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.

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 агрегації, 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;

відбір - електрична енергія, що надійшла з системи передачі, системи розподілу або малої 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, систему розподілу або малу 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;

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 (ППВДЕ) 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;

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, агрегатором 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;

користувач СУР - фізична особа, уповноважена учасником ринку на здійснення операцій на ринку електричної енергії із застосуванням СУР, та інформація щодо якої внесена ОСП до реєстру користувачів СУР;

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) - електроустановка або сукупність електроустановок, призначених для споживання електричної енергії, що представлена на ринку відповідним учасником ринку та має точки комерційного обліку, 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);

одиниця відпуску - електроустановка або сукупність електроустановок, призначених для виробництва електричної енергії, що представлена на ринку відповідним учасником ринку та має точки комерційного обліку, визначені Кодексом комерційного обліку;

одиниця зберігання енергії - електроустановка або сукупність електроустановок, призначених для зберігання енергії, що управляється відповідним учасником ринку та має точки комерційного обліку, визначені Кодексом комерційного обліку;

одиниця надання допоміжних послуг - одиниця відбору, одиниця відпуску, одиниця зберігання енергії або одиниця агрегації, що управляється відповідним учасником ринку, який набув статусу постачальника допоміжних послуг, та має визначені Кодексом системи передачі технічні можливості надавати допоміжні послуги;

одиниця надання послуг з балансування - одиниця відбору, одиниця відпуску, одиниця зберігання енергії або одиниця агрегації, що управляється відповідним учасником ринку, який набув статусу постачальника послуг з балансування, та має можливості надавати послуги балансування;

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 ВДЕ з підтримкою - послуга із зменшення навантаження одиницями відпуску ВДЕ з підтримкою, що є ППВДЕ, надана в результаті виконання команди оператора системи передачі;

постачальник послуг із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою - ВДЕ з підтримкою, що уклав договір про надання послуги із зменшення навантаження щодо одиниць відпуску, які включені до балансуючої групи гарантованого покупця;

поточна заборгованість ППБ/СВБ - сума поточного зобов'язання ППБ/СВБ перед ОСП (з ПДВ) щодо забезпечення необхідної суми грошових 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 мережі;

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 ОСП - заборгованість ОСП щодо оплати необхідної суми грошових коштів (з ПДВ) за небаланси перед СВБ або балансуючу електричну енергію перед ППБ, відповідно до актів купівлі-продажу та актів-коригування, термін оплати яких відповідно до цих Правил минув;

прострочена заборгованість ППБ/СВБ - заборгованість учасника ринку, що є ППБ/СВБ, перед ОСП щодо оплати необхідної суми грошових коштів (з ПДВ), відповідно до актів купівлі-продажу та актів-коригування, або щодо забезпечення необхідної суми грошових коштів (з ПДВ) на рахунку ескроу ППБ/СВБ відповідно до декадного звіту ППБ/СВБ, місячного звіту ППБ/СВБ, позапланового звіту СВБ або звіту про коригування, за умови, що термін оплати такої заборгованості або термін забезпечення коштів на рахунку ескроу, 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 (крім ОСП), у будь-якому з визначених ОСП банків, для акумулювання коштів, що АР використовує для контролю достатності коштів для оплати поточної заборгованості ППБ/СВБ та погашення простроченої заборгованості ППБ/СВБ, розрахунків за балансуючу електричну енергію з ППБ/за небаланси з СВБ та для повернення коштів учаснику ринку, згідно з цими Правилами;

рахунок ескроу для фінансових гарантій - рахунок умовного зберігання, відкритий учасником ринку в будь-якому з визначених ОСП банків, для забезпечення фінансової гарантії за договором про врегулювання небалансів, відповідно до цих Правил;

реєстр користувачів СУР - реєстр, створення та адміністрування якого забезпечується ОСП, та який містить інформацію щодо користувачів СУР;

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;

сальдоване значення зареєстрованих обсягів електричної енергії - це різниця між сумарним обсягом купівлі електричної енергії учасником ринку за двосторонніми договорами, купівлі електричної енергії на ринку "на добу наперед", внутрішньодобовому ринку та імпорту електричної енергії та сумарним обсягом продажу електричної енергії учасником ринку за двосторонніми договорами, продажу електричної енергії на ринку "на добу наперед", внутрішньодобовому ринку та експорту 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;

потенційна одиниця надання допоміжних послуг - одиниця відпуску або одиниця зберігання енергії, загальна регулююча потужність якої становить не менше 1 МВт, яку ППДП або ПДП зобов’язується представляти на ринку ДП після виконання умов договору про надання допоміжних послуг з регулювання частоти та активної потужності у майбутньому (далі - договір про надання ДП у майбутньому);

потенційний постачальник допоміжних послуг - суб’єкт господарювання, який має намір здійснювати діяльність на ринку допоміжних послуг потенційною одиницею надання допоміжних послуг та уклав договір про надання ДП у майбутньому;

рахунок ескроу ДП - рахунок умовного зберігання, відкритий ПДП або ППДП в банку, визначеному ОСП, для фінансового забезпечення виконання умов договору про надання ДП у майбутньому та/або гарантійного внеску для участі у спеціальному аукціоні.

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;

ОМСР - оператор малої системи розподілу;

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;

ППДП - потенційний постачальник допоміжних послуг;

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 навантаження одиниць відпуску ППВДЕ, що є складовою СУР;

СУР - система управління ринком;

УЗЕ - установка зберігання енергії;

ФПП - фізичне право на передачу;

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.

1.2.1. Учасниками ринку електричної енергії є:

агрегатор;

виробник;

електропостачальник;

трейдер;

ОМСР;

ОСП;

ОСР;

ОР;

ОУЗЕ;

гарантований покупець;

споживач (у тому числі активний споживач), який провадить 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.

1.3.1. 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.

Укласти договір про врегулювання небалансів електричної енергії можуть виключно суб’єкти господарювання, які зареєстровані, як учасники оптового енергетичного ринку.

