Постановление Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сфере энергетики и коммунальных услуг Украины от 14 марта 2018 года № 311
Об утверждении Кодекса коммерческого учета электрической энергии

(с изменениями и дополнениями по состоянию на 07.10.2025 г.)

Согласно статье 6 Закона Украины «О рынке электрической энергии» и статьи 17 Закона Украины «О Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сфере энергетики и коммунальных услуг» Национальная комиссия, осуществляющая государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Кодекс коммерческого учета электрической энергии, который прилагается.

2. Настоящее постановление вступает в силу со дня, следующего за днем его опубликования в официальном печатном издании - газете «Правительственный курьер».

Утверждено

постановлением НРЕКП

14 марта 2018 года № 311

(в редакции постановления НКРЕКП

от 20 марта 2020 года № 716) 

КОДЕКС
коммерческого учета электрической энергии

I. Общие положения

1.1. Сфера применения

1.1.1. Этот Кодекс определяет основные положения по организации коммерческого учета электрической энергии на рынке электроэнергии, права и обязанности участников рынка, поставщиков услуг коммерческого учета и администратора коммерческого учета по обеспечению коммерческого учета электрической энергии, получения точных и достоверных данных коммерческого учета и их агрегации ( объединение), порядок проведения регистрации поставщиков услуг коммерческого учета, точек коммерческого учета и регистрации автоматизированных систем, используемых для коммерческого учета электрической энергии, договоры об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии и о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии.

1.1.2. Действие настоящего Кодекса распространяется на отношения в сфере обеспечения коммерческого учета электрической энергии на рынке электрической энергии, а также всех участников рынка электрической энергии, администратора коммерческого учета и поставщиков услуг коммерческого учета электрической энергии (далее - ПУКУ).

1.1.3. Требования настоящего Кодекса по устройству средств коммерческого учета электрической энергии являются обязательными к применению во время проектирования нового строительства, модернизации, реконструкции, технического перевооружения или капитального ремонта электроустановок.

1.1.4. Эксплуатацию и использование исправных и поверенных средств коммерческого учета электрической энергии (в том числе после проведения их повторной параметризации, периодической поверки, обслуживания ремонта и изменения электропоставщика, а также после изменения формы собственности или собственника (пользователя) средств коммерческого учета, электроустановок или объекта, где установлены эти средства коммерческого учета) не может быть запрещено или ограничено по причине их несоответствия требованиям этого Кодекса (кроме выполнения требований по установке интеллектуальных счетчиков, обеспечения формирования и передачи данных с них в соответствии с программой модернизации узлов учета электрической энергии не позднее чем до 01 июля 2025 года) при условии, что эти средства коммерческого учета:

1) имеют технические характеристики, соответствующие или превышающие требования проектных решений, нормативно-правовых актов и нормативных документов по коммерческого учета электрической энергии, которые действовали на дату их установки или ввода в эксплуатацию (в зависимости от того, какая из этих дат поздней);

2) были установлены, введены в эксплуатацию и учет до дня вступления в силу настоящего Кодекса на электроустановках и объектах электроэнергетики, соответствующие требованиям проектной документации на строительство;

3) обеспечивают возможность осуществления расчетов между участниками рынка в соответствии с заключенными договорами.

1.1.5. Для выполнения обязательств, определенных настоящим Кодексом, участники рынка и потребители должны привлекать ПУКУ, имеющие соответствующую регистрацию у администратора коммерческого учета (далее - АКУ), или зарегистрироваться в АКУ как ПУКУ и самостоятельно выполнять функции ПУКУ.

1.2. Термины и определения

1.2.1. В этом Кодексе термины употребляются в следующих значениях:

1) автоматизированная система - система, состоящая из персонала и комплекса средств автоматизации его деятельности, реализующая информационную технологию выполнения установленных функций;

2) автоматизированная система сбора данных коммерческого учета (АССД) - разновидность автоматизированной системы, состоящая из подсистемы сбора данных коммерческого учета и подсистемы управления счетчиками электрической энергии;

3) автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии (АСКУЭ) - разновидность автоматизированной системы, состоящая из средств измерительной техники, а также из оборудования, обеспечивающего сбор, обработку, хранение и отображение информации, средств связи и синхронизации времени, функционально объединенных для обеспечения коммерческого учета электрической энергии;

4) автоматизированная система поставщика услуг коммерческого учета электрической энергии (АС ПУКУ) - автоматизированная система или совокупность автоматизированных систем, обеспечивающих выполнение заявленных функций поставщика услуг коммерческого учета электрической энергии;

5) агрегатор данных коммерческого учета (АДКУ) - функция (роль), выполняющая АКО в процессе агрегации данных коммерческого учета;

6) агрегация данных (агрегация) - упорядочение и объединение данных коммерческого учета электрической энергии отдельных площадок и/или областей коммерческого учета, осуществляемого АКО с целью дальнейшего их использования при осуществлении расчетов между участниками рынка и/или формировании статистической отчетности;

7) администратор точек коммерческого учета - АТКУ) - функция (роль), выполняющая ПУКУ в процессе администрирования основных данных в централизованном реестре точек коммерческого учета;

8) администрирование точек коммерческого учета - процесс регистрации, внесения изменений и удаления в базах данных точек коммерческого учета, связанных средств коммерческого учета, областей коммерческого учета и сторон;

9) многотарифный (многозонный) счетчик - счетчик электрической энергии, регистрирующий и сохраняющий значение измерения электрической энергии в течение соответствующих интервалов времени действия дифференцированного по времени тарифа;

10) валидация данных коммерческого учета (валидация данных) - процедура подтверждения поставщиком услуг коммерческого учета электрической энергии пригодности данных коммерческого учета для последующей их обработки АКО;

11) валидированные данные коммерческого учета (валидированные данные) - набор данных коммерческого учета за установленный период для точки коммерческого учета после их валидации (проверки, оценки, замены и т.п.), что будет использоваться для дальнейшей их обработки АКО;

12) верификационный узел учета - узел коммерческого учета, данные (показы) коммерческого учета с которого используются ПУКУ для проверки достоверности данных из основного узла коммерческого учета и замещения этих данных, если они отсутствуют или недостоверны;

13) визуальное считывание счетчика электрической энергии (визуальное считывание счетчика) - считывание результатов измерения счетчика (первичных данных коммерческого учета), осуществляемое путем визуального считывания показов через показательное устройство (табло, пользовательский интерфейс) счетчика;

14) узел учета электрической энергии (узел учета) - совокупность оборудования и средств измерительной техники, смонтированных и соединенных между собой по установленной схеме для обеспечения измерения и учета электрической энергии в заданной точке измерения. В состав узла учета могут входить счетчики электрической энергии, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, оборудование автоматического отключения или ограничения мощности, средства защиты (автоматические выключатели или предохранители), вторичные цепи и напряжения и другие вспомогательные средства (тестовые блоки, преобразователи импульсов, блоки питания, оборудование дистанционной передачи данных и т.п.). Характеристики составляющих узла учета должны быть достаточными для измерения электрической энергии с заданной периодичностью и погрешностью;

15) данные коммерческого учета электрической энергии (данные коммерческого учета) - данные, полученные на основе измерения или расчетным путем при осуществлении коммерческого учета электрической энергии, а также данные о состоянии средств коммерческого учета, используемых для осуществления расчетов и проведения анализа на рынке электрической энергии энергии;

16) дистанционное считывание счетчика электрической энергии (дистанционное считывание счетчика) - считывание результатов измерения счетчика электрической энергии (первичных данных коммерческого учета) уполномоченной стороной с использованием телекоммуникационного интерфейса связи и технических средств дистанционного считывания без физического доступа к;

17) домен учета - административно-территориальная единица или совокупность объектов электроэнергетики, для которых организуется коммерческий учет электроэнергии;

18) заинтересованная сторона - любое физическое или юридическое лицо, имеющее право на получение данных коммерческого учета электрической энергии, полученных с конкретной точки коммерческого учета;

19) заказчик услуги коммерческого учета (заказчик) - физическое или юридическое лицо, официально обратившееся в письменной (в частности электронной) форме в ПУКУ о намерении получить услугу коммерческого учета;

20) средства измерительной техники (СИТ) - средства измерений, измерительные системы и любые части средств измерений или измерительных систем, если эти части могут быть объектом специальных требований и отдельной оценки соответствия;

21) средства коммерческого учета электрической энергии (ЗКО) - обобщенное название средств, используемых для осуществления коммерческого учета электрической энергии (СИТ, вспомогательное оборудование, средства и системы сбора и обработки результатов измерения, формирования, хранения и передачи данных коммерческого учета и управления данными и т.д. ) в соответствии с настоящим Кодексом;

22) идентификационный код - код в установленном формате, используемый для целей идентификации субъекта или объекта;

23) интегральный счетчик - счетчик электрической энергии, измеряющий объем электрической энергии, формирует и отражает результат измерения накопительным итогом от начала измерения;

24) интеллектуальная система учета - автоматизированная система, информационно объединяющая интеллектуальные счетчики и обеспечивающая прием, обработку и передачу измеряемой и другой информации по каналам связи для целей проведения коммерческих расчетов, мониторинга и контроля;

25) интеллектуальный счетчик - многофункциональный счетчик, обеспечивающий измерение и обмен измеряемой информацией с интеллектуальной системой учета с помощью канала связи;

26) интервал измерения - интервал времени, в течение которого осуществляется дифференцированное по времени (интервальное) измерение электрической энергии. Каждому интервалу измерения соответствует одно значение измеряемой величины;

27) интервал временного ряда - установленный шаг времени для временной последовательности, содержащий результаты интервального измерения или дифференцированные по времени данные коммерческого учета электрической энергии;

28) интервальный счетчик - счетчик электрической энергии, измеряющий объем электрической энергии, формирует и отражает результат измерения дифференцированно по периодам времени;

29) исторические данные коммерческого учета - сохраненные данные коммерческого учета, которые были использованы в расчетах;

30) пользовательский интерфейс - коммуникационный интерфейс, являющийся частью счетчика, позволяющий передавать информацию между счетчиком и пользователем;

31) управление данными - любые действия с результатами измерения и данными коммерческого учета относительно их обработки и подготовки к использованию в расчетах на рынке электрической энергии (проверка достоверности, преобразования, округления, приведение к коммерческой границы, профилирование, передача, хранения и т.д);

32) коммерческий предел - одна или совокупность точек коммерческого учета, ограничивающих область или площадку коммерческого учета. Коммерческая граница указывается в договоре и обычно совпадает с границей между смежными областями/площадками коммерческого учета, пределом балансовой принадлежности или пределом эксплуатационной ответственности;

33) коммерческий учет электрической энергии - совокупность процессов и процедур по обеспечению формирования данных относительно объемов произведенной, отпущенной, переданной, распределенной, потребленной, импортированной и экспортированной электрической энергии в определенный промежуток времени с целью использования таких данных для осуществления расчетов между участниками рынка;

34) коммуникационный интерфейс - электронный, оптический, радио- или другой технический интерфейс, позволяющий передавать информацию между счетчиками/узлами учета и внешними устройствами/системами/пользователями;

35) счетчик электрической энергии (счетчик) - СИТ, осуществляющее измерение и регистрацию количества электрической энергии и, опционально, величины электрической мощности, параметров качества электрической энергии и непрерывности ее распределения, других физических параметров электрической энергии в точке измерения;

36) локальное считывание счетчика - получение результатов измерения счетчика (первичных данных коммерческого учета) путем визуального считывания или с помощью электронных средств непосредственно на месте его установки;

37) граница сети - тип точек коммерческого учета, находящихся на границе между электрическими сетями двух смежных операторов электрических сетей;

38) объект - электрифицированное сооружение (совокупность электрифицированных сооружений на одной территории) или часть электрифицированного сооружения, принадлежащего субъекту хозяйствования или физическому лицу на праве собственности или пользования;

39) область коммерческого учета сети (область коммерческого учета) - физическая область в электрических сетях, где измеряются или рассчитываются объемы потребления, производства, хранения, отбора, отпуска, а также транзита и технологических потерь электрической энергии. Область коммерческого учета ограничивается физическими точками коммерческого учета электрической энергии с установленными счетчиками электрической энергии для непрерывного измерения отбора и отпуска электрической энергии из области;

40) оператор данных коммерческого учета (ОДКО) - функция (роль), выполняемая поставщиком услуг коммерческого учета электрической энергии в процессе предоставления услуг (выполнение работ) по формированию и управлению данными, в частности их обработки, проверки, валидации, хранения, архивирования и передачи валидированных данных коммерческого учета АКО, участникам рынка и потребителям;

41) оператор средств коммерческого учета (ОЗКО) - функция (роль), выполняемая поставщиком услуг коммерческого учета электрической энергии в процессе предоставления услуг (выполнение работ) по установке, вводу и выводу из эксплуатации, техническому обслуживанию ЗКО, а также программного и аппаратного обеспечения, используемые для коммерческого учета электрической энергии;

42) оператор считывания данных со счетчиков (ОЗД) - функция (роль), выполняемая поставщиком услуг коммерческого учета электрической энергии в процессе предоставления услуг (выполнение работ) по обеспечению считывания результатов измерений и данных о состоянии со счетчиков, контроля качества считывания, формирование первичных данных коммерческого учета и их передачи ОДКО;

43) оператор системы (ОС) - оператор системы распределения, оператор малой системы распределения или оператор системы передачи;

44) операторы электрической сети (операторы сети) - оператор системы передачи, операторы системы распределения или операторы малой системы распределения, а также производители электрической энергии и основные потребители, не заключившие с оператором системы договоры о совместном использовании технологических электрических сетей, в случае предоставления доступа к собственной электрической сети для отбора, отпуска или транзита электрической энергии;

45) основной производитель-производитель электрической энергии, технологические сети внутреннего электрообеспечения которого присоединены непосредственно к электрическим сетям ОС и используются для транспортировки электрической энергии к/из электроустановок субпроизводителя;

46) основные данные - данные, необходимые для выполнения процедур коммерческого учета. К таким данным относится информация, содержащаяся в реестрах относительно участников рынка, поставщиков услуг коммерческого учета электрической энергии, областей и площадок коммерческого учета, связанных с ними точек коммерческого учета и ЗКО;

47) последний день предоставления данных для окончательных расчетов - день, включая поставщик услуг коммерческого учета вправе отправить или исправить присланные ранее данные, которые будут использоваться на рынке электрической энергии для целей окончательных расчетов;

48) последний день предоставления данных для предварительных расчетов - день, включая которого ПУКУ имеет право отправить или исправить отправленные ранее данные, которые будут использоваться на рынке электрической энергии для целей предварительных расчетов;

49) параметризация счетчика - настройка параметров счетчика установленным производителем способом;

50) первичная база данных - база данных с результатами измерения и данными о состоянии, размещенной во встроенном устройстве памяти счетчика (при наличии такого устройства);

51) первичные данные коммерческого учета - набор данных коммерческого учета за установленный период для точки коммерческого учета, полученный в результате считывания результатов измерения счетчика, и их маркировка в соответствии с определенными настоящим Кодексом классификаторами;

52) проверка данных - процедура проверки полноты, точности и достоверности результатов измерения и данных коммерческого учета;

53) период временного ряда данных коммерческого учета электрической энергии (период временного ряда) - время, к которому относится весь набор данных временного ряда (сутки, месяц и т.п.);

54) площадка коммерческого учета (площадка измерения) - обеспеченная точкой коммерческого учета или точками коммерческого учета электроустановка или совокупность электроустановок пользователя системы, исключительно между которыми возможны перетекание электрической энергии технологическими электрическими сетями, в которые отбирается или из которых отпускается электрическая энергия;

55) показы счетчика - значения измеряемой величины, полученные с помощью счетчика и поданные визуальным или кодовым сигналом измерительной информации;

56) нарушение схемы подключения средств коммерческого учета - обесточивание одной или нескольких фаз в цепях питания, повреждение проводников измерительных цепей тока или напряжения, изменение полярности подключения трансформаторов тока, шунтирование токовых цепей, самовольная замена измерительных трансформаторов или изменение их технических характеристик, обесточивание трансформатора напряжения, использование искусственного нуля в схемах средств коммерческого учета;

57) услуги коммерческого учета электрической энергии (услуги коммерческого учета) - услуги по обеспечению коммерческого учета электрической энергии на рынке электрической энергии, определенные Законом Украины «О рынке электрической энергии»;

58) повреждение пломб (индикаторов) - отсутствие или повреждение целостности пломб и/или индикаторов, пломбировочного материала, на котором установлены пломбы (проволока, кордовая нить и т.п.), винтов, на которых закреплен пломбировочный материал, в частности отсутствие или повреждение пломб с отпечатками тавр поверку, подтвержден ли факт подделки (фальсификации) пломбы при наличии акта о пломбировании (иного документа, подтверждающего факт пломбирования и передачу на хранение ЗКО, установленных пломб и индикаторов);

59) прием электрической энергии (прием) - величина и направление перетока электрической энергии в область или площадку учета из смежной области/площадки учета, определенные в точке коммерческого учета или для группы точек коммерческого учета, которые находятся на границе между этими областями/площадками коммерческого учета. При приеме активной электрической энергии прием реактивной энергии происходит в квадранте Q1 (прием, индукционная, положительная), а отдача реактивной энергии происходит в квадранте Q4 (отдача, емкостная, отрицательная);

60) устройство хранения данных - отдельное внешнее или встроенное в счетчик специализированное электронное устройство, используемое для накопления и хранения результатов измерения и/или данных коммерческого учета для дальнейшего их использования;

61) профиль данных - шаблон временного ряда данных, в соответствии с которым осуществляется распределение интегральных данных коммерческого учета по расчетным периодам и/или интервалам времени;

62) профилирование данных коммерческого учета - процесс, направленный на трансформирование результата интегрального измерения или совокупности результатов интегральных измерений в дифференцированные по времени значения, устанавливаемые для каждого интервала временного ряда;

63) реестр автоматизированных систем поставщиков услуг коммерческого учета электрической энергии (реестр АС ПУКУ) - база данных с информацией об АС ПУКУ;

64) реестр точек коммерческого учета (реестр ТКО) - база данных с информацией (основными данными) о точках коммерческого учета, связанных с ними узлы учета/ЗКО, области/площадки коммерческого учета, ПУКУ и участников рынка электрической энергии;

65) роль - абстрактное определение субъекта отношений, позволяющее однозначно идентифицировать и отнести его к соответствующей категории исполнителей, выполняющих определенные функции (роли) для достижения определенной цели;

66) сальдо перетоков электрической энергии - алгебраическая сумма объемов перетоков электрической энергии, определенная за установленный интервал времени для конкретной точки, группы точек, площадки или области коммерческого учета;

67) станция зарядки электромобилей (электрозарядная станция) - устройство, которое предназначено для потребления электрической энергии с целью предоставления услуг по зарядке систем аккумулирования электрической энергии (аккумуляторных батарей) электромобилей, электромобилей грузовых, электромобилей легковых, автомобилей гибридных плагин, электробусов, и других электрических колесных транспортных средств;

68) сертификация данных коммерческого учета (сертификация данных) - процедура проверки валидированных данных коммерческого учета, выполняемая АКО;

69) сертифицированные данные коммерческого учета (сертифицированные данные) - набор данных коммерческого учета за установленный период для точки или группы точек коммерческого учета после их проверки АКО, используемой всеми участниками для расчетов на рынке электрической энергии;

70) сигнал тревоги счетчика - сигнал срабатывания встроенных датчиков об открытии клеммной крышки, корпуса счетчика, воздействия постоянного (сменного) магнитного поля и/или радиочастотного излучения, отображаемого световым индикатором на счетчике или отображением на жидкокристаллическом экране счетчика соответствующего сообщения, и счетчика информации об обесточивании одной или двух фаз в цепях питания, отсутствие увеличения показов счетчика при наличии нагрузки, другая информация, отображаемая на экране счетчика и/или в журнале событий счетчика;

71) синхронизация часов - процесс установки точного времени часов, если разница между временем часов и точным временем меньше определенного предела, установленного настоящим Кодексом;

72) сторона, ответственная за точку коммерческого учета (ВТКО) - юридическое или физическое лицо (в том числе физическое лицо-предприниматель), отвечающее за организацию коммерческого учета электрической энергии в конкретной точке коммерческого учета в соответствии с настоящим Кодексом;

73) сторона, присоединенная к сети (СПМ) - юридическое, физическое лицо (в том числе физическое лицо-предприниматель), имеющее право отпускать или принимать электрическую энергию к/из электрических сетей в точке коммерческого учета в соответствии с заключенными договорами;

74) субпроизводитель - производитель электрической энергии, электроустановки которого присоединены исключительно к технологическим сетям внутреннего электрообеспечения основного производителя;

75) смежные электрические сети - непосредственно соединенные между собой электрические сети разных участников рынка;

76) телекоммуникационный интерфейс - коммуникационный интерфейс в точке присоединения к телекоммуникационному каналу связи с удаленным центром управления, позволяющий выполнять дистанционный обмен данными со счетчиком или узлом учета;

77) тип точки коммерческого учета (тип ТКО) - признак, применяемый для классификации точки коммерческого учета в зависимости от типа и функций связанных с точкой коммерческого учета электроустановок, интервала измерения, периодичности и сроков предоставления данных коммерческого учета AKO и т.п.;

78) точка измерения - физическая точка на электрической сети (точка подключения счетчика электрической энергии прямого включения, а в случае применения измерительных трансформаторов - точка подключения первичной обмотки трансформатора тока), в которой фактически измеряются объемы и/или параметры электрической энергии;

79) точка коммерческого учета (ТКО) - физическая или условная (виртуальная) точка (как элемент информационной модели рынка), идентифицированная соответствующим EIC-кодом, которой относятся данные коммерческого учета электрической энергии, используемые для расчетов между участниками рынка электрической энергии и/или для формирования отчетности

Для физической ТКО данные коммерческого учета формируются исходя из результатов измерения или расчетов.

Для условной (виртуальной) ТКО данные формируются расчетным путём на основе данных, полученных из одной или более физических точек;

80) транзит электрической энергии (транзит) - переток электрической энергии между электроустановками одной или более сторон через электроустановки третьей стороны;

81) устройство средств коммерческого учета - выполнение комплекса организационно-технических мероприятий для обеспечения технической возможности осуществления измерения и коммерческого учета произведенной, отпущенной, отобранной, сохраненной, переданной, распределенной, импортированной и экспортированной или потребленной электрической энергии/мощности через ТКО в определенный момент и/ или период времени;

82) установка времени часов - процесс установки точного времени часов, если разница между временем часов и точным временем больше определенного предела, установленного настоящим Кодексом;

83) центральная информационно-коммуникационная платформа Датахаб (Датахаб) - созданная, принадлежащая и управляемая АКО информационная система с базой данных, с помощью которой АКО управляет данными коммерческого учета, основными данными, а также информационным обменом этими данными на рынке электрической энергии. Датахаб содержит, в частности, данные коммерческого учета электрической энергии, а также централизованные реестры ПУКУ, точек коммерческого учета и автоматизированных систем;

84) временной ряд данных (временной ряд) - структурированный набор результатов измерения (показов счетчика) или данных коммерческого учета, в котором для каждого отдельного значения должно быть указано соответствующее время или порядковый номер.

1.2.2. Другие термины и сокращения, используемые в настоящем Кодексе, применяются в значениях, приведенных в законах Украины «О рынке электрической энергии» (далее - Закон), «О метрологии и метрологической деятельности», Правилах рынке, утвержденных постановлением НКРЕКП от 14 марта 2018 № 307 (далее - Правила рынка), Правила рынка «на сутки вперед» и внутрисуточного рынка, утвержденных постановлением НКРЕКП от 14 марта 2018 года № 308 (далее - Правила рынка «на сутки вперед» и внутрисуточного рынка), Правилах розничного рынка, утвержденных постановлением НКРЕКП от 14 марта 2018 № 312 (далее - Правила розничного рынка), Кодексе системы распределения, утвержденном постановлением НКРЕКП от 14 марта 2018 № 310 (далее - Кодекс системы распределения) И Кодексе системы передачи, утвержденном постановлением НКРЕКП от 14 марта 2018 № 309 (далее - Кодекс системы передачи).

1.3. Администрирование Кодекса коммерческого учета электрической энергии

1.3.1. АКО выполняет функции администратора настоящего Кодекса. В функции администратора этого Кодекса относятся:

1) разработка, в случае необходимости, изменений с настоящим Кодексом;

2) сбор, упорядочение и анализ полученных предложений по изменениям и дополнениям с настоящим Кодексом;

3) подготовка ежегодного отчета о состоянии коммерческого учета электрической энергии.

1.3.2. Ежегодно в течение первого недели марта АКО должен подготовить и обнародовать на своем веб-сайте отчет о состоянии коммерческого учета электрической энергии на рынке, включающий в частности:

1) описание состояния коммерческого учета за отчетный период;

2) статистическую информацию о потреблении электрической энергии, обобщенную для отдельных категорий потребителей и областей коммерческого учета;

3) статистическую информацию об объемах производимой/отпущенной электрической энергии, обобщенной для отдельных категорий производителей и областей коммерческого учета;

4) статистическую информацию об объемах отобранной/отпущенной/сохраненной электрической энергии установками хранения энергии, обобщенной для отдельных категорий установок хранения энергии и областей коммерческого учета;

5) обобщенный обзор всех предложений по внесению изменений и дополнений в настоящий Кодекс, полученные за предыдущий год, и обоснование целесообразности их принятия / отклонения;

6) основные направления развития и пути совершенствования коммерческого учета электрической энергии на рынке электроэнергии.

1.3.3. АКО, ПУКУ или участники рынка имеют право инициировать внесение изменений и дополнений в настоящий Кодекс в соответствии с процедурой, определенной в этой главе.

1.3.4. ПУКУ или участник рынка как инициатор внесения изменений в настоящий Кодекс представляет АКО свои замечания и предложения относительно внесения изменений в настоящий Кодекс в виде сравнительной таблицы, содержащей редакцию соответствующих положений (пунктов, подпунктов, абзацев и т.д.) действующей редакции настоящего Кодекса, редакцию с предложенными изменениями и пояснительную записку с обоснованием необходимости внесения изменений в настоящий Кодекс.

1.3.5. АКО обнародует представленные предложения участников рынка (в срок не позднее 14 календарных дней после получения таких предложений) или свои предложения на собственном вебсайте и предлагает участникам рынка и другим заинтересованным лицам представить свои замечания и предложения к предложенным изменениям в течение одного месяца со дня опубликования.

1.3.6. После получения замечаний и предложений АКО проводит согласительную совещание с участием инициатора, участников рынка и других лиц, подавших замечания и предложения. Протокол согласительного совещания с заключением о поданных предложений изменений в настоящий Кодекс в течение трех рабочих дней со дня проведения согласительного совещания предоставляется регулятора.

1.3.7. Окончательное решение о внесении изменений / дополнений в настоящий Кодекс принимает Регулятор в порядке, установленном законодательством.

II. Организация процесса коммерческого учета

2.1. общие положения

2.1.1. Коммерческий учет электрической энергии на рынке электрической энергии организуется АКО и осуществляется ПУКУ соответствии с требованиями Закона, настоящего Кодекса, Правил розничного рынка и Правил рынка.

2.1.2. Целью организации коммерческого учета электрической энергии на рынке электроэнергии является предоставление участникам рынка полной и достоверной информации об объемах произведенной, отпущенной, отобранной, отпущенной, сохраненной, переданной, распределенной, импортируемой и экспортируемой, а также потребленной электрической энергии в определенный промежуток времени для дальнейшего использования и осуществления расчетов между участниками рынке.

2.1.3. Предоставление услуг коммерческого учета осуществляется ПУКУ на конкурентных началах, при условии заключения ПУКУ с АКУ договора об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии в соответствии с типовым договором об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии, являющимся приложением 1 к настоящему Кодексу, регистрации его и связанных автоматизированных систем коммерческого учета электрической энергии АКУ в порядке, установленном настоящим Кодексом.

2.1.4. К услугам коммерческого учета относятся:

1) установление, настройки, замена, развитие, ввода и вывода из эксплуатации, а также техническая поддержка и обслуживание ЗКО, их программного и аппаратного обеспечения;

2) сбор, управление и администрирование данных коммерческого учета в соответствии с настоящим Кодексом.

2.1.5. Участники рынка имеют право свободного выбора ПУКУ. Предоставление услуг коммерческого учета осуществляется на основании договора о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии, содержание которого определяется на основе примерного договора о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии, являющегося приложением 2 к настоящему Кодексу.

ПУКУ имеют право заключать договоры о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии в письменной или публичной форме. Текст публичного договора обнародуется на официальном вебсайте ПУКУ. Публичный договор считается заключенным со дня оплаты соответствующих услуг заказчиком.

ПУКУ, которые являются ОСР, как правило, заключают договоры о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии на территории осуществления хозяйственной деятельности по распределению электрической энергии в форме публичного договора, текст которого обнародуется на официальном вебсайте ОСР. Такой договор считается заключенным в случае оплаты потребителем услуг коммерческого учета по выставленному ОСР счету или если потребитель фактически получает эти услуги и не обратился в ОСР с возражением относительно заключения договора на определенных в нем условиях.

2.1.6. Периодичность выполнения участниками рынка и ПУКУ процессов коммерческого учета электрической энергии устанавливается настоящим Кодексом и нормативными документами разработанными АКО.

2.1.7. Основные роли, выполняемые участниками при обеспечении коммерческого учета электрической энергии и связанные с ними процессы указаны в этом пункте.

2.1.8. Операторы сети, стороны, подключенные к сети (в том числе потребители) и ПУКУ обязаны обеспечить беспрепятственный доступ к принадлежащих им средств и систем коммерческого учета электрической энергии, а также данных коммерческого учета электрической энергии в порядке и пределах, определенных этим Кодексом.

2.1.9. Услуги коммерческого учета, предусмотренных тарифом на передачу / распределение электрической энергии, оказываемые операторами системы потребителям без дополнительной оплаты в рамках заключенного с потребителем договора об оказании услуг по передаче / распределения электрической энергии.

2.1.10. Услуги коммерческого учета электрической энергии, не предусмотренные тарифом на передачу / распределение электрической энергии, оказываемые операторами системы потребителям на платной основе в соответствии с заключенным с потребителем договором о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии.

2.1.11. Коммерческий учет электрической энергии, отобранной / отпущенной электроустановками физических лиц - членов коллективного бытового потребителя, присоединенные к электрическим сетям коллективного бытового потребителя, осуществляется в порядке, определенном уставом, правилами внутреннего хозяйственной деятельности, решениями органов управления коллективного бытового потребителя и / или заключенным в установленном законодательством порядке договорами между потребителями коллективного бытового потребителя и коллективным бытовым потребителем.

2.2. Администратор коммерческого учета

2.2.1. Права, обязанности и ответственность АКО определяются Законом, Правилами рынка, Правилами розничного рынка, настоящим Кодексом, Лицензионными условиями осуществления хозяйственной деятельности по передаче электрической энергии, утвержденными постановлением НКРЕКП от 9 ноября 2017 № 1388, и другими нормативно-правовыми актами, регулирующих функционирование рынка электрической энергии.

2.2.2. АКО выполняет функции:

1) администрирования отношений по коммерческого учета электрической энергии путем обеспечения регистрации ПУКУ, ТКО, автоматизированных систем, обеспечивающих коммерческий учет электрической энергии, заключение с ПУКУ договора об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии;

2) контроль за соблюдением участниками рынка электрической энергии требований настоящего Кодекса;

3) координации и обеспечения информационного обмена данными коммерческого учета на рынке электрической энергии;

4) определение регламентов и протоколов информационного взаимодействия участников рынка по обмену данными коммерческого учета;

5) получение от ПУКУ валидированных данных коммерческого учета;

6) выполнение проверок полноты информации, полученной от ПУКУ, определение ошибок в данных или случаев отсутствия данных, определение ее пригодности к использованию;

7) информирование ПУКУ о состоянии пригодности полученных данных коммерческого учета и предоставления требований повторного предоставления надлежащих данных для исправления выявленных ошибок;

8) сведение баланса электрической энергии в областях учета и торговых зонах, профилирование и обеспечение центральной агрегации и сертификации данных коммерческого учета;

9) предоставление сертифицированных данных коммерческого учета электрической энергии администратору расчетов, а также участникам рынка и другим заинтересованным сторонам, связанные с определенной ТКО. Другим лицам сертифицированные данные коммерческого учета электрической энергии предоставляются только с целью и способом, определенным законом;

10) создание и администрирование баз данных коммерческого учета, а также централизованных реестров ПУКУ, ТКО и автоматизированных систем, обеспечивающих коммерческий учет электрической энергии;

11) администрирования процесса изменения информации об участниках рынка и ПУКУ, связанные с ТКО;

12) надзора за соответствием состояния коммерческого учета на рынке электрической энергии требованиям этого Кодекса;

13) надзора за соблюдением нормативных документов и законодательства, применяются в соответствии с настоящим Кодексом;

14) публикации на собственном вебсайте информации о ПУКУ и перечня определенных этим Кодексом функций, которыми выполняются, включая территорию деятельности;

15) обеспечение разрешения споров и спорных вопросов по организации и осуществления коммерческого учета в пределах компетенции;

16) обеспечение в соответствии с законодательством Украины, защиты (в частности киберзащиты) информации о коммерческого учета электрической энергии на рынке электрической энергии, информации, полученной от участников рынка, используется для осуществления функций АКО на рынке электрической энергии, а также другой информации о своей деятельности, раскрытие которой может повредить или предоставить коммерческие преимущества отдельным участникам рынка;

17) хранение электронных архивов данных коммерческого учета электрической энергии и основных данных, а также всех изменений в этих данных не менее четырех лет;

18) предоставление авторизованного доступа к основным данным участникам рынка и ПУКУ для выполнения ими своих функций в соответствии с настоящим Кодексом;

19) обеспечение технической возможности собственных информационных систем получать данные коммерческого учета, хранить и передавать необходимые данные сторонам, имеющих право получать эти данные, своевременно и в соответствующем формате, обеспечение защиты данных при их обработке и передаче;

20) разработки необходимых для выполнения положений настоящего Кодекса нормативных документов: положений, регламентов, порядков, методик и тому подобное;

21) предоставление разъяснений по вопросам применения нормативных документов АКУ;

22) обнародование и обновление на собственном вебсайте договора об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии;

23) иные функции, предусмотренные настоящим Кодексом, Правилами рынка и законодательством.

