовану величину коштів нарахування та списання для ППБ за місяць.

5.29.4. Місячний звіт СВБ повинен містити інформацію про:

1) Х-код СВБ;

2) обсяги небалансів СВБ за кожний розрахунковий період місяця;

3) ціни, що відповідно до глави 5.17 цього розділу застосовувались при розрахунку сум коштів нарахувань та списань за небаланси СВБ за кожний розрахунковий період місяця;

4) суму коштів нарахування для СВБ (списання для АР) за кожний розрахунковий період місяця;

5) суму коштів списання для СВБ (нарахування для АР) за кожний розрахунковий період місяця;

6) сальдовану величину коштів нарахування та списання для СВБ за місяць.

5.30. Розрахунки для коригування

5.30.1. Обчислення обсягів коригування електричної енергії, встановлені Кодексом комерційного обліку, призводять до кредитування/дебетування СВБ та представників навантаження залежно від масштабу і знака коригування обсягів електричної енергії. Таке кредитування/дебетування обчислюється відповідно до Правил коригування, а відповідні суми списуються/зараховуються з/на рахунок A-F з ринкових рахунків СВБ.

5.30.2. Обсяги коригування є підставою для обчислення коригування для таких субрахунків:

1) для субрахунку UA-3;

2) для субрахунку UA-4.

5.30.3. Обчислення коригування не призводить до нового обчислення плати за невідповідність.

5.30.4. Рахунок A-F дебетується/кредитується за допомогою грошових потоків коригування на ринкові рахунки СВБ згідно з обчисленнями коригування і дебетується/кредитується з/на субрахунок UA-4. Чистий обсяг коштів на субрахунку UA-4 розподіляється кожній СВБ пропорційно до її даних обліку відбору електричної енергії відповідно до глави 5.27 цього розділу.

VI. Фінансові гарантії

6.1. Загальні положення

6.1.1. Учасники ринку, які є СВБ, крім ОР, ОСП, гарантованого покупця та ОСР, які є СВБ та не мають інших учасників ринку у своїй балансуючій групі, зобов'язані надавати ОСП фінансові гарантії виконання зобов'язань за договорами про врегулювання небалансів електричної енергії за умови реєстрації на відповідний торговий день d обсягів електричної енергії на РДД, РДН, ВДР, фізичного відпуску/відбору електричної енергії, заявленого в системі управління ринком, а також за наявності споживачів, щодо яких учасник ринку є діючим електропостачальником.

6.1.2. Фінансові гарантії надаються учасниками ринку з урахуванням вимог чинного законодавства.

6.1.3. Фінансова гарантія з урахуванням часу, необхідного на її отримання АР, надається учасником ринку не пізніше ніж о 17:00 за 2 дні до торгового дня d.

6.1.4. У разі ненадання або недостатності розміру наданої фінансової гарантії АР за 1 день до торгового дня d надсилає відповідному учаснику ринку повідомлення про необхідність збільшення до встановленого рівня розміру фінансової гарантії, а учасник ринку набуває статусу «Переддефолтний».

6.1.5. Після отримання учасником ринку повідомлення у разі незабезпечення ним збільшення розміру фінансових гарантій на відповідну величину або нездійснення зменшення зареєстрованих обсягів на РДД АР відповідно до процедури, визначеної у главі 1.8 розділу I цих Правил, скасовує зареєстровані обсяги за ДД, проводить перерахунок фінансових зобов'язань для учасників ринку, зареєстровані обсяги яких скасовані.

6.1.6. Обсяг фінансової гарантії повинен забезпечувати виконання всіх потенційно можливих фінансових зобов'язань, що можуть виникнути в учасника ринку в результаті його участі на балансуючому ринку у відповідний торговий день d.

6.1.7. Фінансова гарантія та/або зміни до неї повинні набирати чинності не пізніше дати їх отримання ОСП.

6.1.8. АР може відмовитися від своїх прав за фінансовою гарантією шляхом повернення коштів з поточного рахунку ОСП на рахунок СВБ або повернення до фінансової установи оригіналу фінансової гарантії, або шляхом подання фінансовій установі письмового повідомлення про звільнення такої фінансової установи від обов'язків за фінансовою гарантією.

6.1.9. Фінансові гарантії можуть забезпечуватись шляхом:

1) надання грошової гарантії за договором про врегулювання небалансів на поточний рахунок ОСП, що укладається між ОСП та учасником ринку. Оформлення такого виду гарантії виконання фінансових зобов'язань здійснюється безоплатно відповідно до договору про врегулювання небалансів;

2) надання фінансової гарантії банку відповідно до Положення про порядок здійснення банками операцій за гарантіями в національній та іноземних валютах, затвердженого постановою Правління Національного банку України від 15 грудня 2004 року № 639, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 13 січня 2005 року за № 11/10321, з урахуванням вимог (обмежень), викладених у цьому розділі.

6.1.10. Фінансова гарантія, що надана для забезпечення виконання зобов'язань, які можуть виникнути в учасника ринку в результаті його участі на балансуючому ринку у відповідний торговий день d, не може закінчуватись раніше ніж через 14 робочих днів після такого торгового дня d, що визначається учасником ринку.

6.1.11. Для кожної СВБ gr для кожного торгового дня d розраховується розмір необхідної фінансової гарантії за формулою

6.1.12. Якщо СВБ несе відповідальність за баланс інших учасників ринку у складі її балансуючої групи, фінансова гарантія для такої СВБ розраховується як сумарна фінансова гарантія для всіх учасників ринку, які входять до складу її балансуючої групи.

СВБ, яка несе відповідальність за баланс інших учасників ринку у складі її балансуючої групи, повинна забезпечити можливість розрахунку з ОСП за зобов'язаннями за договором про врегулювання небалансів електричної енергії, які можуть виникнути в цієї СВБ в результаті її участі на балансуючому ринку у відповідний торговий день d.