Споживачі, що купують електричну енергію за договором постачання електричної енергії споживачу та входять до складу агрегованої групи, набувають статусу активного споживача на період дії та на умовах договору про участь в агрегованій групі, укладеного між споживачем та агрегатором відповідно до вимог цих Правил. Такі споживачі не вносяться АР до реєстру учасників ринку.

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 (крім агрегатора) повинен мати діючі договори про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та/або про надання послуг з передачі електричної енергії, що укладаються згідно із Кодексом системи передачі.

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, ОМСР, агрегатор, ОУЗЕ, активний споживач, гарантований покупець, оператор ринку);

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

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

5) 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;

6) електронну адресу;

7) інформацію щодо відкритих рахунків ескроу, підтверджену довідкою з банку про відкриття такого рахунку;

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

9) ECRB-код учасника оптового енергетичного ринку.

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.

1.4.1. 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.

1.5.1. 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.

ВДЕ з підтримкою має право передати гарантованому покупцю фінансову відповідальність за небаланси одиниці відпуску, якій встановлено "зелений" тариф, шляхом включення одиниці відпуску ВДЕ з підтримкою до складу балансуючої групи гарантованого покупця.

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.

Учасники ринку мають право входити до складу агрегованої групи шляхом включення електроустановок до складу одиниці агрегації такої агрегованої групи.

До складу одиниці агрегації можуть входити лише електроустановки, точки комерційного обліку яких встановлені в межах однієї торгової зони, однієї адміністративної області та однієї області комерційного обліку.

Агрегатор є стороною, відповідальною за баланс усіх електроустановок, що входять до складу його одиниць агрегації, за виключенням електроустановок, призначених для споживання споживачів, які купують електричну енергію в іншого учасника ринку, що здійснює діяльність з постачання електричної енергії споживачу.

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

Особливості функціонування балансуючої групи гарантованого покупця визначаються Порядком купівлі гарантованим покупцем електричної енергії, виробленої з альтернативних джерел, та договором про участь у балансуючій групі гарантованого покупця. До складу балансуючої групи гарантованого покупця можуть входити виключно одиниці відпуску, яким встановлено "зелений" тариф.

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

5) умови припинення дії 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.

Договір, що укладається між агрегатором та учасником ринку, який має намір включити електроустановки до складу одиниці агрегації агрегованої групи, повинен включати, зокрема:

1) порядок купівлі-продажу електричної енергії у межах агрегованої групи;

2) порядок розрахунку небалансів електричної енергії у межах агрегованої групи;

3) фінансову відповідальність за небаланси електричної енергії одиниці агрегації перед агрегатором;

4) порядок повідомлення агрегатора та виконання погодинних графіків кожної одиниці агрегації;

5) умови припинення дії договору за ініціативою агрегатора;

6) умови припинення дії договору з учасником ринку, електроустановки якого включено до агрегованої групи, за ініціативою такого учасника ринку;

7) порядок розрахунків та оплати балансуючої електричної енергії у межах агрегованої групи, за надані ОСП послуги з балансування;

8) порядок розрахунків та оплати у межах агрегованої групи, за надані ОСП допоміжні послуги;

9) порядок управління одиницями агрегації, що входять до складу агрегованої групи.

1.5.4. Учасники балансуючої групи несуть фінансову відповідальність за небаланс перед СВБ у рамках своїх небалансів електричної енергії.

Особливості фінансової відповідальності ВДЕ з підтримкою за небаланси одиниць відпуску, що включені до балансуючої групи гарантованого покупця, визначаються договором про участь у балансуючій групі гарантованого покупця та Порядком купівлі гарантованим покупцем електричної енергії, виробленої з альтернативних джерел енергії.

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

Агрегатор несе фінансову відповідальність перед ОСП за небаланси електричної енергії одиниць агрегації, що включені до складу його агрегованої групи, крім випадків, передбачених Законом та цими Правилами.

Гарантований покупець несе фінансову відповідальність перед ОСП за небаланси одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою, що включені до складу балансуючої групи гарантованого покупця.

1.5.6. Учасники ринку, які увійшли до складу балансуючої групи, зобов'язані надавати СВБ погодинні графіки відпуску/відбору електричної енергії та виконувати їх.

1.5.7. Для виходу/входу учасника ринку зі/до складу балансуючої групи або зміни балансуючої групи, учасник ринку зобов’язаний надати АР заяву щодо зміни СВБ, що має містити:

1) ЕІС-код учасника ринку (заявника);

2) ЕІС-код учасника ринку (СВБ), у якого заявник зареєстрований у якості члена балансуючої групи;

3) ЕІС-код учасника ринку (СВБ), у якого він бажає зареєструватися в якості члена його балансуючої групи;

4) заплановану дату зміни СВБ;

5) письмову згоду учасника ринку (СВБ) на включення такого учасника ринку (заявника) до складу своєї балансуючої групи, що додається до заяви.

У письмовій згоді учасника ринку (СВБ) на включення учасника ринку (заявника) до складу своєї балансуючої групи зазначається дата, з якої учасник ринку (СВБ) погоджується включити учасника ринку (заявника) до складу своєї балансуючої групи. Зазначена учасником ринку у заяві щодо зміни СВБ запланована дата зміни СВБ має відповідати даті, зазначеній у письмовій згоді учасника ринку (СВБ) на прийняття заявника до складу своєї балансуючої групи.

Заява щодо зміни СВБ подається не пізніше ніж:

за чотири робочі дні до запланованої дати зміни СВБ - для виходу/входу зі/до складу балансуючої групи;

за сім робочих днів до запланованої дати зміни СВБ - для зміни балансуючої групи.

1.5.8. Виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою зі/до складу балансуючої групи гарантованого покупця здійснюється відповідно до цих Правил та з урахуванням особливостей, визначених Порядком купівлі гарантованим покупцем електричної енергії, виробленої з альтернативних джерел енергії.