2.2.3. АКО вправе требовать от участников рынка и ПУКУ предоставления в определенные АКО сроки, но не менее чем через 10 рабочих дней, заверенных в установленном законодательством порядке копий документов, объяснений и другой информации, связанных с обеспечением коммерческого учета электрической энергии, необходимых для выполнения возложенных на АКО функций.

2.2.4. АКО не имеет права осуществлять деятельность по производству, распределению, поставке электрической энергии потребителю, хранению энергии и трейдерской деятельности.

2.2.5. АКУ разрабатывает и утверждает регламенты и протоколы информационного взаимодействия участников рынка по обмену данными коммерческого учета электрической энергии через центральную информационно-коммуникационную платформу Датахаб.

АКУ разрабатывает проекты других нормативных документов (положения, методики, порядки и т.п.) и изменения в них, необходимые для выполнения положений Закона Украины «О рынке электрической энергии», настоящего Кодекса, Правил розничного рынка, Правил рынка, Кодекса системы распределения и Кодекса системы передачи по вопросам:

1) установка, настройка, замена, модернизация, ввод и вывод из эксплуатации, а также техническая поддержка и обслуживание средств коммерческого учета, вспомогательного оборудования и автоматизированных систем, используемых для коммерческого учета электроэнергии, их программного и аппаратного обеспечения;

2) осуществление процессов сбора, управления и администрирования данных по коммерческому учету, в частности, обработки, проверки и валидации данных коммерческого учета, формирования оценочных данных коммерческого учета; формирование профилей и профилирования данных коммерческого учета, агрегации данных коммерческого учета с использованием центральной информационно-коммуникационной платформы Датахаб;

3) использование системы идентификации на рынке электрической энергии на базе системы идентификации EIC ENTSO-E;

4) информационное взаимодействие в процессе осуществления коммерческого учета электрической энергии;

5) ведение реестров ПУКУ и АС ПУКУ, проведение проверок ПУКУ;

6) создание и ведение реестра ТКУ;

7) функционирование и развитие Датахаб;

2.2.6. Требования и положения нормативных документов, разработанных АКУ, являются обязательными к выполнению всеми участниками рынка и ПУКУ при обеспечении и осуществлении коммерческого учета электрической энергии, если обязательность их применения установлена нормативно-правовыми актами.

2.2.7. Регулятор, АКУ, ПУКУ, участники рынка и другие заинтересованные стороны имеют право инициировать разработку и внесение изменений в нормативные документы АКУ.

2.2.8. АКУ обнародует на собственном вебсайте разработанный проект нормативного документа АКУ или проект изменений в нормативный документ АКУ для получения замечаний и предложений от всех заинтересованных лиц в течение определенного срока, но не менее 7 календарных дней со дня его обнародования.

2.2.9. Предложения и замечания к проекту нормативного документа Требования и положения нормативных документов, разработанных АКУ, являются обязательными к выполнению всеми участниками рынка и ПУКУ при обеспечении и осуществлении коммерческого учета электрической энергии, если обязательность их применения установлена нормативно-правовыми актами.

2.2.7. Регулятор, АКУ, ПУКУ, участники рынка и другие заинтересованные стороны имеют право инициировать разработку и внесение изменений в нормативные документы АКУ.

2.2.8. АКУ обнародует на собственном вебсайте разработанный проект нормативного документа АКУ или проект изменений в нормативный документ АКУ для получения замечаний и предложений от всех заинтересованных лиц в течение определенного срока, но не менее 7 календарных дней со дня его обнародования АКО в виде сравнительной таблицы, содержащей редакцию соответствующих положений (пунктов, подпунктов, абзацев и т.д.) проекту нормативного документа или редакцию изменений в действующего нормативного документа и соответствующие обоснования необходимости внесения изменений.

2.2.10. АКУ рассматривает полученные предложения к проекту нормативного документа АКУ или проекту изменений к действующему нормативному документу АКУ не более 30 дней со дня окончания срока получения предложений и замечаний к нему.

По результатам рассмотрения предложений/замечаний, АКУ обнародует на собственном официальном вебсайте доработанный проект нормативного документа АКУ или проект изменений в действующий нормативный документ АКУ со сравнительной таблицей, в которой указываются учтенные/отклоненные предложения/замечания с соответствующим обоснованием, а также обеспечивает проведение согласительного совещания по его обсуждению, по результатам которого готовит протокол и сравнительную таблицу.

Приглашение к участию в согласительном совещании АКУ предоставляет всем заинтересованным лицам, которые предоставили предложения/замечания, не позднее одного рабочего дня до даты его проведения.

Проект нормативного документа АКУ или проект изменений в действующий нормативный документ АКУ вместе со сравнительной таблицей и протоколом согласительного совещания с заключением по каждому из предложений в течение 10 рабочих дней со дня проведения согласительного совещания обнародуется АКУ на собственном официальном вебсайте.

Нормативные документы и изменения в них, разработанные АКУ (кроме регламентов и протоколов информационного взаимодействия участников рынка по обмену данными коммерческого учета электрической энергии через центральную информационно-коммуникационную платформу Датахаб) подаются АКУ Регулятору в течение 10 рабочих дней со дня проведения согласительного совещания на утверждение.

Регламенты и протоколы информационного взаимодействия участников рынка по обмену данными коммерческого учета электрической энергии через центральную информационно-коммуникационную платформу Датахаб и изменения к ним разработаны АКУ утверждаются АКУ и не требуют согласования с Регулятором.

Нормативные документы вступают в силу со дня, следующего за днем их обнародования на официальном вебсайте АКУ, если более поздний срок вступления в силу не установлен в нормативном документе, но не ранее дня его обнародования. Нормативный документ АКУ подлежит обнародованию не позднее пяти рабочих дней со дня его принятия.

2.3. Поставщики услуг коммерческого учета

2.3.1. ПУКУ обязаны:

1) зарегистрироваться в АКО как ПУКУ с указанием функциональной роли и доменов учета;

2) при наличии АС ПУКУ зарегистрировать ее в АКО и заключить (в роли ОДКУ и АТКУ) с АКО договор об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии;

3) в предусмотренных настоящим Кодексом случаях и в пределах своей ответственности заключать договор о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии и договор об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии;

4) контролировать и поддерживать техническое состояние ЗКО в ТКО в соответствии с договорами, заключенными с участниками рынка;

5) после введения Датахабу формировать и передавать АКО и другим ПУКУ электронные документы с данными о перечне и параметров ТКО, для которых они предоставляют услуги коммерческого учета. До даты введения Датахабу соответствующие данные передаются оператору системы и по запросу АКО;

6) формировать и передавать АКО, а также другим участникам рынка и ПУКУ электронные документы данным коммерческого учета согласно этому Кодексу, Правилами рынка и Правилами розничного рынка;

7) обеспечить возможность для АКО или его уполномоченных представителей выполнять проверки их деятельности;

8) соблюдать требования настоящего Кодекса и других нормативно-правовых актов и нормативных документов, регламентирующих функционирование рынка электрической энергии;

9) ПУКУ, зарегистрированных в АКО по упрощенной процедуре, на выполнение функциональной роли ОЗД должны заключить договор информационного взаимодействия с ПУКУ или оператором системы, выполняет функциональную роль ОДКО в соответствующей области учета;

10) предоставлять АКО информацию и объяснения, а также по поручению АКО осуществлять меры по решению споров по вопросам коммерческого учета электрической энергии;

11) обеспечить предоставление услуг коммерческого учета электрической энергии заказчикам в сроки, предусмотренные настоящим Кодексом или договором;

12) получать оплату исключительно за фактически выполненные работы и оказанные услуги коммерческого учета в соответствии с заключенным договором.

2.3.2. ПУКУ имеют право:

1) получать обоснованную плату от участников рынка за предоставление услуг согласно условиям заключенных договоров;

2) проверять на соответствие требованиям этого Кодекса ЗКО в ТКО, для которых они предоставляют услуги коммерческого учета;

3) давать рекомендации ВТКО по приведению узлов учета в соответствие с требованиями настоящего Кодекса самостоятельно или с привлечением ПУКУ;

4) пломбировать узлы учета;

5) иметь регламентированный доступ в пределах ответственности к узлам учета, в частности тем, что установлены на электроустановках оператора системы, операторов установок хранения энергии и производителей, в согласованный с ВТКО и СПМ время для проведения периодических и внеочередных проверок их технического состояния и считывания данных коммерческого учета;

6) отказывать ВТКО в предоставлении услуг коммерческого учета:

если ВТКО не приводит узел учета в соответствие с требованиями закона в установленные сроки;

в случае отказа ВТКО в допуске к узлу учета;

в случае неуплаты за предоставленные услуги коммерческого учета в соответствии с условиями договора.

2.3.3. ПУКУ в пределах ответственности не может разделять выполнения собственных функции с другими ПУКУ.

2.3.4. Для каждой ТКО в каждом процессе на рынке соответствующую функциональную роль должен выполнять только один ПУКУ.

2.3.5. ПУКУ несут ответственность перед заказчиками за своевременность и качество предоставляемых услуг коммерческого учета в соответствии с заключенным договором.

2.3.6. ПУКУ несут ответственность согласно законодательству Украины за достоверность данных и информации в электронных документах, предоставляемых ими АКО и другим сторонам, в частности за составление ложных документов, внесение в документы ложных сведений, выдачу ложных документов, иная подделка документов, а также за искажение данных коммерческого учета.

2.4. Электропоставщик

2.4.1. Электропоставщик обязан зарегистрироваться в АКО как ПУКУ, если планирует выполнять эти функции самостоятельно в ТКО, для которых он осуществляет электроснабжение.

2.4.2. Электропоставщик имеет право:

1) выполнять функции ПУКУ, в частности в ТКО, для которых он осуществляет электроснабжение при условии соответствующей регистрации в АКО;

2) собирать и передавать полученные от потребителя данные коммерческого учета АКО, оператору системы и другим ПУКУ.

2.5. Оператор сети

2.5.1. Оператор сети обязан:

1) зарегистрироваться в АКУ как ПУКУ, зарегистрировать в АКУ собственные АС ПУКУ и заключить с АКУ договор об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии, если функции ПУКУ (в роли ОСКУ, ОДКО, АТКУ) будут выполняться им самостоятельно или заключить договор с зарегистрированным ПУКУ о предоставлении услуг коммерческого учета, электрической энергии;

2) обеспечить (в качестве АТКУ) формирование и регистрацию основных и дополнительных областей коммерческого учета в соответствии с требованиями настоящего Кодекса;

3) обеспечивать (в качестве АТКУ) регистрацию и обновления в реестре АКУ информации о ТКУ внутри собственной ответственности на границе областей и площадок коммерческого учета пользователей системы (в том числе физических и виртуальных ТКУ, используемых для их расчета, как и других расчетов и отчетности на рынке электрической энергии), где производится отпуск, отбор или транзит электрической энергии, по месту осуществления своей хозяйственной деятельности;

4) обеспечить безотказное предоставление услуг коммерческого учета (в качестве ОСКУ, ОСД и ОДКО) на территории своей лицензированной деятельности по соответствующему обращению заказчика в рамках соответствующих договоров и согласно настоящему Кодексу.

2.5.2. Оператор сети имеет право:

1) привлекать других зарегистрированных ПУКУ для обеспечения коммерческого учета;

2) получать от АКУ и смежных ПУКУ данные коммерческого учета всем ТКУ, обслуживаемых этими ПУКУ, на границе областей и площадок коммерческого учета по месту производства оператором сети хозяйственной деятельности;

3) доступа (по предъявлению представителем служебного удостоверения) к узлам учета и СКУ по месту осуществления своей хозяйственной деятельности для проведения периодического и внеочередного контрольного осмотра, технической проверки узлов учета и СКУ, схем их подключения и считывания информации;

4) устанавливать на время проведения экспертизы, периодической поверки, обслуживания или ремонта установленного СИТ в ТКУ, поверенный и опломбированный СИТ с не хуже техническими характеристиками;

5) требовать от ОТКУ приведения состояния коммерческого учета в соответствие с требованиями настоящего Кодекса, в случае несоответствия состояния коммерческого учета требованиям проекта (проектных решений) или их отсутствия.

2.5.3. Оператор сети, являющийся ОСР, не имеет права отказать участникам рынка в предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии по месту осуществления своей хозяйственной деятельности по распределению электрической энергии.

2.5.4. Операторы системы по месту осуществления ими хозяйственной деятельности по распределению/передаче электрической энергии за свой счет обеспечивают:

1) выполнение функций, предусмотренных главой 12.3 раздела XII настоящего Кодекса;

2) гарантированное суточное автоматизированное дистанционное считывание данных с узлов учета с возможностью почасового учета и дистанционного считывания результатов измерения в ТКУ, где оператор системы является ОТКУ;

3) гарантированное ежедневное и ежемесячное прием/передачу и, при необходимости, обработку данных коммерческого учета от ПУКУ, смежных операторов системы, других участников рынка и потребителей;

4) проведение в соответствии с утвержденными графиками, не реже одного раза в шесть месяцев, планового контрольного осмотра узлов учета и один раз в три года плановой технической проверки узлов учета/ СКУ и схем их подключения у небытовых и коллективных бытовых потребителей, а также один раз в течение половины межповерочного интервала установленного в узле учета счетчика у индивидуальных бытовых потребителей;

5) установку, настройку (в том числе параметризацию), замену, модернизацию, реконструкцию, техническое переоснащение и/или изменение места установки по собственной инициативе, а также техническую поддержку, обслуживание и ремонт принадлежащих им СКУ (по собственной инициативе);

6) в ТКУ, где оператор системы является ОТКУ, замену на время проведения экспертизы, периодической поверки, обслуживания или ремонта установленного СКУ на другой поверенный и опломбированный, с аналогичными техническими характеристиками, а также замену неисправных или поврежденных СКУ, пломб, пломбировочного материала и индикаторов, восстановление состояния коммерческого учета электрической энергии после его возбуждения не по вине потребителя;

7) администрирование ТКУ, в том числе их регистрацию и/или исключение из реестра ТКУ;

8) периодическую поверку, обслуживание и ремонт (в том числе демонтаж, транспортировку, монтаж) СИТ (результаты измерений которых используются для осуществления расчетов за потребленную для бытовых нужд электрическую энергию), являющиеся собственностью ОСР, физических лиц, общей собственностью совладельцев многоквартирного дома;

9) приведение состояния принадлежащих оператору системы СКУ в соответствие с требованиями нормативных документов;

10) поддержание надлежащего технического состояния контактных соединений на грани эксплуатационной ответственности и на входящих и выходных клеммах, опломбированных СИТ, а также на входных коммутационных аппаратах на объектах у индивидуальных бытовых потребителей;

11) параметризацию многозонных (многотарифных) счетчиков электрической энергии для индивидуальных бытовых потребителей:

при первой установке электронного интервального счетчика (первичная параметризация);

в случае обращения потребителя впервые относительно параметризации устанавливаемого счетчика или уже установленного на его объекте;

если после проведения периодической поверки, технического обслуживания, ремонта или временного нарушения счетчика (не по вине потребителя) установленная параметризация не сохранилась;

в случае установки счетчика на замену ранее параметризированного вышедшего из строя счетчика (не по вине потребителя).

Срок предоставления этой услуги должен составлять не более 15 рабочих дней со дня получения соответствующего заявления;

12) проверку по собственной инициативе первичной параметризации приобретенных потребителями многозонных (многотарифных) счетчиков при вводе их в учет на месте установки;

13) согласование технической документации заказчиков по устройству узлов учета и СКУ;

14) участие в составе комиссии заказчика при вводе в эксплуатацию узлов учета и СКУ;

15) отображение и обновление не реже одного раза в месяц в личном кабинете каждого индивидуального бытового потребителя, у которого установлены счетчики с возможностью почасового измерения и дистанционного считывания данных (показов), информации о его почасовом потреблении электрической энергии.

2.5.5. Оператор сети не имеет права препятствовать ПУКУ предоставлять услуги коммерческого учета участникам рынка и потребителям.

2.6. Сторона, присоединенная к сети

2.6.1. СПМ обязана:

1) для ТКО, для которых она является ВТКО, обеспечить постоянное соответствие установленного принадлежащего ему оборудования узла учета проектных решением соответствии с настоящим Кодексом. Соответствие узла учета требованиям проектных решений подтверждается положительными выводами в акте ввода в промышленную эксплуатацию или актах технической проверки/пломбирования на дату их составления в соответствии с требованиями настоящего Кодекса;

2) для ТКО, для которых она является ВТКО, заключать договоры о предоставлении услуг коммерческого учета, электрической энергии с ОСР или ПУКУ или зарегистрироваться в АКО и выполнять функции ПУКУ самостоятельно;

3) для ТКУ площадки коммерческого учета группы «а», для которой она является ОТКУ, обеспечить формирование и передачу сформированных почасовых данных коммерческого учета в ОС/АКУ;

4) надлежащим образом выполнять обязательства в соответствии с требованиями настоящего Кодекса;

5) предоставлять разрешение уполномоченным представителям ПУКУ, оператора сети и АКО на доступ к собственным объектов, узлов учета (с учетом требований к безопасности выполнения работ), результатов измерения и данных коммерческого учета, а также обеспечивать присутствие уполномоченного представителя СПМ при обследовании ( проверки) и немедленно сообщать им о выявленных недостатках в работе СИТ, установленные в соответствующих точках измерения, и вспомогательного оборудования узлов учета;

6) предоставлять ПУКУ, с которыми СПМ заключила договор доступ к своим электроустановок для осуществления монтажа, технического обслуживания и снятия показаний и других данных коммерческого учета с узлов учета;

7) предоставлять участникам рынка информацию, необходимую для выполнения ими своих функций на рынке электрической энергии, в объемах и порядке, определенных Правилами рынка, Правилами рынка «на сутки вперед» и внутрисуточного рынка, Кодексом системы передачи, Кодексом систем распределения, настоящим Кодексом и другими нормативно-правовыми актами, которые регулируют функционирования рынка электрической энергии;

8) заключать договоры, обязательные для осуществления деятельности на рынке электрической энергии и выполнять условия этих договоров.

2.6.2. СПМ имеет право:

1) свободно выбирать зарегистрированных ПУКУ для обеспечения коммерческого учета электрической энергии для всех ТКО, для которых она является ВТКО;

2) установить автоматизированную систему для обеспечения автоматизации коммерческого учета и дистанционного считывания результатов измерения в ТКО, по которым она ВТКО.

2.6.3. СПС, являющаяся оператором установки хранения энергии, обязана:

1) обеспечить коммерческий учет электрической энергии, переток которой осуществлен как до, так и по установке хранения энергии, в соответствии с требованиями настоящего Кодекса;

2) не допускать эксплуатацию установок хранения энергии без наличия отдельного коммерческого учета.

2.7. Сторона, ответственная за точку коммерческого учета

2.7.1. ОТКУ для ТКУ, снабженные узлами учета, является оператором сети или стороной, присоединенной к сети, которая на законных основаниях владеет или пользуется счетчиком в составе узла учета для этой ТКУ, если иное не установлено настоящим Кодексом или договором.

2.7.2. При необходимости участники рынка или пользователи системы могут инициировать создание виртуальных ТКУ в соответствии с требованиями нормативно правовых актов.

ОТКУ для виртуальных ТКУ становится участником рынка или пользователем системы, от имени которого зарегистрирована эта виртуальная ТКУ.

2.7.3. ОСР является ВТКО для всех ТКО:

1) где установлены принадлежащие ему счетчики;

2) где учет электрической энергии осуществляется без устройства узла учета;

3) у индивидуальных бытовых потребителей для узлов учета, результаты измерений которых используются для осуществления расчетов за потребленную для бытовых нужд электрическую энергию (независимо от владельца счетчика электрической энергии).

2.7.4. ВТКО ответственное за эксплуатацию и техническое состояние принадлежащих ей ЗКО и узлов учета в ТКО.

2.7.5. ОТКУ ответственна за непрерывность процессов измерения, формирования и передачи данных коммерческого учета для соответствующих ТКУ в соответствии с регламентами и протоколами информационного взаимодействия участников рынка по обмену данными коммерческого учета, что обеспечивается за собственные средства и сами или путем заключения договора с ПУКУ в соответствии с требованиями настоящего Кодекса, если иное не установлено законом.

2.7.6. Если ЗКО или отдельные составляющие узла учета принадлежащих разным владельцам, ВТКО вправе требовать от других владельцев обеспечения надлежащей эксплуатации и технического состояния соответствующих ЗКО или отдельных составляющих узла учета.

2.7.7. ВТКО не может быть принуждена к установлению принадлежащих ей ЗКО и / или другого оборудования узла учета на территории и / или объектах (электроустановках) других владельцев.

2.7.8. ВТКО для каждой ТКО в пределах ответственности обязана:

1) обеспечить эксплуатацию и техническое состояние принадлежащих ей СКУ и узлов учета, а также непрерывность процессов измерения, формирования и передачи данных коммерческого учета в соответствии с регламентами и протоколами информационного взаимодействия участников рынка по обмену данными коммерческого учета;

2) обеспечить для определенного ПУКУ возможность периодического и внепланового считывания результатов измерения и данных о состоянии из принадлежащих ей счетчиков в соответствии с требованиями настоящего Кодекса;

3) обеспечить замену ПУКУ в случае аннулирования регистрации этого ПУКУ;

4) предоставить уполномоченным ПУКУ (в роли ОЗД и ОДКО) в электронном виде в течение трех рабочих дней со дня назначения такого ПУКУ такую информацию по ЗКО и способа обмена данными:

параметры программирования счетчика и доступа к коммуникационного оборудования счетчиков;

основные и идентификационные данные по ТКС и счетчика, необходимые для получения данных со счетчика;

способ обмена данными ПУКУ с оператором / АКО;

5) обеспечивать допуск представителей оператора к узлам учета для считывания и контроля показов принадлежащих ей счетчиков, выполнения контрольного осмотра узлов учета, технической проверки, проведения других проверок узлов учета и / или СИТ соответствии с требованиями настоящего Кодекса;

6) информировать определенных ПУКУ о несоответствии принадлежащих им узлов учета требованиям настоящего Кодекса;

7) обеспечить по рекомендациям ПУКУ приведения узлов учета в соответствие с требованиями настоящего Кодекса самостоятельно или с привлечением ПУКУ;

8) гарантировать своевременный и недискриминационный доступ уполномоченных лиц заинтересованных сторон к узлам учета, а также к данным измерений;

9) соблюдать требования настоящего Кодекса, Правил рынка, Правил розничного рынка и требований законодательства по обеспечению коммерческого учета электрической энергии;

10) заключить договор с ПУКУ (в качестве ОСД) для ТКУ, которые обеспечены узлами учета с функцией автоматизированного интервального учета и дистанционного считывания, а также где должно быть обеспечено постоянное ежедневное автоматизированное формированием и передача почасовых данных коммерческого учета;

2.7.9. ВТКО имеет право:

1) выступать в качестве ПУКУ ТКО, за которые она отвечает, при условии наличия действительной регистрации в АКО;

2) в своих интересах поручать обеспечения организации коммерческого учета электрической энергии зарегистрированным ПУКУ;

3) менять определенного ПУКУ в любое время в соответствии с порядком изменения ПУКУ, предусмотренного соответствующим регламентом АКО;

4) осуществлять контроль за формированием определенным ПУКУ данных коммерческого учета и их передачу АКО.

2.7.10. До начала деятельности ПУКУ, предназначенного ОТКУ для своих ТКУ, услуги по коммерческому учету предоставляются ПУКУ оператором сети в объемах, определенных настоящим Кодексом к конкретным ТКУ. Стоимость таких услуг устанавливается согласно Методике расчета платы за услуги коммерческого учета электрической энергии, предоставляемые оператором системы распределения на территории осуществления его лицензированной деятельности, утвержденным постановлением НКРЭКУ от 09 июля 2019 г. № 1381.

III. Регистрация поставщиков услуг коммерческого учета

3.1. Общие положения

3.1.1. Субъекты хозяйствования могут выполнять функциональные роли ПУКУ при условии наличия соответствующей регистрации в АКО на их выполнение.

3.1.2. Регистрация ПУКУ и АС ПУКУ осуществляется АКО соответствии с Регламентом регистрации поставщиков услуг коммерческого учета электрической энергии (далее - Регламент), который является приложением 3 к настоящему Кодексу.

3.1.3. К субъектам хозяйствования, которые планируют выполнять роли ОЗД и ОЗКО, должна применяться упрощенная процедура регистрации в соответствии с Регламентом.

3.1.4. Не требуется регистрация в АКО (как ПУКУ) потребителей, которые ежемесячно самостоятельно считывают и передают показания со счетчиков электрической энергии в соответствии с главой 8.6 раздела VIII настоящего Кодекса.

3.1.5. К субъектам хозяйствования, которые планируют выполнять функциональные роли ОДКО и АТКО, должна применяться полная процедура регистрации с заключением договоров с АКО об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии.

3.1.6. Срок действия регистрации ПУКУ - 10 лет (кроме случаев аннулирования регистрации) с возможностью его продления, если ПУКУ не менее чем за два рабочих дня до окончания срока действия соответствующей регистрации обратился к АКО о продлении этого срока на следующий период (10 лет).

3.1.7. АКО должен обеспечивать публикации на собственном вебсайте информации о регистрации или аннулирования регистрации ПУКУ не позднее следующего рабочего дня с момента ее совершения.

3.1.8. Зарегистрированные ПУКУ или субъекты хозяйствования, которые подали заявку на регистрацию, в случае возникновения каких-либо споров относительно регистрации должны их решать в соответствии с требованиями закона и законодательства Украины.

3.1.9. В случае выполнения заявителями всех требований настоящего Кодекса АКО не имеет права отказать в регистрации.

3.2. Процедура регистрации ПУКУ

3.2.1. Для регистрации в качестве ПУКУ субъект хозяйствования (далее - заявитель) должен обратиться к АКО с заявлением и предоставить комплект документов, требуется Регламентом.

3.2.2. АКО течение 10 рабочих дней со дня получения заявления и пакета документов должен провести их проверку и сообщить заявителю о необходимости устранения выявленных недостатков, если поданных заявителем документов для регистрации недостаточно или они нуждаются в исправлении и / или уточнения.

3.2.3. Если предоставленные документы соответствуют установленным в Регламенте требованиям, АКО должен зарегистрировать заявителя как ПУКУ или, если заявителем планируется выполнять роли ОДКО и АТКО с использованием АС ПУКУ, провести тестирование АС ПУКУ согласно Регламенту.

3.2.4. В случае успешного тестирования АС ПУКУ АКО должен зарегистрировать заявителя как ПУКУ и заключить с ним договор об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии.

3.2.5. В случае изменения информации, предоставленной при регистрации, ПУКУ должен предоставить АКУ информацию о таких изменениях не позднее пяти рабочих дней со дня их наступления в виде электронного документа, подписанного электронной подписью.

3.3. Проверка деятельности ПУКУ

3.3.1. АКО осуществляет контроль деятельности ПУКУ путем проведения плановых и внеплановых проверок, при этом соответствующий Порядок проведения проверок разрабатывается АКО.

3.3.2. АКО вправе осуществлять проверки способности ПУКУ выполнять соответствующие роли, а также состояния коммерческого учета электрической энергии для определенных ТКО в части их соответствия требованиям этого Кодекса и соответствия результатов измерения в первичной базе счетчиков данным коммерческого учета, предоставленных ПУКУ АКО. Проверка может проводиться с обязательным предупреждением ПУКУ в срок не менее пяти рабочих дней.

3.3.3. При получении информации от заинтересованных сторон, связанных с ТКО или группой ТКО, по некачественного выполнения ПУКУ своих функций АКО имеет право провести внеплановую проверку ПУКУ.

3.3.4. По результатам проверки АКО совместно с ПУКУ, и при необходимости с представителями других сторон, участвовавших в проверке (ОТКУ, ОМ и другие) составляет акт, в который вносятся выявленные нарушения и устанавливаются сроки их устранения. По результатам составленного акта АКО выставляет предупреждения ПУКУ с соответствующим информированием участников рынка через публичный реестр ПУКУ.

3.4. Аннулирование регистрации ПУКУ

3.4.1. АКО принимает решение об аннулировании регистрации ПУКУ в случае:

1) представление ПУКУ заявления об аннулировании регистрации по собственной инициативе;

2) систематического (три раза подряд) без обоснованных причин невыполнения требований АКО по устранению нарушений настоящего Кодекса и / или условий договора об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии, заключенного между ПУКУ и АКО, выявленных АКО во время проведения плановых или внеплановых проверок ПУКУ и оформлены ним соответствующими актами с указанным перечнем нарушений и сроком их устранения.

3.4.2. В случае несогласия с решением АКО об аннулировании регистрации ПУКУ может обратиться в Регулятора с соответствующей жалобой.

3.4.3. В случае подачи ПУКУ заявления об аннулировании регистрации по собственной инициативе АКО принимает решение об аннулировании регистрации ПУКУ в течение 20 рабочих дней со дня получения такого заявления.

3.4.4. В случае принятия решения об аннулировании регистрации ПУКУ АКО должен проинформировать об этом ПУКУ и всех участников рынка, заключивших договоры с соответствующим ПУКУ, путем обнародования этого решения на официальном веб-сайте АКО не позднее чем за пять рабочих дней до определенной даты аннулирования регистрации.

3.4.5. В случае аннулирования регистрации ПУКУ все ТКО в пределах его ответственности переводятся в другие ПУКУ соответствии с процедурой изменения ПУКУ.

3.4.6. ВТКО в случае аннулирования регистрации соответствующего ПУКУ, обслуживающего ее ТКО, должно обеспечить непрерывность процессов формирования и передачи данных коммерческого учета в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

3.4.7. В случае аннулирования регистрации ПУКУ для продолжения деятельности соответствующий ПУКУ должен повторно зарегистрироваться в АКО. Повторная регистрация ПУКУ осуществляется АКО только после получения подтверждения исправления всех недостатков и нарушений, которые привели к аннулированию предварительной регистрации этого ПУКУ.

IV. Организация точек, площадок и областей коммерческого учета

4.1. Общие положения

4.1.1. Подключение к электрическим сетям и эксплуатация электроустановок, предназначенных для передачи, распределения, производства, потребления электрической энергии и хранения энергии, без организации приборного коммерческого учета электрической энергии и регистрации соответствующих ТКУ в реестре АКУ запрещается (кроме случаев, предусмотренных настоящим Кодексом).

4.2. Регистрация точек коммерческого учета

4.2.1. АКО создает и постоянно поддерживает функционирование реестра ТКО, который должен содержать блоки идентификации, параметризации и технический блок.

4.2.2. Блок идентификации содержит

1) дату и время, когда ТКО была зарегистрирована, изменена или отменена;

2) уникальный EIC-код ТКО;

3) уникальный EIC-код области коммерческого учета, к которой принадлежит ТКО;

4) тип ТКУ;

5) идентификатор ВТКО;

6) идентификатор ПУКУ;

7) EIC-код и типы участников рынка, касающихся такой ТКО (оператор сети, электропоставщик т.д.).

4.2.3. Блок параметров содержит

1) тип коммуникационного интерфейса и частоту считывания результатов измерения / формирования данных коммерческого учета;

2) интервал измерения;

3) информацию о методе профилирования и тип профиля, применяется;

4) информацию, необходимую для выполнения процедур валидации и сертификации (уровень напряжения, максимальная мощность, оценочный годовой объем потребления и т.п.);

5) состояние подключения;

6) признак несинхронной работы и код области учета выделенного района сетей.

4.2.4. Технический блок содержит информацию о:

1) местонахождение узла учета (код кодификатора административно-территориальных единиц и территорий территориальных общин, адрес, кадастровый номер земельного участка и GPS-координаты);

2) идентификаторы всех связанных узлов учета, в частности счетчиков, автоматизированных систем, их тип, серийный номер и технические характеристики, алгоритмы и формулы расчета потерь электрической энергии от точки измерения до коммерческой пределы, электронные данные паспортов-протоколов и тому подобное;

3) идентификационный код и контактные данные СПМ, включая данные учетной записи для доступа к информационной системе AKO;

4) идентификационную информацию о договорах, заключенных электропоставщиков, операторами сети, СПМ и ПУКУ, касающиеся ТКО.