6.1.13. Розрахунок необхідного обсягу фінансової гарантії здійснюється автоматично за допомогою СУР.

6.1.14. Розмір фактично наданої учасником ринку фінансової гарантії повинен перевищувати або бути рівним розміру фінансової гарантії, що розрахований відповідно до цієї глави, та з урахуванням максимального обсягу продажу на РДН для СВБ, розрахованих відповідно до розділу II цих Правил.

6.1.15. У разі невикористання фінансової гарантії строк її дії може бути пролонговано на кожний наступний період та тривати до дня настання гарантійного випадку та/або перегляду розміру фінансових зобов'язань, та/або припинення учасником участі на ринку електричної енергії, та/або направлення письмового запиту учаснику ринку щодо зменшення суми фінансової гарантії у зв'язку зі зменшенням потреб у ній, та/або розірвання договору про врегулювання небалансів електричної енергії.

6.1.16. Результати перерахунку суми фінансових зобов'язань СВБ повідомляються через систему управління ринком.

6.1.17. З дня перевірки наявності необхідного розміру фінансової гарантії (відповідно до вимог, передбачених пунктом 6.1.3 цієї глави, та з урахуванням пункту 2.3.1 глави 2.3 розділу II цих Правил) ОСП здійснюється перевірка відповідності наявної в СВБ фінансової гарантії під час реєстрації кожного ДД. У разі недостатності розміру фінансової гарантії реєстрація ДД не здійснюється.

6.1.18. СВБ має право звернутися з приводу перегляду/перерозподілу/ повернення фінансової гарантії. Звернення може бути направлено за допомогою системи управління ринком та/або поштового зв'язку і повинно бути розглянуто АР протягом трьох робочих днів, про що відповідна СВБ отримує повідомлення.

6.1.19. АР надає відповідь на запит СВБ та повертає грошову гарантію відповідно до вимог цього розділу протягом трьох робочих днів.

6.1.20. У випадку недосягнення домовленості щодо продовження дії грошової гарантії та за умови письмового запиту така гарантія повертається на рахунок СВБ за умови забезпечення останньою гарантії виконання фінансових зобов'язань наступного періоду. Якщо така гарантія не надана, АР повертає виключно надлишок коштів, що виник за результатами перерахунку фінансових зобов'язань чергового періоду.

6.1.21. У разі набуття учасником ринку статусу "Переддефолтний" ОСП зобов'язаний здійснити зарахування коштів СВБ, що зберігаються на поточному рахунку ОСП (на підставі угоди), у рахунок оплати дебіторської заборгованості, що виникла внаслідок порушення СВБ зобов'язань, і повідомити про це відповідну СВБ.

У випадку, коли інша СВБ несе відповідальність за баланс учасника ринку у складі її балансуючої групи, учасник ринку може забезпечити можливість виконання зобов'язань СВБ перед ОСП за рахунок зобов'язань такого учасника за його договором про врегулювання небалансів електричної енергії, які можуть виникнути в такої СВБ в результаті її участі на балансуючому ринку у відповідний торговий день d.

6.1.22. Оплата, отримана ОСП за відповідною фінансовою гарантією, використовується для ліквідації заборгованості СВБ, що склалася за відповідним договором про врегулювання небалансів електричної енергії.

6.2. Особливості надання фінансових гарантій у відповідності до положення

6.2.1. Участь у здійсненні операцій за фінансовими гарантіями повинні брати фінансові установи, що відповідають таким вимогам:

банківська установа, у якій держава прямо чи опосередковано володіє часткою понад 75 % статутного капіталу банку, або комерційна банківська установа, яка має довгостроковий кредитний рейтинг за національною шкалою не нижче "uaAA". У випадку відсутності рейтингу за національною шкалою у банків іноземних банківських груп рейтинг материнських іноземних банківських груп від однієї з рейтингових компаній Fitch, Moody's, S&P має бути не нижче підвищеного інвестиційного класу (А або вищий);

комерційну банківську установу не включено до переліку юридичних осіб, щодо яких державними органами України, США або країн ЄС застосовано спеціальні економічні чи інші обмежувальні санкції.

6.2.2 У разі невикористання фінансової гарантії (у випадку грошової гарантії) у відповідний період та за відсутності потреби збільшення її суми дія фінансової гарантії продовжується на наступний строк за умови відсутності від учасника ринку повідомлення про розірвання договору про врегулювання небалансів.

6.2.3. Фінансова гарантія, яка надається у вигляді гарантії банку повинна відповідати таким вимогам:

1) бути безвідкличною гарантією, умови якої не можуть бути змінені і яка може бути припинена банком-гарантом згідно з заявою учасника ринку за погодження з АР;

2) бути безумовною гарантією, за якою банк-гарант у разі порушення учасником ринку свого зобов'язання, забезпеченого такою гарантією, сплачує кошти ОСП (АР) за першою його вимогою без подання будь-яких інших документів (крім документів, що підтверджують повноваження особи, яка підписала вимогу щодо здійснення платежу за такою гарантією, а також підтверджують достовірність підпису такої особи) або виконання будь-яких інших умов;

3) може враховувати можливість використання такої банківської гарантії ОСП за попередньою згодою учасника ринку, коли учасник ринку, який надає банківську гарантію, вступає до балансуючої групи іншої СВБ і, таким чином, передає відповідальність за свої небаланси цій СВБ.

6.2.4. У разі настання гарантійного випадку і для отримання відшкодування, забезпеченого гарантією, АР подає до фінансової установи вимогу платежу за фінансовою гарантією. Вимога та інші, зазначені в гарантії документи, повинні бути подані до фінансової установи протягом строку дії гарантії та у спосіб, зазначений у гарантії.

6.2.5. Будь-яка вимога платежу за фінансовою гарантією, що повинна бути надана фінансовій установі, може бути доставлена особисто, за допомогою електронної пошти, поштою або надіслана факсом.