Для виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою зі/до складу балансуючої групи гарантованого покупця гарантований покупець зобов’язаний надати АР заяву щодо виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою з/до балансуючої групи гарантованого покупця, що має містити:

1) ЕІС-код ВДЕ з підтримкою;

2) ЕІС-код гарантованого покупця;

3) EIC-коди типу W одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою, які гарантований покупець має намір виключити/включити зі/до складу балансуючої групи гарантованого покупця;

4) заплановану дату виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою з/до балансуючої групи гарантованого покупця.

Заява щодо виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою з/до балансуючої групи гарантованого подається не пізніше ніж за сім робочих днів до дати, з якої має вступити в силу відповідне виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою з/до балансуючої групи гарантованого покупця.

Заява щодо виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою з/до балансуючої групи гарантованого, відповідно до якої включення одиниці відпуску ВДЕ з підтримкою до балансуючої групи гарантованого покупця здійснюється вперше або відповідно до якої одиниця відпуску ВДЕ з підтримкою через технічні причини тимчасово виключається зі складу балансуючої групи гарантованого покупця, подається не пізніше ніж за чотири робочі дні до дати, з якої має вступити в силу відповідна зміна.

1.5.9. Для зміни агрегованої групи, виключення або включення з/до складу агрегованої групи, учасник ринку зобов’язаний надати АР відповідну заяву, що має містити:

1) ЕІС-код учасника ринку (заявника);

2) ЕІС-код учасника ринку (агрегатора), у якого заявник зареєстрований у якості члена агрегованої групи;

3) ЕІС-код учасника ринку (агрегатора), у якого він бажає зареєструватися в якості члена його агрегованої групи;

4) заплановану дату зміни агрегованої групи, виключення або включення з/до складу агрегованої групи;

5) письмову згоду учасника ринку (агрегатора) на включення заявника до складу своєї агрегованої групи, що додається до заяви.

Заява щодо зміни агрегованої групи, виключення або включення з/до складу агрегованої групи подається не пізніше ніж за сім робочих днів до дати, з якої має вступити в силу відповідна зміна агрегованої групи, або виключення або включення з/до складу агрегованої групи.

1.5.10. Для виключення/включення електроустановки з/до складу одиниці агрегації агрегованої групи або зміни належності електроустановки до іншої одиниці агрегації в межах однієї агрегованої групи агрегатор зобов’язаний надати АР відповідну заяву, що має містити:

1) ЕІС-код агрегатора;

2) ЕІС-код електроустановки, яку агрегатор має намір виключити/включити з/до складу одиниці агрегації;

3) заплановану дату виключення/включення електроустановки з/до складу одиниці агрегації агрегованої групи;

4) одиницю агрегації агрегованої групи, з/до складу якої агрегатор має намір виключити/включити відповідну електроустановку.

Заява щодо виключення/включення електроустановки з/до складу одиниці агрегації агрегованої групи або зміни належності електроустановки до іншої одиниці агрегації в межах однієї агрегованої групи подається не пізніше ніж за сім робочих днів до дати, з якої мають вступити в силу відповідні зміни.

1.5.11. АР не пізніше третього робочого дня, з дня отримання від учасника ринку заяви, передбаченої пунктами 1.5.7-1.5.10 цієї глави, повідомляє:

учаснику ринку про прийняття його заяви або її відхилення із зазначенням причин відмови;

учаснику ринку, зі складу балансуючої/агрегованої групи якого має намір вийти учасник ринку (заявник), про відповідну заяву та заплановану дату виключення зі складу балансуючої/агрегованої групи такого учасника ринку (заявника).

АР має право відхилити заяву у випадку подання учасником ринку в заяві недостовірної або такої, що не відповідає положенням цих Правил, інформації.

АР на підставі прийнятої від учасника ринку заяви, передбаченої пунктами 1.5.7-1.5.10 цієї глави, зобов’язаний:

1) забезпечити внесення відповідних змін до СУР;

2) повідомити про внесені зміни:

учасника ринку, що звернувся до АР з відповідною заявою;

учасника ринку, з/до складу балансуючої/агрегованої групи якої був виключений/включений учасник ринку (заявник);

гарантованого покупця щодо виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою з/до складу його балансуючої групи;

агрегатора щодо виключення/включення електроустановок з/до складу його одиниці агрегації.

Повідомлення про внесені зміни мають містити ЕІС-код учасника ринку (заявника), ЕІС-код учасника ринку, щодо складу балансуючої/агрегованої групи якого відбуваються зміни, та час і дату, з якої зміни вступають у силу.

Внесення АР відповідних змін до СУР здійснюється за один день до узгодженої запланованої дати таких змін, зазначеній у відповідній заяві учасника ринку, що була прийнята АР. Якщо в передбачених пунктами 1.5.7-1.5.10 цієї глави в заявах відсутні заплановані дати відповідних змін або зазначені заплановані дати неузгоджені між собою, АР здійснює відповідну зміну СВБ восьмого робочого дня після отримання АР такої заяви.

Якщо за результатами прийняття АР заяви щодо зміни СВБ має відбутись вихід заявника зі складу балансуючої групи СВБ без подальшого включення до іншої балансуючої групи СВБ або входження заявника, який не перебуває у складі балансуючої групи СВБ, до складу балансуючої групи СВБ, АР здійснює відповідні зміни не пізніше четвертого робочого дня, з дня отримання АР відповідної заяви щодо зміни СВБ.

Зміна СВБ, агрегованої групи, належності електроустановки до одиниці агрегації або виключення/включення одиниць відпуску ВДЕ з підтримкою з/до балансуючої групи гарантованого покупця здійснюється АР з 00 годин 00 хвилин дати, з якої така зміна вступає в силу.

1.5.12. 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.

1.5.13. 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.

1.5.14. АР має право в односторонньому порядку поновити дію договорів про врегулювання небалансів електричної енергії для всіх учасників ринку, які входять до складу балансуючої групи СВБ, що не виконує вимоги цих Правил, про що члени балансуючої групи повинні бути повідомлені за два дні до настання таких змін.