4.2.5. ПУКУ (в роли ATKO) обеспечивают поддержку информации по ТКС в реестре ТКО в актуальном состоянии путем направления соответствующих электронных документов АКО согласно установленному порядку информационного обмена.

4.2.6. Внесение изменений в реестр ТКО, в частности регистрация ТКО, изъятие ТКО, а также любые другие изменения должны выполняться сразу после получения ПУКУ (в роли ATKO) соответствующей информации или обращения заинтересованного участника рынка.

4.2.7. ПУКУ (в роли ATKO) обязаны вносить информацию в реестр ТКО и вести надлежащую документацию, в которой фиксируются основания внесения всех изменений в реестр ТКО, а также предоставлять по обращению пользователя системы соответствующую информацию, содержащуюся в реестре ТКУ;

4.2.8. В случае невнесения ПУКУ (в качестве АТКУ) соответствующей информации в реестр ТКУ в течение суток после ее получения и проверки, заинтересованный участник рынка вправе обратиться в АКУ по внесению АКУ этой информации в реестр ТКУ.

4.3. Устройство точек коммерческого учета

4.3.1. На рынке электрической энергии используются физические и виртуальные ТКО.

4.3.2. Физические ТКО непосредственно связанные с устроенными в электрических сетях точками измерения и соответствующими узлами учета.

4.3.3. Виртуальные ТКО создаются для целей функционирования рынка электрической энергии в случае необходимости формирования данных коммерческого учета на основе расчетов, в частности на основе результатов измерения из одной или нескольких точек измерения.

4.3.4. Физические ТКО создаются:

1) для каждой точки электрической сети на коммерческой пределы смежных электроустановок и / или электрических сетей двух или более участников рынка с целью учета передаваемых между ними объемов электрической энергии;

2) внутри электрических сетей участников рынка с целью обеспечения раздельного коммерческого учета для отдельных площадок и областей коммерческого учета, а также электроустановок и их групп (очередей строительства, блоков, эталонных единиц, генерирующих установок, других электроустановок в случае применения различных цен, тарифов, тарифных планов, тарифных коэффициентов и т.п.), предназначенных для передачи, распределения, транзита, производства, потребления электрической энергии и хранения энергии;

3) на границе площадок и областей коммерческого учета, созданных участниками рынка в соответствии с требованиями закона.

4.3.5. По собственному желанию участники рынка для улучшения процесса коммерческого учета и точности расчетов могут установить узлы учета и устраивать внутри собственных сетей дополнительные ТКО.

4.3.6. Каждый оператор сети должен согласовать перечень ТКО с владельцами смежных электроустановок и / или электрических сетей, которые присоединены к его сетям.

4.4. Особенности создания областей и площадок коммерческого учета

4.4.1. Площадки и области коммерческого учета идентифицируются с помощью EIC кодов соответствующих типов и являются базовыми элементами информационной модели организации коммерческого учета на рынке электрической энергии.

Области коммерческого учета создаются операторами системы с целью сведения балансов и определения потерь электрической энергии в электрических сетях путем создания физических ТКУ на периметре и внутри этих сетей.

Для каждой области и площадки коммерческого учета (кроме простых площадок) должны быть созданы и зарегистрированы соответствующие виртуальные точки коммерческого учета.

4.4.2. Пределы областей коммерческого учета в собственных электрических сетях операторов систем должны выбираться исходя из следующих ограничений:

1) формироваться в пределах территории осуществления лицензированной деятельности;

2) по классам напряжения;

3) определяться в соответствии с требованиями нормативно правовых актов по обеспечению коммерческого учета электрической энергии.

4.4.3 Операторы системы распределения обязаны создать в своих электрических сетях и зарегистрировать в АКУ дополнительные области коммерческого учета и соответствующие ТКУ для определения потерь электрической энергии на 1 классе и 2 классе напряжения в электрической сети ОСР.

В ТКУ на границе областей коммерческого учета между 1 и 2 классами напряжения должен быть обеспечен интервальный коммерческий учет, формирование и передача почасовых данных коммерческого учета АКУ.

Утраты электрической энергии на 1 классе напряжения в сетях ОСР должны формироваться как разность объемов электрической энергии, вычисленных по одновременно снятым показаниям установленных на границе этой области интеллектуальных счетчиков, функционирующих в составе АСКУЭ.

При использовании этих данных АКУ должно обеспечить формирование сертифицированных данных по объему потерь электрической энергии в электрической сети ОСР.

4.4.4. Площадки коммерческого учета создаются для определения и выделения электроустановки или совокупности электроустановок в пределах технологических электрических сетей объекта по признаку обязательств по обеспечению отдельного коммерческого учета электрической энергии (в случае использования различных тарифов, тарифных планов, тарифных коэффициентов, различной стоимости электрической энергии и т.п.).

4.4.5. Для каждой области / площадки коммерческого учета составляется баланс, учитывающий данные выработки, отбора и отпуска электрической энергии по всем ТКО, относящихся к такой области / площадки коммерческого учета.

4.4.6. Площадки коммерческого учета, содержащие электроустановки, входящие в единицу агрегации и агрегируемые агрегатором, должны быть обеспечены на границе площадки ТКУ, где осуществляется коммерческий учет объемов отбора/отпуска электрической энергии в целом для площадки коммерческого учета в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

4.4.7. Объемы отбора определяются как положительное сальдо перетоков электрической энергии между конкретной областью / площадкой коммерческого учета и одной или несколькими смежными с ней областями и / или площадками коммерческого учета, определенное установленного интервал времени в ТКО и / или для группы ТКО, находящихся на грани этой области / площадки коммерческого учета. Объем отбора для конкретной области / площадки коммерческого учета определяется отдельно на границе с каждой смежной областью / площадкой коммерческого учета и / или в целом на границе со всеми смежными областями и / или площадками коммерческого учета соответственно.

4.4.8. Объемы отпуска определяются как отрицательное сальдо перетоков электрической энергии между конкретной областью / площадкой коммерческого учета и одной или несколькими смежными с ней областями и / или площадками коммерческого учета, определенное установленного интервал времени в точке коммерческого учета и / или для группы точек коммерческого учета, находящихся на грани этой области / площадки коммерческого учета. Объем отпуска для конкретной области / площадки определяется отдельно на границе с каждой смежной областью / площадкой коммерческого учета и / или в целом на границе со всеми смежными областями и / или площадками коммерческого учета соответственно.

4.4.9. Если ВТКО для отдельных ТКО на границе области и / или площадки коммерческого учета со смежными областями и / или площадками коммерческого учета являются различные субъекты (участники рынка, потребители), то эти смежные субъекты (или их уполномоченные ПУКУ) обязаны заключить между собой договоры об информационном обмене данными коммерческого учета для обеспечения возможности формирования данных коммерческого учета и баланса электрической энергии для каждой соответствующей области и / или площадки коммерческого учета электрической энергии.

4.4.10. Площадки коммерческого учета по признакам требований по периодичности проведения измерений, формирования и передачи данных относятся к группе «а» и группе «б».

4.4.11. В группу «а» относятся площадки коммерческого учета, содержащие:

электроустановки с присоединенной мощностью 150 кВт и более или среднемесячным объемом потребления электрической энергии свыше 50 тыс. кВт*ч (фактическим за предыдущий календарный год или заявленным для новых электроустановок) на объектах потребителей (кроме многоквартирных жилых домов и бытовых потребителей);

генерирующие установки, в том числе генерирующие электроустановки третьих лиц, и/или электроустановки хранения энергии, в том числе электроустановки хранения энергии третьих лиц, с возможностью отпуска электрической энергии в электрические сети ОС или других пользователей;

электроустановки потребителя по его инициативе, если соответствующие средства учета отвечают требованиям формирования и передачи данных коммерческого учета для площадок группы «а».

Электроустановки, входящие в единицу агрегации и агрегируемые агрегатором.

4.4.12. Площадки коммерческого учета группы «а» должны быть обеспечены интеллектуальными счетчиками, которые установлены на коммерческой границе этой площадки коммерческого учета и функционируют в составе автоматизированной системы, с гарантированным автоматическим ежесуточным дистанционным считыванием интервальных результатов измерения, формированием и передачей к АКУ валидированных почасовых фактических данных коммерческого учета электрической энергии, в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

4.4.13. Площадки коммерческого учета, не относящиеся к группе «а», относятся к группе «б».

4.4.14. Для площадки коммерческого учета группы «б» должно обеспечиваться формирование и передача в АКУ данных коммерческого учета ежемесячно или за меньший период( в рамках процессов изменений поставщика, отключения потребителя и т.п.), предусмотренный требованиями нормативно-правовых актов, по обеспечению коммерческого учета электрической энергии.

4.5. Устройство точек коммерческого учета без узла учета

4.5.1. По заявлению потребителя возможно создание ТКО и использования электрической энергии без устройства узла учета (установки счетчика) при условии получения потребителем разрешения от оператора сети и заключения соответствующего договора:

1) для выполнения временных работ на срок до 30 суток, если у потребителя отсутствует техническая возможность установить счетчик за отсутствия приспособленного для этого помещения;

2) если установки счетчика нецелесообразно вследствие использования электрической энергии для электроустановок мощностью до 0,1 кВт на срок до одного года с возможностью его продления, если потребитель не менее чем за пять рабочих дней до окончания срока действия соответствующего договора обратился к оператору сети о продлении этого срока на следующий период (год).

4.5.2. Регистрация ТКО без установленного счетчика выполняется исключительно соответствующим оператором, а объемы потребления в таких ТКО определяются им расчетным путем.

4.6. Определение направления перетока электрической энергии

4.6.1. Для каждой точки, площадки и области коммерческого учета на рынке электрической энергии необходимо определить направление потока электрической энергии.

4.6.2. Для целей коммерческого учета объемов перетоков электрической энергии между смежными областями / площадками коммерческого учета применяться следующие условные обозначения:

1) если поток электрической энергии направлен из области / площадки коммерческого учета «А» в смежную область / площадку коммерческого учета «Б» (поток энергии в направлении от «А» до «Б»), электрическая энергия, передаваемая должна быть отнесена в области / площадки коммерческого учета «а» с отрицательным знаком, а в области / площадки коммерческого учета «Б» с положительным знаком;

2) если область / площадка коммерческого учета «А» принимает поток электрической энергии с смежной области / площадки коммерческого учета «Б» (поток энергии в направлении «Б» до «А»), электрическая энергия, передаваемая должна быть отнесена к области / площадки коммерческого учета «а» с положительным знаком, а в области / площадки коммерческого учета «Б» с отрицательным знаком;

3) если установленного интервал времени сальдо перетоков электрической энергии в ТКО или для группы ТКО на границе между областью / площадкой коммерческого учета «А» и смежной областью / площадкой коммерческого учета «Б» имеет отрицательный знак (поток энергии в направлении « А «до» Б»), электрическая энергия, перетекает, должна быть отнесена к отпуску области / площадки коммерческого учета« А »и к отбору смежной области / площадки коммерческого учета« Б »;

4) если установленного интервал времени сальдо перетоков электрической энергии в ТКО или для группы ТКО на границе между областью / площадкой коммерческого учета «А» и смежной областью / площадкой коммерческого учета «Б» имеет положительный знак (поток энергии в направлении «Б» в «А»), электрическая энергия, передаваемая должна быть отнесена к отбору области / площадки коммерческого учета «А» и в отпуска смежной области / площадки коммерческого учета «Б»;

5) если установленного интервал времени объемы «приема» и «отдачи» (по ТКС или группе ТКО) на границе между областью / площадкой коммерческого учета «А» и смежной областью / площадкой коммерческого учета «Б» одинаковы, то объем обмена электрической энергией между областями / площадками коммерческого учета в течение этого интервала времени должно считаться равным нулю.

V. Устройство узлов учета и других средств коммерческого учета электрической энергии

5.1. Общие требования

5.1.1. Все ТКУ должны быть оснащены узлами учета, за исключением случаев, предусмотренных настоящим Кодексом. Устройство узлов учета и других СКУ необходимо осуществлять в соответствии с требованиями настоящего Кодекса, Правил розничного рынка, Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министерства энергетики и угольной промышленности Украины от 21 июля 2017 года № 476 (далее - ПУЭ), и проектных решений.

5.1.2. Место размещения узла учета должен быть защищен от доступа посторонних лиц, животных, птиц, насекомых и т.д., которые могут повредить оборудование, удаленным от горючих материалов на расстоянии не менее 1,5 метра по всем направлениям, безопасным и доступным для проведения технического обслуживания, ремонта и замены оборудования, отвечать требованиям правил безопасности и других соответствующих нормативных документов.

5.1.3. Узлы учета необходимо устанавливать таким образом, чтобы была обеспечена возможность доступа потребителей, участников рынка и других заинтересованных сторон к нему для целей контрольного осмотра и / или технической проверки, а также визуального считывания результатов измерения счетчика без применения специальных средств и инструментов.

5.1.4. Узел учета и соответствующие точки измерения в электрических сетях должны размещаться на коммерческой пределы участников рынка.

5.1.5. Если с технической или экономической причин установления узла учета на коммерческой пределы нецелесообразно, то по взаимному согласию сторон с учетом требований этого Кодекса узел учета может быть расположен не на коммерческой предела, но как можно ближе к ней. В то же время место его размещения должен избираться таким образом, чтобы обеспечить минимальные потери активной электрической энергии в электрической сети от точки измерения до коммерческой пределы соответствующего объекта.

5.1.6. В случае размещения узла учета не на коммерческой пределы фактические объемы электрической энергии в ТКО должны определяться на основе результата измерения электрической энергии в точке измерения с учетом потерь электрической энергии в элементах электрических сетей между точкой измерения и ТКО, которые определяются в соответствии с методическими рекомендациями, утвержденными центральным органом исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в электроэнергетическом комплексе, и взаимосогласованных алгоритмов формирования данных коммерческого учета.

5.1.7. Если существует более одного технически обоснованного варианта размещения узла учета, необходимо выбирать наиболее экономически целесообразный при условии обеспечения полного соответствия узла учета требованиям этого Кодекса, других нормативно-правовых актов и нормативных документов.

5.1.8. Владелец электроустановки имеет приоритетное право на установление узла учета на принадлежащих ему электроустановках.

5.1.9. В целях обеспечения проверки достоверности данных или резервирования источников информации для зарегистрированных ТКУ и основного узла учета оператор сети и сторона, подключенная к сети (в том числе потребитель) по собственному желанию, имеют право устраивать со своей стороны коммерческой границы верификационные узлы учета, отвечающие требованиям для коммерческих узлов учета и с установленными СКУ, не имеющими характеристики не хуже чем у основного узла учета.

Допускается установка и эксплуатация СИТ или другого оборудования верификационного узла учета или составляющих автоматизированных систем, принадлежащих другому владельцу на объекте владельца электроустановки по его согласию и согласно согласованному с ним проектному решению.

Устанавливаемое оборудование должно соответствовать требованиям нормативных документов и не приводить к ухудшению работы составляющих основного узла учета. Вопросы размещения, эксплуатации и технического обслуживания этого оборудования регулируются соответствующим договором.

5.1.10. Для коммерческих расчетов используются данные из основного узла учета владельца электроустановки (объекта) при условии его соответствия требованиям проектных решений.

5.1.11. Если установлено на объекте оборудования узла учета или составляющие автоматизированных систем других владельцев не соответствуют техническим требованиям этого Кодекса и нарушают технологический процесс сбора и обработки данных, владелец объекта имеет право обратиться к владельцу указанного оборудования по приведению его в соответствие с требованиями настоящего Кодекса в определенный владельцем объекта срок. В случае несогласия с решением собственника объекта собственник соответствующего оборудования может обратиться к АКО для урегулирования указанных вопросов.

5.1.12. В случае неприведение владельцем соответствующего оборудования узла учета или составляющих автоматизированных систем в соответствие с требованиями закона в установленные сроки владелец электроустановки (объекта) за собственные средства вправе установить оборудование узла учета, соответствует требованиям этого Кодекса, письменно предупредив об этом не менее чем за 30 рабочих дней владельца установленного оборудования узла учета или составляющих автоматизированной системы.

5.1.13. Данные из верификационных узлов учета используются для осуществления технического (контрольного) учета, проверки достоверности данных коммерческого учета из основного узла учета и замещения данных коммерческого учета в случае отсутствия, неисправности, несоответствия проектным решениям основного узла учета, отсутствия или недостоверности данных из основ.

Наличие разницы между данными учета из основного и верификационного узлов является основанием для проведения их внеочередной технической проверки.

5.1.14. Если на коммерческой пределы смежных объектов электроэнергетики уже установлены узлы учета (более одного), принадлежащих разным владельцам (разным ВТКО), то соответствующие ВТКО обязаны между собой согласовать, узел учета для конкретной ТКО будет считаться основным, а какой - верификационным, используя следующие принципы:

1) основной определяется узел учета, для которого рассчитаны потери активной энергии от точки измерения до коммерческой границы являются меньшими;

2) если для обоих узлов учета рассчитаны потери активной энергии от точки измерения до коммерческой пределы одинаковы, то основным определяется узел учета, имеет высокую точность, а при одинаковой точности узел учета определяется основным по соглашению сторон;

3) в случае отсутствия согласия сторон по определению, узел учета является основным, а какой - верификационным, окончательное решение по этому вопросу принимается АКО.

5.1.15. В случае долгосрочного (более двух календарных месяцев с даты составления акта технической проверки основного узла учета) отсутствия, неисправности или несоответствия проектным решениям основного узла учета разрешается перевод установленного верификационного узла учета в состояние основного.

В случае перевода установленного ОСР верификационного узла учета в состояние основного узла учета для коммерческих расчетов на объекте потребителя, ОСР перед внесением соответствующих изменений в договор потребителя о предоставлении услуг по распределению электрической энергии должно совершить следующие действия:

1) предоставить потребителю обновленную однолинейную схему с указанием места размещения узла учета ОСР, сведения о расчетных средствах учета активной и реактивной электрической энергии, а также акт разграничения балансовой принадлежности, которые предлагается внести в договор;

2) предоставить потребителю копию проектной документации на устройство верификационного узла учета. Потребитель имеет право в течение 15 рабочих дней путем привлечения независимой проектной экспертизы убедиться в соблюдении ОСР при проектировании требований нормативно-технических документов и предоставить ему замечания. В случае непредоставления замечаний в течение 15 рабочих дней применяется принцип молчаливого согласия потребителя;

3) в присутствии потребителя или его уполномоченного представителя осуществить перевод верификационного узла учета в состояние основного узла учета. Потребитель имеет право осуществить пломбирование этого узла учета и передать установленные пломбы на сохранение ОСР;

4) если место установки счетчика не совпадает с пределом балансового разграничения по договору, ОСР должен предоставить потребителю алгоритм расчета потерь электрической энергии, которые будут учитываться при определении фактического объема распределения электрической энергии на объект потребителя.

5.1.16. В случае устройства составляющих элементов узла учета или автоматизированной системы заказчика на электроустановках, не находящиеся в собственности или пользовании заказчика, технические условия и технические рекомендации перед их выдачей должны быть согласованы с владельцами соответствующих электроустановок. Владелец электроустановки не имеет права ограничивать перечень типов ЗКО, которые могут быть установлены в ТКО в соответствии с техническими рекомендациями.

5.1.17. Если согласие между сторонами по определению местоположения узла учета не достигнута, то решение по этому вопросу принимает АКО.

5.1.18. Электроустановки потребителей, желающих производить расчет за потребленную электрическую энергию по тарифам, дифференцированным по периодам времени, в том числе по часам суток, должны быть обеспечены соответствующими интервальными (многозонными) счетчиками, которые предоставляют также информацию о фактическом времени пользования электрической энергией.

5.1.19. В квартирах, домах, частных домохозяйствах или других объектах индивидуального бытового потребителя, расположенных по одному адресу, устанавливается один ЗКО для бытовых нужд независимо от количества хозяйственных зданий.

5.1.20. На объекте бытового потребителя должен быть обеспечен отдельный коммерческий учет электрической энергии, используемый для небытовых нужд.

Абзац второй исключен.

5.1.21. Разделение учета на объекте пользователя системы (в том числе потребителя) осуществляется в случае:

1) создание дополнительных площадок коммерческого учета на объекте для обеспечения отдельного коммерческого учета на бытовые и небытовые нужды;

2) создание дополнительных площадок коммерческого учета на объекте для обеспечения отдельного коммерческого учета с использованием различных тарифов, тарифных планов, тарифных коэффициентов, различной стоимости электрической энергии и т.д. С установлением отдельных СКУ.

3) разделения или выделения в натуре доли/долей из объекта недвижимого имущества, находящегося в собственности двух или более лиц (совладельцев) и принадлежащего им на праве общей собственности, для обеспечения отдельного коммерческого учета потребления электроустановок каждого собственника соответствующих долей объекта с установлением отдельных СКУ.

Объединение коммерческого учета осуществляется при объединении двух или более площадок коммерческого учета на объекте или проведения в установленном законодательством порядке объединения объектов недвижимого имущества в один объект.

Оплата услуг по разделению/объединению учета (устройству или реконструкции СКУ) осуществляется за счет лиц, по инициативе которых производится соответствующее разделение/объединение.

В случае разделения учета в связи с использованием на объекте бытового потребителя электрической энергии на бытовые и небытовые нужды, оплата услуг по устройству или реконструкции узлов учета осуществляется за счет бытового потребителя.

5.1.22. Индивидуальный бытовой потребитель вправе передать приобретенный им ЗКО оператору системы распределения, а оператор системы распределения должен принять и поставить на свой баланс этот ЗКО в установленном законодательством порядке при его соответствия требованиям настоящего Кодекса.

5.1.23. В случае установления за пределами квартиры или другого объекта индивидуального бытового потребителя многофункционального ЗКО с предоплатой или иного ЗКО, что требует ежедневного надзора за его показаниями, при том, что доступ к такому ЗКО ограничен или регламентирован, в квартире или на другом объекте бытового потребителя устанавливается выносное табло для наблюдения за состоянием учета и количеством предварительно оплаченной электрической энергии.

5.2. Порядок устройства узла учета

5.2.1. Электроустановки потребителей и других участников рынка должны быть обеспечены поверенными, введенными в эксплуатацию и принятыми в расчеты (введенными в учет) узлами учета, а также (при необходимости) средствами для контроля и регистрации параметров качества электрической энергии, частоты и продолжительности перерывов в электроснабжении.

Установленные у потребителей узлы учета должны измерять и отображать информацию об их фактическом потреблении.

5.2.2. Узлы учета у заказчиков устанавливаются в соответствии с техническими рекомендациями, технических условий (в случае присоединения к электрическим сетям) и проектных решений (проектов).

5.2.3. Технические рекомендации разрабатываются и предоставляются заказчикам оператором системы и ПУКУ в течение десяти рабочих дней со дня получения соответствующего заявления.

5.2.4. Технические условия (в случае присоединения к электрическим сетям) в части устройства узлов учета разрабатываются и предоставляются заказчикам соответствующим оператором системы.

5.2.5. Проектные решения (проекты) разрабатываются проектные организации (проектировщиками) и утверждаются заказчиком.

5.2.6. Технические рекомендации, технические условия и проектные решения (проекты) на установку узлов учета должны соответствовать требованиям действующих на дату их выдачи нормативно-правовых актов и нормативных документов по коммерческого учета электрической энергии и могут быть типовыми или индивидуальными.

5.2.7. Оператор системы обеспечивает разработку типовых технических рекомендаций и проектов (проектных решений) по установке и устройству узлов учета, в частности при подключении к электрическим сетям, которые обнародуются на его вебсайте.

Типовые проектные решения при установке, замене, модернизации, реконструкции, техническом переоснащении узлов учета заказчика применяются, как правило, без изменения электрической схемы коммерческого учета электрической энергии и/или места установки узлов учета, в частности, на типовых территориально обособленных электроустановках и объектах заказчика, при модернизации существующих узлов учета в части организации дистанционного считывания счетчиков и внедрении заказчиком АСКУЭ.

Типовые проектные решения (типовые проекты) разрабатываются проектной организацией (проектировщиками) заказчика, утверждаются заказчиком и согласовываются:

соответствующим оператором системы в электротехнической части, части алгоритма расчета потерь электрической энергии от точки измерения до коммерческого предела и алгоритма определения агрегированных величин;

соответствующим ПУКУ (в качестве ОДКО) - в части информационного взаимодействия.

В случае стандартного присоединения к электрическим сетям или увеличения договорной мощности электроустановок заказчика применяются типовые технические рекомендации по установке и устройству узлов учета, если иное не требуется заказчиком.

5.2.8. В технических рекомендациях и технических условиях запрещается указывать конкретные типы ЗКО, которые могут быть установлены в ТКО, или без согласия заказчика предусматривать для ЗКО завышенные требования, на дату выдачи технических рекомендаций / технических условиях не предусмотренные нормативно-правовыми актами и нормативными документами по коммерческого учета электрической энергии.

5.2.9. Проектные решения для устройства узлов учета должны включать:

1) однолинейную схему с указанием мест установки узлов учета;

2) порядок составления баланса электрической энергии;

3) схему подключения измерительных цепей узла учета;

4) схему соединений оборудования связи;

5) схему мест пломбировки узла учета;

6) ситуационный план установления узла учета.

5.2.10. Типичные технические рекомендации на устройство узлов учета с возможностью дистанционного считывания данных должны включать:

1) перечень данных, должны передаваться с узла учета в ПУКУ;

2) способ получения данных с узла учета;

3) перечень мест установки СИТ;

4) предельные показатели погрешности измерения объема (количества) электрической энергии;

5) предельные показатели рассинхронизации времени;

6) алгоритм определения (на основе результатов измерений счетчиков) данных, которые будут использоваться для проведения коммерческих расчетов;

7) условия совместного использования оборудования узла учета.

5.2.11. При необходимости установки, настройки, замены ЗКО или модернизации узла учета заказчик обращается к ПУКУ. ПУКУ должен предоставить заказчику перечень вариантов устройства узла учета в соответствии с типовыми технических рекомендаций и проектных решений (проектов) или предложить заказчику получить индивидуальные технические рекомендации (что должны учитывать типичные технические рекомендации оператора системы). Индивидуальные технические рекомендации разрабатываются и предоставляются ПУКУ заказчикам.

5.2.12. Заказчик вправе самостоятельно приобрести ЗКО, автоматические выключатели, устройства защитного отключения и другое оборудование узла учета, соответствующие требованиям этого Кодекса, Закона Украины «О метрологии и метрологической деятельности» и другим нормативно-правовым актам, содержащих требования к таким средствам, и предоставить их ПУКУ (вместе с копиями расчетных документов (квитанции, товарного или кассового чека и т.д.), а также технических паспортов или других документов, их заменяющих) для установки на своем объекте.

5.2.13. При покупке ЗКО и другого оборудования узла учета заказчик должен руководствоваться техническими рекомендациями по их технических характеристик (в частности по дистанционного считывания данных (показов) счетчика, если это предусмотрено проектными решениями).

5.2.14. В случае установки на объекте заказчика ЗКО и другого оборудования узла учета, предоставленных этим заказчиком, с калькуляции по обустройству узла учета их стоимость исключается.

5.2.15. Услуги коммерческого учета по устройству узла учета (в частности, установка, настройка, параметризация, замена, модернизация, реконструкция, техническое переоснащение, а также ввод в эксплуатацию/учет, вывод из эксплуатации/учета узла учета и его составляющих) предоставляются на основании заявления заказчика.

ПУКУ в течение трех рабочих дней со дня получения соответствующего заявления предоставляет заказчику счет на оплату указанных в заявлении услуг коммерческого учета или в течение пяти рабочих дней - обоснованный отказ в их предоставлении.

5.2.16. Срок предоставления услуг коммерческого учета по устройству узла учета заказчика услуг коммерческого учета (в том числе установка, настройка, параметризация, замена, модернизация, реконструкция, техническое переоснащение, а также ввод в эксплуатацию/учет, вывод из эксплуатации/учета узла учета и его составляющих, кроме услуг по изменению места установки счетчика) не должно превышать семи рабочих дней со дня оплаты им стоимости этих услуг.

В случае предоставления услуги по присоединению услуга коммерческого учета может предоставляться в другой срок, но не позднее дня завершения предоставления ОСР услуги по присоединению при условии оплаты Заказчиком стоимости предоставления услуги по коммерческому учету электрической энергии не позднее семи рабочих дней до дня завершения срока предоставления услуги по присоединению.

5.2.17. Техническое задание и проект не разрабатываются, если устройство (установка, замена или модернизация) узла учета осуществляется:

1) согласно типовым техническим рекомендациям и типовым проектным решениям (проектам), в частности в случае стандартного присоединения к электрическим сетям или увеличению договорной мощности электроустановок заказчика, если в предоставленных ОСР технических условиях предусмотрено применение типовых технических рекомендаций и типовых проектных решений (проектов) устройства узла учета;

2) без изменения электрической схемы коммерческого учета электрической энергии и / или места установки узла учета в соответствии с существующими проектных решений (проектов).

5.2.18. Узлы учета (СИТ и другое оборудование узлов учета) после их устройства должны быть введены в эксплуатацию.

5.2.19. Ввод в эксплуатацию / вывода из эксплуатации узлов учета осуществляется заказчиком и ПУКУ, что оказывал услуги по их устройству или вывода из эксплуатации в соответствии с договором.

5.2.20. Узел учета считается введенным в эксплуатацию с даты подписания сторонами акта ввода в промышленную эксплуатацию.

5.2.21. Введен в эксплуатацию узел учета должен быть опломбированным и принятым расчетам за электрическую энергию (введенным в учет).

5.2.22. Узел учета считается введенным в учет с даты подписания сторонами акта пломбирования.

5.2.23. Введение в учет узла учета осуществляется в присутствии заказчика, оператора системы и ПУКУ (по решению заказчика), который предоставлял услуги по устройству узла учета в соответствии с договором, в течение семи рабочих дней со дня оплаты заказчиком стоимости этой услуги.

5.2.24. Услуга по вводу в учет узла учета предусматривает проведение технической проверки СИТ и других составляющих узла учета, схемы их подключения, а также пломбирование СИТ, устройств и мест, которые делают невозможным доступ к токоведущим частям кругов коммерческого учета.

5.2.25. Уполномоченные представители оператора системы и ПУКУ осуществляют техническую проверку узла учета, а также проверку технической документации и, в случае отсутствия обоснованных замечаний, проводят опломбирования СИТ, устройств и мест узла учета, исключающие доступ к токоведущим частям цепей (схемы) коммерческого учета, а также в случае необходимости устанавливают индикаторы внешнего воздействия.

5.2.26. Пломбирования не проводится в случае наличия на СИТ признаков нарушения целостности пломб завода-изготовителя и / или других признаков постороннего вмешательства в конструкцию СИТ и узла учета. При обнаружении таких признаков уполномоченные представители оператора системы составляют акт с перечнем замечаний и соответствующими их обоснованиями.

5.2.27. Факт проведения технической проверки узла учета должен быть зафиксирован в акте технической проверки, который должен, в частности, содержать информацию о технических параметрах и показания счетчиков на момент их пломбирования. Акт технической проверки узла учета составляется в двух экземплярах представителями оператора системы в присутствии заказчика или уполномоченного им лица и подписывается ими. Один экземпляр акта технической проверки передается заказчику.

5.2.28. Факт установки оператором сети, ПУКУ и заинтересованными сторонами пломб, а также индикаторов и их состояние должны быть зафиксированы в акте пломбирования, состоящий в соответствии с требованиями закона в необходимом количестве экземпляров представителями оператора в присутствии заказчика и владельца электроустановки, объекта или отдельного элемента объекта, территории, помещение, где устанавливается узел учета, или уполномоченных ими лиц и подписывается ими. По одному акта пломбирования передается заказчику и владельцу объекта, где установлен узел учета.

5.2.29. Узел учета с возможностью дистанционного считывания данных, принятый в эксплуатацию, должно быть информационно объединенный с автоматизированной системой ПУКУ для считывания или обмена данными.

5.2.30. ОСКУ не позднее следующего дня после дня фактического окончания работ по установке, настройке, замене, модернизации, а также вводу в эксплуатацию/учет, выводу из эксплуатации/учету узла учета и его составляющих предоставляет ответственному АТКУ обновленную информацию по ТКУ, которая необходима для внесения в реестр АКУ.

5.3. Устройство автоматизированных систем

5.3.1. Автоматизированная система должна создаваться на принципах открытой системы для обеспечения возможности электронного обмена информацией на рынке в соответствии с установленными правилами и регламентами.

5.3.2. В зависимости от объема выполняемых задач и функций автоматизированная система может обеспечивать автоматизацию одного, нескольких или всех процессов коммерческого учета электрической энергии.

5.3.3. Создание, установка, настройка, замена или модернизация автоматизированных систем, используемых для коммерческого учета (в частности у оператора сети, ПУКУ и потребителей), осуществляются в соответствии с нормативными документами, в которых указываются процедуры и стадии создания автоматизированных систем.

5.3.4. Автоматизированная система, обеспечивающая коммерческий учет электрической энергии, принимается в эксплуатацию в порядке, установленном технической документацией на ее создание, где должны быть предусмотрены требования к составу и содержанию работ по подготовке системы к вводу в эксплуатацию, а также порядок контроля и приемки ее в эксплуатацию.