VII. Виставлення рахунків та платежі

7.1. Загальні положення

7.1.1. АР встановлює регламент щодо розрахунків, у якому зазначаються формати платіжних документів і супровідних даних, що будуть надаватись в електронному вигляді.

7.1.2. Окремий порядок виставлення рахунків застосовується для розрахунків за ДП, послуги із зменшення навантаження та розрахунків за балансуючу електричну енергію, розрахунків за небаланси електричної енергії, платежів з/на збірні рахунки і плати за невідповідність та інших платежів.

7.1.3. Платіжні документи виставляються із включенням усіх застосовних податків.

7.2. Виставлення рахунків за ДП та балансуючу електричну енергію

7.2.1. АР через CУР не пізніше 4 робочого дня після завершення декади формує декадний звіт ППБ та надсилає на електронну адресу ППБ повідомлення про формування декадного звіту ППБ.

ППБ зобов’язаний упродовж двох робочих днів після дати отримання повідомлення про формування декадного звіту ППБ забезпечити на рахунку ескроу ППБ наявність коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості ППБ та погашення простроченої заборгованості ППБ, в обсязі, достатньому для оплати ППБ балансуючої електричної енергії відповідно до цього звіту.

На третій робочий день після дати надсилання повідомлення про формування декадного звіту ППБ АР перевіряє достатність на рахунку ескроу ППБ коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості ППБ та погашення простроченої заборгованості ППБ, для оплати балансуючої електричної енергії відповідно до цього звіту та у разі їх недостатності вживає заходи, передбачені главою 1.7 розділу І цих Правил.

Сума коштів, що має бути забезпечена на рахунку ескроу ППБ, не може бути зменшена на суму коштів нарахування для ППБ (списання для АР) відповідно до декадних звітів ППБ цього розрахункового місяця.

ППБ зобов’язаний забезпечувати на рахунку ескроу ППБ суму коштів відповідно до декадних звітів ППБ за розрахунковий місяць до моменту появи місячного звіту ППБ за цей розрахунковий місяць.

Для формування місячного звіту ППБ АКО не пізніше 09 календарного дня місяця, наступного за розрахунковим, надає АР сертифіковані дані комерційного обліку за розрахунковий місяць.

АР через СУР не пізніше 11 календарного дня місяця, наступного за розрахунковим, формує місячний звіт ППБ та надсилає на електронну адресу ППБ повідомлення про формування місячного звіту ППБ.

ППБ зобов’язаний упродовж двох робочих днів після дати отримання повідомлення про формування місячного звіту ППБ забезпечити на рахунку ескроу ППБ наявність коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості ППБ та погашення простроченої заборгованості ППБ, в обсязі, достатньому для оплати ППБ балансуючої електричної енергії відповідно до місячного звіту ППБ.

З урахуванням даних місячного звіту ППБ оформлюється Акт купівлі-продажу балансуючої електричної енергії у порядку, встановленому договором про участь у балансуючому ринку.

АР на третій робочий день після дати надсилання повідомлення про формування місячного звіту ППБ перераховує з рахунку ескроу ППБ на поточний рахунок із спеціальним режимом використання ОСП кошти в обсязі, достатньому для оплати ППБ балансуючої електричної енергії відповідно до Акта купівлі-продажу балансуючої електричної енергії.

Якщо за результатами місячного звіту ППБ має відбутись списання для АР (нарахування для ППБ), АР перераховує з рахунку зі спеціальним режимом використання ОСП кошти на рахунок ППБ відповідно до Акта купівлі-продажу балансуючої електричної енергії.

У разі недостатності на рахунку ескроу ППБ коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості ППБ та погашення простроченої заборгованості ППБ, в обсязі, достатньому для оплати ППБ балансуючої електричної енергії відповідно до Акта купівлі-продажу балансуючої електричної енергії, АР вживає заходи, передбачені главою 1.7 розділу І цих Правил.

Повернення вільних від зобов'язань з оплати поточної заборгованості ППБ та погашення простроченої заборгованості ППБ коштів з рахунку ескроу ППБ здійснюється АР протягом двох робочих днів з дня отримання заяви ППБ про повернення коштів.

7.2.2. ПДП щомісячно надсилає АР платіжний документ із зазначенням суми, що повинна бути сплачена АР за відповідний період за закупівлю ДП.

АР щомісяця надсилає ПДП через СУР окремий платіжний документ із зазначенням суми плати за невідповідність, що має бути сплачена ПДП за повний місяць.

7.2.3. Платіжний документ для учасника ринку повинен містити окремі позиції, що розрізняють платежі/зарахування для балансуючої енергії і зарахування для кожного виду ДП.

7.3. Виставлення рахунків за небаланси електричної енергії

7.3.1. АР через CУР не пізніше 4 робочого дня після завершення декади формує декадний звіт СВБ та надсилає на електронну адресу СВБ повідомлення про формування декадного звіту СВБ.

СВБ зобов’язана впродовж двох робочих днів після дати отримання повідомлення про формування декадного звіту СВБ забезпечити на рахунку ескроу СВБ наявність коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості СВБ та погашення простроченої заборгованості СВБ в обсязі, достатньому для оплати СВБ небалансів відповідно до цього звіту.

На третій робочий день після дати надсилання повідомлення про формування декадного звіту СВБ АР перевіряє достатність на рахунку ескроу СВБ коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості СВБ та погашення простроченої заборгованості СВБ для оплати СВБ небалансів відповідно до цього звіту, та у разі їх недостатності вживає заходи, передбачені главою 1.7 розділу І цих Правил.

Сума коштів, що має бути забезпечена на рахунку ескроу СВБ, не може бути зменшена на суму коштів нарахування для СВБ (списання для АР) відповідно до декадних звітів СВБ цього розрахункового місяця.