У випадку розірвання договору про врегулювання небалансів, укладеного між ОСП та учасником ринку, ОСП (у ролі АР) виключає такого учасника ринку зі складу балансуючої групи або агрегованої групи та якщо такий учасник ринку є СВБ балансуючої групи або агрегатором - поновлює дію договорів про врегулювання небалансів електричної енергії для всіх учасників ринку, які входять до складу балансуючої групи або агрегованої групи цього учасника ринку.

1.5.15. СВБ ініціює 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 два робочі дні після отримання АР такої заяви.

Агрегатор ініціює вихід учасника ринку зі складу своєї агрегованої групи в результаті розірвання договору, укладеного між агрегатором та таким учасником ринку, надавши ОСП відповідну заяву. Така зміна може бути здійснена не раніше ніж через два робочі дні після отримання АР такої заяви.

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 припинення 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 зазначенням у повідомленні дати, на яку виконано останню таку вимогу.

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 та 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;

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

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

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

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.

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.

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 днів. Датою набуття статусу "Дефолтний" є наступний день після двох 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.

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.

1.7.7. Учасник ринку втрачає статус "Дефолтний" після настання принаймні однієї з таких подій або обставин:

1) здійснення учасником ринку оплати простроченої заборгованості ППБ/СВБ, 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.

АР позбавляє учасника ринку статусу "Дефолтний" з 00:00 дня, наступного за днем отримання АР на офіційну електронну адресу звернення учасника ринку щодо позбавлення статусу "Дефолтний", якщо таке звернення отримано до 18:00. В іншому випадку, АР позбавляє учасника ринку статусу "Дефолтний" з 00:00 другого дня, за днем отримання АР цього звернення;

2) припинення дії договору про врегулювання небалансів електричної енергії, що укладений між ОСП та учасником ринку.

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/формує документи та необхідні для розрахунків звіти, 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.

Учасникам ринку електричної енергії забороняється здійснювати маніпулювання на ринку електричної енергії.

Маніпулюванням на ринку електричної енергії, щодо якого здійснюється аналіз є:

наявність в учасника ринку, крім виробників, гарантованого покупця та агрегатора в межах максимально можливого обсягу відпуску відповідно до потужностей одиниць агрегації, що входять до агрегованої групи агрегатора, від’ємного сальдованого значення зареєстрованих обсягів електричної енергії за розрахунковий період;

подання заявок на продаж на РДН або ВДР, обсяги електричної енергії в яких на момент подання заявки не забезпечені на розрахунковий період потужностями власної генерації та/або обсягами купівлі на РДД, та/або імпорту, та/або акцептованої купівлі на РДН або ВДР;

У випадку виявлення дій або бездіяльності зі сторони учасника ринку, що містять ознаки маніпулювання, АР аналізує дані, отримані за результатами спостереження, та не пізніше 17:00 другого робочого дня від дня виявлення ознак маніпулювання повідомляє про це Регулятора та відповідного учасника ринку із наданням результатів аналізу діяльності цього учасника.

АР здійснює спостереження та повідомляє Регулятора не пізніше 17:00 другого робочого дня щодо наступних дій учасника ринку:

наявність в учасника ринку, який є СВБ, крім виробників та гарантованого покупця, величини негативного небалансу в обсязі, що перевищує 15 % від сумарного обсягу купленої та імпортованої електричної енергії учасниками балансуючої групи за торговий день d, за оперативними даними комерційного обліку;

надання учасником ринку неправдивої інформації ОСП.

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.

1.9.1. 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.

ОСП визначає та оприлюднює на своєму вебсайті перелік банків, в яких учасники ринку можуть відкрити рахунки ескроу для виконання зобов'язань відповідно до цих Правил.

Включення ОСП банків до переліку банків, в яких учасники ринку можуть відкрити рахунки ескроу, здійснюється за умови наявності встановленої (налагодженої) між ОСП та відповідними банками організаційної та технічної можливості надавати послуги щодо відкриття та обслуговування рахунків ескроу учасників ринку, а також інших послуг, необхідних для забезпечення проведення розрахунків та виконання зобов'язань учасників ринку відповідно до цих Правил.

Встановлення (налагодження) між ОСП та банками технічної можливості надавати послуги щодо відкриття та обслуговування рахунків ескроу учасників ринку здійснюється за результатами виконання банками технічних вимог ОСП щодо відкриття таких рахунків та укладення договору між ОСП та відповідним банком.

Технічні вимоги ОСП до банків розробляються ОСП із дотриманням принципу недискримінації та не повинні призводити до недопущення, усунення, обмеження чи спотворення конкуренції.

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

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.

1.10.1. 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.

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;

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. Авторизація користувачів у СУР здійснюється за умови включення такого користувача до реєстру користувачів СУР.

1.11.10. 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.

1.12.1. 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 надає учасникам ринку доступ до СУР через користувачів СУР.

ОСП організовує навчання уповноважених осіб учасників ринку користуванню СУР та забезпечує підтримку та інструктування.

ОСП на підставі заяви учасника ринку протягом двох робочих днів включає дані щодо уповноважених осіб цього учасника ринку до реєстру користувачів СУР.

Зміна учасника ринку, на користь якого користувач СУР уповноважений на здійснення операцій у СУР, забезпечується ОСП упродовж двох робочих днів за заявою учасника ринку, що бажає уповноважити такого користувача СУР на здійснення операцій у СУР на його користь та за умови надання письмової згоди цього користувача СУР.

ОСП повідомляє відповідних учасників ринку про зміну користувачем СУР учасника ринку, на користь якого користувач СУР уповноважений на здійснення операцій у СУР.

Виключення ОСП користувача СУР з реєстру користувачів СУР відбувається протягом двох робочих днів за заявою учасника ринку, на користь якого такий користувач СУР уповноважений на здійснення операцій у СУР.

Користувач СУР може бути уповноважений на здійснення операцій у СУР лише одним учасником ринку.

ОСП повідомляє учасникам ринку про включення/зміну/виключення їхніх уповноважених осіб із реєстру користувачів СУР.

ОСП надає Регулятору доступ до реєстру користувачів СУР.

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.

1.13.1. 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.

1.14.1. 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.

1.15.1. 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.

1.16.1. 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.

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.