5.3.5. Автоматизированная система, обеспечивающая коммерческий учет электрической энергии, считается принятой в эксплуатацию с даты составления и подписания акта приемки в промышленную эксплуатацию.

5.3.6. Принятая в промышленную эксплуатацию автоматизированная система, обеспечивающая коммерческий учет электрической энергии, считается введенной в учет с даты ее регистрации в АКО (в соответствии с процедурами, предусмотренными Регламентом).

5.4. Рассмотрение и согласование технических заданий и проектов на устройство узлов учета и автоматизированных систем

5.4.1. В случае получения заказчиком от ПУКУ индивидуальных технических рекомендаций по устройству узла учета и / или автоматизированной системы заказчик или ПУКУ по поручению заказчика обеспечивает разработку технического задания.

5.4.2. Техническое задание на устройство автоматизированной системы соглашается разработчиком, утверждается заказчиком и не требует согласования у оператора системы.

5.4.3. Техническое задание на устройство узла учета соглашается оператором системы и утверждается заказчиком.

5.4.4. Оператор системы согласовывает техническое задание на устройство узла учета в течение 10 рабочих дней со дня его получения.

5.4.5. Замечания и рекомендации с техническим заданием должны предоставляться со ссылкой на нормативные документы. Замечания, предоставленные без ссылки на нормативные документы, не учитываются и рассмотрению не подлежат.

5.4.6. После доработки технического задания в соответствии с поданными замечаний заказчик предоставляет доработанное техническое задание оператору системы для рассмотрения и согласования в установленном настоящим Кодексом порядке.

5.4.7. При предоставлении технических условий на присоединение, технических рекомендаций, а также согласование технического задания запрещается выдвигать заказчикам дополнительные требования или условия или требовать другие документы по организации коммерческого учета электрической энергии, не предусмотренные настоящим Кодексом.

5.4.8. На основе согласованного технического задания разрабатывается проект устройства узла учета.

5.4.9. Проекты (проектные решения) по устройству узлов учета согласны:

1) соответствующим оператором системы в части выполнения технических условий (при присоединении к электрическим сетям или увеличении договорной мощности электроустановок заказчика), в электротехнической части, части алгоритма расчета потерь электрической энергии от точки измерения до коммерческого предела и алгоритма определения агрегированных величин;

2) соответствующим ПУКУ (в качестве ОДКО) в части технических рекомендаций по информационному взаимодействию.

5.4.10. Проект по устройству автоматизированной системы у заказчиков соглашается оператором системы в части алгоритма расчетов потерь электроэнергии от точки измерения до коммерческой границы и алгоритма определения агрегированных величин, а с соответствующим ПУКУ (в роли ОДКО) - в части информационного взаимодействия.

5.4.11. Рассмотрение, предоставления замечаний и согласования проекту должно осуществляться ответственными исполнителями оператора системы, имеющих квалификационный сертификат соответствия квалификационным требованиям в сфере деятельности, связанной с созданием объектов архитектуры, профессиональную специализацию, необходимый уровень квалификации и знаний.

5.4.12. Внесение изменений в утвержденный проекту осуществляется по соглашению проектанта и заказчика.

5.4.13. Срок рассмотрения оператором системы представленного на согласование рабочего проекту не может превышать 15 рабочих дней со дня его получения. По результатам рассмотрения оформляется техническое решение в проекту.

5.4.14. В случае отсутствия замечаний и рекомендаций оператор системы согласовывает проект с пометкой «без замечаний».

5.4.15. При наличии замечаний и рекомендаций оператор системы согласовывает проект с пометкой «при условии учета замечаний и рекомендаций».

5.4.16. Замечания и рекомендации к рабочему проекту должны предоставляться со ссылкой на нормативные документы и излагаются отдельным разделом в техническом решении и удостоверяются печатью проектировщика, который предоставил эти замечания и рекомендации. Замечания и рекомендации, предоставленные без ссылки на нормативные документы, не учитываются и рассмотрению не подлежат.

5.4.17. В случае предоставления оператором системы замечаний и рекомендаций проект считается согласованным в случае учета этих замечаний и рекомендаций.

5.4.18. В случае непредоставления оператором системы технического решения до проекту в установленные этим Кодексом сроки проект считается согласованным без замечаний.

5.4.19. Предоставление типовых технических рекомендаций, рассмотрение и согласование технического задания и / или проекту выполняются бесплатно.

5.5. Ответственность за сохранность, эксплуатацию и техническое состояние ЗКО

5.5.1. Владельцы (пользователи) электроустановок, объектов или отдельных элементов объекта, территории (помещения), где установлены ЗКО, пломбы и индикаторы воздействия (в частности электрического / магнитного поля) на ЗКО, а также другое оборудование узлов учета, отвечающих за их сохранность и целостность (в частности соблюдение оговоренных проектом параметров внешней среды, защита от повреждений и внешнего вмешательства) в соответствии с актом пломбирования (документа, подтверждающего факт пломбирования и передачу на хранение ЗКО, установленных пломб и индикаторов).

5.5.2. Ответственность за сохранность и целостность ЗКО, пломб и индикаторов на ЗКО, установленных в квартире (доме) или на объекте индивидуального бытового потребителя в пределах территории домохозяйства, возлагается на этого бытового потребителя.

5.5.3. Ответственность за сохранность и целостность квартирных ЗКО, пломб и индикаторов на ЗКО, установленных на лестничных клетках, возлагается на владельца дома или организации, которая является балансодержателем дома.

5.5.4. Ответственность за сохранность и целостность ЗКО, пломб и индикаторов на ЗКО, установленных на территории коллективного бытового потребителя, возлагается на коллективного бытового потребителя.

5.5.5. Ответственность за сохранность и целостность ЗКО, пломб и индикаторов на ЗКО, установленных на электроустановках оператора, в частности на опорах линий электропередачи, возлагается на оператора.

5.5.6. Ответственность за эксплуатацию и техническое состояние ЗКО и другого оборудования узла учета возлагается на их владельцев, если иное не установлено законом.

5.6. Плата за устройство узлов учета

5.6.1. Действия по обеспечению коммерческого учета электрической энергии, инициированных заказчиком (потребителем или другими участниками рынка) или требуемых нормативно-правовыми актами, осуществляются за счет заказчика или ОТКУ соответственно, если иное не установлено законом, в частности:

1) установление (устройство) узлов учета (в частности проектирование, разработка технической документации, монтаж и т.д.) для вновь построенных и существующих объектов заказчика

2) замена (в частности монтаж / демонтаж), техническое обслуживание, восстановление работоспособности, ремонт, поверка, контрольный осмотр, экспертиза, внеочередная техническая проверка состояния функционирования (работоспособности) принадлежащих заказчику ЗКО, схем подключения СИТ и других составляющих узлов учета (выключателей, раз» соединителей и устройств защитного отключения, шкафов учета и защитных экранов и т.п.), до учетных и после учетных электрических цепей, проверка надежности подключения и перетяжка соединительных контактов неопломбированных силовых и интерфейсных электрических цепей;

3) считывания (сбор) данных со счетчиков, формирование и передача данных коммерческого учета в ТКО, где заказчик является ВТКО;

4) параметризация (программирование) и проверка параметризации многофункциональных счетчиков электрической энергии (кроме первичной параметризации многофункциональных счетчиков для индивидуальных бытовых потребителей);

5) перенос существующих узлов учета или их составных частей;

6) осуществление за счет потребителя внеплановой замены поврежденных по вине потребителя ЗКО;

7) разделение учета электрической энергии без изменения присоединенной (общей) мощности;

8) пломбирования / распломбирование узла учета и / или его учетных кругов;

9) приведение состояния существующего учета в ТКО, где заказчик является владельцем соответствующих ЗКО, в соответствие с требований настоящего Кодекса;

10) обеспечение узлов учета вспомогательным оборудованием для дистанционного считывания и формирования данных (с периодичностью чаще чем раз в месяц) по инициативе заказчика.

5.6.2. Оплата услуг и оборудования для установки средств контроля качества электрической энергии выполняется стороной-инициатором или оператором, если их установки предусмотрено нормативно-правовыми актами.

5.7. Особенности устройства узлов учета для электроустановок активных потребителей и генерирующих установок частных домохозяйств, предназначенных для производства электрической энергии из альтернативных источников энергии

5.7.1. Активный потребитель должен обеспечить установление узлов учета и коммерческий учет объемов отбора/отпуска электрической энергии в целом для каждой принадлежащей ему площадки коммерческого учета в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.7.2. Активный потребитель, устанавливающий генерирующую установку, предназначенную для производства электрической энергии и/или установку хранения энергии, или присоединяющий, в порядке установленном Кодексом системы распределения, к собственным электрическим сетям генерирующие установки, предназначенные для производства электрической энергии из альтернативных источников энергии, и/или установки хранения энергии, принадлежащие третьим лицам, должен обеспечить отдельный коммерческий учет электрической энергии производимой собственными генерирующими установками (группами установок), а также для каждого присоединения генерирующих установок и/или установок хранения энергии, принадлежащих третьим лицам, путем установления узлов учета.

5.7.3. В случае присоединения генерирующей установки (установок) частного домохозяйства, предназначенной для производства электрической энергии из альтернативных источников энергии, в порядке, установленном Кодексом системы распределения, обустройство узла (ов) учета осуществляется ПУКУ соответствии с настоящим Кодексом, Правил розничного рынка, , проектной документации, строительного паспорта (при наличии) за счет индивидуального бытового потребителя.

5.7.4. Расположенные в пределах частного домохозяйства по одному адресу электроустановки отбора (потребления) и генерирующие электроустановки, к которым должны применяться одинаковые коэффициенты «зеленого» тарифа и тарифы, должны быть обустроены одним общим счетчиком, обеспечивающим осуществление почасового учета отпуска и отбора (потребления) электрической энергии с возможностью дистанционного считывания показов этого счетчика.

В случае необходимости подтверждения того, что соответствующий объем электрической энергии, произведенной из возобновляемых источников энергии генерирующей установкой частного домохозяйства, потребляется для его собственных нужд, такая установка должна быть обеспечена отдельным коммерческим учетом произведенной электрической энергии путем устройства узла учета.

5.7.5. Электроустановки отбора (потребления) электрической энергии и генерирующие электроустановки потребителя, к которым применяются разные коэффициенты «зеленого» тарифа или тарифы, обустраиваются отдельными счетчиками, обеспечивающими осуществление почасового коммерческого учета производимой электрической энергии по каждой установке, для которой применяется отдельный коэффициент «зеленого» тарифа или тариф, и отдельного почасового коммерческого учета потребляемой частным домохозяйством электрической энергии с возможностью дистанционного считывания показаний этих счетчиков.

5.7.6. Месячный объем отпуска электроэнергии, производимой генерирующими установками частных домохозяйств, установленная мощность которых не превышает установленную законом, по «зеленому» тарифу определяется за вычетом месячного объема отбора (потребления) такими частными домохозяйствами. Объем месячного отбора (потребления) электрической энергии электроустановками частного домохозяйства определяется как сумма объемов потребления всеми электроустановками в пределах частного домохозяйства согласно показаниям ЗКО, установленного (ых) в частном домохозяйстве.

5.7.7. Если электрическая энергия, произведенная на генерирующих электроустановках альтернативных источников энергии, не отпускается непосредственно в сеть оператора системы, к объему электрической энергии, полученной владельцем (пользователем) сетей, к которым присоединены генерирующие электроустановки из альтернативных источников энергии, добавляется объем отпущенной в его сети электрической энергии, произведенной такой или такими генерирующими электроустановками.

5.7.8. Организация каналов передачи данных, дистанционное считывание, хранение и обработка информации на установках для производства электрической энергии из альтернативных источников энергии осуществляются в соответствии с настоящим Кодексом.

5.7.9. В случае присоединения генерирующей установки и/или установки хранения энергии в порядке, установленном Кодексом системы распределения, индивидуальный бытовой потребитель письменно обращается к ПУКУ с заявлением об устройстве узла учета генерирующей установки частного домохозяйства, вырабатывающего электрическую энергию из энергии солнечного излучения и/или энергии ветра и/или установки хранения энергии, в соответствии с требованиями настоящего Кодекса (приложение 4 к настоящему Кодексу).

5.7.10. Исключен.

5.7.11. Исключен.

5.7.12. Исключен.

5.8. Замена и изменение места установки ЗКО в составе узлов учета

5.8.1. Замена или изменение места установления исправного, неповрежденного и поверенного СКУ, установленного в соответствии с выданными техническими условиями и/или рекомендациями и отвечающего требованиям настоящего Кодекса, ПУЭ и проектным решениям (независимо от владельца СКУ), осуществляется ПУКУ за счет инициатора такой замены /изменения и исключительно по взаимному документально подтвержденному согласию владельца СКУ, СПМ и оператора сети.

Изменение места установки СКУ осуществляется, согласно новому проектному решению, согласованному владельцем СКУ, СПМ и оператором сети.

5.8.2. Замена неисправных или непроверенных ЗКО осуществляется за счет владельца ЗКО.

5.8.3. Замена поврежденных или отсутствующих (по причине их кражи, несанкционированного демонтажа и т.д.) ЗКО осуществляется за счет стороны, ответственной за сохранность и целостность ЗКО.

5.8.4. Если сторону, ответственную за сохранность и целостность ЗКО, невозможно установить по любым объективным причинам, то приведение коммерческого учета электрической энергии в соответствии с требованиями настоящего Кодекса осуществляется за счет владельца электроустановки, на которой или должен быть размещен ЗКО.

5.8.5. Услуга по замене счетчика электроэнергии предоставляется ПУКУ в течение семи рабочих дней со дня ее оплаты потребителем.

Изменение места установки счетчиков электрической энергии должно производиться ПУКУ в течение четырнадцати рабочих дней со дня оплаты потребителем этой услуги.

5.8.6. При замене ЗКО или изменении места его установки инициатором и оператором системы должен быть составлен соответствующий акт или внесены соответствующие изменения в технических решений с указанием причин замены или изменения места установки. В то же время инициатор должен обеспечить внесение необходимых изменений в основных данных по ТКС в реестре ТКО и, при необходимости, с договором и проектной документации, а демонтирован ЗКО должен быть возвращен его владельцу.

5.8.7. Оператор сети имеет право за свой счет заменить неисправные, поврежденные, похищенные или не поверенные СИТ на коммерческой границе с индивидуальным бытовым потребителем (независимо от их владельца) на СИТ, принадлежащие оператору сети и имеющие аналогичные или лучшие технические характеристики и настройки. В таком случае потребитель не имеет права отказывать или препятствовать оператору системы в замене таких СИТ.

5.9. Особенности организации коммерческого учета электрической энергии у субъектов хозяйствования, технологические электрические сети которых используются операторами системы и производителями для транспортировки электрической энергии

5.9.1. Объем электрической энергии, потребленной основным потребителем и субпотребителями, определяется в зависимости от порядка (схемы) присоединения узла учета с учетом потерь электрической энергии, связанных с общим использованием технологических электрических сетей основного потребителя.

5.9.2. В случае последовательного присоединения счетчиков основного потребителя и субпотребителя:

1) если точка передачи / распределения электрической энергии субпотребителю установлена на границе балансовой принадлежности смежных электроустановок, принадлежащих на праве собственности основному потребителю и субпотребителю:

для определения объема электрической энергии, потребленной основным потребителем, объем потерь электрической энергии, связанных с общим использованием технологических электрических сетей основного потребителя, вычитается из разницы между объемом электрической энергии, поступившей в электрические сети основного потребителя, и объемом электрической энергии, отданной в электрические сети субпотребителя (субпотребителей)

объем электрической энергии, потребленной субпотребителем, определяется в соответствии с показаниями счетчика субпотребителя;

2) если точка передачи / распределения электрической энергии субпотребителю установлена на границе балансовой принадлежности смежных электроустановок, принадлежащих на праве собственности основному потребителю и ОС или другому потребителю:

для определения объема электрической энергии, потребленной основным потребителем, объем потерь электрической энергии, связанных с общим использованием технологических электрических сетей основного потребителя, вычитается из разницы между объемом электрической энергии, поступившей в электрические сети основного потребителя, и объемом электрической энергии, отданной в электрические сети субпотребителя (субпотребителей)

для определения объема электрической энергии, потребленной субпотребителем, объем потерь электрической энергии, связанных с общим использованием технологических электрических сетей основного потребителя, добавляется к объему электрической энергии, полученной субпотребителем.

5.9.3. В случае параллельного присоединения счетчиков основного потребителя и субпотребителя:

1) если точка передачи / распределения электрической энергии субпотребителю установлена на границе балансовой принадлежности смежных электроустановок, принадлежащих на праве собственности основному потребителю и субпотребителю:

объем электрической энергии, потребленной основным потребителем, определяется по показаниям счетчика основного потребителя;

объем электрической энергии, потребленной субпотребителем, определяется в соответствии с показаниями счетчика субпотребителя;

2) если точка передачи / распределения электрической энергии субпотребителю установлена на границе балансовой принадлежности смежных электроустановок, принадлежащих на праве собственности основному потребителю и ОС или другому потребителю:

объем электрической энергии, потребленной основным потребителем, определяется по показаниям счетчика основного потребителя;

для определения объема электрической энергии, потребленной субпотребителем, объем потерь электрической энергии, связанных с общим использованием технологических электрических сетей основного потребителя, добавляется к объему электрической энергии, полученной субпотребителем.

5.9.4. Если в технологических электрических сетей основного потребителя присоединены электроустановки других субъектов хозяйствования, владельцев сетей и т.д., расчетный учет должен быть организован основным потребителем таким образом, чтобы обеспечить составление баланса электрической энергии в собственных технологических электрических сетях для проведения коммерческих расчетов в соответствии с выбранной основным потребителем коммерческой предложения электропоставщика в расчетном периоде.

5.9.5. В ТКУ на границе между основным потребителем и субпотребителями, где установлены интегральные счетчики субпотребителей, допускается использование для целей сложения почасового баланса электрической энергии в электрических сетях основного потребителя использования дополнительно установленных основным потребителем интервальных счетчиков, введенных в состав АСКУЭ основного потребителя.

5.9.6. Основной потребитель и другие субъекты хозяйствования (владельцы электрических сетей), технологические электрические сети которых используются оператором системы для передачи / распределения электрической энергии, должны предоставить соответствующему оператору системы и ПУКУ (в роли ОДКО) в полном объеме необходимые исходные данные для определения и учета величины технологических потерь электрической энергии, связанные с передачей/распределением электрической энергии технологическими электрическими сетями владельца.

5.9.7. Величина технологических потерь электрической энергии в технологических электрических сетях такого владельца, связанные с передачей/распределением электрической энергии в электрические сети других субъектов хозяйствования, определяется оператором системы или ПУКУ (в роли ОДКО) расчетным путем в соответствии с методическими рекомендациями, утвержденными центральным органом исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в электроэнергетическом комплексе, с учетом однолинейной схемы электроснабжения.

5.9.8. Порядок расчетов величины технологических потерь электрической энергии в технологических электрических сетях владельцев технологических сетей и ее значение указываются в договорах о передаче / распределение электрической энергии.

5.9.9. Технологические потери электрической энергии в технологических сетях распределяются между владельцем технологических электрических сетей и оператором системы пропорционально объемам отбора (потребления) и передачи / распределения электрической энергии.

5.9.10. хозяйствования, намеревающегося производить электрическую энергию) к электрическим сетям другого производителя электрической энергии, электроустановки которого присоединены к сетям оператора системы передачи и/или оператора системы распределения, должен быть обеспечен отдельный коммерческий учет электрической энергии для электроустановок (групп электроустановок), принадлежащих различным производителям электрической энергии.

5.9.11. Основной производитель обязан:

инициировать создание ТКУ на грани балансовой принадлежности между собственными технологическими сетями и электроустановками субпроизводителя (или субпроизводителей) на каждом таком присоединении (подключении) с целью отдельного определения объемов перетоков электрической энергии между собственными сетями и электроустановками субпроизводителя;

обеспечить коммерческий учет электрической энергии во всех ТКУ, расположенных на коммерческой границе с сетями оператора системы, а также на принадлежащих ему генерирующих установках, установках собственных и хозяйственных нужд электростанции и установках хранения энергии (в случае наличия), в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.9.12. Коммерческая граница площадок коммерческого учета основного производителя совпадает с коммерческой границей площадок коммерческого учета субпроизводителя и устанавливается на границе балансовой принадлежности между сетями основного производителя и сетями оператора системы.

5.9.13. Субпроизводитель обязан:

инициировать создание ТКУ на коммерческом пределе субпроизводителя с сетями оператора системы для отдельного определения объемов отбора/отпуска электрической энергии на принадлежащих ему площадках коммерческого учета;

обеспечить коммерческий учет электрической энергии во всех ТКУ, расположенных на коммерческой границе с сетями оператора системы, на границе балансовой принадлежности между его сетями и сетями основного производителя, а также на принадлежащих ему генерирующих установках, установках собственных и хозяйственных нужд электростанции и установках хранения энергии (в случае наличия), в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.9.14. Общий объем отбора/отпуска электрической энергии на площадках коммерческого учета основного производителя и субпроизводителя за расчетный период определяется на основании данных, полученных из общего(их) узла(ов) учета, установленного(ых) в ТКУ на общей коммерческой границе площадок коммерческого учета основного производителя и субпроизводителя с сетями оператора системы.

5.9.15 Объем отбора/отпуска электроэнергии определяется отдельно для каждой площадки коммерческого учета основного производителя и субпроизводителя.

5.9.16. Объемы производства электрической энергии, а также объемы ее потребления электроустановками основного производителя и субпроизводителя определяются по показаниям соответствующих счетчиков, установленных на таких электроустановках, или расчетным путем в случаях, предусмотренных настоящим Кодексом.

5.9.17. Объемы отбора электрической энергии для каждой площадки коммерческого учета основного производителя и субпроизводителя определяются путем пропорционального распределения общего объема отбора в соответствии с долями, рассчитанными как отношение объема потребления каждой такой площадки к их совокупному объему потребления за соответствующий расчетный период.

5.9.18. Объемы отпуска электрической энергии для каждой площадки коммерческого учета основного производителя и субпроизводителя определяются путем пропорционального распределения общего объема отпуска в соответствии с долями, рассчитанными как отношение объема производства для каждой такой площадки к их совокупному объему производства за соответствующий расчетный период.

5.9.19. По инициативе основного производителя и/или субпроизводителя, в случае необходимости обеспечения отдельного коммерческого учета для определенной электроустановки или группы электроустановок, соответствующие объемы отбора/отпуска электрической энергии определяются на основе общего объема отбора/отпуска электрической энергии и доли, рассчитываемой как отношение объема потребления/производства этих электроустановок (группы электроустановок) к совокупному объему потребления / производства всех электроустановок основного производителя и субпроизводителя соответственно.

5.9.20. Расчеты за объемы перетоков электрической энергии между основным производителем и субпроизводителем производятся в соответствии с условиями договора пользования совместными технологическими сетями.

5.9.21. В случае осуществления производителем отбора электрической энергии установкой хранения энергии от собственных генерирующих установок и/или из электрических сетей другого производителя, и/или оператора системы распределения или оператора системы передачи в пределах мест осуществления лицензированной деятельности по производству такой производитель должен обеспечить в соответствии с требованиями настоящего Кодекса отдельный коммерческий учет электрической энергии, перетекание которой осуществляется в/из установки хранения энергии.

5.10. Особенности устройства узлов учета на электростанциях, подстанциях, станциях зарядки электромобилей и установках хранения энергии

5.10.1. Коммерческий учет на электростанции организуется таким образом, чтобы обеспечить раздельное определение в целом объемов электрической энергии, произведенная, отпущенная в сеть, отобранная (потребленная) на собственные и хозяйственные нужды электростанции, а также объемов перетоков электрической энергии из/к каждому энергоблоку, каждой очереди строительства, генерирующей единице, эталонной единице, установки хранения энергии и электроустановок потребителей, которые питаются в соответствии с договорами резервного электрообеспечения (при наличии на электростанции таких отдельных электроустановок или их групп).

5.10.2. Если на объекте электроэнергетики, в частности на введенных в эксплуатацию очередях строительства электрических станций (пусковых комплексах), вырабатывающей электрическую энергию из альтернативных источников энергии (кроме доменного и коксующегося газов, а с использованием гидроэнергии - только микро -, мини- малыми гидроэлектростанциями), должны применяться разные коэффициенты «зеленого» тарифа или разные тарифы, и/или используются электроустановки, предназначенные для производства электрической энергии из разных источников энергии, на таком объекте должен быть организован отдельный коммерческий учет по каждой очереди (пусковым комплексом) и/или установкой, для которых применяется отдельный коэффициент «зеленого» тарифа или отдельный тариф.

5.10.3. Производители электрической энергии из альтернативных источников энергии (а с использованием гидроэнергии - только микро -, мини-и малыми гидроэлектростанциями) в случае осуществления электрообеспечения (электрическими сетями внутреннего электрообеспечения) присоединенных (подключенных) согласно КСР электроустановок связанных лиц и/или электроустановок собственного потребления, не связанных с производством электрической энергии, расположенных с ними на одном земельном участке или земельных участках, имеющих общие между собой границы, должны создать дополнительные ТКУ на каждом таком присоединении (подключении).

Производителем должно быть обеспечено осуществление коммерческого учета объемов произведенной/потребленной, отпущенной/отобранной электрической энергии в целом по объекту производителя и отдельно для каждой электроустановки/группы электроустановок по производству и потреблению электрической энергии (на собственные нужды и нужды не связанные с производством).

Владельцы объектов, в случае осуществления электрообеспечения электроустановок их объектов производителем электрической энергии из альтернативных источников энергии (а с использованием гидроэнергии - только микро-, мини - и малыми гидроэлектростанциями), должны обеспечить определение объемов отбора электрической энергии этими объектами от сетей оператора системы.

5.10.4. Производители электрической энергии, осуществляющие производство электрической энергии на когенерационных установках мощностью до 20 МВт, в случае осуществления электрообеспечения (электрическими сетями внутреннего электрообеспечения) присоединенных (подключенных) согласно КСР электроустановок собственных объектов критической инфраструктуры и/или объектов критической инфраструктуры других владельцев электроустановок по согласованию с органами местного самоуправления (при условии отсутствия установленных на таких объектах критической инфраструктуры генерирующих установок), должны создать дополнительные ТКУ на каждом таком присоединении (подключении).

Производителем должно быть обеспечено осуществление коммерческого учета объемов произведенной/ потребленной, отпущенной/отобранной электрической энергии в целом по объекту производителя и отдельно для каждой электроустановки/группы электроустановок по производству и потреблению электрической энергии (на собственные нужды и нужды электроустановок собственных объектов критической инфраструктуры и/или объектов критической инфраструктуры других владельцев).

Владельцы объектов критической инфраструктуры в случае осуществления электрообеспечения электроустановок их объектов критической инфраструктуры производителями электрической энергии, осуществляющими производство электрической энергии на когенерационных установках мощностью до 20 МВт, должны обеспечить определение объемов отбора электрической энергии этими объектами от сетей оператора системы.

5.10.5. Коммерческий учет электроэнергии на подстанциях оператора системы организуется для определения количества электрической энергии, поступившей на ее шины и передана в сеть, а также количества электрической энергии, потребленной на собственные и хозяйственные нужды подстанции.

5.10.6. Для линий 110 кВ и выше, состоящих на балансе нескольких сторон, устанавливаются основной и верификационный узлы учета на концах линии по согласованию сторон.

5.10.7. На площадках коммерческого учета оператора установок хранения энергии, а также площадках коммерческого учета производителя электрической энергии, где установлены настройки хранения энергии, должен быть обеспечен коммерческий учет объемов отбора/отпуска электрической энергии в целом для площадки коммерческого учета и отдельно для всех существующих электроустановок или групп электроустановок потребления, производства электрической энергии и хранения энергии, путем устройства узлов коммерческого учета с интервальными счетчиками, гарантированным дистанционным считыванием и передачей данных в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

В случае технической невозможности устройства отдельных узлов учета электрической энергии допускается осуществление отдельного коммерческого учета для этих электроустановок расчетом путем в соответствии с алгоритмом, определенным проектом (проектными решениями), разработанным в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.10.8. На площадках коммерческого учета потребителя, в состав которых входят установки хранения энергии, если такой потребитель в любой период времени не осуществляет отпуск электрической энергии, ранее сохраненной в установке хранения энергии, в ОЭС Украины или в сети других субъектов хозяйствования разрешается осуществлять коммерческий учет электрической энергии в целом для площадки коммерческого учета путем установки одного общего узла учета с двунаправленным счетчиком, обеспечивающим коммерческий учет объемов отбора/отпуска электрической энергии в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.10.9. Операторы системы, которые имеют в собственности, владеют, пользуются, управляют эксплуатирующие установки хранения энергии, из которых возможно перетока электрической энергии в ОЭС Украины или в сети других субъектов хозяйствования, должны обеспечить отдельный коммерческий учет электрической энергии, перетекание которой осуществляется как до, так и из установки хранения энергии, путем устройства отдельных узлов коммерческого учета с интервальными счетчиками, гарантированным дистанционным считыванием и передачей данных в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.10.10. Если генерирующие электроустановки или установки хранения энергии непосредственно присоединены к электрическим сетям ОС или иного владельца (пользователя) электрических сетей, объемы отпуска/отбора электрической энергии, произведенной/потребленной на этих генерирующих электроустановках или установках хранения энергии должны быть учтены при формировании баланса электрической энергии в этих электрических сетях.

5.10.11. Станции зарядки электромобилей, присоединяемые к электрическим сетям в соответствии с требованиями Кодекса системы распределения, или площадки измерения для таких станций зарядки электромобилей созданные по инициативе пользователя системы путем разделения учета на объекте пользователя, должны быть обеспечены отдельным коммерческим учетом электрической энергии путем устройства узла коммерческого учета в соответствии с требованиями настоящего Кодекса. При этом использование электрической энергии на площадке измерения для таких станций зарядки электромобилей на другие цели, кроме предоставления услуг по зарядке электромобилей и для потребления для собственных нужд электрозарядной станции, запрещается.

5.10.12. Оператор малой системы распределения должен обеспечить коммерческий учет электрической энергии и формирование данных относительно объемов приема/отдачи электрической энергии на грани балансовой принадлежности электрических сетей оператора малой системы распределения с ОСР/ОСП, а также объемов электрической энергии, потребленной на собственные нужды оператора малой системы распределения.

Пользователи малой системы распределения обеспечивают коммерческий учет в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

5.11. Дифференциация ТКО и узлов учета по уровню напряжения

5.11.1. На рынке электрической энергии Украины в зависимости от уровня напряжения в точке измерения применяются различные технические требования к узлам учета и СИТ (счетчиков, измерительных трансформаторов и вспомогательного оборудования, их класса точности, условий по обеспечению дистанционного считывания результатов измерения и синхронизации времени и т.д.).

5.11.2. Уровень напряжения как характеристика ТКО устанавливается в соответствии с настоящим пунктом в зависимости от величин номинального напряжения Uп в точке измерения (в случае применения измерительных трансформаторов - напряжения на первичной обмотке или в первичной цепи трансформатора тока), к которой принадлежит ТКО.

5.11.3. Счетчики должны обеспечивать измерения, регистрации, хранения и отображения значений величин согласно перечню:

__________

* Если нормативными документами требуется измерения активной или реактивной мощности / энергии для целей проведения коммерческих расчетов.

5.11.4. В случае возможного встречного перетекания электрической энергии на границе электрических сетей смежных владельцев счетчики, установленные в ТКО, должны обеспечивать измерения электрической энергии в обоих направлениях.

5.12. Дублирование и резервирование СИТ

5.12.1. ТКУ третьего и четвертого уровня напряжения должны быть оборудованы узлами учета с основным и дублирующим счетчиками и подключены к разным обмоткам измерительных трансформаторов.

Для четвертого уровня напряжения на присоединениях, имеющих как шинные, так и линейные трансформаторы напряжения, цепи напряжения основного счетчика разрешается подключать к линейному трансформатору напряжения, а дублирующему счетчику к шинному трансформатору напряжения.

Для третьего, второго и первого уровней напряжения, при наличии одной измерительной обмотки в трансформаторе напряжения, основной и дублирующий счетчики могут подключаться к одной обмотки трансформатора напряжения.

Для второго и первого уровней напряжения при наличии одной измерительной обмотки в трансформаторе тока основной счетчик и дублирующие счетчики могут подключаться к одной обмотки трансформатора ток.

5.12.2. Дублирующий счетчик должен обеспечивать регистрацию всех величин, регистрируемых основным счетчиком.

5.12.3. Результаты измерения основного и дублирующего счетчиков должны совпадать в пределах допустимой погрешности измерения.

5.12.4. В случае невозможности получения полных и точных данных результатов измерения из основного и дублирующего счетчиков основного узла учета разрешается использовать данные со счетчиков верификационного узла учета (например, установленных на противоположных концах присоединений смежных сторон) соответственно.

5.12.5. Для всех ТКО третьего и четвертого уровней напряжения дублирующие СИТ должны иметь характеристики по точности измерения не хуже чем основные СИТ. Если основной и дублирующий счетчики имеют различные классы точности, то основным счетчиком должен быть определен счетчик с высшим классом точности.

5.12.6. Результаты измерения используются в следующем порядке приоритетности:

1) результаты измерения из основного счетчика основного узла учета;

2) результаты измерения с дублирующего счетчика основного узла учета;

3) результаты измерения из основного счетчика верификационного узла учета;

4) результаты измерения с дублирующего счетчика верификационного узла учета.