СВБ зобов’язана забезпечувати на рахунку ескроу СВБ суму коштів  відповідно до декадних звітів СВБ за розрахунковий місяць до моменту появи місячного звіту СВБ за цей розрахунковий місяць.

З метою формування позапланового звіту СВБ АР щодня здійснює перевірку наявних даних щодо діяльності СВБ та формує позаплановий звіт СВБ у разі одночасної наявності таких обставин:

1) негативне сальдоване значення обсягів негативного та позитивного небалансів такої СВБ на 15 % і більше перевищує середнє сальдоване значення обсягів негативного та позитивного небалансів, що виникло за попередню декаду, за яку вже сформований декадний звіт СВБ;

2) негативне сальдоване значення обсягів негативного та позитивного небалансів такої СВБ на 15 % і більше перевищує середнє сальдоване значення обсягів негативного та позитивного небалансів, що виникло за попередній місяць, за який уже сформований місячний звіт СВБ;

3) недостатній рівень фінансової гарантії СВБ для покриття потенційних фінансових зобов’язань, які виникли в такої СВБ.

Для СВБ, у якої на момент здійснення АР перевірки відсутні дані щодо діяльності такої СВБ, відсутній сформований декадний звіт СВБ або місячний звіт СВБ, позаплановий звіт формується у випадку встановлення АР наявності недостатнього рівня фінансової гарантії для покриття потенційних фінансових зобов’язань, які виникли в такої СВБ.

СВБ зобов’язана впродовж одного календарного дня після дати отримання повідомлення про формування позапланового звіту СВБ, забезпечити на рахунку ескроу СВБ наявність коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості СВБ та погашення простроченої заборгованості СВБ в обсязі, достатньому для оплати СВБ небалансів відповідно до цього звіту.

На другий календарний день після дати надсилання повідомлення про формування позапланового звіту СВБ, АР перевіряє достатність на рахунку ескроу СВБ коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості СВБ та погашення простроченої заборгованості СВБ, для оплати СВБ небалансів відповідно до цього звіту та у разі їх недостатності, вживає заходи, передбачені главою 1.7 розділу І цих Правил.

Повернення вільних від зобов'язань з оплати поточної заборгованості СВБ та погашення простроченої заборгованості СВБ коштів з рахунку ескроу СВБ здійснюється АР протягом двох робочих днів з дня отримання заяви СВБ про повернення коштів.

7.3.2. Для формування місячного звіту СВБ АКО не пізніше 09 календарного дня місяця, наступного за розрахунковим, надає АР сертифіковані дані комерційного обліку за розрахунковий місяць.

АР через СУР, не пізніше 11 календарного дня місяця, наступного за розрахунковим, формує місячний звіт СВБ та надсилає на електронну адресу СВБ повідомлення про формування місячного звіту СВБ.

СВБ зобов’язана впродовж двох робочих днів після дати отримання повідомлення про формування місячного звіту СВБ забезпечити на рахунку ескроу СВБ наявність коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості СВБ та погашення простроченої заборгованості СВБ в обсязі, достатньому для оплати СВБ небалансів відповідно до місячного звіту СВБ.

З урахуванням даних місячного звіту СВБ оформлюється Акт купівлі-продажу електричної енергії для врегулювання небалансів у порядку, встановленому договором про врегулювання небалансів електричної енергії.

АР на третій робочий день після дати надсилання повідомлення про формування місячного звіту СВБ перераховує з рахунку ескроу СВБ на поточний рахунок із спеціальним режимом використання ОСП кошти в обсязі, достатньому для оплати СВБ небалансів відповідно до Акта купівлі-продажу електричної енергії для врегулювання небалансів.

Якщо за результатами місячного звіту СВБ має відбутись списання для АР (нарахування для СВБ), АР перераховує з рахунку зі спеціальним режимом використання ОСП кошти на рахунок СВБ відповідно до Акта купівлі-продажу небалансів електричної енергії.

У разі недостатності на рахунку ескроу СВБ коштів, вільних від інших зобов'язань з оплати поточної заборгованості СВБ та погашення простроченої заборгованості СВБ в обсязі, достатньому для оплати СВБ небалансів відповідно до Акта купівлі-продажу електричної енергії для врегулювання небалансів, АР вживає заходів, передбачених главою 1.7 розділу І цих Правил.

Повернення вільних від зобов'язань з оплати поточної заборгованості СВБ та погашення простроченої заборгованості СВБ коштів з рахунку ескроу СВБ здійснюється АР протягом двох робочих днів з дня отримання заяви СВБ про повернення коштів.

7.4. Виставлення рахунків за послугу із зменшення навантаження

7.4.1. ППВДЕ щомісячно, у разі надання ОСП послуги із зменшення навантаження протягом розрахункового місяця, надсилає Акт приймання-передачі послуги із зменшення навантаження із зазначенням розрахованої вартості наданої послуги за результатом виконання команди диспетчера на зменшення навантаження.

7.4.2. Платіжні документи мають містити окремо інформацію щодо розрахованого обсягу не відпущеної електричної енергії та "зеленого" тарифу або аукціонної ціни відповідної одиниці відпуску ППВДЕ.

Платіжні документи мають містити окремо інформацію щодо обсягу відхилення у разі невідповідності виконання команди диспетчера та "зеленого" тарифу або аукціонної ціни відповідної одиниці відпуску ППВДЕ.

7.4.3 ППВДЕ у строк протягом 7 календарних днів після закінчення розрахункового періоду надає у двох примірниках Акт приймання-передачі послуг із зменшення навантаження для перевірки ОСП.

ОСП здійснює перевірку наданих документів протягом 3 робочих днів та повертає ППВДЕ підписаний зі своєї сторони Акт приймання-передачі послуг із зменшення навантаження або направляє відмову від його підписання з відповідними зауваженнями, що мають бути врегульовані.

7.5. Виставлення рахунків за збори / зарахування по субрахунках

7.5.1. АР на щомісячній основі надсилає платіжний документ для кожного учасника ринку по субрахунках UA-3 та UA-4.