2.2.1. 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 за ДД, що відповідають розрахунковим періодам торгового дня, на електронній платформі відбувається о 10:00 за один день до торгового дня (d-1).

У випадку технічної необхідності або за наявністю обставин, що унеможливлюють здійснення ОСП реєстрації ДД, закриття воріт для реєстрації обсягів електричної енергії за ДД, що відповідають розрахунковим періодам торгового дня, на електронній платформі може бути перенесено ОСП не пізніше 19:00 за один день до торгового дня (d-1).

У разі перенесення часу закриття воріт для реєстрації обсягів електричної енергії за ДД ОСП до 10:00 оприлюднює відповідне повідомлення на власному вебсайті.

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.

2.3.1. 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, або у випадку перенесення часу закриття воріт для реєстрації обсягів електричної енергії за ДД не пізніше ніж через 45 хвилин після часу закриття воріт для реєстрації обсягів електричної енергії за ДД, 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.

У випадку технічної необхідності, за зверненням ОСП до ОР час повідомлення ОР максимального обсягу продажу на РДН може бути подовжено, але він не може бути пізніше ніж за 10 хвилин до часу "закриття воріт РДН".

2.3.6. Для складання графіків електричної енергії на торговий день d ОР до 14:00 дня, що передує торговому дню (d-1), або у випадку перенесення часу "закриття воріт РДН" не пізніше ніж через одну годину після часу "закриття воріт РДН", 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.

2.4.1. 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).

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 аукціонах на ДП можуть брати участь:

1) ПДП, які використовують одиниці надання ДП, що внесені до Реєстру ПДП, загальна регулююча потужність яких становить не менше 1 МВт, або мають намір використовувати потенційні одиниці надання ДП;

2) ППДП, які мають намір використовувати потенційні одиниці надання ДП.

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.

4) одиниці агрегації, що пройшли перевірку, провели випробування електроустановок відповідно до Кодексу системи передачі, внесені до Реєстру ПДП, та загальна регулююча потужність яких 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 - 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;

напрям закупівлі - обсяг товару на ринку ДП, що може пропонуватися ПДП або ППДП по одиниці надання ДП або потенційній одиниці надання ДП: окремо тільки резерв завантаження або окремо тільки резерв розвантаження, або тільки комплексно - одночасно резерв завантаження і резерв розвантаження;

кількість пропозицій "ціна - обсяг" - кількість пропозицій "ціна - обсяг", що може пропонуватися ПДП або ППДП у межах одиниці надання ДП або потенційної 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 пройшли модернізацію та/або реконструкцію, зобов'язані бути технічно спроможні надавати ДП з РПЧ, РВЧ та РЗ.

Агрегатори, що здійснюють управління одиницями агрегації, до складу яких включені одиниці відпуску, сумарна встановлена потужність яких складає 20 МВт і більше, зобов'язані набути статусу ПДП та пропонувати на відповідних аукціонах на ДП з РПЧ, РВЧ та РЗ потужність обладнання, щодо якого отримано свідоцтво про відповідність вимогам до ДП та не подавалась декларація про неготовність.

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.

3.2.1. ППДП або кандидат у ПДП подає ОСП заяву про включення до Реєстру ПДП. Форма заяви про включення до Реєстру ПДП оприлюднюються ОСП на власному офіційному вебсайті.

До заяви про включення до Реєстру ПДП додається копія Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП, відомості про укладені договори про врегулювання небалансів електричної енергії, про участь в балансуючому ринку електричної енергії та договору про надання ДП. Наявність договору за умови наявності Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП, строк дії якого минув і не був поновлений, зупиняє дію статусу ПДП для відповідної одиниці ДП.

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

Якщо ППДП або кандидат у ПДП не надав необхідну інформацію протягом цього терміну, заява про включення до Реєстру ПДП не розглядається.

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

3.2.4. Кандидат у ПДП або ППДП подає ОСП заяву про приєднання до відповідного договору про надання ДП, типові форми яких наведені в додатках 3, 4 та 5 до цих Правил. Форма заяви про приєднання до відповідного договору про надання ДП оприлюднюються ОСП на власному офіційному вебсайті.

3.2.5. ОСП розглядає заяву про приєднання до договору про надання ДП та не пізніше ніж через 5 робочих днів з дати її отримання у разі відсутності підстав для її відхилення інформує кандидата у ПДП або ППДП про прийняття такої заяви або відхилення з відповідним обґрунтуванням. Підставою для відхилення заяви про приєднання до договору про надання ДП є некоректне її заповнення та/або відсутність:

у кандидата ПДП - укладеного договору про врегулювання небалансів електричної енергії та договору про участь у балансуючому ринку;

у кандидата у ППДП - договору про надання ДП у майбутньому.

3.2.6. Статус ПДП набувається ППДП або кандидатом у ПДП після внесення до Реєстру ПДП.

Статус ППДП набувається кандидатом у ППДП після укладення ним договору про надання ДП та договору про надання ДП у майбутньому.

Порядок укладання договору про надання ДП у майбутньому визначений главою 3.18 цих Правил.

3.2.7. 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.

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

3.3.2. ОСП щорічно перед проведенням річних аукціонів 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

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 - Сума Genser більше або дорівнює 0 або Shp більше або дорівнює 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.

3.4.1. 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 ПДП зобов'язань з надання ДП 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.

3.5.1. ПДП та ППДП зобов'язані виконувати умови договорів про надання допоміжних послуг та/або договорів про надання ДП у майбутньому, а також вимоги цих Правил та Кодексу систем передачі щодо участі на ринку ДП.

3.5.2. Усі ПДП мають право подавати ОСП пропозиції щодо надання ДП в обсязі, що не перевищує обсяг, зазначений в Свідоцтві про відповідність вимогам до надання допоміжних послуг, та який відповідає вимогам Кодексу системи передачі.