5.12.7. Если на коммерческой пределы смежных участников рынка установлено основной и верификационный узлы учета и существует договоренность между участниками рынка осуществлять обмен результатами измерений, не требуется устанавливать в этих узлах учета дублирующие счетчики.

5.12.8. Требования к вторичных цепей трансформаторов напряжения для ТКО четвертого уровня напряжения:

1) вторичные цепи должны быть защищены автоматическими выключателями, установленными как можно ближе к выводам трансформатора напряжения;

2) схема подключения должна быть выполнена таким образом, чтобы опорная напряжение терялась в случае потери напряжения от отдельного трансформатора напряжения;

3) схема подключения должна предусматривать отдельные автоматические выключатели и кабели для основного и дублирующего счетчиков;

4) до вторичных цепей трансформатора напряжения, используемых для целей коммерческого учета электрической энергии, запрещается присоединять любые другие нагрузки, кроме кругов коммерческого учета, контроля и мониторинга электрической энергии и мощности.

5.12.9. Для ТКУ третьего и четвертого уровней напряжения при наличии только двух измерительных обмоток в ТС разрешается подключать дублирующий счетчик и другие необходимые СИТ (в том числе для контроля и мониторинга электрической энергии и мощности) к одной обмотки ТС, а основной счетчик ко второй обмотки ТС.

Для ТС второго уровня напряжения основной счетчик и другие требуемые СИТ могут подключаться к одной обмотке ТС.

5.13. Минимальные требования к точности и функциональности СИТ

5.13.1. Минимальные требования к классу точности и функциональности СИТ (счетчиков и измерительных трансформаторов) в составе узлов учета при проектирование нового строительства, модернизации, реконструкции, технического перевооружения или капитального ремонта электроустановок, зависимо от уровня напряжения и мощности для ТКО, приведены в этом пункте. Разрешается использование СИТ высшего класса точности и функциональности.

__________

* уровень номинального напряжения в точке измерения (в случае применения измерительных трансформаторов - уровень номинального напряжения на первичной обмотке или в первичной цепи измерительного трансформатора тока);

** кроме точек измерения объектов многоквартирных жилых домов и коллективных бытовых потребителей;

*** для точек измерения объектов (кроме многоквартирных жилых домов и коллективных бытовых потребителей) с среднемесячным объемом потребления электрической энергии более 50 тыс. КВт · ч (фактическим за предыдущий календарный год или заявленным для новых электроустановок ), генерирующих электростанций (в частности генерирующих установок частных домохозяйств, установок хранения энергии с возможностью отпуска ранее сохраненной электрической энергии в ОЭС Украины или в сети других субъектов хозяйствования) или если это необходимо для обеспечения коммерческого учета электрической энергии в соответствии с выбранным потребителем тарифного плана электроснабжения;

**** для точек измерения объектов многоквартирных жилых домов и коллективных бытовых потребителей.

5.13.2. Класс точности и функциональность любых дублирующих СИТ должны быть не ниже чем класс точности и функциональность основных СИТ.

5.13.3. Учет с использованием измерительных трансформаторов должна соответствовать требованиям этого Кодекса и ПУЭ.

На уровнях напряжения до 0,4 кВ и токах погрузки электроустановок до 100А используются счетчики прямого включения по току.

5.13.4. Узлы учета со счетчиками с внешними измерительными трансформаторами на границе между смежными электрическими сетями оператора должны иметь паспорт-протокол. Паспорт-протокол составляется оператором сети в электронной форме и хранится у него ОТКУ и AKO. При наличии паспорта-протокола только в бумажной форме оператор сети обеспечивает его сканирования, подписание квалифицированным электронной подписью и передачу ОТКУ и AKO. Паспорта-протоколы должны обновляться при замене основного оборудования узла учета и после проверки вторичных цепей.

5.13.5. В рабочих условиях эксплуатации (указанных в технических условиях и/или другой технической документации) при установившемся режиме работы вторичная нагрузка обмоток для коммерческого учета (в вольт-амперах при указанном коэффициенте мощности) трансформаторов тока и напряжения должна быть в пределах диапазона, установленного производителем для обеспечения их класс точности.

Владелец трансформаторов тока и напряжения или эксплуатирующая их сторона проводит в соответствии с утвержденными графиками один раз в три года периодические проверки величины вторичной нагрузки обмоток для коммерческого учета трансформаторов тока и напряжения, а также падения напряжения во вторичных цепях измерительных трансформаторов напряжения. Результаты проверки заносятся в паспорт-протокол.

5.14. Дополнительные требования к узлам учета с интервальными счетчиками

5.14.1. Интервальный счетчик должен предусматривать встроенный или внешний устройство, обеспечивающее возможность дистанционного считывания результатов измерения и оборудован отдельными коммуникационными портами для локального и удаленного доступа, за исключением интервальных счетчиков в ТКО, где требуется дистанционное считывание данных.

5.14.2. Интервальные счетчики, устанавливаемые в ТКО, должны иметь возможность устанавливать такой интервал измерения, чтобы результат деления расчетного периода на этот выбранный интервал измерения был целым числом.

5.14.3. Если интервал измерения меньше расчетного периода, значения величин за расчетный период должны определяться в расчетный образом:

1) как сумма результатов измерений с интервалы измерения в пределах расчетного периода - при измерении электрической энергии;

2) как среднее значение результатов измерения за интервал измерения в пределах расчетного периода - при измерении мощности.

5.14.4. Результаты интервальных измерений и данные коммерческого учета должны содержать отметку времени и быть структурированными во временной ряд. Данные с датой и временем, соответствующие началу периода временного ряда, включаются в этот временной ряд. Данные с датой и временем, соответствующие окончанию периода временного ряда включаются в начало следующего временного ряда.

5.14.5. Время хранения данных массива профиля нагрузки во внутренней памяти интервального счетчика должно быть не менее:

1) 1,5 месяца для 15-минутного интервала измерения (если нормативными документами требуется хранения данных для коммерческих расчетов)

2) трех месяцев для 30-минутного интервала измерения;

3) шести месяцев для 60-минутного интервала измерения.

5.14.6. При потере питания результаты измерений электрической энергии и мощности должны храниться во встроенной памяти, способной хранить зарегистрированные значения, не менее 40 суток.

5.14.7. Для установленных в соответствии с Правилами рынка типов и функций электроустановок используются 15-минутный интервал измерения для единиц предоставления услуг по балансировке и единиц предоставление вспомогательных услуг и 60-, 30- или 15-минутный интервал измерения для единиц отпуска, а также единиц отбора и других ТКО со счетчиками повременного учета электрической энергии.

5.14.8. Интервальные счетчики и вспомогательное оборудование, обеспечивающее возможность дистанционного считывания результатов измерения, должны соответствовать требованиям нормативно-правовых актов и нормативных документов по коммуникационных систем для считывания результатов измерения со счетчиков.

5.14.9. Интервальные счетчики, изготовленные после 01 января 2023 года и устанавливаемые у конечных потребителей, должны регистрировать параметры отклонения напряжения, количество и продолжительность перерывов в электроснабжении с метками времени и хранить эти данные не менее трех месяцев.

5.15. Требования к часам и внешней синхронизации времени в интервальных счетчиках

5.15.1. Счетчик, если он предназначен для интервального измерения, должна содержать часы.

5.15.2. Для точности кварцевых часов счетчиков должны применяться требования ДСТУ EN 62054-21: 2015 Измерение электрической энергии. Тарификация и управление нагрузкой. Часть 21. Дополнительные требования к выключателям с временным механизмом (EN 62054-21: 2004, IDT) (далее - ДСТУ EN 62054-21).

5.15.3. Часы должны иметь возможность настройки времени с помощью интерфейса пользователя, интерфейса связи и должны быть обеспечены возможностью внешней синхронизации времени с помощью интерфейса связи. Для синхронизации времени часов применяются требования ДСТУ EN 62054-21.

5.15.4. Если время в часах отклоняется более чем на ± 10 секунд от точного времени, часы должны быть синхронизирован сразу же после обнаружения этого отклонения. Это может быть сделано на месте уполномоченным лицом ПУКУ с помощью интерфейса пользователя или интерфейса связи или автоматически системой ПУКУ через интерфейс связи.

5.15.5. Если результаты измерения со счетчиков считываются отдаленно на регулярной основе, часы должны синхронизироваться настолько часто, чтобы отклонение времени часов от точного времени при измерении гарантированно составляло не более ± 10 секунд.

5.15.6. В течение одного интервала измерения допускается осуществлять синхронизацию времени только один раз. Не требуется сохранения информации о событиях из синхронизации времени часов в памяти счетчика (например, в журнале событий).

5.15.7. Если время в часах счетчика отличается более чем на ± 30 секунд от точного времени, должно выполняться установления времени часов.

5.15.8. Электронные многозонные счетчики, время часов в которых отличается более чем на 30 минут от точного времени, разрешается использовать только для расчетов по тарифам, не дифференцированы по периодам времени.

5.15.9. Установка времени часов, для которого необходима корректировка превышает 30 секунд, должно быть осуществлено с помощью специализированного программного обеспечения (например, путем изменения защищенного параметра). Информация о происшествии по установке времени часов должна быть доступной (например, в журнале событий) до тех пор, пока соответствующие значения измерения доступны в памяти счетчика. Не требуется сохранения информации в памяти счетчика обо всех событиях по установке времени до следующей проверки или досмотра счетчика, если память счетчика больше не содержит соответствующих интервальных данных.

5.15.10. Счетчики, если они содержат часы и питаются от электросети, должны быть обеспечены источником резервного питания (резервной батареей). Конструкция резервного питания должна гарантировать достаточную мощность источника питания для обеспечения допустимого отклонения времени часов от точного времени в пределах временных рамок, установленных для синхронизации времени.

5.15.11. После восстановления нормальной работы (например, после сбоя питания) счетчик должен иметь функцию определения, было мощности резервного источника питания достаточно для поддержания точности часов. При отсутствии такой функции после восстановления нормальной работы счетчика должна быть осуществлена проверка времени часов и, при необходимости, установленные времени часов в соответствии с пунктом 5.15.9 настоящей главы.

5.16. Пломбирования/распломбирование узлов учета

5.16.1. С целью предотвращения несанкционированного вмешательства и доступа к элементам или функции настройки СИТ в составе узла учета по результатам технической проверки такие СИТ и узел учета пломбируют.

5.16.2. Счетчики должны быть опломбированы на зажимной клеммной крышке пломбой оператора системы.

5.16.3. Пломбы с клеймом оператора системы должны быть установлены также (по возможности) на крышках, боксах и других устройствах узла учета и закрывающих доучетных кругах:

1) первичные и вторичные (после измерительных трансформаторов) доучетные цепи питания СИТ;

2) крышки рычагов и кнопок управления коммутационных аппаратов и защитных автоматических выключателей, установленных в цепях измерительных трансформаторов;

3) двери ячеек измерительных трансформаторов напряжения;

4) клеммные крышки на сборках и колодках зажимов, испытательных блоках, аппаратных интерфейсах связи СИТ;

5) клеммные крышки, установленные в доучетных силовых цепях коммутационных аппаратов и защитных автоматических выключателей;

6) открытые доучетные силовые цепи питания;

7) все остальные места доступа к сигнальным и открытым доучетным токоведущим частям.

5.16.4. При наличии технической возможности в местах установки пломб оператора системы допускается установка пломб ПУКУ и других заинтересованных сторон.

5.16.5. Пломбирование СИТ и других устройств узла учета осуществляется с обеспечением возможности (при наличии опломбированных защитных конструкций, закрывающих доступ к сигнальным и доучетным силовым токоведущим частям) выполнения мероприятий по эксплуатации и техническому обслуживанию электроустановок, доступа к устройствам регулирования напряжения, рычажкам (приводам) и кнопкам управление коммутационных аппаратов и защитных автоматических выключателей, визуального контроля всех установленных пломб, а также считывание показаний счетчиков без применения специальных инструментов и нарушение целостности установленных пломб.

5.16.6. Подготовка мест для опломбирования осуществляется ВТКО и стороной, на территории (в помещении) которой установлены СИТ и другие устройства узла учета согласно перечню мест, предоставленным оператором системы. Перечень мест пломбирования может быть расширен за обоснованным предложением одной из сторон.

5.16.7. Все пломбы, установленные на СИТ и других устройствах узла учета, должны соответствовать требованиям нормативно-правовых актов и нормативных документов.

5.16.8. Максимально допустимое значение концентрации свинца по массе в пломбах не должно превышать 0,1 процента.

5.16.9. Первичное пломбирования СИТ и устройств узла учета (при первом введении узла учета в учет) осуществляется за счет заказчика устройство узла учета.

5.16.10. Стоимость работ по опломбирования / распломбирование при предоставлении ПУКУ/оператором системы комплексных услуг (введения в эксплуатацию и в учет, замена или изменение места установки средств учета и т.п.) учитывается в стоимости соответствующей комплексной услуги.

5.16.11. Распломбирование и последующее опломбирование узла учета и/или его учетных кругов осуществляется стороной, установившей соответствующие пломбы и/или индикаторы, за счет инициатора распломбировки. В случае повреждения пломб (пломбировочного материала) по причинам, которые не зависели от стороны, отвечающей за их сохранение (воздействие природных факторов, окончание срока эксплуатации, результат действия чрезвычайной ситуации и т.п.), повторное опломбирование осуществляется за счет установившей соответствующие пломбы.

В течение трех рабочих дней со дня получения соответствующего заявления сторона, установившая пломбы и/или индикаторы, должна предоставить заказчику счет на оплату услуг по распломбированию/опломбированию (выводу из учета/вводу в учет) узла учета или в течение пяти рабочих дней - обоснованную отказ в их предоставлении.

Срок распломбирования узла учета не должен превышать семи рабочих дней со дня оплаты Заказчиком стоимости этих услуг, если иное не предусмотрено договором. В случае превышения указанного срока пользователь системы имеет право самостоятельно осуществить распломбирование узла учета. Срок следующего опломбирования узла учета не должен превышать семи рабочих дней со дня его распломбирования, если иное не предусмотрено договором.

В случае выявления оператором системы распределения самопроизвольного снятия (срыва) пломб (-ы) потребителем в течение 7 рабочих дней со дня оплаты потребителем услуги распломбирования или в другую согласованную сторонами дату, оператор системы распределения составляет Акт о нарушении в порядке, определенном Правилами розничного рынка электрической энергии.

5.16.12. Плата за опломбирование и / или распломбирование не справляется, если нарушения целостности пломб и пломбировочного материала произошло по вине стороны, которая установила эти пломбы.

5.16.13. Во время распломбирование узла учета у потребителя ПУКУ / оператор системы имеет право за свой счет провести внеочередные контрольный осмотр или техническую проверку узла учета.

5.16.14. Если пломбирования / распломбирование действующих узлов учета у потребителей осуществлялось после отключения электроустановок этих потребителей, то при последующем их подключении представителями оператора системы должен быть проведен контрольный осмотр узла учета и составлен соответствующий акт. При этом проведение технической проверки узла учета не требуется.

5.16.15. После пломбирования / распломбирование СИТ и устройств узла учета на объекте составляется акт пломбирования / распломбирование, подтверждающий факт установления / снятия пломб и индикаторов на / в СИТ (в частности предусмотренных производителем СИТ), соответствие их состояния (несработанную / сработан), а также передачи установленных СИТ и других составляющих узла учета, пломб и индикаторов на хранение. Акт пломбирования / распломбирование имеет также содержать информацию о месте каждой пломбы / индикатора, наименование субъекта, устанавливает / снимает пломбу / индикатор, и субъекта, ответственного за сохранность и целостность пломбы / индикатора.

5.16.16. Акт пломбирования / распломбирование состоит в необходимом количестве экземпляров представителями оператора системы в присутствии заказчика (участника рынка / потребителя) и владельца электроустановки, объекта или отдельного элемента объекта, территории, помещения, где устанавливается / установлен узел учета, или уполномоченных ими лиц.

5.16.17. Акт пломбирования / распломбирование подписывается представителями сторон, участвовавших в процедуре пломбирования / распломбирование. Каждому подписанту предоставляется по одному акта пломбирования / распломбирование.

5.16.18. Любые работы, которые могут привести к повреждению пломб и / или пломбировочного материала, установленных на СИТ и устройствах узла учета, должны быть согласованы с владельцами СИТ и узла учета. Такие работы должны проводиться в присутствии уполномоченных представителей заинтересованных сторон, чьи пломбы могут быть повреждены.

5.16.19. В случае повреждения установленных на СИТ и устройствах узла учета пломб или пломбировочного материала в результате ликвидации аварийной ситуации субъект, выполнял аварийные работы, должен сообщить об этом факте заинтересованных лиц не позднее следующего рабочего дня.

5.16.20. Заинтересованные лица имеют право на проведение проверки соответствующих СИТ и устройств узла учета, чтобы убедиться, что СИТ и устройства узла учета находятся в рабочем состоянии и аварийная ситуация действительно имела место. По положительным результатам проверки осуществляется повторное опломбирование СИТ.

5.16.21. Владелец СИТ и других устройств узла учета и / или субъект хозяйствования, на территории (в помещении) которого установлены СИТ, обязаны предоставлять уполномоченным представителям заинтересованных лиц, имеющих право на пломбирования СИТ и устройств узла учета, необходимый регламентированный доступ к СИТ и устройств узла учета, в частности для проведения проверки целостности пломб и пломбировочного материала, установленных на СИТ и устройствах узла учета.

5.16.22. Несанкционированное повреждения или фальсификация установленных пломб и пломбировочного материала на СИТ и устройствах узла учета, если такие действия привели к похищению электрической энергии, влекут за собой ответственность, предусмотренную законодательством.

5.17. Обесточивание оборудования узлов учета

5.17.1. Перед любым обесточиванием любого оборудования узла учета в тех случаях, когда такое обесточивание может привести к невозможности получить результаты измерения, ВТКО или, соответственно, ПУКУ обязаны обеспечить сбор и передачу результатов измерений за время можно ближе к запланированному времени обесточивания оборудования узла учета. При этом должны быть зафиксированы дата и время каждого отключения или подключения питания узла учета, а также дата и время отключения или подключения основного питания.

5.17.2. Собранные данные с показаниями счетчиков электрической энергии непосредственно перед обесточиванием и после восстановления питания узла учета должны использоваться для расчета значений данных коммерческого учета о перетекании электрической энергии в течение периода обесточивания.

5.17.3. ПУКУ, ответственный за ТКО, должен регулярно считывать данные со счетчиков каждого узла учета, был обесточен:

1) для ТКО типа границы сетей, единиц предоставления услуг по балансировке, единиц поколения - каждый день;

2) для ТКО типа единиц потребления второго - четвертого уровней напряжения - каждые пять рабочих дней

3) для ТКО типа единиц потребления первого уровня напряжения - каждые 10 рабочих дней.

5.17.4. Если при считывании показаний со счетчиков узла учета, был обесточен, будут получены данные, которые покажут, что происходило или происходит отбор / отпуск, ПУКУ должен сообщить об этом ВТКО, электропоставщика, оператора системы в течение двух рабочих дней. ВТКО должна в течение пяти рабочих дней с даты получения уведомления от ПУКУ расследовать совместно с заинтересованными сторонами обстоятельства и сообщить электропоставщика, оператора системы и ПУКУ о фактическом состоянии узла учета.

5.18. Параметризация электронных счетчиков электрической энергии

5.18.1. При первой установке электронного интервального счетчика должна быть осуществлена его первичная параметризация (программирование и установка параметров счетчика в соответствии с проектной документации и требований настоящего Кодекса).

5.18.2. Параметризация счетчиков выполняется ПУКУ на заказ и за счет инициатора.

5.18.3. При первичной параметризации (программировании) электронного многотарифного (многофункционального) ЗКО устанавливаются параметры, достаточные для ввода его в эксплуатацию, в зависимости от расчетной схемы учета, порядка расчетов за электрическую энергию и требований по информационному обмену в составе АСКУЭ.

5.18.4. Параметризация (программирование) интервальных / зонных ЗКО на территории лицензированной деятельности оператора системы в соответствии с требованиями заказчика и набора типовых протоколов параметризации, что публикуются оператором системы на его вебсайте и содержат исчерпывающие наборы обязательных параметров программирования ЗКО для обеспечения измерения электрической энергии и информационного обмена в соответствии с требованиями закона (в частности для осуществления расчетов по тарифам, дифференцированным по периодам времени). Допускается отклонение от настройки параметров, установленных типовыми протоколами параметризации, в случае необходимости настройки информационного взаимодействия с конкретной АС ПУКУ.

5.18.5. При параметризации (программировании) электронного счетчика устанавливаются:

1) время внутренних часов (синхронизация, установленные времени);

2) параметры изменения сезонов зима / лето;

3) значения напряжения вторичных цепей учета;

4) количество отключенных измерительных элементов;

5) параметры питания электронного счетчика (основное / резервный источник питания)

6) распределение временных зон;

7) алгоритм расчета энергии;

8) параметры по хранению данных;

9) параметры журнала внештатных ситуаций;

10) параметры коммуникационного порта потребителя;

11) параметры коммуникационного порта ПУКУ (в случае выдвижения технических требований при согласовании типа средства учета);

12) параметры биллинговых периодов (час / сутки / месяц / другое)

13) параметры дифференцированного (почасового) учета;

14) пароль(и) (в случае отсутствия физической защиты от несанкционированного изменения параметров, предусмотренных конструкцией счетчика);

15) параметры вывода данных на экран.

5.18.6. Параметры программирования коммуникационных портов электронного счетчика определяются с учетом требований по информационному обмену с соответствующим ПУКУ (в роли ОДКО). Изменение параметров программирования коммуникационных портов выполняется по обоснованному письменному обращению заинтересованной стороны.

5.18.7. После выполнения работ по программированию в паспорте электронного счетчика или в протоколе параметризации (в случае отсутствия места в паспорте) указываются:

1) наименование и код ЕГРПОУ предприятия, специалисты которого выполняли работы по программированию;

2) фамилия и инициалы специалиста, который выполнял программирования;

3) дата программирования.

5.18.8. В паспорт электронного счетчика обязательно прилагается протокол параметризации, созданный с помощью сервисного программного обеспечения производителя счетчика.

5.18.9. Копии протоколов параметризации предоставляются заинтересованным сторонам организацией (предприятием), специалисты которой выполняют работы по программированию.

5.18.10. Объем информации, выводимой на дисплей электронного счетчика определяется заказчиком работ во время его программирования. Изменение объема этой информации выполняется по обоснованному письменному обращению заинтересованной стороны. Ни одна из заинтересованных сторон не имеет права ограничивать объем информации, выводимой на дисплей электронного счетчика.

5.18.11. Электронные счетчики с функциями регистрации отклонения напряжения и/или времени и продолжительности перерывов в электроснабжении должны быть сконфигурированы для фиксации таких событий.

5.18.12. При выполнении работ по параметризации и изменения тарифных зон электронных счетчиков в составе АСКУЭ является обязательным:

1) согласование изменения параметров параметризации, установленных при предварительном программировании, с ПУКУ (в роли ОДКО) и оператором системы;

2) выполнение работ в соответствии с технической документацией на АСКУЭ или в присутствии представителя ПУКУ (в роли ОДКО).

5.18.13. Установления тарифных зон в электронном многофункциональном ЗКО не может быть помехой для проведения в соответствии с договором расчетов по тарифам, не дифференцированы по периодам времени.

VI. Проверка и инспекция узлов учета электрической энергии

6.1. Общие положения

6.1.1. Владельцы узлов учета, а также субъекты, контролирующие узлы учета (в том числе их аппаратные интерфейсы и/или каналы связи), электроустановки, объекты или отдельные элементы объекта, территорию (помещение), где установлены узлы учета ( в частности потребители), обязаны обеспечить беспрепятственный доступ уполномоченным представителям контролирующих органов, АКУ, операторов системы, электропоставщиков, ПУКУ, владельцев соответствующего оборудования и других заинтересованных сторон, имеющих на это право (в том числе субпотребителей), для проведения контрольного осмотра и/или технической проверки узлов учета, считывания показов, а также контрольного считывания информации, хранящейся в первичной базе данных счетчиков электрической энергии.

6.2. Проверка узлов учета на месте их установки

6.2.1. Во время каждой проверки узлов учета представители стороны, ее осуществляют, обязаны:

1) предоставлять документы, выданные организацией, где они работают, о подтверждении полномочий;

2) выполнять проверку с соблюдением требований безопасности в соответствии с нормативно-правовых актов и нормативных документов;

3) следовать инструкциям о порядке работы с оборудованием узла учета в электрических установках.

6.2.2. Представители стороны, осуществляет проверку узла учета, должны проверить:

1) состояние питания оборудования узла учета - обесточено или под питанием;

2) соответствие времени внутренних часов интервальных счетчиков точном времени;

3) журналы событий для интервальных счетчиков;

4) наличие каких-либо признаков неисправности или повреждения оборудования узла учета;

5) наличие любых признаков несанкционированного вмешательства в оборудование узла учета (нарушение целостности оборудования, пломб и концевых муфт / узлов соединения СИТ и т.п.);

6) наличие каких-либо признаков того, что счетчик не регистрирует перетекания электрической энергии;

7) наличие каких-либо признаков неисправности резервных источников питания оборудования узла учета.

6.2.3. Проверка СИТ и вспомогательного оборудования узла учета осуществляется на местах их установки в присутствии ВТКО и соответствующего ПУКУ (в роли ОЗКО). В случае необходимости снятия пломб и индикаторов сообщения и присутствие владельца пломб является обязательным.

6.2.4. После завершения проверки сторона осуществляет проверку, составляет акт технической проверки узла учета с указанием фактического состояния СИТ и другого оборудования узла учета, в частности выявленных недостатков. Этот акт предоставляется по запросу всем заинтересованным сторонам. В случае необходимости осуществляется техническая экспертиза СИТ и другого оборудования узла учета.

6.2.5. АКУ и любая заинтересованная сторона, в случае обоснованного сомнения в достоверности данных коммерческого учета (в том числе отличия данных из основного и верификационного узла учета), правильной работе узла учета, а также в том, что СКУ являются исправными и невредимыми, имеют право провести или инициировать проведение оператором системы или ПУКУ внепланового контрольного осмотра или технической проверки работы узлов учета, СИТ (в частности, параметров программирования) и схем их подключения или, при необходимости, проведение экспертизы СКУ и других составляющих узла учета в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

6.2.6. Если уполномоченные представители ПУКУ/оператора системы или электропоставщика во время посещения объекта не имели доступа к узлу учета и СИТ пользователя системы, они направляют пользователю системы уведомление о дате следующего посещения или о необходимости самостоятельно передать показания средства учета.

Сообщение может предоставляться пользователю системы по почте заказным письмом или другим способом, определенным договором с электропоставщиком и договором с оператором системы или приложениями к нему.

Датой получения сообщения является дата, подтвержденная подписью получателя, и/или дата регистрации входящей корреспонденции, зафиксированная электронной системой передачи сообщений, или третий день с даты получения почтовым отделением связи, в котором обслуживается получатель (в случае направления заказным письмом), или третий рабочий день со дня отправки электронного сообщения с почтового сервера оператора системы или электропоставщика на электронный адрес потребителя, указанный в договоре потребителя с ОС или электропоставщиком (в случае направления сообщения электронной почтой).

Если в течение пяти рабочих дней (для индивидуальных бытовых потребителей в течение двух расчетных периодов) с даты получения уведомления пользователь системы без уважительных причин не согласовал дату следующего посещения и не предоставил в согласованную сторонами дату и время уполномоченным представителям ПУКУ/оператора системы/электропоставщика доступ к своему объекту и электроустановкам для контрольного осмотра, технической проверки, выполнения других работ, предусмотренных настоящим Кодексом, то это считается недопуском к узлу учета или СИТ и фиксируется соответствующим актом о недопуске. Уважительными причинами несогласования пользователем даты посещения и/или непредоставления доступа к своему объекту и электроустановкам являются объективные, непреодолимые, существенные обстоятельства.

6.2.7. Акт о недопуске к узлу учета или СИТ составляется непосредственно во время проведения контрольного осмотра, технической проверки, выполнения других работ, предусмотренных настоящим Кодексом, на объекте пользователя системы. Акт считается действительным, если его подписали не менее двух уполномоченных представителей оператора системы, пользователь системы, а также представитель ОТКУ и/или стороны, контролирующей объект, на котором установлен узел учета или СИТ. В случае их отсутствия или отказа подписывать акт о недопуске в акте делается соответствующая запись. В этом случае акт считается действительным, если его подписали не менее двух уполномоченных представителей оператора системы и незаинтересованное лицо (при условии удостоверения этого лица) или не менее двух уполномоченных представителей оператора системы при условии подтверждения видеосъемкой факта отсутствия доступа к узлу учета и СИТ пользователя системы.

6.2.8. Акт о недопуске к узлу учета является основанием для прекращения полностью или частично снабжения (распределения или передачи) электрической энергии пользователю системы в порядке, определенном пунктом 7.5 раздела VII Правил розничного рынка и подпунктом 3 пункта 11.5.2 главы 11.5 раздела XI Кодекса системы распределения.

6.2.9. Действия или бездействие оператора системы по недопуску заинтересованной стороны к надлежащим оператору системы узлов учета и СИТ с целью проведения их контрольного осмотра или технической проверки, а также недопуск или ограничение (любым образом) технической возможности доступа уполномоченного ПУКУ к принадлежащим участнику рынка или потребителю (как ОТКУ) узлов учета (в том числе интерфейсов и/или каналов связи этих узлов учета) для регулярного считывания данных и ограничения возможности ПУКУ предоставлять услуги коммерческого учета по договору с участником рынка или потребителем, является основанием для обращения (сообщения) заинтересованной стороны к Регулятору в порядке, установленном действующим законодательством, по инициированию рассмотрения нарушения оператором системы требований настоящего Кодекса.

6.3. Проверка точности измерений

6.3.1. Во время проверки точности измерения проверяется соответствие СИТ, установленных в узлах учета, проектным решениям, требованиям этого Кодекса и другим нормативным документам.

6.3.2. Внеплановые проверки СИТ на электростанциях и подстанциях выполняются:

1) сразу после установки, замены СИТ, ремонтных работ во вторичных измерительных цепях трансформаторов тока и напряжения;

2) при отклонении величины фактического небаланса электроэнергии для соответствующего объекта, электроустановки, линии электропередачи, ТКО т.д. выше допустимого значения.

Периодическая техническая проверка СКУ на электростанциях и подстанциях выполняется согласно графикам, разработанным и утвержденным ОТКУ.

6.3.3. В случае обнаружения неисправности, повреждения или отклонения метрологических параметров СИТ от норм такие СИТ подлежат ремонту или замене.

6.3.4. Объем электрической энергии, не учтенной при проверке или замены СИТ, может быть определен или рассчитан с помощью:

1) дублирующего счетчика или верификационного узла учета;

2) средней мощности (тока), зафиксированной в протоколе проверки во время выполнения работ, при отсутствии резервного СИТ;

3) других средств измерения, согласованных сторонами, выполняющие эти работы, в случае отсутствия резервного СИТ и данных о величине мощности или тока.

6.4. Выявления фактов нарушения состояния коммерческого учета, вмешательство в работу узлов учета и / или других признаков хищения электрической энергии

6.4.1. Участники рынка и потребители несут ответственность в соответствии с законодательством за использование электроэнергии без приборов учета (если использование приборов учета обязательно) или влияние на работу ЗКО, повреждения ЗКО, повреждения или срыв установленных на них пломб, пломбировочного материала и индикаторов, нарушение схемы коммерческого учета или в любой другой способ, имеющий явные или подтверждены результатами экспертизы признаки вмешательства в работу ЗКО.

6.4.2. В случае выявления факта вмешательства в работу ЗКО и / или оборудования узла учета и / или других признаков хищения электрической энергии (внешнего повреждения, неисправности или отсутствии ЗКО, срыва, отсутствия или повреждения пломб, пломбировочного материала и индикаторов, срабатывания индикаторов, нарушение формы магнитной суспензии индикаторов, выявление внеучетных подключений или подключений, которые могут привести к искажению результатов измерения и / или коммерческого учета электрической энергии и т.д.) лицо, которое это обнаружила, должно немедленно сообщить об этом оператора системы и ВТКО, а также, в случае необходимости, Национальную полицию Украины (в случае выявления фактов хищения электрической энергии, кражи или повреждения ЗКО или другого оборудования узлов учета и т.п.) в порядке, установленном законодательством.

6.5. Особенности проверки узлов учета у потребителей

6.5.1. Оператор системы обязан согласно утвержденным графикам по месту осуществления хозяйственной деятельности по распределению/передаче электрической энергии проводить:

контрольный обзор СКУ потребителей и считывание данных со счетчиков электрической энергии, где не обеспечено гарантированное ежесуточное автоматизированное дистанционное считывание данных, не реже одного раза в шесть месяцев;

техническую проверку узлов учета для небытовых и коллективных бытовых потребителей не реже одного раза в три года;

техническую проверку узлов учета для индивидуальных бытовых потребителей не реже одного раза за половину межповерочного интервала счетчика, установленного в узле учета.