7.5.2. Платіжний документ повинен містити окремі позиції із зазначенням інформації про:

1) дані обсягів відбору електричної енергії для представника навантаження, який входить до балансуючої групи СВБ, за весь місяць;

2) сумарний відбір електричної енергії СВБ, яка представляє представників навантаження, за весь місяць;

3) суму збору, яку СВБ зобов'язана сплатити АР, або суму, яку АР зобов'язаний сплатити СВБ у відповідності до руху коштів по субрахунку UA-1, який розраховується відповідно до глави 5.25 розділу V цих Правил;

4) суму збору, яку СВБ зобов'язана сплатити АР, або суму, яку АР зобов'язаний сплатити СВБ у відповідності до руху коштів по субрахунку UA-3, який розраховується відповідно до глави 5.27 розділу V цих Правил;

5) суму збору, яку СВБ зобов'язана сплатити АР, або суму, яку АР зобов'язаний сплатити СВБ у відповідності до руху коштів по субрахунку UA-4, який розраховується відповідно до глави 5.28 розділу V цих Правил;

6) загальну суму збору, яку СВБ зобов'язана сплатити АР, або суму, яку АР зобов'язаний сплатити СВБ за місяць відповідно до руху коштів по субрахунках АР.

7.5.3. Платіжний документ повинен містити окремі позиції із зазначенням розміру плати за невідповідність стосовно кожного учасника ринку, розрахованої відповідно до глави 5.22 розділу V цих Правил.

7.6. Виставлення рахунків за невідповідність

7.6.1. АР на щомісячній основі надсилає через СУР платіжний документ кожному ППБ із зазначенням загальної суми, що повинна бути сплачена ППБ АР за невідповідність надання послуг з балансування у відповідному періоді.

7.6.2. АР на щомісячній основі надсилає через систему управління ринком платіжний документ кожному ПДП із зазначенням загальної суми, яка повинна бути сплачена ПДП до АР за відповідний період щодо невідповідності надання ДП.

7.6.3. ОСП на щомісячній основі, у разі надання ППВДЕ послуги із зменшення навантаження у строк протягом 10 календарних днів після закінчення розрахункового періоду, надсилає такому ППВДЕ Акт плати за невідповідність виконання команд диспетчера на зменшення навантаження із зазначенням суми, яка повинна бути сплачена ППВДЕ до ОСП за відповідний період.

7.7. Цикл рахунків та платежів для розрахунків

7.7.1. Платіжні документи для декади надаються відповідним учасникам ринку не пізніше четвертого робочого дня після останнього дня цієї декади.

7.7.2. Платіжні документи для торгового місяця (стосовно оплати наданих ДП) надаються відповідним учасникам ринку на восьмий робочий день після останнього дня місяця.

7.7.3. Оплата платіжного документа з банківського рахунку учасника ринку на банківський рахунок АР здійснюється протягом двох робочих днів з дати направлення платіжного документа.

7.7.4. Оплата платіжного документа з банківського рахунку АР на банківський рахунок учасника ринку здійснюється протягом чотирьох робочих днів з дати направлення рахунка.

7.8. Запити платіжних документів

7.8.1. Якщо учасник ринку або ОСП (у якості АР) ініціює суперечку щодо суми, зазначеної в рахунку (запит платіжного документа), оплата повинна бути проведена згідно з платіжним документом. Якщо за результатами розгляду запиту платіжного документа будуть виявлені суми, що підлягають поверненню, учасники ринку та ОСП (у якості АР) зобов'язані здійснити перерахування надлишкових сум на відповідний рахунок.

7.8.2. За несвоєчасну оплату нараховується пеня за ставкою, що визначається відповідно до діючого законодавства.

7.8.3. Пеня нараховується на грошові суми, що представляють різницю між сплаченою сумою та сумою, визначеною після вирішення суперечки, і повинна бути сплачена ОСП (у якості АР) або сплачена йому в залежності від обставин.

7.8.4. Запит платіжного документа обробляється відповідно до чинного законодавства.

7.8.5. При розрахунках відповідно до запиту платіжного документа оплата повинна бути здійснена протягом трьох робочих днів з моменту вирішення суперечки. Після цієї дати пеня на непогашену суму нараховується за ставкою, що встановлюється відповідно до діючого законодавства.

{Главу 7.9 розділу VII виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

7.9. Вимоги до звітності оператора системи передачі

7.9.1. ОСП виконує процедури збору даних та їх публікації, наведені в Порядку збору інформації та передачі даних. Дані завантажуються на офіційний вебсайт ОСП.

7.9.2. ОСП розробляє відповідні інтерфейси для забезпечення можливості передачі даних до платформи прозорості ENTSO-E.

7.9.3. ОСП збирає та публікує щонайменше наведені нижче дані:

1) інформацію про навантаження системи на кожний розрахунковий період, що публікується постфактум;

2) прогноз навантаження системи за кожний розрахунковий період, що публікується принаймні за дві години до "закриття воріт РДН" та оновлюється після цього кожні 8 годин;

3) сумарні прогнози споживання в системі на тиждень, місяць і рік наперед, що публікуються завчасно;

4) інформацію, що стосується недоступності інфраструктури передачі, що публікується не пізніше ніж через годину після зміни статусу доступності;

5) інформацію, що стосується заходів з управління перевантаженнями, якщо такі є;

6) прогноз загального обсягу виробництва одиницями відпуску та відпуску одиницями зберігання енергії за розрахунковий період;

7) інформацію, пов'язану з недоступністю генеруючих одиниць;

8) інформацію про фактичне виробництво одиницями відпуску та відпуску одиницями зберігання енергії електричної енергії за розрахунковий період (за наявності даних);