3.6.1. Ціна надання ДП 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. Ціна надання ДП, визначена за результатами спеціального аукціону на ДП, конвертується у євро за офіційним валютним курсом Національного банку України, середнім за місяць, у якому проводився такий аукціон, з подальшою конвертацією у гривню за офіційним валютним курсом Національного банку України по відношенню до курсу євро, середнього за місяць, у якому було надано відповідну ДП;

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

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 прийняття рішення щодо позбавлення ПДП Свідоцтва про відповідність вимогам до ДП ОСП готує відповідний звіт щодо такого випадку та подає його Регулятору.

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.

3.8.1. 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 відповідно до Інструкції щодо подання та публікації даних на ринку електричної енергії. 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 енергетики та комунальних послуг, від 19 червня 2018 року № 459.

3.9.1. З метою забезпечення можливості для ПДП або ППДП 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 після набуття статусу ПДП.

ППДП отримує доступ до СУР у частині аукціонної платформи для участі у спеціальних аукціонах на ДП після набуття статусу ППДП.

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 наступних років/наступного року/кварталу/місяця/тижня окремо по торгових зонах. Такі вимоги до резерву оприлюднюються на офіційному вебсайті ОСП згідно з графіком проведення аукціонів на ДП:

для річного аукціону на ДП - не пізніше 20 жовтня;

для спеціального аукціону на ДП - не пізніше 20 числа першого місяця кварталу, у якому має відбутись спеціальний аукціон на ДП;

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

для аукціону на ДП на наступний місяць - не пізніше 26 числа поточного місяця;

для тижневого та добового аукціону на ДП - не пізніше ніж за одну годину до часу відкриття воріт відповідного аукціону на ДП;

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.

3.10.1. Проведення аукціонів на ДП, у тому числі спеціальних 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 або ППДП 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 пропозицій;

10) адресу/електронну адресу, на яку подаються пропозиції (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, та/або спеціального аукціону на ДП 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, та/або спеціального аукціону на ДП 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/спеціального 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.

ОСП має право проводити спеціальні аукціони на ДП для придбання ДП на строк, що перевищує один рік, але не більше п’яти років, з відстроченням початку надання такої ДП.

Період відстрочення початку надання ДП визначається ОСП та може становити до трьох років (включно).

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

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 пропозиції на ДП, акцептованій аукціонною платформою присвоюються унікальний ідентифікатор та часова відмітка.

3.10.10. Уповноважені особи ПДП та ППДП, що отримали доступ до аукціонної платформи, подають пропозиції на ДП. Інформація про всі операції та час їх здійснення через цю платформу зберігається в аукціонній платформі на ДП.

3.10.11. Під час проведення аукціонів та до моменту оголошення їх результатів 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 надання ДП, оприлюднює на власному офіційному вебсайті графік проведення аукціонів на ДП.

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 придбаватись на добовому, тижневому, місячному, квартальному та річному аукціонах на ДП.

ДП із забезпечення РПЧ та аРВЧ можуть придбаватись на спеціальних 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 або ППДП 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.

3.11.1. 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 Порядку перевірки та проведення випробувань електроустановок ПДП, визначеного 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.

3.12.1. ПДП та ППДП 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 ПДП та ППДП, чиї дії містять ознаки порушень законодавства про захист економічної конкуренції або порушують чи загрожують зірвати процедури підготовки та проведення аукціонів на ДП.

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 або ППДП 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 або ППДП має право подавати для кожної одиниці надання ДП або для кожної потенційної одиниці надання ДП для кожного продукту з резерву (за винятком продуктів РПЧ) одну пропозицію резерву, кожна з яких містить до 10 (включно) пропозицій "ціна - обсяг".

3.13.5. Пропозиції резерву для РПЧ повинні включати для кожного розрахункового періоду торгового дня одну пропозицію "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 або спеціальних аукціонів на ДП вони становлять сумарні обсяги ДП по кожному ПДП та/або ППДП, від якого подається пропозиція, щодо кожної одиниці надання ДП або потенційної одиниці надання ДП.

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.

3.13.8. Пропозиції резерву потужності на завантаження є пропозиціями ПДП на резервування потужності одиницею надання ДП для збільшення обсягу відпуску електричної енергії або зменшення обсягу відбору електричної енергії.

Пропозиції резерву потужності на розвантаження є пропозиціями ПДП на резервування потужності одиницею надання ДП для зменшення обсягу відпуску електричної енергії або збільшення обсягу відбору електричної енергії.

Пропозиції симетричного резерву потужності є пропозиціями ПДП на резервування потужності одиницею надання ДП на завантаження та розвантаження одночасно.

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 та ППДП 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 або ППДП 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, тижневих та спеціальних 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. ОСП після оприлюднення повідомлення про перехід на резервну процедуру оприлюднює на власному офіційному вебсайті вичерпну інформацію щодо строків, умов та способу 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 та ППДП у цей же день.

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 або ППДП, 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 або ППДП 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 або ППДП. 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 починаючи з часу, коли ПДП або ППДП 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.

3.16.1. Після кожного аукціону на ДП кожному ПДП та ППДП 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 та ППДП 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 та ППДП, 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/спеціального аукціону на ДП оприлюднюються після завершення процедури оскарження результатів відповідного аукціону.

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

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

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

3.17.4. Після отримання відповіді від ОСП щодо результатів оскарження ПДП або ППДП 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 або ППДП погодився з результатами розгляду його оскарження у межах процедури, передбаченої цими Правилами.

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

3.18.1. На спеціальних аукціонах на ДП ОСП здійснює придбання ДП з надання резервів регулювання частоти та активної потужності, а саме РПЧ та аРВЧ, строк надання яких перевищує один рік, але не більше п’яти років, з відстроченням початку надання такої ДП до трьох років (включно).

3.18.2. У спеціальних аукціонах на ДП мають право брати участь:

ПДП з метою подання пропозицій на одиниці надання ДП та/або потенційні одиниці надання ДП;

ППДП з метою подання пропозицій на потенційні одиниці надання ДП.

3.18.3. Для участі у спеціальних аукціонах на ДП з метою подання пропозицій на відповідну потенційну одиницю надання ДП, ПДП або ППДП має бути забезпечено укладення договору про надання допоміжних послуг з регулювання частоти та активної потужності та договору про надання ДП у майбутньому, а також наявність гарантійного внеску.