6.5.2. Контрольный осмотр узлов учета и схем их подключения у потребителей проводятся в присутствии потребителя или другого лица, допустившего представителей оператора системы на объект (территорию) потребителя для проведения проверки (при удостоверении этого лица).

Допускается осуществление ОСР и/или ПУКУ (в качестве ОСД) контрольного локального считывания показов счетчика у бытового потребителя без его участия, если узел учета потребителя установлен на лестничной клетке, вводно-распределительных щитах (шкафах) на фасаде здания или спецконструкциях на границе земельного участка.

6.5.3. В ходе проведения контрольного осмотра узлов учета и ЗКО должен быть выполнен комплекс работ (без использования специальных технических средств) по визуального обследования целостности средств коммерческого учета (корпуса, стекла, крепления и т.д.), целостности установленных согласно акту о пломбирования пломб и пломбировочного материала и наличия отпечатков их тавр, проведенные визуальная проверка состояния индикаторов магнитного и / или электрического полей, установленных на / в ЗКО, выявления самовольных подключений, а также снятия показаний средств коммерческого учета и проверка времени часов интервальных средств коммерческого учета.

6.5.4. Техническая проверка узлов учета у потребителей осуществляется оператором системы в присутствии потребителя (представителя потребителя) или другого лица, допустившего представителей оператора системы на объект (территорию) потребителя для проведения проверки (при условии удостоверения этого лица), и соответствующего ПУКУ (по решению потребителя).

6.5.5. При осуществлении технической проверки узлов учета и ЗКО должен быть выполнен комплекс работ по определению соответствия состояния и схем подключения ЗКО и другого оборудования узлов учета соответствующим проектным решением (проекту), выявление их повреждения, повреждения или срыва установленных пломб и индикаторов, нарушение схемы подключения, проверка состояния индикаторов магнитного и / или электрического полей, установленных на / в ЗКО, выявление наличия устройств влияния или других признаков вмешательства в работу ЗКО, считывания показаний и информации, хранящейся в первичной базе данных счетчиков электрической энергии, проверка и, в случае необходимости, синхронизация или установления времени часов интервальных счетчиков электрической энергии, а также проверка (с использованием специальных технических средств и, при необходимости, частичным демонтажем строительных конструкций или отделочных материалов) состояния электропроводки и электроустановок от границы балансовой принадлежности до точки измерения для выявления внеучетных подключений или подключений, которые могут привести к искажению результатов измерения и коммерческого учета электрической энергии.

6.5.6. По обращению и за счет потребителя оператор системы или ПУКУ могут проводить в с учетной (от границы балансовой принадлежности до точки измерения) и / или после учетных электрических цепях внеочередные контрольный осмотр или техническую проверку состояния соответствующих узлов учета и схем их подключения.

6.5.7. Результаты технической проверки оформляются актом технической проверки, а в случае выявления нарушений - актом о нарушении.

6.5.8. Техническая проверка узлов учета и схем их подключения осуществляется на соответствие проектных решением. В случае потери или отсутствия проектной документации техническая проверка должна проводится на соответствие нормативно-правовым актам и нормативным документам, которые действуют на дату проведения проверки.

6.5.9. При проведении технической проверки узла учета с интервальными счетчиками должна осуществляться проверка соответствия времени часов интервальных счетчиков электрической энергии точном киевскому времени и, в случае необходимости (если эти счетчики не включены в состав автоматизированной системы с автоматической синхронизацией времени), проводиться синхронизация или установления времени часов соответствии с настоящим Кодексом.

6.5.10. Факт проведения контрольного осмотра/технической проверки и пломбирования/распломбирования должен быть зафиксирован актом контрольного осмотра/технической проверки и актом пломбирования/распломбирования с указанием результатов контрольного осмотра/технической проверки/пломбирования/распломбирования, фамилий и номеров служебных удостоверений уполномоченных представителей оператора системы, которые проводили контрольный осмотр/техническую проверку/пломбирование/распломбирование, и информации о других лицах, которые присутствовали во время проведения контрольного осмотра/ технической проверки/пломбирования/распломбирования.

Акты контрольного осмотра/технической проверки и пломбирования/распломбирования составляются в бумажной или по соглашению сторон в электронной форме по применению программно-технических средств и электронной подписи и подписываются всеми лицами, которые присутствовали при проведении контрольного осмотра/технической проверки/пломбирования/распломбирования.

6.5.11. Непосредственно перед проведением технической проверки узлов учета представители оператора системы должны ознакомить потребителя с программой проверки и правами потребителя при проведении проверки.

6.5.12. В случае установления в результате контрольного осмотра или технической проверки нарушений состояния коммерческого учета электрической энергии представитель оператора системы должен ознакомить потребителя с правовыми последствиями, которые возникают в результате зафиксированных нарушений.

6.5.13. В случае выявления во время контрольного осмотра или технической проверки уполномоченным представителем оператора системы, сетями которого передается / распределяется электрическая энергия потребителю, нарушений настоящего Кодекса или Правил розничного рынка, в частности фактов безучетного потребления электрической энергии, повреждения или срыва пломб, пломбировочного материала и / или индикаторов, установленных в местах, указанных в акте о сохранении пломб или повреждения отпечатков клейм на этих пломбах, повреждения ЗКО, на месте выявления нарушения в присутствии потребителя (представителя потребителя) или другого лица, допустившего представителей оператора системы на объект (территорию) потребителя для проведения проверки (при условии удостоверения этого лица), оформляется акт о нарушении соответствии с Правилами розничного рынка.

6.5.14. В случае несоответствия состояния коммерческого учета требованиям проектных решений или окончания срока поверки оператором системы состоит требование о приведении состояния коммерческого учета в соответствие с требованиями настоящего Кодекса.

6.5.15. Проверка программирования счетчиков выполняется по обоснованному письменному обращению заинтересованной стороны, в котором указывается исчерпывающий перечень параметров, которые необходимо проверить.

6.5.16. В случае проведения внеочередных контрольного осмотра, технической проверки, проверки программирования, проверки правильности работы и / или экспертизы, а также ремонта или замены ЗКО стоимость работ оплачивается, если иной порядок не предусмотрен законом:

1) стороной, по инициативе которой проводились контрольный осмотр, внеочередная техническая проверка, проверка программирования, проверка схем подключения ЗКО и / или правильности его работы, ремонт, замена или экспертиза, если нарушений в работе ЗКО и схем их подключения по результатам проверки не выявлено;

2) владельцем ЗКО или стороной, отвечающий за техническое состояние и / или сохранения ЗКО, если выявлены нарушения схемы коммерческого учета электрической энергии, умышленное повреждение или угон ЗКО его владельцем или стороной, которая отвечает за техническое состояние и / или сохранения ЗКО;

3) ПУКУ / оператором системы в случае, если выявлены нарушения схемы подключения ЗКО, повреждения ЗКО или их несоответствие проектных решением (проекту) по вине ПУКУ или оператора системы.

6.5.17. Выполнение работ по проверке программирования до начала эксплуатации и во время эксплуатации электронного счетчика осуществляется ПУКУ (в роли ОЗКО) и оформляется соответствующим актом, который подписывается участниками проверки и в котором указываются:

1) основания проверки;

2) код ЕГРПОУ и наименование ПУКУ (в роли ОЗКО), специалисты которого выполняют работы по программированию;

3) фамилия и инициалы специалиста, который выполнял работу;

4) код ПУКУ в реестре ПУКУ;

5) дата проверки;

6) результаты проверки.

6.5.18. В случае сомнения потребителя в правильной работе узла учета он может обратиться к оператору системы или ПУКУ для обеспечения проведения внеочередного контрольного осмотра, технической проверки узла учета или экспертизы ЗКО.

6.5.19. Если соответствующие СКУ принадлежат оператору системы или индивидуальному бытовому потребителю, их внеочередное контрольное освидетельствование и обзор схемы их подключения осуществляется оператором системы бесплатно в течение 20 рабочих дней со дня регистрации обращения потребителя относительно неправильной работы узла учета.

6.5.20. Внеочередная техническая проверка и экспертиза СИТ по обращению потребителя производятся оператором системы или ПУКУ в течение 20 рабочих дней со дня оплаты потребителем стоимости таких услуг.

6.5.21. Если по результатам внеочередного контрольного осмотра, технической проверки и/или экспертизы будет установлено, что нарушение учета произошло по вине оператора системы, он должен вернуть потребителю уплаченные им средства за их проведение согласованным с потребителем способом.

6.5.22. На время проведения экспертизы, периодической поверки или ремонта ЗКО оператор системы может установить у потребителя другой ЗКО, имеющий аналогичные или лучшие характеристики (в частности соответствующую параметризации) чем в снятого на экспертизу, периодическую поверку или ремонт.

6.5.23. Экспертиза СИТ в части исследования соответствия метрологическим характеристикам и условиям эксплуатации осуществляется в соответствии с порядком, утвержденным центральным органом исполнительной власти, реализующим государственную политику в сфере технического регулирования.

6.5.24. Экспертиза СИТ в части исследования материалов, веществ, из которых изготовлены СИТ, пломбы, индикаторы воздействия (в частности магнитного / электрического поля) и / или другие защитные элементы, осуществляется специализированными организациями, имеющими право на выполнение таких работ.

6.5.25. Результаты, полученные в ходе экспертизы, указываются в экспертном заключении.

6.5.26. В случае добровольного признания потребителем факта вмешательства в работу узла учета или повреждения ним ЗКО экспертиза не проводится.

6.5.27. Потребитель (уполномоченное потребителем лицо по доверенности) имеет право присутствовать при проведении метрологической экспертизы ЗКО.

6.6. Проверка работы автоматизированных систем сбора данных коммерческого учета

6.6.1. ПУКУ должен проводить проверку функционирования АССД:

1) при вводе в эксплуатацию узлов учета с функцией дистанционного считывания

2) при назначении и изменении ПУКУ (в роли ОЗКО и ОЗД)

3) после замены в ТКО СИТ или вспомогательного оборудования, используемого для считывания и передачи данных;

4) после перепрограммирования счетчиков или изменения настроек вспомогательного оборудования, используемого для считывания и передачи данных;

5) после любых изменений в схемах связи между счетчиками и вспомогательным оборудованием, которое используется для считывания и передачи данных;

6) после замены любых трансформаторов напряжения или тока и/или любых соответствующих коэффициентов трансформации, если эти коэффициенты используются в дальнейшем при обработке данных;

7) после изменения функционала программного средства АССД;

8) после любых изменений в схеме использования общих каналов связи;

9) при устранении аварийной ситуации или рассмотрении возражения, если необходимость в такой проверке возникнет, согласно решению ВТКО;

10) после реконструкции, технического перевооружения, модернизации узлов учета с функцией дистанционного считывания.

6.6.2. Если оборудование узла учета в ТКО было временно обесточено, разрешается отложить проверку надлежащего функционирования АССД к восстановлению энергоснабжения.

VII. Метрологическое обеспечение средств измерительной техники

7.1. Требования к метрологическому обеспечению

7.1.1. Метрологическое обеспечение СИТ в составе узлов учета в соответствии с требованиями Закона Украины «О метрологии и метрологической деятельности», нормативно-правовых актов и нормативных документов в области метрологии.

7.1.2. Счетчики, трансформаторы тока и трансформаторы напряжения, используемых для коммерческого учета электрической энергии, относятся к законодательно регулируемых СИТ.

7.1.3. Автоматизированные системы, обеспечивающие сбор результатов измерений и данных коммерческого учета, а также автоматизированные системы, обеспечивающие управление данными коммерческого учета, не относятся к законодательно регулируемых СИТ.

7.1.4. Устанавливаемые, но не используемые СИТ должны иметь прикрепленную или расположенную на СИТ видимую отметку с указанием того, что этот СИТ не используется. Такие СИТ, а также хранящиеся СИТ не подлежат периодической поверке, но подлежат внеочередной поверке непосредственно перед вводом в эксплуатацию, если срок их хранения и/или неиспользования превышает половину межповерочного интервала.

7.1.5. Субъекты хозяйствования обязаны своевременно с соблюдением установленных межповерочный интервал подавать законодательно регулируемые СИТ, находящихся в эксплуатации, на периодическую поверку.

7.1.6. Ответственность за проведение периодической поверки, обслуживание и ремонт (в том числе демонтаж, транспортировка и монтаж) СИТ возлагается на его собственника, если иное не установлено законом.

7.1.7. Периодическая поверка, обслуживание и ремонт (в том числе демонтаж, транспортировка и монтаж) СИТ (результаты измерений которых используются для осуществления расчетов за потребленную для бытовых нужд электрическую энергию), что является собственностью физических лиц, общей собственностью совладельцев многоквартирного дома, осуществляются за счет ОСР.

7.1.8. Ответственность за своевременность проведения периодической поверки, обслуживание и ремонт (в том числе демонтаж, транспортировка и монтаж) СИТ (результаты измерений которых используются для осуществления расчетов за потребленную для бытовых нужд электрическую энергию), что является собственностью физических лиц, общей собственностью совладельцев многоквартирного дома, возлагается на ОСР.

7.1.9. Информация о дате и результатах поверки СИТ в составе узла учета должна быть занесена в реестр ТКО.

7.1.10. Для законодательно регулируемых СИТ, находящихся в эксплуатации, может также проводиться внеочередная, экспертная и инспекционная поверка.

7.1.11. Использование СИТ не допускается за пределами рабочих условий эксплуатации этих СИТ, указанных в технических условиях, технических рекомендациях, проекте (проектных решениях) и/или иной технической документации по устройству узла учета.

VIII. Сбор данных коммерческого учета

8.1. Общие положения

8.1.1. ПУКУ (в роли ОЗД) должен в пределах регламентов, установленных АКО, провести сбор (или обеспечить прием) результатов измерения и данных о состоянии со счетчиков для всех ТКО, за которые он несет ответственность, и передать их ПУКУ (в роли ОДКО).

8.1.2. Показания счетчиков для каждой ТКО за период интеграции имеют считываться АС ПУКУ со всеми цифрами после запятой. Показания счетчиков в индивидуальных бытовых и малых бытовых потребителей имеют считываться в целых кВт · ч.

8.1.3. Ни одна из заинтересованных сторон не имеет права ограничивать доступ (техническую возможность доступа) ПУКУ (в качестве ОСД) в пределах его ответственности к узлам учета (в том числе аппаратных интерфейсов и/или каналов связи) для регулярного считывания данных со счетчиков.

8.2. Автоматическое считывание данных со счетчиков

8.2.1. ПУКУ (в роли ОЗД) должен обеспечить ежедневное автоматическое считывание данных со счетчиков с возможностью удаленного доступа (в частности основных, дублирующих и верификационных) и проверку качества результатов измерений в пределах своей ответственности для таких ТКО:

1) ТКО типа «предел сети», «единица предоставления услуг по балансировке» и «единица поколения»;

2) ТКО типа «единица потребления», которая была оборудована узлом учета с возможностью дистанционного считывания счетчика.

8.2.2. Все узлы учета с возможностью дистанционного считывания счетчика должны быть интегрированы в автоматизированные системы.

8.2.3. Автоматизированная система, которую использует ПУКУ (в роли ОЗД), должно обеспечивать необходимые функции для считывания данных со счетчиков в соответствии с требованиями закона.

8.2.4. Объем собираемой ПУКУ (в роли ОЗД) с помощью автоматизированной системы, должен включать не менее:

1) почасовые результаты измерения активной электрической энергии и, в случае необходимости, реактивной энергии с соответствующими временными отметками;

2) почасовые результаты измерения активной мощности и, в случае необходимости, реактивной мощности вместе с соответствующими временными отметками;

3) аккумулированные (суммарные накопительным итогом) результаты измерения активной и, в случае необходимости, реактивной энергии за предыдущие день и месяц;

4) сигналы тревоги из журнала регистрации событий, если установлен в ТКО узел учета предусматривает такую возможность.

8.2.5. Если счетчик, установленный в узле учета, дополнительно регистрирует отклонения напряжения, время и продолжительность перерывов в электроснабжении, ПУКУ (в роли ОЗД) должен обеспечить считывание показателей качества электроснабжения, в частности:

1) отклонение усредненного значения напряжения на 10-минутном промежутке времени + 10% или -10% от стандартной номинального напряжения - среднее значение напряжения в этом интервале и время начала такого отклонения;

2) время начала и окончания перерывов в электроснабжении.

8.3. Действия при невозможности получения данных в автоматическом режиме

8.3.1. Если невозможно получить результаты измерения для ТКО в автоматическом режиме, ПУКУ (в роли ОЗД) должен немедленно принять все возможные меры для получения этих данных в установленные сроки и в полном объеме, в том числе для выявления и, если это возможно, устранение причины отсутствия данных.

8.3.2. В случае выхода из строя оборудование для дистанционного считывания счетчика и передачи данных или каналов связи ПУКУ (в роли ОЗД) должен осуществить локальное считывание данных со счетчика. Если данные успешно получены, они должны быть обозначены как «полные и точные» или «неполные, но точные».

8.3.3. В случае выхода из строя основного, дублирующего или верификационного счетчиков ПУКУ (в роли ОЗД) должен получить все данные с других счетчиков, маркируя их соответствующим образом. Для неисправного счетчика должна быть установлена отметка «Нет данных».

8.4. Локальное считывания результатов измерения со счетчиков по графику

8.4.1. ПУКУ (в роли ОЗД) устанавливает график для локального считывания результатов измерения в ТКО, не оснащены оборудованием дистанционного считывания показаний счетчика.

8.4.2. ПУКУ (в роли ОЗД) должен предоставить информацию СПМ, ВТКО, оператору системы и другим ПУКУ о графике и время считывания результатов измерения из соответствующих ТКО.

8.4.3. Во время каждого посещения помещений, где расположен узел учета, для выполнения считывания результатов измерения представитель ПУКУ (в роли ОЗД) может проводить контрольный осмотр узла учета, в частности на наличие признаков постороннего вмешательства. Если такие признаки имеют место, ПУКУ (в роли ОЗД) должен немедленно сообщить об этом ВТКО.

8.4.4. Объем собираемой путем локального считывания счетчика, определяется ПУКУ (в роли ОЗД) и должна включать, в частности:

1) аккумулированные результаты измерения активной и, где это предусмотрено, реактивной энергии за предыдущий расчетный месяц;

2) почасовые результаты измерения активной и реактивной энергии с соответствующими отметками времени во всех случаях, если установлен в ТКО счетчик предусматривает такую возможность;

3) сигналы тревоги из журнала регистрации событий, если установлен в ТКО счетчик предусматривает такую возможность;

4) признаки качества показаний счетчиков (признаки точности) во всех случаях, если установлен в ТКО счетчик предусматривает такую возможность.

8.4.5. В случае успешного локального считывания данных со счетчиков ПУКУ (в роли ОЗД) должен провести анализ полноты и достоверности считанных результатов измерения, в частности проверяется (во всех случаях, если установлен в ТКО счетчик предусматривает такую возможность):

1) отсутствие сигналов тревоги от счетчика в течение расчетного периода;

2) соответствие отметок времени и даты, в частности абсолютное отклонение времени часов коммерческого счетчика от киевского времени, проверяя, что отклонение находится в пределах допустимых значений;

3) полнота почасовых результатов измерения счетчиков;

4) соответствие результатов измерения установленному режиму перетекания электрической энергии;

5) содержание журнала событий счетчика за расчетный период;

6) содержание журнала по корректировке времени счетчика в течение расчетного периода;

7) соответствие параметризации счетчика данном протокола параметризации.

8.4.6. Согласно результатам анализа данных счетчика ПУКУ (в роли ОЗД) принимает решение о правильности измерения и достоверности результатов измерения и маркировка полученные данные как «полные и точные», «неполные, но точные», «неточные» или «Нет данных».

8.5. Локальное считывания результатов измерения счетчика по событию

8.5.1. ПУКУ (в роли ОЗД) проводит визуальное или с помощью электронных средств считывания счетчиков на месте в любой ТКО, за которую он несет ответственность, во всех случаях, когда по какой-то причине считать данные дистанционно через систему автоматического считывания результатов измерения невозможно. Такое локальное считывание счетчика проводится в течение пяти рабочих дней после даты выявления проблемы и должно быть сделано, как правило, путем локального считывания счетчика с помощью электронных средств. ПУКУ (в роли ОЗД) информирует ВТКО о ситуации по устранению проблемы, невозможным автоматическое считывание результатов измерения.

8.5.2. ПУКУ (в роли ОЗД) проводит локальное считывание счетчиков в ТКО, за которые несет ответственность, в следующих случаях:

1) после первичного ввода в эксплуатацию;

2) после любого вида технического обслуживания;

3) после коррекции потенциальных дефектов или нехватки точности счетчиков и / или любом оборудовании, связанном с узлом учета;

4) если дистанционное считывание счетчика невозможно;

5) до и после замены или перепрограммирования счетчика;

6) в случае необходимости установления или приемники часов счетчиков, если эту синхронизацию невозможно сделать дистанционно.

8.5.3. ПУКУ (в роли ОЗД) в случае необходимости замены или перепрограммирования счетчика должен сообщать об этом ВТКО.

8.5.4. ПУКУ (в роли ОЗД) считывает все результаты измерения счетчиков того как состоится фактическая замена или перепрограммирования счетчика. Такие результаты измерения должны быть получены сразу перед тем, как счетчик будет заменено или перепрограммирован.

8.5.5. ПУКУ (в роли ОЗД) собирает данные коммерческого учета счетчика с маркировкой меток времени считывания этих данных непосредственно перед и сразу после замены или перепрограммирования счетчика или оборудования, связанного с узлом учета. Перепрограммирование или замена счетчиков или любого другого оборудования, связанного с узлом учета, осуществляется после подтверждения ПУКУ (в роли ОЗД) факта получения считанных данных со счетчика для целей осуществления коммерческого учета электрической энергии должным образом.

8.5.6. ПУКУ (в роли ОДКО) использует эти данные вместе с информацией о характере проводимых работ для получения данных коммерческого учета за период выполнения работ.

8.5.7. Информация о результатах измерения счетчика до и после его замены или перепрограммирования, а также время простоя должна быть документально оформлена актом, подписанным всеми заинтересованными сторонами. Акт должен содержать следующую информацию:

1) идентификационные данные и параметры ТКО;

2) причину перепрограммирования / замены счетчика или замены любого другого оборудования, связанного с узлом учета;

3) код ЕГРПОУ и наименование ПУКУ, специалисты которого выполняли работы по замене или перепрограммирования;

4) код ПУКУ в реестре ПУКУ;

5) фамилия и инициалы специалиста, который выполнял работу;

6) дату и время начала и окончания проведения работ;

7) результаты проведенных работ.

8.5.8. В случае визуального или с помощью электронных средств локального считывания счетчика нужно зафиксировать дату и время считывания результатов. Перед считыванием результатов измерения счетчика необходимо проверить время часов счетчика и, при необходимости и технической возможности, провести синхронизацию или установку времени часов счетчика.

8.5.9. Если узел учета был временно обесточен, разрешается отложить проверку функционирования дистанционного считывания данных измерения с узла учета до времени восстановления питания.

8.6. Считывания показаний счетчиков, установленных у потребителей

8.6.1. Считывание показаний со счетчиков, установленных у потребителей может осуществляться потребителем, а также оператором системы или ПУКУ (в роли ОЗД) в соответствии с настоящим Кодексом и условий договора.

8.6.2. Индивидуальные бытовые потребители обязаны ежемесячно считывать фактические показания со всех счетчиков, установленных на объекте потребителя, для которых отсутствует возможность дистанционного считывания данных, и предоставлять их до конца третьего календарного дня месяца, следующего за расчетным, соответствующему оператору системы распределения или ПУКУ (в роли ОЗД) одним из следующих способов:

1) через личный кабинет на сайте оператора системы распределения или ПУКУ (в роли ОЗД)

2) по телефону или другими электронными средствами;

3) путем указания этих показов в оплаченном счете;

4) через личное обращение или другим удобным и приемлемым для сторон способом согласно заключенному договору.

8.6.3. Считанные и переданные индивидуальным бытовым потребителем показы счетчика(ов) в течение периода, начинающегося за два календарных дня до конца расчетного месяца и заканчивающегося на третий календарный день следующего расчетного периода (календарного месяца), считаются показами на начало первых суток календарного месяца.

Показания счетчика, считанные и переданные индивидуальным бытовым потребителем путем указания этих показов в уплаченном счете электропоставщика, считаются показаниями на начало суток оплаты этого счета.

8.6.4. Считанные и переданные индивидуальным бытовым потребителем показы счетчика(ов) в течение периода, начинающегося с четвертого календарного дня и заканчивающегося за два календарных дня до конца расчетного месяца, при отсутствии переданных (считанных) показов путем дистанционного считывания счетчика, есть (до даты получения следующих фактических показов счетчика) исходными данными для определения оценочных показов счетчика (в том числе на начало первых суток следующих календарных месяцев) и считаются показами счетчика на начало суток их передачи.

8.6.5. В случае неполучения оператором системы или ПУКУ (в роли ОСД) от потребителя фактических показов счетчика(ов) до конца третьего календарного дня месяца, следующего за расчетным, и при условии, что по техническим причинам показы не получены с помощью средств дистанционной передачи данных, оценочные показы счетчика на начало первых суток этого календарного месяца определяются оператором системы или ПУКУ (в роли ОСД) путем добавления к последнему полученному ими фактическому показу счетчика величины произведения среднесуточного потребления на количество дней (суток) между датой последнего считывания фактических показов и первым числом этого календарного месяца.

8.6.6. Если по итогам следующего месяца потребитель предоставит показания счетчика, определения фактического объема распределения и потребления электрической энергии за период указанного месяца осуществляется с учетом предоставленных показов, показов, считанных оператором системы или ПУКУ и показов, на которые потребителю осуществлены расчеты.

8.6.7. Считывание показаний (сбор данных) со счетчиков в небытовых и коллективных бытовых потребителей в случае отсутствия возможности их автоматизированного дистанционного считывания производится потребителем ежемесячно на первое число месяца, следующего за расчетным. При оборудовании узлов учета средствами дистанционной передачи данных информация о показаниях счетчиков за расчетный месяц формируется соответствующим ПУКУ через каналы дистанционного связи.

8.6.8. Небытовые и коллективные бытовые потребители обязаны в течение трех календарных дней после окончания расчетного месяца предоставить оператору системы отчет о показаниях счетчиков за расчетный месяц. Приведенные в отчете последние фактические показы счетчиков считаются показами на начало первых суток календарного месяца.

8.6.9. В случае непредоставления потребителем (кроме индивидуальных бытовых потребителей) отчета о показаниях счетчиков за расчетный месяц в течение трех календарных дней после окончания расчетного месяца и при отсутствии переданной (считанного) из них информации средствами дистанционного считывания и передачи данных, а также при отсутствии контрольного осмотра ЗКО течение расчетного месяца объем потребленной (распределенной) электрической энергии за расчетный месяц определяется расчетным путем по значению среднесуточного объема потребления.

8.6.10. Проверка достоверности данных СКУ непосредственно на месте их установки обеспечивается сторонами при необходимости, но не реже одного раза в шесть месяцев. Данные о проверке могут фиксироваться как на бумажных носителях, так и с помощью электронных средств (мобильный телефон, планшет и т.п.).

8.6.11. Среднесуточный объем потребления электрической энергии электроустановками потребителя для целей расчетов определяется в кВтч с округлением до четырех цифр после запятой на основе фактического потребления в аналогичном периоде предыдущего года, рассчитанного с учетом снятых фактических или (в случае их отсутствия) оценочных показов счетчика и коэффициента прироста /снижение потребления (для индивидуальных бытовых потребителей).

В случае отсутствия соответствующих исторических данных среднесуточный объем потребления рассчитывается на основе зафиксированных двух последних последовательно считанных показов, количества дней между этими считываниями при условии, что между датами считывания этих показов не менее 28 дней (без учета дней, когда электроустановки потребителя были отключены оператором системы ).

Для неработающих счетчиков определение среднесуточного объема потребления электрической энергии производится после возобновления работы узла учета на основе двух ближайших к периоду расчета считанных и переданных фактических показов счетчика при условии, что между датами снятия этих показов не менее 28 дней (без учета дней, когда электроустановки потребителя были отключены оператором системы).

Коэффициент прироста/снижения потребления рассчитывается в относительных единицах с точностью до четырех цифр после запятой как соотношение прироста/снижения величины усредненного среднесуточного объема потребления всех индивидуальных бытовых потребителей, для которых в ОСР имеются фактические (полученные из счетчиков) данные на первое число календарного месяца, следующего по расчетному по их потреблению в расчетном месяце по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

В случае сомнения потребителя в правильности расчета величины среднесуточного объема потребления электрической энергии он может обратиться к оператору системы или соответствующему ПУКУ для осуществления контрольного считывания и сверки показаний или предоставления детальных объяснений по осуществленному расчету и/или инициировать рассмотрение и разрешение спора в соответствии с настоящим Кодексом.

8.6.12. При использовании интервальных (многозонных или почасовых) счетчиков среднесуточный объем потребления определяется для каждой тарифной зоны или часа суток.

Допускается определение интервальных объемов потребленной электрической энергии в соответствии с удельным весом среднесуточного объема потребления электроустановок для каждой тарифной зоны или часа суток и общего фактического объема потребленной электрической энергии в этом периоде, определенного на основе интегральных показаний интервального счетчика.

8.6.13. В случае проведения потребителем расчетов за потребленную электрическую энергию согласно показаниям установленного на его объекте многотарифного счетчика объем потребленной электрической энергии определяется в соответствии с удельным весом объема электрической энергии, потребленной в соответствующей зоне суток в течение расчетного периода, к общему объему потребленной электрической энергии в этом периоде.

8.6.14. Результаты считанных показаний счетчика указываются на корешке последнего платежного документа (с указанием даты проведения считывания) и должны быть доступны потребителю в персональном кабинете на сайте оператора системы или ПУКУ.

8.6.15. Данные, полученные от потребителя, при проведении процедур их проверки и в расчетах имеют меньший приоритет чем данные, полученные непосредственно оператором системы или ПУКУ.

8.6.16. В случае выявления в платежном документе ошибочных показаний счетчика потребитель должен сообщить об этом соответствующего оператора системы / ПУКУ и электропоставщика и предоставить фактические показания счетчика. В то же время индивидуальном бытовом потребителю достаточно предоставить фактические показания счетчика оператору системы распределения или электропоставщику.

8.6.17. Оператор системы / ПУКУ должно обеспечить в течение пяти рабочих дней со дня получения уведомления проведения проверки указанных в счете показаний счетчика, а в случае необходимости в течение 20 рабочих дней обеспечить проверку счетчика и, в случае необходимости, исправить ошибочные данные, и проинформировать потребителя о результаты проверки. Электропоставщик, оператор системы и потребитель по инициативе одной из сторон оформляют акт сверки потребленной и оплаченной электроэнергии в соответствии с полученными фактических показаний ЗКО.

8.6.18. В случае временного нарушения работы узла учета не по вине потребителя объем потребленной электрической энергии со дня нарушения измерений до дня восстановления измерений определяется на основании показов верификационных счетчиков, а в случае их отсутствия рассчитывается соответствующим оператором системы/ПУКУ по среднесуточному объему потребления электрической энергии таким потребителем.

В случае обнаружения систематической погрешности измерения и/или полученных из СКУ данных объем электрической энергии, использованной потребителем со дня нарушения измерений до дня восстановления измерений (но не более шести месяцев), определяется по показам этого СКУ, скорректированным на величину систематической погрешности, установленной экспертизой.

Рассчитанный объем потребленной электрической энергии в период нарушения учета электрической энергии предоставляется оператору системы, электропоставщику и потребителю.

8.6.19. Рассчитан оператором системы/ПУКУ объем электрической энергии включается в полезного отпуска электрической энергии потребителю и учитывается сторонами путем пересчета соответствующего физического баланса электрической энергии за период нарушения работы узла учета.

8.6.20. Датой начала периода нарушения работы узла учета считается:

дата и время, зафиксированные СКУ или АСКУЭ (в том числе по результатам проведенной экспертизы СКУ) - независимо от наличия или отсутствия соответствующего обращения потребителя;

первый день текущего расчетного месяца - в случае поступления соответствующего обращения потребителя после третьего числа текущего расчетного месяца, при условии отсутствия данных, зафиксированных СКУ или АСКУЭ;

первый день месяца, предшествовавший текущему расчетному месяцу - в случае поступления соответствующего обращения потребителя к третьему числу текущего расчетного месяца, при условии отсутствия данных, зафиксированных СКУ или АСКУЭ;

дата последнего контрольного осмотра или снятия показов - при отсутствии обращения потребителя и данных, зафиксированных СКУ или АСКУЭ.

Период, за который могут быть осуществлены корректировка данных коммерческого учета в связи с нарушением работы узла учета, не может превышать шести месяцев, предшествующих дате устранения соответствующего нарушения.

8.6.21. За день возобновления работы узла учета принимается день подписания оператором системы, ПУКУ и потребителем акта технической проверки и пломбирования узла учета после завершения ремонтных и наладочных работ, подключение ЗКО и их настройки (при необходимости).

8.6.22. В случае замены и/или поверки счетчиков, измерительных трансформаторов тока или напряжения, при потреблении электрической энергии в течение срока выполнения указанных работ, объем потребленной электрической энергии определяется по показам верификационного счетчика, счетчика, установленного оператором системы на замену снятого, по среднесуточному объему потребления электрической энергии или другим способом, предусмотренным для формирования оценочных данных коммерческого учета согласно настоящему Кодексу.