9) прогноз установок ВДЕ (що не продають електричну енергію гарантованому покупцю). Такі прогнози повинні бути у відкритому доступі для кожного розрахункового періоду торгового дня на 20:00 за день, що передує торговому дню, і повинні оновлюватися кожні 4 години на постійній основі для інших розрахункових періодів торгового дня;

10) обсяг резервів (за типом резерву), наданих ОСП ППБ за розрахунковий період;

11) середню ціну резерву, сплачену АР за кожен тип резерву і за розрахунковий період;

12) прийняті сумарні пропозиції на балансуючу електричну енергію за напрямом і за розрахунковим періодом;

13) обсяг активованої балансуючої електричної енергії на завантаження/розвантаження (у МВт) за розрахунковий період;

14) маржинальні ціни розрахунку, що визначаються АР для активованої балансуючої енергії на завантаження/розвантаження;

15) ціни врегулювання небалансу електричної енергії за розрахунковий період;

16) сумарний небаланс електричної енергії за розрахунковий період;

17) щоденну загальну кількість кредиту/дебету від/до всіх учасників ринку для балансуючої енергії та небалансу електричної енергії.

Ця інформація надається українською мовою і повинна бути доступна онлайн.

7.10. Надання ринкової інформації

7.10.1. ОСП несе відповідальність за оновлення та оприлюднення у прозорій формі інформації про стан ринку електричної енергії, усвідомлюючи, що учасники ринку покладаються на таку інформацію під час здійснення господарської діяльності на ринку електричної енергії.

7.10.2. ОСП на щодекадній основі, не пізніше п’ятого робочого дня після виставлення платіжних документів за небаланси та балансуючу електричну енергію, оприлюднює на своєму вебсайті фінансові результати розрахунків:

сумарну вартість небалансів та балансуючої електричної енергії, активованої відповідно до команд за ранжиром та поза ранжиром балансуючого ринку;

загальну вартість команд, виданих для врегулювання системних обмежень;

сумарну оплату учасників ринку за небаланси та балансуючу електричну енергію протягом розрахункової декади;

сумарну оплату АР за небаланси та балансуючу електричну енергію протягом розрахункової декади;

загальний розмір заборгованості учасників ринку та ОСП станом на останній день декади.

7.10.3. Оприлюднена ОСП інформація повинна зберігатися на вебсайті протягом п'яти років.

7.11. Графік балансування ринку в режимі реального часу

Балансування ринку виконується в режимі реального часу кожного торгового дня зі здійсненням таких заходів у пов'язані з ними терміни:

{Главу 7.12 розділу VII виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

VIII. Готовність генеруючих одиниць та техніко-економічні декларації

8.1. Декларація про неготовність

8.1.1. Положення цієї глави застосовуються до учасників ринку, що представляють генеруючі одиниці та/або одиниці надання допоміжних послуг. Гарантований покупець не зобов'язаний подавати декларації про неготовність для генеруючих одиниць, що він представляє.

8.1.2. У разі виходу з ладу виключно через технічні причини, пов'язані з функціонуванням або безпекою генеруючої одиниці, що повністю або частково унеможливлює відпуск/відбір електричної енергії та/або надання ДП генеруючою одиницею та/або одиницею надання допоміжних послуг відповідний учасник ринку після появи такої обставини якнайшвидше надає ОСП декларацію про неготовність для торгового дня, указавши розрахункові періоди торгового дня або торгових днів, упродовж яких очікується неготовність, із зазначенням доступної потужності в кожному розрахунковому періоді торгового дня, у якому вона знижується. Копію зазначених документів учасник ринку подає ОР.

8.1.3. Декларації про неготовність повинні містити перелік причин, що призвели до неготовності.

8.1.4. Актуальна інформація, подана в деклараціях про неготовність до закриття воріт для повідомлення фізичного відпуску/відбору (9:00 за день до торгового дня d), визначає доступну потужність генеруючих одиниць та одиниць надання допоміжних послуг. Декларація про неготовність, подана після закриття воріт для подання відповідних графіків фізичного відпуску/відбору на торговий день, на який заявлена повна або часткова неготовність, не є підставою для подання нових графіків фізичного відпуску/відбору та не призводить до зміни фінансових зобов'язань учасника ринку.

8.1.5. Строк дії декларацій про неготовність повинен дорівнювати кількості розрахункових періодів, перерахованих у них. Такі декларації є дійсними до закінчення їх строку дії, якщо вони не будуть скасовані (відкликані) раніше відповідними учасниками ринку. Декларація перестає бути дійсною до закінчення її строку дії, якщо ОСП скасовує таку декларацію про неготовність згідно з положеннями пункту 8.2.2 глави 8.2 цього розділу.

8.1.6. Строк дії декларацій про неготовність не має стосуватися періоду часу, що передував часу подання таких декларацій про неготовність.

8.2. Неналежне подання декларацій про неготовність

8.2.1. ОСП у межах компетенції відповідно до Закону зобов'язаний перевірити, чи є подана декларація про неготовність достовірною, правильною і відповідає вимогам цих Правил та Кодексу системи передачі. З цією метою після попереднього письмового повідомлення, що визначає об'єктивно необхідні строки, учасники ринку, які подали декларацію про неготовність, зобов'язані надати документи, звіти або будь-які інші необхідні докази ОСП, а також надати ОСП доступ до своїх приміщень. ОСП надає свій висновок обов'язкового характеру, що повинен бути повідомлений учаснику ринку та Регулятору.

8.2.2. ОСП має право за обґрунтованим рішенням, повідомленим учаснику ринку, скасувати декларацію про неготовність, строк дії якої не закінчився, або вважати неправомірною декларацію, строк дії якої закінчився, якщо виявляє, що така декларація не відповідає дійсності та/або є неправильною або була подана з порушенням вимог цих Правил. Протягом п'яти діб з дати отримання такого рішення учасник ринку має право оскаржити ОСП рішення про скасування декларації про неготовність. ОСП приймає остаточне обґрунтоване рішення щодо такого оскарження впродовж п'яти робочих днів з моменту подачі оскарження. У разі неспроможності сторін дійти згоди подальше вирішення суперечки відбувається у встановленому законодавством порядку. Остаточне рішення щодо оскарження повідомляється в письмовій формі учаснику ринку.