3.18.4. Договір про надання ДП у майбутньому укладається між ОСП та ПДП або кандидатом у ППДП для кожної потенційної одиниці надання ДП, щодо якої планується подача пропозицій на спеціальному аукціоні на ДП, та повинен включати, зокрема:

термін дії договору з дати підписання цього договору до дати включення потенційної одиниці надання ДП до Реєстру ПДП як одиниці надання ДП;

порядок розірвання або припинення дії договору;

умови надання/повернення гарантійного внеску для участі в спеціальному аукціоні на ДП;

умови надання/повернення фінансового забезпечення виконання умов договору;

заборона зміни сторони договору без згоди іншої сторони;

вимоги до технічних характеристик обладнання, необхідних для належного надання ДП потенційною одиницею надання ДП відповідно до результатів спеціального аукціону на ДП;

умови здійснення спостереження за виконанням ПДП або ППДП умов щодо набуття потенційною одиницею надання ДП статусу одиниці надання ДП.

Форма договору про надання ДП у майбутньому оприлюднюється ОСП на власному офіційному вебсайті.

3.18.5. ПДП або ППДП, які мають намір подавати на спеціальному аукціоні на ДП пропозиції на потенційні одиниці надання ДП, ініціюють укладання договору про надання ДП у майбутньому з ОСП, у письмовій або електронній формі, що визначається сторонами такого договору.

ПДП, який має намір подавати на спеціальному аукціоні на ДП пропозиції на одиницю надання ДП, договір про надання ДП у майбутньому не укладає.

3.18.6. ОСП перевіряє повноту та правильність заповнення договору про надання ДП у майбутньому та протягом 7 робочих днів з дня його отримання повідомляє ПДП або ППДП про укладення такого договору або про відмову в укладанні такого договору з відповідним обґрунтуванням.

3.18.7. Після укладання між ОСП та ПДП або ППДП договору про надання допоміжних послуг з регулювання частоти та активної потужності та договору про надання ДП у майбутньому, але не пізніше ніж за 7 робочих днів до проведення спеціального аукціону на ДП, ППДП або ПДП, що має намір брати участь у спеціальному аукціоні на ДП потенційною одиницею надання ДП, перераховує на поточний рахунок ОСП або рахунок ескроу ДП гарантійний внесок у розмірі 5000 євро для кожної потенційної одиниці надання ДП у гривневому еквіваленті за курсом Національного банку України на дату перерахування гарантійного внеску.

3.18.8. ОСП протягом 5 робочих днів з дати перерахування гарантійного внеску надає ППДП або ПДП, що має намір брати участь у спеціальному аукціоні на ДП потенційною одиницею надання ДП, доступ до участі в спеціальному аукціоні на ДП.

3.18.9. ОСП забезпечує проведення спеціального аукціону на ДП у порядку, визначеному цим розділом.

РПЧ та аРВЧ, що пропонується на спеціальному аукціоні на ДП, мають передбачати надання ДП безперервно щонайменше два тижні.

3.18.10. ПДП або ППДП, що за результатами спеціального аукціону на ДП отримав право надавати ДП потенційною одиницею надання ДП, протягом 30 календарних днів з дати оприлюднення результатів спеціального аукціону на ДП або завершення процедури оскарження результатів такого аукціону, має підтвердити фінансове забезпечення виконання умов договору про надання ДП у майбутньому.

3.18.11. Розмір фінансового забезпечення виконання умов договору про надання ДП у майбутньому становить 30000 євро помножений на максимальне значення потужності, що за результатами спеціального аукціону має бути забезпечена потенційною одиницею надання ДП, у гривневому еквіваленті за курсом Національного банку України на дату перерахування гарантійного внеску.

3.18.12. Фінансове забезпечення виконання умов договору про надання ДП надається шляхом розміщення ПДП або ППДП суми коштів, визначеної з урахуванням результатів спеціального аукціону на ДП, на рахунку ескроу ДП.

3.18.13. ОСП повертає гарантійний внесок у таких випадках:

1) ПДП або ППДП, що брав участь у спеціальному аукціоні на ДП та не переміг у цьому аукціоні - протягом 5 робочих днів з дати оприлюднення результатів спеціального аукціону на ДП або завершення процедури оскарження результатів такого аукціону;

2) ПДП або ППДП, що брав участь у спеціальному аукціоні на ДП та переміг у цьому аукціоні - протягом 5 робочих днів з дати підтвердження ПДП або ППДП фінансового забезпечення виконання умов договору про надання ДП у майбутньому.

ОСП не повертає гарантійний внесок у випадку, якщо протягом 30 календарних днів з дати оприлюднення результатів спеціального аукціону на ДП або завершення процедури оскарження результатів такого аукціону ПДП або ППДП, що за результатами спеціального аукціону на ДП отримав право надавати ДП потенційною одиницею надання ДП, не підтвердив фінансове забезпечення виконання умов договору про надання ДП у майбутньому.

3.18.14. ОСП здійснює спостереження за виконанням ПДП або ППДП умов щодо набуття потенційною одиницею надання ДП статусу одиниці надання ДП, визначених договором про надання ДП у майбутньому, у порядку, передбаченому таким договором.

Якщо під час спостереження ОСП за виконанням ПДП або ППДП умов щодо набуття потенційною одиницею надання ДП статусу одиниці надання ДП наявні підстави потенційного ненадання ДП у строки, визначені умовами договору про надання ДП у майбутньому, ОСП має право здійснити купівлю ДП на подальших аукціонах.

3.18.15. Не пізніше ніж за 45 календарних днів до дати початку надання ДП потенційною одиницею ДП, ПДП або ППДП мають:

забезпечити відповідність технічних характеристик обладнання потенційної одиниці надання ДП обсягам та виду ДП, що продана на спеціальному аукціоні на ДП, що підтверджені Свідоцтвом про відповідність вимогам до ДП;

набути статусу ПДП щодо потенційної одиниці надання ДП.