IX. Управление данными коммерческого учета

9.1. Общие положения

9.1.1. Обмен данными коммерческого учета электрической энергии между АКО, ПУКУ и участниками рынка осуществляется на договорных началах в виде электронных документов.

9.1.2. Объем, формат и порядок обмена (передачи / получения) данных коммерческого учета определяется регламентами и протоколами информационного обмена АКО, а также заключенным договорам между соответствующими сторонами информационного обмена. Данные коммерческого учета электрической энергии предоставляются исключительно стороне договора и в объеме, определенном его условиями.

9.1.3. Конечные потребители имеют право получать всю информацию для формирования счетов и данные коммерческого учета относительно собственного потребления электрической энергии в надлежащий способ и бесплатно.

9.1.4. Документ с данными на рынке электроэнергии может передаваться несколько раз. Каждая передача идентифицируется путем нумерации версии документа, начинается с единицы и увеличивается последовательно на единицу. Версия документа используется для идентификации конкретной версии временного ряда. Номер первой версии документа, как правило, должно быть «1». Номер версии документа должен быть увеличен при каждой повторной передачи документа, содержащий изменения в предыдущей версии.

9.1.5. Принимающая система должна обеспечить определение версии документа. Номер версии для последующего передаваемого документа должен быть выше номер версии предварительно полученного документа.

9.1.6. Все ссылки на время в документах, содержащих данные коммерческого учета, должны быть с привязкой к Национальной шкале времени Украины UTC (UA) в формате YYYY-MMDDThh: mm:ssTZD (соответственно ISO 8601), где:

YYYY - четыре цифры года;

ММ - две цифры месяца (01 - январь и т.п.);

DD - две цифры дня месяца (от 01 до 31);

hh - две цифры часа (с 00 до 23) (AM/PM не допускается);

mm - две цифры минуты (от 00 до 59);

ss - две цифры секунды (от 00 до 59);

s - одна или более цифр, представляющих десятичную долю секунды;

TZD - отметка часового пояса (Z или +hh:mm или -hh:mm);

Z - отметка времени UTC (Coordinated Universal Time).

9.1.7. Все ссылки на интервал времени в документах, содержащих данные коммерческого учета, должны быть с привязкой к Национальной шкале времени UTC (UA) в соответствии с ISO 8601 в формате YYYY-MM-DDThh:mmTZD, но без секунд.

9.1.8. Время, используемое при отображении результатов измерения и данных коммерческого учета во всех средствах учета и информационно-телекоммуникационных системах считывания и обработки данных коммерческого учета должно всегда соответствовать точному киевскому (восточноевропейскому) времени.

9.1.9. В период применения летнего времени при отображении данных коммерческого учета в информационно-телекоммуникационных системах считывания и обработки данных учитываются 23- и 25-часовые дни для обеспечения правильного применения всех данных в коммерческих расчетах.

9.1.10. Операции по отображению данных коммерческого учета не должны приводить к каким-либо изменениям первичных результатов измерений и обработанных данных коммерческого учета, а также отметкам времени, хранящимся в электронных базах данных.

9.1.11. Механизм обмена данными должно способствовать непрерывному и безопасному функционированию рынка электрической энергии и обеспечивать отсутствие технических барьеров для выхода на рынок его участников.

9.1.12. АКО обеспечивает реализацию машинно-машинных интерфейсов с автоматизированными системами участников рынка для организации обмена информацией о:

1) создание ТКО;

2) изменения настроек ТКО;

3) изменения электропоставщика и СВБ;

4) изменения (перемещение) потребителя;

5) отключение СПМ в ТКО;

6) ликвидации ТКО;

7) загрузка результатов измерения и валидированных данных коммерческого учета;

8) получение сертифицированных и окончательных данных коммерческого учета;

9) обжалование данных коммерческого учета и урегулирования споров;

10) формирование балансов электрической энергии в отдельных торговых зонах рынке электрической энергии.

9.1.13. АКО обеспечивает реализацию портала потребителей с человеко-машинным интерфейсом для организации обмена по:

1) просмотра собственного профиля;

2) изменения пароля доступа абонентского кода для просмотра данных, абонентского кода изменения электропоставщика;

3) просмотра настроек ТКО;

4) запуска процедуры изменения электропоставщика;

5) просмотра собственных данных коммерческого учета;

6) просмотра статистических данных коммерческого учета по группам потребителей;

7) предоставление прав на просмотр собственных данных коммерческого учета третьей стороне.

9.1.14. Для целей расчетов используются данные в такой приоритетности (от высшего к низшему приоритета):

1) действительные или обработанные результаты измерения, считанные из основного счетчика, который отвечает требованиям этого Кодекса, с помощью автоматизированной системы ПУКУ или электронного локального считывания счетчика. Данные обозначаются как «настоящие - соответствующие - основные»;

2) действительные или обработанные результаты измерения, считанные с дублирующего счетчика, который отвечает требованиям этого Кодекса, с помощью автоматизированной системы ПУКУ или электронного локального считывания счетчика. Данные обозначаются как «настоящие - соответствующие - дублирующие»;

3) действительные или обработанные результаты измерения, считанные с верификационного счетчика, который отвечает требованиям этого Кодекса, с помощью автоматизированной системы ПУКУ или электронного локального считывания счетчика. Данные обозначаются как «настоящие - соответствующие - верификационные»;

4) действительные или обработанные результаты измерения, считанные из основного счетчика, который не соответствует требованиям настоящего Кодекса, с помощью автоматизированной системы ПУКУ или электронного локального считывания счетчика. Данные обозначаются как «настоящие - неподходящие - основные»;

5) действительные или обработанные результаты измерения, считанные с дублирующего счетчика, который не соответствует требованиям настоящего Кодекса, с помощью автоматизированной системы ПУКУ или электронного локального считывания счетчика. Данные обозначаются как «настоящие - неподходящие - дублирующие»;

6) действительные или обработанные результаты измерения, считанные с верификационного счетчика, который не соответствует требованиям настоящего Кодекса, с помощью автоматизированной системы ПУКУ или электронного локального считывания счетчика. Данные обозначаются как «настоящие - неподходящие - верификационные»;

7) действительные или обработанные результаты измерения, считанные со счетчика, который отвечает требованиям этого Кодекса, путем визуального локального считывания показаний счетчика. Данные обозначаются как «настоящие - соответствующие - визуальные»;

8) действительные или обработанные результаты измерения, считанные со счетчика, который не соответствует требованиям настоящего Кодекса, путем визуального локального считывания показаний счетчика. Данные обозначаются как «настоящие - неподходящие - визуальные»;

9) рассчитаны / заменены данные обозначаются как «оценочные».

9.1.15. Конфликтные вопросы, связанные с данными, на получение которых каждый участник рынка имеет право, и / или процессы, связанные с обменом данными, решаются в соответствии с процедурами урегулирования споров.

9.2. Передача данных коммерческого учета

9.2.1. При передаче данных коммерческого учета электрической энергии должно быть обеспечено:

1) полноту передаваемых данных. Данные коммерческого учета передаваемых должны содержать всю информацию, необходимую для отображения или дальнейшей обработки данных приемным устройством;

2) защита от случайных и непреднамеренных изменений при передаче данных. Передаваемые данные коммерческого учета должны быть защищены от случайных и непреднамеренных изменений;

3) целостность данных при передаче данных. Передаваемые данные коммерческого учета должны быть защищены от преднамеренных изменений с использованием программного обеспечения;

4) достоверность данных, передаваемых. Программное обеспечение, которое принимает данные коммерческого учета, должна обеспечивать проверку их достоверности и соответствия результатам измерения, на основе которых они образованы;

5) конфиденциальность ключей. Квалифицированные электронные подписи и сопровождающие их данные должны считаться юридически контролируемыми данным, которые должны храниться в тайне и быть защищенными от компрометации с использованием программных средств;

6) запрет на передачу данных коммерческого учета, не прошли валидацию / сертификацию;

7) отсутствие влияния задержки при передаче данных на процессы коммерческого учета электрической энергии;

8) отсутствие влияния недоступности услуг передачи данных, никоим образом не должна приводить к потере любых данных коммерческого учета электрической энергии.

9.2.2. Каждый раз, когда данные коммерческого учета передаются от одной стороны к другой, получатель данных должен направить подтверждение о получении данных. Сторона передает данные, должна сохранять подтверждение о получении переданных данных в течение трех лет с даты передачи данных.

9.2.3. Обязанности стороны, передает данные, считаются выполненными, если она получает подтверждение получения переданных данных от получателя данных.

9.3. Хранение данных

9.3.1. Все результаты измерения счетчиков должны храниться без каких-либо изменений:

1) во внутренней памяти счетчика - не менее сроков, определенных в пункте 5.14.5 главы 5.14 раздела V настоящего Кодекса;

2) во внешних устройствах хранения данных в течение трех лет.

9.3.2. Данные коммерческого учета электрической энергии должны храниться в устройствах хранения данных без каких-либо изменений в течение трех лет.

9.3.3. Любые операции с результатами измерения и данными коммерческого учета, хранятся не должны создавать возможности для потери или изменения данных в устройствах хранения или приводить к записям в журнале событий счетчиков.

9.3.4. В случае обесточивания устройств хранения данных коммерческого учета электрической энергии, которые являются составными узла коммерческого учета ТКО третьего и четвертого уровней напряжения, должен сформироваться сигнал тревоги. В случае технической возможности этот сигнал должен иметь временную метку, которая соответствует времени прерывания питания.

9.3.5. Автономное функционирование часов и календаря счетчика, а также устройств хранения данных коммерческого учета должно быть обеспечено в течение не менее 40 дней без внешнего питания.

9.3.6. При хранении данных коммерческого учета должно быть обеспечено:

1) полноту данных, сохраняются. Сохраненные данные должны содержать всю информацию, необходимую для восстановления предыдущих данных;

2) защита данных от случайных и непреднамеренных изменений;

3) целостность данных. Данные, хранящиеся должны быть защищены от преднамеренных изменений;

4) версионности данных. При внесении изменений в данных имеет отмечаться источник внесенных изменений (организация и оператор), дата и время и храниться их предыдущая версия;

5) достоверность данных. Данные, хранящиеся должны храниться таким образом, чтобы обеспечить возможность для определения их достоверности относительно первичных данных, из которых они образованы;

6) конфиденциальность ключей. Ключи квалифицированного электронной подписи и сопровождающие их данные должны быть защищены от компрометации программными средствами;

7) проверку и отображения данных, сохраняются. Программное обеспечение, используемое для тестирования хранимых данных, должно иметь возможность отображать или распечатывать эти данные, контролировать изменения в данных, а также генерировать предупреждения об изменениях. Запрещается использовать данные, определенные как поврежденные;

8) автоматическое сохранение данных. Данные должны храниться автоматически, как только завершится измерения или формирования данных;

9) емкость устройства для хранения данных. Устройство для хранения данных должен иметь достаточную емкость, чтобы выполнять свои функции.

9.3.7. База данных коммерческого учета ПУКУ (в качестве ОДКО) должна содержать:

1) результаты измерения (первичные данные коммерческого учета) с соответствующей маркировкой в кВт·ч в действительных числах со всеми считанными цифрами после запятой;

2) данные коммерческого учета, приведенные к коммерческому пределу, в кВт·ч в действительных числах со всеми значимыми цифрами после запятой;

3) валидированные данные коммерческого учета в кВт·ч в действительных числах с округлением до третьей цифры после запятой;

4) базу нормативных и справочных данных АС ПУКУ.

9.3.8. Каждый ПУКУ (в роли ОДКО) должен обеспечить:

1) полноту и целостность базы данных коммерческого учета;

2) хранение всех полученных данных с соответствующими временными метками и кодами качества (достоверности) этих данных в течение срока исковой давности с момента формирования соответствующих данных;

3) формирование и надежное хранение полных историй о внесении изменений в данные учета в базе данных.

9.4. Безопасность данных

9.4.1. Участники рынка, ПУКУ и АКО обеспечивают конфиденциальность информации (в частности информации с результатами измерения и данными коммерческого учета), полученной от других участников рынка, используется ими для выполнения своих функций на рынке электрической энергии и составляет коммерческую тайну, в соответствии с требованиями законодательства.

9.4.2. Конфиденциальной является информация результатам измерения и данными коммерческого учета, доступ к которой ограничен физическим или юридическим лицом, кроме субъектов властных полномочий.

9.4.3. Конфиденциальная информация может распространяться по желанию (согласию) соответствующего лица в определенном им порядке в соответствии с предусмотренными ею условий, а также в других случаях, определенных законом.

9.4.4. АКО должна обеспечивать конфиденциальность информации о своей деятельности, раскрытие которой может оказывать коммерческие преимущества участникам рынка электрической энергии.

9.4.5. Данные коммерческого учета, относящиеся к индивидуальному бытовому потребителю, который идентифицирован или может быть конкретно идентифицирован, относятся к категории персональных данных. Данные коммерческого учета, ставшие анонимными таким образом, что субъект этих данных невозможно или больше невозможно идентифицировать (деперсонифицированные данные) не относятся к категории персональных данных.

9.4.6. Участники рынка, ПУКУ и АКУ обязаны обеспечить защиту персональных данных в соответствии с требованиями законодательства Украины и Общего регламента о защите данных (General Data Protection Regulation, GDPR; Regulation (EU) 2016/679).

9.4.7. Участники рынка, ПУКУ и АКО несут ответственность в соответствии с законодательством за неправомерное владение, пользование и распоряжение результатами измерения и данными коммерческого учета, а также за их неправомерное искажения или уничтожения.

9.5. Обработка результатов измерения

9.5.1. Все операции и расчеты с использованием результатов измерения должны осуществляться со всеми значимыми цифрами после запятой.

9.5.2. Данные коммерческого учета выражаются:

1) по объему активной электрической энергии - в киловатт-часах;

2) по объему реактивной электрической энергии - в киловар-часах.

9.5.3. Данные коммерческого учета формируются на основе результатов измерения или определяются расчетным путем по установленным правилам.

9.6. Проверка результатов измерения

9.6.1. Проверка данных осуществляется соответствующими ПУКУ на этапах сбора результатов измерения, формирования первичных данных коммерческого учета, формирования валидированных данных коммерческого учета.

9.6.2. По результатам этих проверок формирует валидированные данные коммерческого учета и передает их AKO и заинтересованным сторонам.

9.6.3. Проверка результатов измерения электрической энергии осуществляется в соответствии с установленным АКО порядке с целью согласования и определения достоверности каждого значения измерения или группы значений измерения. В случае обращения потребителя, электропоставщика или иного заинтересованного участника рынка относительно недостоверности результатов измерения электрической энергии ПУКУ обязан осуществить повторную проверку.

9.6.4. Проверки должны выполняться для всех значений результатов измерения независимо от того, каким образом они были получены.

9.6.5. В результате процесса проверки каждое значение результатов измерения должно быть занесено в базу данных как:

1) «действительное» значение - значение (или группа значений), что прошло все проверки. «Действующее» значения может стать «недействительным» в результате повторной проверки, дальнейшего анализа споров и оценки обстоятельств за счет дополнительной информации или в результате проверок, выполненных на более позднюю дату;

2) «недействительно» значение - значение (или группа значений), не прошло любой этап проверки. Статус «недействительно» значения (или группа значений) может быть изменен в результате дальнейшего анализа данных.

9.6.6. ПУКУ (в роли ОЗД) должен провести первоначальную проверку адекватности и целостности данных, собранных с каждой ТКО.

9.6.7. В соответствии с типом оборудования, установленного в ТКО, способа сбора данных и типа системы считывания данных, используемого ПУКУ (в роли ОЗД) маркирует собранную информацию в соответствии с четырех классификаторов, указанных в этом пункте.

9.6.8. ПУКУ (в роли ОЗД) должен сообщить информацию о качестве данных ПУКУ (в роли ОДКО) для обеспечения выполнения им проверок данных.

9.7. Округления интервальных значений временного ряда данных

9.7.1. Во время округления данных коммерческого учета электрической энергии применяется банковское округление. Остаток от округления добавляется к следующему неокругленных значения в пределах периода того же временного ряда данных. Остаток от округления последнего значения в соответствующем временном ряде данных отбрасывается.

9.7.2. При формировании данных коммерческого учета электрической энергии алгоритм округления следует использовать для каждого значения временного ряда данных и обеспечивать значение данных в кВтч с тремя цифрами после запятой при следующих условиях:

1) для каждого интервала временных рядов значение разницы между скругленным и неокругленных значением активной электрической энергии не должно превышать ± 1 Вт·ч;

2) в пределах каждого временного ряда значение разницы между суммой скругленных интервальных значений и суммы неокругленных интервальных значений активной электрической энергии не должно превышать ± 1 Вт·ч;

3) в пределах каждого временного ряда не должны появляться отрицательные значения интервальных значений активной электрической энергии.

9.7.3. Если по каким-либо оснований (удалении округления, использование различных алгоритмов при обработке и формировании почасовых и ежемесячных данных и т.п.) возникают расхождения между данными коммерческого учета, полученные на основе показаний счетчиков на начало и конец расчетного месяца, и соответствующими данными, полученными на основе интервальных (почасовых) данных коммерческого учета электрической энергии нарастающим итогом за расчетный месяц, это расхождение устраняется путем формирования почасового временного ряда данных за расчетный месяц таким образом, чтобы выполнялись следующие условия:

1) расхождение между полученными на основе показаний счетчиков на начало и конец расчетного месяца данным коммерческого учета и соответствующими данными, полученными на основе интервальных (почасовых) данных коммерческого учета нарастающим итогом за расчетный месяц, не должна превышать значения абсолютной погрешности измерения соответствующих узлов учета в ТКО;

2) интервальные (почасовые) значения временного ряда данных за расчетный месяц имеют минимально отличаться от соответствующих почасовых значений ежесуточных временных рядов за это расчетный месяц;

3) после корректировки сумма интервальных (почасовых) значений временного ряда данных за расчетный месяц должен быть равен величине объема электрической энергии, определенного на основе показаний на начало и конец расчетного месяца (в кВт · ч);

4) корректировка данных должна осуществляться с учетом фактических режимов работы электроустановок и направления перетоков электрической энергии. Корректировка данных не должно осуществляться в часы, когда электроустановки были отключены или объективно отсутствовали перетоки электрической энергии в ТКО с любых других оснований;

5) при корректировке данных должны храниться все первичные данные, считанные со счетчиков;

6) значения данных во временных рядах, полученные в результате корректировки должны быть всегда положительными.

9.7.4. В случае невыполнения указанных в пункте 9.7.3 настоящей главы требований корректировки почасовых временных рядов не осуществляется и всем почасовым данным присваивается признак «недостоверные данные».

9.7.5. ПУКУ, который осуществляет формирование данных коммерческого учета, в случае выявления расхождения в данных должен найти причину этих расхождений, в случае необходимости провести повторное считывание всех почасовых результатов измерения и осуществить формирование ежесуточных временных рядов данных за расчетный месяц, которые должны соответствовать указанным требованиям.

9.7.6. Если по каким-либо оснований возникают расхождения между данными, которые используются для конкретной ТКО различными ПУКУ или операторами системы, в коммерческих расчетах на рынке электрической энергии для этой ТКО следует использовать данные коммерческого учета, сформированные соответствующим ПУКУ (в роли ОДКО), который предназначен ВТКО согласно заключенному между ВТКО и ПУКУ договору о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии, если иное не предусмотрено настоящим Кодексом.

9.8. Меры, принимаемые после признания результатов измерения недействительными

9.8.1. Если какое-либо значение (или группа значений) результатов измерения считается «недействительным» после выполнения проверок, необходимо:

1) подтвердить значение данных, представленных сначала;

2) считать новые результаты измерения из соответствующего счетчика (или счетчиков).

9.8.2. Если после нового считывания ПУКУ (в роли ОЗД) результатов измерения будет установлено, что исходные данные были неправильными, новые значения ПУКУ (в роли ОЗД) направляются ПУКУ (в роли ОДКО) вместе с объяснением причины, вызвавшей неправильность начальных значений.

9.8.3. Если результаты измерения, не прошедших проверку, были предоставлены потребителем через ПУКУ (в роли ОЗД), ПУКУ (в роли ОДКО) сообщает об этом соответствующего ПУКУ (в роли ОЗД), который в свою очередь сообщает потребителя, прислал эти данные. Потребитель должен пересмотреть присланные данные и подтвердить их правильность или исправить в течение пяти рабочих дней после получения уведомления.

9.8.4. Новые значения данных, полученных ПУКУ (в роли ОДКО) от ПУКУ (в роли ОЗД) или от потребителя через ПУКУ (в роли ОЗД), подлежат такому же процессу проверки, как и результаты измерения, которые были представлены сначала.

9.8.5. Если представлены новые данные не проходят проверку или данные систематически обозначаются как «недействительные», или ПУКУ (в роли ОДКО) располагает информацией о потенциально возможные отклонения работы узла учета нормы, ПУКУ (в роли ОДКО) должен:

1) составить сообщение об инциденте;

2) в течение двух дней со дня составления сообщения об инциденте информировать об этом ВТКО и всех заинтересованных сторон.

9.8.6. ВТКО должна проанализировать основания возникновения проблем с данными, полученными со счетчиков, и информировать в письменной форме заинтересованных участников рынка о запланированных ею меры для исправления этих проблем. Эти меры должны быть выполнены в течение пяти рабочих дней с даты получения ВТКО сообщение от ПУКУ (в роли ОДКО) о проблемах с данными.

9.8.7. Если ВТКО не уведомит ПУКУ (в роли ОДКО) об исправлении проблем с отклонениями в работе узла учета нормы в течение установленного времени, ПУКУ (в роли ОДКО) должен классифицировать все результаты измерений, полученные за этот период, как «недействительные».

9.8.8. Если в результате анализа делается вывод о наличии неисправности или выхода из строя одного или более СИТ, ВТКО должна решить эту проблему в течение минимально возможного времени, но не позднее двух следующих календарных месяцев с даты оформления заключения, о чем ВТКО информирует ПУКУ (в роли ОДКО) для составления сообщения об инциденте.

9.8.9. Если анализ не устанавливает причину проблем с данными или заинтересованные участники рынка не считают приемлемыми анализ и объяснение, представленные ВТКО, любой из заинтересованных участников рынка может обратиться в ВТКО с требованием провести проверку узла учета. Такая проверка проводится в течение 10 рабочих дней с даты предоставления ВТКО анализа причин проблем с данными.

9.8.10. Расходы, связанные с проверкой, несет:

1) в случаях успешного прохождения проверки - участник рынка, который инициировал проверку;

2) в случаях, когда верификацию не пройдена через недостоверность первичных измерений - ВТКО (в случае неправильной работы узла учета) или ПУКУ (в роли ОЗД) (в случае неправильного считывания и / или передачи результатов измерения)

3) в случаях, когда верификацию не пройдена за ошибок при обработке данных и расчетах - ПУКУ (в роли ОДКО).

9.9. Валидация данных коммерческого учета электрической энергии

9.9.1. Проверка данных коммерческого учета осуществляется на уровне ПУКУ (в роли ОДКО) после получения результатов измерения и формирования данных коммерческого учета.

9.9.2. ПУКУ (в роли ОДКО) после получения от ПУКУ (в роли ОЗД) результатов измерения со счетчиков должна провести обработку, проверку, валидацию этих данных и, в случае необходимости, их замену оценочным данным, а также обеспечить хранение, архивирование, передачу валидированных данных АКО и другим заинтересованным сторонам, в частности электропоставщикам в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

9.9.3. ПУКУ (в роли ОДКО) должен осуществить валидацию сформированных данных коммерческого учета перед тем, как добавить эти данные к своим базам данных коммерческого учета электрической энергии и передать их АКО.

9.9.4. Если сформированы данные не проходят валидацию, то они не вносятся в базу данных коммерческого учета электрической энергии и не передаются АКО. ПУКУ (в роли ОДКО), осуществляющий валидацию данных коммерческого учета незамедлительно сообщить ПУКУ (в роли ОЗД), от которого он их получил, о необходимости исправления выявленных недостатков в данных коммерческого учета в кратчайшие сроки. Сообщение должно содержать информацию о ТКО, данные из которых не прошли проверку достоверности, а также о проверках, которые не были пройдены.

9.10. Формирование оценочных данных коммерческого учета

9.10.1. Формирование оценочных данных коммерческого учета осуществляется ПУКУ (в роли ОДКО) и АКО в следующих случаях:

1) если измеренное значение или группа измеренных значений были обозначены как «недействительные» и до последнего дня предоставления данных для предварительных расчетов невозможно было получить измеренные значения, прошедшие валидацию (временная замена)

2) если измеренное значение или группа измеренных значений были обозначены как «недействительные» и до последнего дня предоставления данных для окончательных расчетов невозможно было получить измеренные значения, прошедшие валидацию (окончательная замена)

3) если заключение по результатам рассмотрения сообщения о споре указывает на неисправность в одном или более узлов учета и получить результаты измерения до их замены или ремонта невозможно;

4) если отсутствовали результаты измерение и соответствующие данные коммерческого учета по любым основаниям (за невозможности доступа в помещение, где физически расположен узел учета, или если при доступе к этим помещениям не удалось получить данные со счетчиков, или по другим причинам).

9.10.2. Формирование оценочных данных коммерческого учета производится в соответствии с нормативным документом, который разрабатывается АКО.

9.10.3. АКО должен сохранять всю информацию, которая использовалась при формировании оценочных данных, и сами оценочные данные не менее срока исковой давности.

9.10.4. Все значения оценочных данных независимо от оснований замены данных должны быть обозначены как «оценочные».

9.11. Профилирования данных коммерческого учета

9.11.1. Формирования профилей и профилирования данных коммерческого учета производится в соответствии с настоящим Кодексом и нормативных документов, разрабатываемых АКО.

9.11.2. Профилирования данных коммерческого учета осуществляется для:

1) всех ТКО, оборудованных зонными или интегральными (накопительными) счетчиками;

2) всех ТКО, оборудованных интервальными счетчиками, данные с которых отсутствуют или содержат признак «Нет данных» для соответствующих почасовых интервалов.

9.11.3. Профилирование выполняется с использованием графиков электрической нагрузки соответствующих областей/площадок коммерческого учета и/или типовых графиков (профилей) электрической нагрузки для определенных категорий потребителей, разработанных оператором системы.

9.12. Агрегация данных

9.12.1. Агрегация данных коммерческого учета выполняется АКУ по:

1) участниках рынка;

2) областях учета;

3) торговым зонам;

4) других категориях, определенных в Правилах рынка, договорах между участниками рынка и других нормативно-правовых актах по формированию и публикации статистической информации.

9.12.2. Агрегированные значения определяются как алгебраическая сумма значений соответствующих данных коммерческого учета для каждого интервала временного ряда данных.

9.12.3. Агрегированные данные маркируются как «измеренные» в случае использования для агрегации исключительно «измеренных» данных коммерческого учета.

9.12.4. Агрегированные данные маркируются как «оценочные» в случае использования хотя бы одного значения данных коммерческого учета с пометкой «оценочные». В таком случае агрегированные данные должны дополнительно содержать:

1) процент количества использованных «оценочных» значений;

2) процент объема «оценочных» значений в общей сумме.

9.13. Формирование сертифицированных данных коммерческого учета

9.13.1. Сертифицированные данные коммерческого учета для каждой ТКУ формируются на основе валидированных данных коммерческого учета, успешно прошедших соответствующие проверки во время их сертификации, включая окончательную проверку путем составления баланса электрической энергии по областям коммерческого учета и торговым зонам в сроки, определенные АКУ в соответствии с нормативно-правовыми актами Регулятора.

АКУ обеспечивает доступ участников рынка к информации о дате сертификации соответствующих данных коммерческого учета в Датахаб.

9.13.2. В состав сертифицированных данных коммерческого учета входят проверенные АКУ:

1) измеренные или вычисленные значения активной энергии и реактивной энергии за каждый интервал временного ряда вместе с соответствующими метками времени;

2) вычисленные (профилированные) значения активной энергии за каждый интервал временного ряда вместе с соответствующими метками времени, а также измеренное или вычисленное значение накопленной активной энергии за соответствующий период интеграции (сутки, месяц);

3) агрегированные данные, сформированные АКУ на основе валидированных данных.

9.13.3. Перед расчетом баланса АКУ выполняет следующие проверки имеющихся валидированных данных коммерческого учета по следующим критериям:

1) на полноту информации, полученной от ПУКУ, в частности:

наличия валидированных данных коммерческого учета по точкам обмена между смежными операторами электрических сетей;

наличия валидированных данных по объектам производителей электроэнергии;

наличия интервальных валидированных данных коммерческого учета по ТКУ площадкам коммерческого учета группы «а»;

наличия интегральных валидированных данных коммерческого учета по ТКУ площадкам коммерческого учета группы «б»;

Подпункт 2 вступил в силу с 1 января 2026 года

2) на отсутствие аномальных значений, превышающих в два раза максимальное допустимое значение, определенное на основе величины присоединенной мощности соответствующих электроустановок;

3) на отсутствие принадлежности агрегированного временного ряда данных коммерческого учета к ТКУ участников рынка со статусом «Дефолтный»;

4) на наличие данных, сформированных по результатам урегулирования спора, принятия решений АКУ, Регулятора или суда.

АКУ может проводить дополнительные проверки относительно взаимной согласованности валидированных данных, если они способствуют повышению качества сертифицированных данных.

АКУ информирует Регулятора и участников рынка не позднее 14 календарных дней до даты введения указанных в настоящем пункте проверок имеющихся валидированных данных с соответствующим анализом и оценкой влияния на участников рынка.

Подробная информация о процедурах, регламентирующих проведение всех проверок имеющихся валидированных данных, обнародуется АКУ в технической документации Датахаб, которая должна быть доступна участникам рынка и ПУКУ.

9.13.4. В случае отсутствия валидированных данных такие данные маркируются АКУ, как отсутствующие. В случае несоответствия валидированных данных коммерческого учета хотя бы одному из критериев проверок такие данные не берутся в расчет баланса и в дальнейшем не включаются АКУ в состав сертифицированных данных.

9.13.5. После проведения проверок, предусмотренных пунктом 9.13.3 настоящей главы, АКУ формирует интервальные данные по площадкам группы «б» в соответствии с разработанным АКУ и утвержденным Регулятором порядком оценки и профилирования данных коммерческого учета.

9.13.6. После получения и формирования всех необходимых интервальных данных АКУ рассчитывает баланс электрической энергии в областях учета и каждой торговой зоне в целом каждого расчетного периода.

Для расчета баланса используются имеющиеся в АКУ на момент расчета:

1) основные данные Реестра ТКУ, описывающие электроустановки и соответствующих участников на расчетный период;

2) валидированные данные коммерческого учета последних версий;

3) данные, сформированные по результатам урегулирования спора, принятия решений АКУ, Регулятора или суда.

9.13.7. Расчет баланса электрической энергии по области коммерческого учета и каждой торговой зоне в целом выполняется с целью достижения согласованного и сбалансированного соотношения перетоков электрической энергии между взаимосвязанными электроустановками, как элементами электрических сетей, входящих в информационную модель области или торговой зоны, и определения объемов потерь электрической энергии.

9.13.8. После расчета баланса электрической энергии АКУ проверяет уровень его соответствия ожидаемым значениям. В случае выявления несоответствия результатов расчета баланса электрической энергии ожидаемым значением АКУ проводит анализ компонентов баланса области коммерческого учета и определяет причины некорректного составления баланса, предоставляя соответствующим ПУКУ требования по повторному формированию и предоставлению валидированных данных.

Такие валидированные данные формируются ПУКУ на основе обновленных результатов измерения или оценочных данных, сформированных в соответствии с Порядком оценки и профилирования данных коммерческого учета.

Повторно сформированные ПУКУ и переданные АКУ валидированные данные подлежат обязательной повторной сертификации.

Непредоставление отдельных данных коммерческого учета от ПУКУ до АКУ в установленные сроки не является основанием для остановки сертификации данных, передаваемых ПУКУ и полученных АКУ.

9.13.9. После расчета баланса и выполнения проверки его соответствия ожидаемым значениям, АКУ осуществляет необходимую агрегацию и маркирует весь набор использованных в расчете баланса валидированных и агрегированных данных коммерческого учета как сертифицированные данные, с установкой отметки версии соответствующего набора.

9.13.10. В случае если в предыдущей версии агрегированных сертифицированных данных имеются ненулевые числовые значения, а в последней версии соответствующие числовые значения отсутствуют по причине изменения основных данных в реестре ТКУ, такие значения в последней версии при передаче АР и участникам рынка определяются АКУ на уровне 0.

9.13.11. АКУ обновляет сертифицированные данные в случае:

получение от ПУКУ обновленных валидированных данных;

получение от ПУКУ и/или участников рынка обновленных основных данных, влияющих на формирование соответствующих сертифицированных данных;

выполнение АКУ решений по результатам урегулирования спора АКУ в соответствии с настоящим Кодексом, решений НКРЭКУ или исполнение судебного решения, вступившего в законную силу, в случае невыполнения таких решений соответствующим ПУКУ и/или участником рынка.

9.13.12. Сертифицированные данные не подлежат корректировке или уточнению после истечения срока общей исковой давности.