8.2.3. У випадку прийняття рішення щодо скасування декларації про неготовність або визнання такої декларації неприйнятною ОСП повинен повідомити про це ОР та Регулятора.

8.3. Повідомлення про намір зупинити нормальне функціонування генеруючих одиниць

Якщо учасник ринку має намір зупинити нормальне функціонування генеруючої одиниці або вивести з експлуатації генеруючу одиницю, або призупинити її роботу на певний період, то він щонайменше за 6 місяців до бажаної дати припинення нормальної роботи такої генеруючої одиниці подає ОСП декларацію про намір зупинити нормальне функціонування з докладним викладенням причин, дати зупинення нормальної роботи генеруючої одиниці і періоду, протягом якого така робота буде зупинена. Копію зазначених документів учасник ринку подає ОР.

8.4. Техніко-економічна декларація ППБ

8.4.1. ОСП повинен володіти актуальною інформацією щодо кількості запланованих одиниць надання послуг з балансування та доступних/готових до планування одиниць у разі будь-яких дефіцитів та профіцитів, що можуть виникнути.

8.4.2. Зазначена інформація є необхідною для оцінки енергетичного балансу (наприклад, випадки необхідності додаткового резерву), а також для планування оцінки балансу системи (зокрема відхилення напруги і системні обмеження). Таким чином, інформація повинна бути доступна для кожної ТКО.

8.4.3. Якщо положення, що містяться в цій главі, не узгоджуються з положеннями Кодексу системи передачі, при врегулюванні відносин, описаних у цій главі, застосовуються положення цих Правил.

8.4.4. Інформація, що міститься в цьому розділі, є необхідною для фінансового обліку зобов'язань і винагород у результаті участі ППБ на балансуючому ринку в реальному часі і ринку ДП, а також для вирішення будь-яких суперечок, що можуть виникнути під час виконання цих Правил.

8.4.5. Техніко-економічна декларація повинна бути доступною для ОСП у будь-який час відповідно до Кодексу системи передачі. ОСП має право покладатися на точність наданої інформації. Особистою відповідальністю ППБ є гарантування актуальності і достовірності даних, представлених у техніко-економічній декларації.

8.4.6. Техніко-економічна декларація включає такі параметри готовності:

1) планове відключення в очікуваних періодах як неготовність через технічне обслуговування/ремонт, у форматі:

неготовий з: дд/мм/рррр гг:хх;

готовий з: дд/мм/рррр гг:хх;

2) короткострокове відключення (незаплановане відключення), час, коли готовність буде відновлено, у форматі:

неготовий з: дд/мм/рррр гг:хх;

готовий з: дд/мм/рррр гг:хх;

3) тривалість пуску одиниці в разі санкціонованого відключення "до нуля" (наприклад, прийняття заявки від генеруючої одиниці), мінімальний період, необхідний для відновлення генерації, у форматі:

мінімальний нульовий час: гг:хх;

4) тривалість відключення одиниці в разі санкціонованого включення "з нуля" (наприклад, шляхом прийняття пропозиції від одиниці надання послуг з балансування), мінімальний період, необхідний на відключення до нуля, у форматі мінімальний ненульовий час: гг:хх.

Для генеруючої одиниці декларація повинна містити мінімальний технічний рівень генерації (далі - МТРГ) у МВт.

8.4.7. Для одиниці надання послуг з балансування техніко-економічна декларація повинна містити такі швидкісні параметри:

1) швидкість на завантаження (МВт/хв) від 0 до МТРГ;

2) швидкість на завантаження (МВт/хв) вище МТРГ;

3) швидкість на розвантаження з рівня (МВт/хв) вище МТРГ до МТРГ;

4) швидкість на розвантаження (МВт/хв) від МТРГ до 0.

8.4.8. Техніко-економічна декларація повинна містити такі максимальні операційні обмеження, що пов'язані з гідростанціями, УЗЕ та іншими технологіями, де є обмеження в енергоресурсі:

1) максимальний обсяг постачання у МВт·год;

2) максимальний період постачання у форматі: гг:хх.

8.4.9. Техніко-економічна декларація повинна містити такі вимоги, що є повідомленнями, необхідними учаснику ринку перед виконанням дій, передбачених Кодексом системи передачі:

1) повідомлення для відхилення від 0 у форматі: гг:хх;

2) повідомлення для надання пропозиції у форматі: гг:хх.

8.4.10. Техніко-економічну декларацію може бути змінено в будь-який час. Вона також може бути змінена після прийняття ОСП остаточного повідомлення фізичного відпуску/відбору, але якщо зміна не вплине на умови, на яких остаточне повідомлення фізичного відпуску/відбору прийнято.

IX. Надзвичайна ситуація в об'єднаній енергетичній системі України

9.1. Призупинення ринку електричної енергії у випадку надзвичайної ситуації

9.1.1. Оголошення ОСП про надзвичайну ситуацію в ОЕС України здійснюється згідно з положеннями Кодексу системи передачі.

9.1.2. ОСП повідомляє всіх учасників ринку про настання надзвичайної ситуації на власному офіційному вебсайті, зазначивши при цьому перший розрахунковий період, для якого настає надзвичайна ситуація, та направляє відповідне повідомлення всім учасникам ринку. Розрахунок на термін надзвичайної ситуації здійснюється відповідно до глави 9.2 цього розділу, а врегулювання надзвичайної ситуації в ОЕС України здійснюється згідно з Кодексом системи передачі.