У разі невиконання вимог, визначених цим пунктом, ОСП протягом 30 календарних днів з дати початку періоду надання ДП стягує з ПДП або ППДП фінансове забезпечення виконання умов договору про надання ДП у майбутньому.

У разі виконання вимог, визначених цим пунктом, ОСП протягом 30 календарних днів з дати початку періоду надання ДП повертає ПДП або ППДП фінансове забезпечення виконання умов договору на ДП у майбутньому.

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. Продуктом на балансуючому ринку є балансуюча електрична енергія, відпущена/не відпущена або відібрана/не відібрана одиницею надання послуг з балансування за результатом виконання таких типів диспетчерських команд:

1) пряма активація пропозиції ППБ;

2) запланована активація пропозиції ППБ.

Характеристики активацій на балансуючому ринку:

4.2.1. Для надання послуг з балансування учасник ринку повинен подати ОСП заяву-приєднання до Договору про участь у балансуючому ринку та включення до реєстру постачальників послуг з балансування, типова форма якої 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. Учасники ринку, які володіють генеруючими одиницями типу B, C або D, крім ППВДЕ, зобов’язані бути ППБ та надавати послуги з балансування.

ВДЕ з підтримкою, що управляють одиницями відпуску типу B, C, D та одиниці відпуску якого включені до балансуючої групи гарантованого покупця, зобов’язані бути ППВДЕ та надавати послуги із зменшення навантаження.

ВДЕ з підтримкою зобов’язані бути ППБ та надавати послуги з балансування одиницями відпуску типу B, C або D, що не включені до балансуючої групи гарантованого покупця.

Участь агрегатора у балансуючому ринку є обов’язковою у випадку здійснення ним управління одиницею агрегації, до складу якої включені одна або декілька одиниць відпуску, загальна встановлена потужність яких становить 1 МВт і більше.

4.2.5. Для споживачів, ОУЗЕ та агрегаторів, що не здійснюють управління одиницями відпуску, участь у балансуючому ринку є добровільною.

ППБ, який є споживачем, ОУЗЕ або агрегатором, що не здійснює управління одиницями відпуску, зобов'язаний подавати на балансуючий ринок пропозиції на балансуючу електричну енергію, що відповідають акцептованим обсягам резерву, якщо одиниця відбору, одиниця зберігання енергії або одиниця агрегації за результатами аукціону на ДП обрана для надання резервів (крім РПЧ).

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

4.3.1. 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.

4.4.1. 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 або малій 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.

4.5.1. 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, системи розподілу або малої 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.

4.6.1. Учасники ринку зобов'язані до 13:00 за два дні до торгового дня (d-2) надати ОСП графік відпуску для кожної одиниці відпуску, одиниці агрегації та/або одиниці зберігання енергії (у випадку здійснення відпуску електричної енергії в систему передачі, систему розподілу або малу систему розподілу).

4.6.2. Учасники ринку, які отримали ФПП, зобов'язані надати ОСП графік імпорту для кожного міждержавного перетину, за яким учасник ринку планує здійснення операцій з імпорту, з урахуванням результатів добових аукціонів із розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів до часу закриття воріт для номінацій добових ФПП.

4.6.3. Після отримання результатів торгів на РДН учасники ринку до 14:30 дня, що передує торговому дню, або у випадку перенесення часу "закриття воріт РДН" не пізніше ніж через дві години після часу "закриття воріт РДН", зобов'язані повторно подати графік відпуску для кожної одиниці відпуску, одиниці агрегації та/або одиниці зберігання енергії (у випадку здійснення відпуску електричної енергії в систему передачі або систему розподілу або малу систему розподілу).

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, одиниці агрегації 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.

4.7.1. Учасники ринку, у випадку здійснення відбору електричної енергії з системи передачі, системи розподілу або малої системи розподілу, зобов'язані до 13:00 за два дні до торгового дня (d-2) надати ОСП графік відбору:

ОСР та ОМСР - у розрізі своїх систем розподілу;

ОУЗЕ - у розрізі своїх одиниць зберігання енергії;

агрегатори - у розрізі своїх одиниць агрегації.

4.7.2. Учасники ринку, які отримали ФПП, зобов'язані надати ОСП графік експорту для кожного міждержавного перетину, за яким учасник ринку планує здійснення операцій з експорту, з урахуванням результатів добових аукціонів із розподілу пропускної спроможності міждержавних перетинів до часу закриття воріт для номінацій добових ФПП.

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 торгів на РДН ОСР, ОМСР, агрегатори та ОУЗЕ (у випадку здійснення відбору електричної енергії з системи передачі, системи розподілу або малої системи розподілу) до 14:30 дня або у випадку перенесення часу "закриття воріт РДН" не пізніше ніж через дві години після часу "закриття воріт РДН", що передує торговому дню, зобов'язані повторно надати ОСП оновлений графік відбору.

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, ОМСР, агрегатор, 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;

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

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.

4.9.1. 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 надавати ОСП для відповідної області комерційного обліку:

1) графік відпуску та/або відбору одиниць відпуску, одиниць відбору, одиниць зберігання енергії, одиниць агрегації;

2) інформацію щодо обсягів резервів ДП, визначених за результатами відповідних аукціонів на ДП.

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.

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

Пропозиції на балансуючу електричну енергію на завантаження є пропозиціями ППБ на збільшення обсягу відпуску електричної енергії або зменшення обсягу відбору електричної енергії одиницею надання послуг з балансування.

Пропозиції на балансуючу електричну енергію на розвантаження є пропозиціями ППБ на зменшення обсягу відпуску електричної енергії або збільшення обсягу відбору електричної енергії одиницею надання послуг з балансування.

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.

ВДЕ з підтримкою, що є ППБ, зобов’язані подавати пропозиції на балансуючу електричну енергію на розвантаження по одиницях надання послуг з балансування, що не включені до балансуючої групи гарантованого покупця, на весь обсяг балансуючої електричної енергії на розвантаження, що дорівнює різниці між його графіком відпуску 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 (щодо пропозицій на завантаження);

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.

6) агрегатори, за виключенням випадку, визначеного пунктом 4.2.4 глави 4.2 цього розділу.

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.