9.1.3. ОСП направляє всім учасникам ринку та публікує на власному офіційному вебсайті відповідне повідомлення про припинення надзвичайної ситуації в ОЕС України, зазначивши останній розрахунковий період, для якого розрахунки здійснюються з урахуванням глави 9.2 цього розділу, що повинен бути не раніше ніж через 3 години з часу, коли зроблено повідомлення про припинення дії надзвичайної ситуації.

9.2. Компенсація за роботу в надзвичайній ситуації

9.2.1. У разі настання надзвичайної ситуації розрахунок плати за небаланс та балансуючу електричну енергію здійснюється відповідно до середньої за попередні 30 днів до оголошення надзвичайної ситуації ціни на розвантаження та завантаження.

9.2.2. У разі тривалості надзвичайної ситуації в ОЕС України більше 24 годин зобов'язання учасників ринку та АР щодо відповідальності за небаланси та оплати балансуючої енергії, визначені цими Правилами, припиняють свою дію на період дії надзвичайної ситуації в ОЕС України.

АР після припинення надзвичайної ситуації в ОЕС України, що тривала більше 24 годин, розраховує фактичні витрати, понесені кожним учасником ринку під час надзвичайної ситуації в ОЕС України, відповідно до його дій згідно з положеннями Кодексу системи передачі та Правил про безпеку постачання електричної енергії, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 27 серпня 2018 року № 448, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 19 вересня 2018 року за № 1076/32528, та виставляє відповідні платежі всім учасникам ринку для компенсації таких витрат.

9.2.3. Якщо учасник ринку не згоден з розрахунками, здійсненими відповідно до пункту 9.2.2 цієї глави, і вважає, що він поніс додаткові витрати для підтримки ОСП при виконанні його заходів, направлених на вирішення надзвичайної ситуації, або йому нараховано більшу плату ніж належить, він має право подати обґрунтовану претензію ОСП та направити копію Регулятору шляхом застосування процесу запиту платіжного документа.

X. Прикінцеві та перехідні положення

10.1. До синхронізації ОЕС України з об'єднаннями енергетичних систем держав - членів Європейського Союзу (Європейське співтовариство операторів магістральних мереж в електроенергетиці ENTSO-E) на ринку ДП запроваджуються граничні ціни надання ДП із забезпечення РПЧ, РВЧ та РЗ.

10.2. До настання події, зазначеної у главі 10.1 розділу X цих Правил, подача цінових пропозицій стосовно надання ДП із забезпечення РПЧ, РВЧ та РЗ, що перевищують граничну ціну, розраховану відповідно до цих Правил, забороняється.

10.3. У разі подання цінових пропозицій на надання ДП із забезпечення РПЧ, РВЧ та РЗ, що перевищують граничні ціни, розраховані для відповідного періоду, такі заявки відхиляються.

10.4. ОСП розраховує окремо граничні ціни для різних аукціонів на ДП з урахуванням таких вимог:

1) для річного аукціону щороку до проведення річного аукціону;

2) для квартального аукціону щокварталу до проведення квартального аукціону;

3) для місячного, тижневого та добового аукціонів щомісяця до проведення відповідного аукціону.

10.5. Граничні ціни, розраховані для річного аукціону, діють протягом календарного року, на який проводиться відповідний аукціон.

Граничні ціни, розраховані для квартального аукціону, діють протягом кварталу, на який проводиться відповідний аукціон.

Граничні ціни, розраховані для місячного, тижневого та добового аукціонів, діють протягом місяця, на який проводяться відповідні аукціони.

10.6. Граничну ціну на кожний вид ДП ОСП оприлюднює в деталях відповідного аукціону.

10.7. Граничні ціни надання ДП (по кожному продукту) прирівнюються до цін надання відповідних ДП (по кожному продукту), визначених за методикою, затвердженою Регулятором.

10.8. Під час проведення аукціонів на ДП ОСП оприлюднює на власному офіційному вебсайті розраховану граничну ціну.

{Пункт 10.9 розділу X виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

10.9. Для виробників електричної енергії, крім мікро-, міні-, малих гідроелектростанцій та електричних станцій, що виробляють електричну енергію з альтернативних джерел енергії, та імпортерів у кожному розрахунковому періоді доби постачання гранична нижня межа обов'язкової заявки щодо продажу електричної енергії на РДН становить 10 відсотків від сумарного обсягу відпуску електричної енергії всіма одиницями відпуску такого виробника в цьому розрахунковому періоді. ОСП забезпечує щодекадну перевірку дотримання учасниками ринку вимоги цього абзацу та повідомляє Регулятору про випадки її порушення учасниками ринку.

Зазначена вимога застосовується окремо для кожної торгової зони, визначеної ОСП відповідно до цих Правил та погодженої Регулятором.

До синхронізації ОЕС України з об'єднаннями енергетичних систем держав - членів Європейського Союзу (Європейське співтовариство операторів магістральних мереж в електроенергетиці ENTSO-E) учасники ринку у своїх заявках на балансуючу електричну енергію зобов'язані вказувати ціну не більше 115 % від встановленого обмеження ціни на РДН на цей розрахунковий період.

У разі подання ППБ пропозицій на балансуючу електричну енергію із ціною, що перебуває поза наведеним діапазоном, така заявка автоматично відхиляється системою управління ринком.

{Абзац перший пункту 10.10 розділу X виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

{Пункт 10.10 розділу X виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 109 від 17.01.2023}

{Пункт 10.11 розділу X виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

{Пункт 10.12 розділу X виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 458 від 06.05.2022}

10.10. Під час роботи в ізольованому (острівному) режимі учасники ринку електричної енергії мають здійснювати діяльність згідно з Правилами роботи учасників ринку під час роботи ОЕС України в ізольованому (острівному) режимі, що є додатком 12 до цих Правил.

ТИПОВИЙ ДОГОВІР
про врегулювання небалансів електричної енергії

ЗАЯВА-ПРИЄДНАННЯ
до договору про врегулювання небалансів електричної енергії