9.13.13. АКУ обеспечивает архивацию сертифицированных данных коммерческого учета для их долгосрочного хранения в соответствии с законодательством.

9.14. Передача данных коммерческого учета администратору расчетов и участникам рынка

9.14.1. АКО должен передавать АР и участникам рынка сертифицированные данные коммерческого учета в объеме, необходимом и достаточном для проведения ими расчетов и выставления счетов своим контрагентам.

9.14.2. Регламенты и сроки передачи данных от АКО в АР и участников рынка разрабатываются АКО и публикуются на его официальном вебсайте.

9.14.3. Участники рынка и АР используют для расчетов и других коммерческих целей исключительно сертифицированные данные по объемам произведенной, отпущенной, переданной, распределенной, отобранной, потребленной, импортированной и экспортированной электроэнергии, что от АКО и хранятся у него для каждой ТКО.

X. Разрешение споров

10.1. Общие положения

10.1.1. Любой спор между двумя или более сторонами, которая возникает в связи с выполнением настоящего Кодекса и нормативных документов, разработанных АКО, должна быть рассмотрена руководством или уполномоченными представителями сторон после получения письменного требования любой из сторон.

10.1.2. Руководство или уполномоченные представители сторон обязаны прилагать усилия для разрешения споров путем переговоров, поиска взаимоприемлемых решений, разрешения спора своевременно и в полном объеме, продление сроков урегулирования разногласий и тому подобное.

10.1.3. Для разрешения споров стороны могут привлекать независимых экспертов на договорной основе. Эксперт не должен иметь конфликта интересов со сторонами спора и не может выступать в качестве арбитра или посредника.

10.1.4. В случае недостижения сторонами согласия решения указанных споров проводится АКО, Регулятором или в судебном порядке.

10.2. Решение споров АКО

10.2.1. АКО рассматриваются споры, предварительно рассматривались сторонами и по которым не было достигнуто соглашение.

10.2.2. Рассмотрение такого спора может быть инициировано любой из сторон путем соответствующего обращения к АКО. В обращении могут также содержаться требования по устройству ЗКО и узлов учета, просмотра или исправления любого результата и значение данных коммерческого учета электрической энергии, проведение повторных вычислений и, при обнаружении ошибок, проведение замены соответствующих данных коммерческого учета электрической энергии.

10.2.3. Обращение по спору, которая возникает в связи с выполнением настоящего Кодекса или нормативных документов, разработанных АКО, рассматривается и решается АКО в срок не более одного месяца со дня их поступления, а те, которые не требуют дополнительного изучения, - безотлагательно, но не более 15 дней со дня их получения.

10.2.4. Если в месячный срок решить затронутые в обращении вопросы невозможно, АКО устанавливает необходимый срок для его рассмотрения, о чем сообщается стороне, подавшему обращение. В то же время общий срок разрешения спора не может превышать 45 дней.

10.2.5. По обоснованному письменному требованию стороны срок рассмотрения обращения по спору, указанный в пункте 10.2.4 этой главы, может быть сокращено.

10.2.6. АКО вправе требовать от сторон спора и соответствующих ПУКУ предоставления в определенные АКО сроки, но не менее 10 рабочих дней, копий документов, объяснений и другой информации, связанной со спором.

10.2.7. Обращение результатов измерений и значений основных данных, а также валидированных, агрегированных и сертифицированных данных коммерческого учета или их отсутствия и/или процедур, которые использовались при формировании этих данных, могут подаваться со дня, когда участники рынка получили или должны получить эти данные.

10.2.8. АКО после получения соответствующего обращения должен установить признак «оценочные данные» для всех спорных данных. В то же время принятие к рассмотрению споры не останавливает использования спорных данных в расчетах на рынке до разрешения спора по существу.

10.2.9. До разрешения спора, касающегося результатов измерения или данных коммерческого учета, АКО использует для проведения расчетов между участниками рынка оценочные данные коммерческого учета.

10.2.10. В случае получения ВТКО требования АКО по рассмотрению споры относительно устройства и функционирования узла учета ВТКО с привлечением ПУКУ (в роли ОЗКО) (при необходимости) должна провести проверку узла учета и сообщить АКО о результатах в течение 10 рабочих дней со дня получения соответствующего требования.

10.2.11. В случае получения ПУКУ (в роли ОДКО) требования АКО по проверке результатов измерения в точке измерения, валидированных данных и / или процедур, которые использовались при формировании валидированных данных коммерческого учета, ПУКУ (в роли ОДКО) должен провести указанную проверку и сообщить АКО о ее результаты в течение 10 рабочих дней со дня получения соответствующего требования.

10.2.12. В случае необходимости проведения проверки или экспертизы СИТ и оборудование узла учета в ТКО ПУКУ (в роли ОДКО) сообщает об этом АКО. В этом случае срок рассмотрения спора может быть продлен АКО, но не более срока разрешения спора, определенного настоящим Кодексом.

10.2.13. В процессе разрешения спора ПУКУ (в роли ОДКО) при необходимости может привлекать представителей заинтересованных участников рынка, ПУКУ и другие квалифицированные стороны (производителей, разработчиков оборудования и т.д.).

10.2.14. По результатам проверки ПУКУ (в роли ОДКО) дает выводы АКУ о необходимости оставить неизменными или заменить спорные данные коммерческого учета и в случае отсутствия данных или необходимости их замены дает выводы о причинах, приведших к этому.

10.2.15. ПУКУ (в роли ОДКО) анализирует основания, вызвавшие спор, и информирует АКО о результатах анализа.

10.2.16. Если после проведения проверки ПУКУ (в роли ОДКО) приходит к выводу о необходимости определенного вмешательства в работу узла учета, в частности перепрограммирования, внеочередной поверки или замены СИТ и / или другого оборудования узла учета, он информирует об этом ВТКО. ВТКО выполняет необходимые работы, в частности дальнейшие проверки, в течение следующих 20 рабочих дней со дня получения информации от ПУКУ (в роли ОДКО).

10.2.17. После проведения проверки ПУКУ (в роли ОДКО) предоставляет АКО отчет, который должен содержать:

1) определение ТКО, в отношении которого составлен отчет о проверке;

2) дата и время начала процедуры проверки обращения по спору;

3) краткое описание споры;

4) результат выполнения ПУКУ (в роли ОДКО) требования АКО по спору и принятые им меры;

5) копии материалов результатам рассмотрения спора;

6) в случае признания данных «недействительными» - период (дату и время), в течение которого данные коммерческого учета признаны «недействительными», или, в случае проведения дальнейших работ по восстановлению нормальной работы узла учета, сообщение АКО в дальнейшем, с какой даты данные с узла учета считать действительными.

10.2.18. После получения от ПУКУ (в роли ОДКО) отчета о проверке информации относительно спора АКО течение пяти рабочих дней проводит анализ полученных данных по споры и готовит решение.

10.2.19. В случае несогласия АКО результатам отчета ПУКУ (в роли ОДКО) или недостаточности мер, принятых для разрешения спора, АКО может повторно направить обращение для рассмотрения и решения ПУКУ (в роли ОДКО) с указанием соответствующих замечаний. В случае необходимости АКО принимает решение о повторном рассмотрении спора.

10.2.20. ПУКУ (в роли ОДКО) в случае повторного рассмотрения обращения должен провести повторную проверку в течение пяти рабочих дней со дня получения соответствующего обращения АКО.

10.2.21. АКО по результатам подготовленного ПУКУ (в роли ОДКО) отчета о споре предоставляет ответ сторонам спора.

10.2.22. Если по результатам разрешения спора АКО будет принято решение, что результаты измерения и / или значения данных должны быть заменены, ПУКУ (в роли ОДКО) должен:

1) проинформировать соответствующие стороны, все данные коммерческого учета с момента последней даты достоверной регистрации данных до начала процедуры разрешения спора будет заменено;

2) придать значение обновленных данных коммерческого учета всем заинтересованным сторонам;

3) если результаты измерения счетчика считываются дистанционно с помощью автоматизированной системы, сообщить дату и время последнего считывания данных, прошли валидацию;

4) если показания счетчика считываются и регистрируются на месте вручную или электронным путем через локальный порт, временем и датой последнего считывания достоверных данных будет считаться дата последнего считывания показаний счетчика, сделанного на месте представителями ПУКУ (в роли ОЗД).

10.2.23. Споры о сертифицированных данных коммерческого учета и / или процедур, которые использовались при формировании этих данных, должны решаться АКО течение 10 рабочих дней со дня получения соответствующего обращения.

10.2.24. В результате проведенного анализа и проверок АКО должен решить, что значение сертифицированных данных являются правильными и не должны быть изменены или что обращение обоснованно и значения данных должны быть изменены.

10.2.25. В случае отклонения обращения АКО должен в течение двух рабочих дней со дня получения предоставить участнику рынка, который подал это обращение, четкие разъяснения о причинах отклонения этого обращения.

10.2.26. Если разрешение спора предполагает изменение данных, АКО должен провести новое формирование сертифицированных данных для соответствующих участников рынка и передать эти данные АР и участникам рынка для осуществления перерасчета платежей.

10.3. Решение споров Регулятором

10.3.1. Если сторону споры не устраивает принятое АКО решение, она вправе обратиться по этому вопросу к Регулятора в порядке, установленном законодательством.

10.3.2. Стороны обязаны предоставить всю необходимую информацию, которая может понадобиться Регулятору для разрешения спора.

10.3.3. Стороны имеют право обжаловать решение регулятора в судебном порядке.

XI. Оплата и информационное обеспечение предоставления услуг коммерческого учета

11.1. Плата за предоставление услуг коммерческого учета

11.1.1. ВТКО или ее уполномоченный представитель самостоятельно обеспечивает организацию коммерческого учета электрической энергии или оплачивает услуги ПУКУ по обеспечению коммерческого учета электрической энергии в ТКО, если иное не установлено законом или договором.

11.1.2. По договоренности с электропоставщиков ВТКО может осуществлять оплату услуг коммерческого учета ПУКУ через электропоставщика.

11.1.3. ПУКУ получает плату за оказанные услуги в соответствии с заключенными договорами о предоставлении услуг коммерческого учета от заказчика этих услуг.

11.1.4. Стоимость услуг АКО включается как отдельная составляющая тарифа на услуги диспетчерского (оперативно-технологического) управления.

11.1.5. Ко времени определения Регулятором состояния рынка услуг ПУКУ конкурентным плата за услуги коммерческого учета, предоставляемых ОСР на территории осуществления их лицензированной деятельности, рассчитывается в соответствии с методикой, утвержденной Регулятором.

11.2. Плата за доступ к данным коммерческого учета

11.2.1. В рамках функционирования рынка электрической энергии информационный обмен между заинтересованными сторонами валидированного и сертифицированными данным коммерческого учета, а также другим данным, передача которых является обязательным в соответствии с настоящим Кодексом и другими нормативно-правовых актов и нормативных документов, осуществляется на безвозмездной основе с учетом требований законодательства в сфере защиты информации.

11.2.2. Обмен данными коммерческого учета, передача которых не предусмотрена в рамках регламентированного функционирования рынка электрической энергии, а также предоставление права на доступ к таким данным коммерческого учета осуществляется с учетом требований законодательства в сфере защиты информации на платной основе, если иное не установлено законом или договором.

11.3. Требования к информационному обеспечению предоставления услуг коммерческого учета

11.3.1. ПУКУ должны обеспечить информационную открытость и прозрачность при предоставлении услуг коммерческого учета.

ОС, выполняющие функции ПУКУ должны обеспечить работу сервиса «Личный кабинет заказчика услуг коммерческого учета» на собственном официальном вебсайте в сети Интернет.

Сервис «Личный кабинет заказчика услуг коммерческого учета» может функционировать как отдельный функционал общего сервиса ОС «Личный кабинет».

11.3.2. Сервис «Личный кабинет заказчика услуг коммерческого учета» является ресурсом информирования заказчика о перечне услуг коммерческого учета электрической энергии, состоянии их предоставления и способах передачи и получения данных коммерческого учета, а также способах коммуникации между ОС как ПУКУ и заказчиком.

11.3.3 Сервис «Личный кабинет заказчика услуг коммерческого учета» должен обеспечивать заказчику возможность:

1) регистрации и создания учетной записи, позволяющей заказать услуги ПУКУ по всем ТКУ на площадках коммерческого учета данного заказчика по месту осуществления деятельности ОС по передаче/распределению электрической энергии;

2) доступ к личному кабинету путем аутентификации заказчика (например, с помощью логина и пароля, двухфакторной аутентификации, квалифицированной электронной подписи или ключей доступа и т.п.);

3) защиты и безопасной обработки данных и конфиденциальности информации, относящихся к заказчику;

4) пересмотра актуального перечня услуг коммерческого учета, которые предоставляются (заказы заказчиком) и полный перечень всех услуг коммерческого учета, которые могут быть предоставлены заказчику;

5) подача обращений, заявлений, заявок, запросов или жалоб связанных с обеспечением предоставления услуг коммерческого учета и их автоматической регистрации в системе с присвоением уникального номера в соответствии с требованиями нормативно-правовых актов для дальнейшего отслеживания и обработки в личном кабинете информации о состоянии выполнения запроса;

6) получение ответов на обращения, заявления, заявки, запросы или жалобы связанных с заказом и предоставлением услуг коммерческого учета, а также получение консультаций технических специалистов, в частности, относительно процессов измерения и обработки данных измерений счетчиков электрической энергии;

SUB200

Подпункт вступил в силу с 01 сентября 2024 года

7) получение счетов на уплату платных услуг коммерческого учета (которые предусмотрены требованиями настоящего Кодекса), оплаты счета за услуги коммерческого учета через личный кабинет и отображение информации о статусе и сроках выполнения/предоставления заказчику услуги коммерческого учета, а также информации об оплате Заказчиком услуги коммерческого учета;

8) гарантированного приема показаний (в частности в цифровом виде) и результатов фото - и видеофиксации счетчиков в определенные настоящим Кодексом сроки, а также отображения исторических данных журнала событий счетчиков (по возможности) и истории показов счетчиков;

Подпункты 9 - 12 вступили в силу с 01 сентября 2024 года

9) пересмотра (начиная со дня их формирования) и выгрузки исторических данных коммерческого учета относительно объемов отобранной/потребленной/произведенной/отпущенной электрической энергии по площадкам коммерческого учета заказчика по разным периодам (час, сутки, месяц, год) и их визуализация в разных форматах (графики, таблицы);

10) корректировка своих личных данных (в частности, контактных данных, мобильных номеров телефона, электронной почты и т.п.);

11) пересмотра и выгрузки проектов, проектных решений, паспортов точек распределения, актов ввода узлов учета в эксплуатацию, ввода в учет, сохранения СКУ, технических проверок, контрольных осмотров, требований и других документов по коммерческому учету;

12) просмотра доступных контактных данных и ресурсов, включая номера телефонов или электронных адресов, с помощью которых заказчик может обратиться к специалистам ОС для получения технических консультаций.

11.3.4. ОС должна обеспечить высокое качество услуг коммерческого учета и предоставления своевременных ответов на обращения, заявления, запросы или жалобы заказчиков и рассматривать их в сроки установленных нормативно-правовыми актами по вопросам коммерческого учета электрической энергии.

11.3.5. ОС обязан оказывать заказчикам помощь и решать технические проблемы, касающиеся работы личного кабинета, передачи/обработки/отображения данных коммерческого учета, а также функционирования узлов учета.

XII. Переходные положения

12.1. Приведение состояния коммерческого учета в соответствие с требованиями настоящего Кодекса

12.1.1. ЗКО и схемы их подключения, которые были введены в эксплуатацию до дня вступления в силу настоящего Кодекса и не соответствуют требованиям проектных решений (кроме случаев просрочки периодической поверки СИТ, повреждения, неисправности или отсутствии ЗКО), подлежат приведению в соответствие с требованиями настоящего Кодекса согласно программе модернизации коммерческого учета электрической энергии в течение трех лет для счетчиков и шести лет для измерительных трансформаторов со дня вступления в силу настоящего Кодекса.

12.1.2. Неповеренные ЗКО подлежат поверке в течение одного календарного месяца со дня обнаружения такого нарушения. Поверенные СКУ подлежат установлению в течение пятнадцати рабочих дней со дня проведения поверки (кроме СКУ на объектах индивидуальных бытовых потребителей).

12.1.3. Поврежденные или неисправные ЗКО подлежат замене на ЗКО с не хуже техническими характеристиками в течение одного календарного месяца со дня обнаружения такого нарушения.

12.1.4. В ТКО, где должны быть установлены, но отсутствуют ЗКО (кроме случаев их демонтажа для проведения периодической поверки, обслуживания или ремонта), должны быть установлены ЗКО, соответствующие требованиям этого Кодекса, в течение одного календарного месяца со дня обнаружения такого нарушения.

12.1.5. Все расходы, связанные с приведением состояния существующего учета в соответствие с требованиями закона, в частности восстановление состояния коммерческого учета после его нарушения в связи с истечением срока поверки СИТ в составе узла учета, неправильной работой или выходом из строя (неисправностью), или отсутствием ЗКО, несет сторона, по вине которой возникла эта несоответствие. Если виновную сторону невозможно установить по любым объективным причинам или нарушение произошло по независящим от сторон причинам, то приведение учета в соответствие с требованиями настоящего Кодекса осуществляется за счет ВТКО.

12.1.6. Программу модернизации узлов учета электрической энергии разрабатывает ВТКО.

12.1.7. Программа модернизации узлов учета в ТКО типа «единица потребления» должна быть согласована с соответствующими операторами системы.

12.12.8. Программа модернизации узлов учета в ТКО типа «предел сети», «единица предоставления услуг по балансировке», «единица поколения», «единица потребления» второго - четвертого уровней напряжения должна быть согласована с АКО через соответствующих операторов системы.

12.1.9. Срок согласования программы модернизации узлов учета не может превышать 10 рабочих дней со дня получения.

12.1.10. Операторы системы и АКО должны предоставлять только обоснованные замечания к программам модернизации узлов учета со ссылкой на нормативные документы. Программа модернизации узлов учета не требует повторного согласования в случае учета замечаний при разработке проектной и технической документации.

12.1.11. ВТКО, которая не может обеспечить модернизацию узла учета, не должна создавать препятствия другим заинтересованным участникам рынка в модернизации соответствующих СИТ и других ЗКО при условии обеспечения ими установленного нормативно-правовыми актами и нормативными документами порядке выполнения указанных работ.

12.1.12. Операторы системы в пределах своей ответственности обязаны вести учет всех ТКО, где установлено оборудование узлов учета не соответствует требованиям настоящего Кодекса.

12.1.13. Ежеквартально до 20 числа следующего месяца операторы системы обязаны предоставлять АКО подробную информацию о состоянии коммерческого учета в ТКО и выполнения программы модернизации узлов учета.

12.1.14. На запрос АКО операторы системы обязаны предоставлять копии согласованных программ модернизации узлов учета или объяснения об отсутствии такой программы у участников рынка электрической энергии.

12.1.15. АКО обеспечивает общий учет состояния узлов учета и ЗКО, установленных в ТКО (для всех участников рынка).

12.1.16. При необходимости АКО и операторы системы предоставляют информацию Регулятору о тех участников рынка, у которых отсутствует программа модернизации узлов учета или эта программа не выполняется.

12.2. Установления интеллектуальных счетчиков и автоматизированных систем коммерческого учета

12.2.1. Основной целью установления интеллектуальных счетчиков и АСКУЭ является содействие активному участию потребителей в регулировании своего потребления (управление спросом), а также других участников рынка электрической энергии в предоставлении услуг по балансировке и вспомогательных услуг, обеспечение информационной поддержки мероприятий по снижению затрат электрической энергии в электрических сетях, сокращение времени сбора и обработки результатов измерения, получения точной информации для формирования счетов на основе фактического энергопотребления и фактического времени с оживание.

12.2.2. Для проведения оценки методов и сроков внедрения интеллектуальных счетчиков и АСКУЭ АКО должен предоставить Регулятору:

1) результаты экономического анализа всех долговременных прибылей и расходов для участников рынка от внедрения интеллектуальных счетчиков и АСКУЭ;

2) набор функциональных требований к интеллектуальным счетчиков и АСКУЭ, а также руководство по надлежащей производственной практики по использованию интеллектуальных счетчиков и АСКУЭ. В этом руководстве должны быть учтены требования по применению надлежащих стандартов и лучших практик, обеспечения защиты персональных данных, эксплуатационной совместимости систем коммерческого учета на территории Украины;

3) предложения по экономически обоснованного и рентабельного способа внедрения интеллектуальных счетчиков и АСКУЭ и сроков, в течение которых этот автоматизированный учет может быть внедрен в Украине.

12.2.3. На основе проведенной оценки по решению регулятора АКО должна обеспечить администрирования внедрения интеллектуальных счетчиков и АСКУЭ.

12.3. Обмен информацией в переходном периоде к дате запуска информационного обмена между участниками рынка через Датахаб

12.3.1. АКО к 1 января 2022 должен обеспечить функционирование центральной информационно-телекоммуникационной платформы Датахаб и ведения централизованного реестра ТКО на рынке электрической энергии, администрирование процессов изменения электропоставщика и прекращении электроснабжения, а также централизованное управление и информационный обмен данными коммерческого учета для осуществления расчетов на рынке электрической энергии.

12.3.2. Все субъекты хозяйствования, которые по состоянию на 1 января 2020 внесены АКО в реестр ПУКУ без применения процедур регистрации ПУКУ, предусмотренных настоящим Кодексом, могут выполнять функции ПУКУ на рынке электрической энергии к 1 января 2022 и должны пройти повторную регистрацию в соответствии с требованиями настоящего Кодекса.

12.3.3. В случае отказа субъекта хозяйствования выполнять функции ПУКУ он должен предоставить АКО заявление в произвольной форме об аннулировании его регистрации.

12.3.4. До даты запуска информационного обмена между участниками рынка через Датахаб:

функции АКУ по ведению реестров ТКУ, администрирование процессов смены электропоставщика, администрирование прекращения электроснабжения и агрегации данных коммерческого учета выполняют операторы системы по месту ведения хозяйственной деятельности по распределению/передаче электрической энергии;

операторы системы обеспечивают прием данных коммерческого учета от ПУКУ (в роли ОСД и ОДКО), участников рынка и/или потребителей, их обработку, формирование, профилирование, валидацию и передачу для расчетов на рынке за счет средств, предусмотренных в тарифе на распределение/передачу электрической энергии. Указанные функции выполняются операторами систем к дате начала выполнения АКУ с учетом поэтапного запуска функционирования центральной информационно-телекоммуникационной платформы Датахаб;

ПУКУ выполняют функции и предоставляют услуги по считыванию, обработке, формированию, валидации, приему и передаче данных коммерческого учета в пределах своей ответственности и полномочий за счет заказчиков этих услуг.

12.3.5. Операторы системы и другие стороны, которые зарегистрированы как ПУКУ в АКО с функциональными ролями ОЗД и ОДКУ, должны обеспечить считывания данных в ТКС, где они ВТКО, а также приемки результатов измерения (показаний счетчиков) от участников рынка и / или ПУКУ и выполнение функций по обработке, формирование, профилирования, валидации, агрегации и обмена данными коммерческого учета.

12.3.6. Операторы системы и ПУКУ (в роли ОДКУ) должны обеспечить ежедневное загрузки данных коммерческого учета электрической энергии в систему управления рынком.

12.3.7. Функции по считывания результатов измерения со счетчиков, где операторы системы не является ВТКО, осуществляются ПУКУ за счет заказчиков этих услуг в соответствии с договором о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии.

12.3.8. Для формирования агрегированных данных, проведения расчетов и других коммерческих целей участники рынка, потребители, ПУКУ, АКО и АР используют валидированные данные, полученные от ПУКУ (в роли ОДКО).

12.3.9. ОТКУ имеют право заказать услуги коммерческого учета по считыванию результатов измерения (показов счетчиков), формированию и валидации данных коммерческого учета для расчетов на рынке у зарегистрированных ПУКУ на основании хозяйственного договора о предоставлении таких услуг.

12.3.10. АКО определяет дату начала информационного обмена между участниками рынка через Датахаб в рамках отдельных процессов, предусмотренных Правилами розничного рынка и настоящим Кодексом, для отдельных областей коммерческого учета, о чем уведомляет участников рынка не позднее чем за 14 календарных дней до определенной даты.

12.3.11. В течение 12 месяцев с даты начала процесса информационного обмена между участниками рынка через Датахаб:

1) ПУКУ передают в Датахаб валидированные данные коммерческого учета, первичные данные со счетчиков и технические блоки параметров для всех ТКО, зарегистрированные в АКО;

2) операторы системы обязаны обеспечить представление в Датахаб детализированных исторических данных потребления и технических блоков параметров для всех ТКО, входящие в виртуальных ТКО;

3) АКО обеспечивает накопление исторических данных и технических блоков параметров для всех ТКО;

4) АКО использует для текущих расчетов на рынке в качестве оценочных данных данные, агрегированные по поставщикам, областями учета и типами профилей, предоставляемых АКО от ПУКУ;

5) ПУКУ должны направлять данные коммерческого учета, предоставляемых в Датахаб АКО, на согласование оператору системы. В случае несогласия оператора системы данным ПУКУ он инициировать рассмотрение спора и прислать свои оценочные данные для указанных ТКО, которые должны использоваться АКО для текущих расчетов до даты урегулирования спора.

12.3.12. В случае начала процедуры перехода ТКО, что входит в состав виртуальной точки, от ПУП к другому электропоставщика соответствующий ПУКУ по обращению ВТКО обязан обеспечить регистрацию технического блока такой ТКО в реестре ТКО.

XIII. Аудит работы администратора коммерческого учета

13.1. Общие положения

13.1.1. АКО должен гарантировать, что информационно-телекоммуникационная платформа АКО и все связанные процессы в АКО проходят проверку квалифицированным независимой аудиторской компанией для определения их соответствия настоящему Кодексу.

13.1.2. В случае возникновения спора о правильности работы АКО аудитор информирует об этом регулятора. В таком случае Регулятор принимает решение о правильности функционирования АКО.

13.1.3. Очередной аудит работы АКО проводится раз в два года. АКО по согласованию с Регулятором или же Регулятором по обращению участников рынка или ПУКУ может быть инициировано внеочередной аудит работы АКО.

13.1.4. Выбор аудитора работы АКО осуществляется АКО на основе типового технического задания, разрабатывается АКО. Выбор аудитора работы АКО осуществляется по результатам тендерной процедуры, результаты которой доводятся до сведения регулятора.

13.1.5. Целью проверки аудитора работы АКО является установление факта и степени соблюдения положений настоящего Кодекса о процессах регистрации ПУКУ, ведение реестров, формирование данных коммерческого учета, проведения проверок и урегулирования споров в рамках периода, к которому относится аудит.

13.1.6. Аудитор работы АКО не обязан сообщать о вопросах, которые находятся за пределами технического задания.

13.2. Организация аудита

13.2.1. Типовое техническое задание аудитора работы АКО должно включать:

1) нужный объем услуг, который аудитор работы АКО должен предоставить;

2) форму и периодичность отчетов о результатах;

3) любые другие вопросы, которые АКО считает необходимым рассмотреть в ходе аудита.

13.2.2. АКО может, в случае необходимости, инициировать внесение изменений в техническое задание аудита.

13.2.3. Договор по аудиту работы АКО должна содержать требования к аудитору:

1) раскрыть АКО наличие и характер всех аудиторских поручений аудитора, предоставленных любой стороной;

2) разрешить внешним аудиторам каждого участника рынка и ПУКУ поддерживать связи с аудитором работы АКО;

3) срочно сообщать обо всех существенные проблемы по вопросам, составляющим предмет аудита;

4) выполнить обязательства о конфиденциальности в такой форме, что может обоснованно требоваться АКО.

13.2.4. Без ущерба для каких-либо конкретных прав доступа, предусмотренных в других документах, каждый участник рынка и ПУКУ должен по письменному требованию немедленно предоставлять аудитору работы АКО всю информацию (с сохранением конфиденциальности) по системам, спецификаций на системы и других документов, используемых этим участником рынка или ПУКУ для выполнения своих обязательств и функций в качестве участника процессов коммерческого учета.

13.3. Аудиторский отчет

13.3.1. Если иное не установлено АКО, результаты аудита должны быть изложены в аудиторских отчетах.

13.3.2. Аудиторские отчеты отправляются Регулятору и АКО и должны включать полные материалы и выводы аудитора.

13.3.3. Аудитор работы АКО готовит версию публичных аудиторских отчетов, не должна содержать информацию, которую АКО не имеет права раскрывать. АКО должен обнародовать версию публичных аудиторских отчетов на своем вебсайте.

13.3.4. АКО поручает соответствующим участникам рынка и ПУКУ провести корректирующие мероприятия, может требовать АКО после получения аудиторских отчетов.

ТИПОВОЙ ДОГОВОР
об информационном взаимодействии на рынке электрической энергии

Частное акционерное общество «Национальная энергетическая компания «Укрэнерго», в лице_________________, который действует на основании доверенности от ______ № _______ и ___________________, в лице __________________, который действует на основании __________________ далее вместе-стороны, а каждый отдельно-Сторона, заключившие настоящий договор (далее-договор) о следующем.

1. Предмет Договора

1.1. Частное акционерное общество «Национальная энергетическая компания «Укрэнерго» как администратор коммерческого учета (далее - АКУ) регистрирует ______________________ как поставщика услуг коммерческого учета (далее - ПУКУ) в соответствии с требованиями Закона Украины «О рынке электрической энергии» и Кодекса коммерческого учета электрической энергии, утвержденного постановлением НКРЭКУ от 14 марта 2018 года № 311 (далее-Кодекс).

1.2. ПУКУ обязуется надлежащим образом выполнять свои обязанности перед АКУ, а АКУ - перед ПУКУ, согласно настоящему Договору, действующим законодательством, в частности Кодексом, другими нормативно-правовыми актами, а также нормативными документами, регламентами, инструкциями, порядками, регламентирующими организацию и функционирование коммерческого учета на рынке электрической энергии, которые разработаны АКУ и согласовании НКРЭКУ в случаях, предусмотренных Кодексом.

1.3. Стороны обязуются обеспечить своевременный информационный обмен достоверными данными коммерческого учета, основными данными, другой информацией по установленным протоколам и каналам связи в порядке и на условиях, определенных настоящим Договором и нормативно-правовыми актами, а также нормативными документами, регламентами, инструкциями, порядками, регламентирующими организацию и функционирование коммерческого учета на рынке электрической энергии, которые разработаны АКУ и согласовании НКРЭКУ в случаях, предусмотренных Кодексом.

2. Обязанности ПУКУ

2.1. ПУКУ обязан:

обеспечивать выполнение функций ПУКУ в соответствии с зарегистрированными ролями с использованием собственных автоматизированных систем, зарегистрированных в АКУ, и персонала;

своевременно уведомлять АКУ об изменениях в предоставленной при регистрации информации;

хранить в течение действия Договора документы, копии которых подавались в АКУ;

обеспечивать защиту параметров доступа к системам АКУ и другим ПУКУ;

обеспечивать защиту (в том числе киберзащиту) информации, полученной на основании настоящего Договора;

обеспечить соблюдение действующего законодательства о персональных данных и правилах защиты персональных данных;

обеспечивать информационный обмен по установленным регламентам и каналам связи;

осуществлять внесение изменений в собственные автоматизированные системы, в частности ее функциональных характеристик, конфигурации и т.п., которые являются следствием внесения изменений в документы, регламентирующие процедуры информационного обмена;

обеспечить возможность АКУ или его уполномоченных представителей выполнять периодические проверки своей деятельности по выполнению функций ПУКУ;

обеспечить исполнение решений АКУ, принятых по результатам рассмотрения споров, участником которого является ПУКУ, в случае отсутствия обжалования этих решений у Регулятора;

обеспечивать устранение в установленные сроки нарушений, зафиксированных в акте, составленном АКУ по результатам проверки ПУКУ.

3. Право ПУКУ

3.1. ПУКУ имеет право:

на получение данных из реестров в соответствии с выполняемыми им ролями;

на получение данных от других ПУКУ;

на доступ к автоматизированным системам АКУ в соответствии с выполняемыми им ролями;

инициировать спор об основных данных и данных коммерческого учета электрической энергии;

инициировать разработку и внесение изменений в нормативные документы, касающиеся коммерческого учета электрической энергии.

4. Обязанности АКУ

4.1. АКУ обязан:

предоставлять ПУКУ авторизованный доступ к системам, обеспечивающим информационный обмен в соответствии с выполняемыми ролями;

обеспечить информационный обмен данными с ПУКУ в соответствии с выполняемыми ролями;

обеспечивать защиту (в том числе киберзащиту) информации, полученной на основании настоящего Договора и договоров, обязательных для выполнения функций ПУКУ;

в случае расторжения настоящего Договора до момента назначения или выбора другого ПУКУ определить оператора системы, выполняющего функции ПУКУ;

обеспечить хранение электронных архивов основных данных и данных коммерческого учета электрической энергии, а также всех изменений в данных не менее четырех лет;

в случае проведения изменений, которые являются следствием внесения изменений в действующее законодательство и имеют значение для эксплуатации программного обеспечения АКУ относительно информационного обмена, вовремя проинформировать ПУКУ о внесении таких изменений.

5. Право ОКО

5.1. АКУ имеет право:

требовать от ПУКУ предоставления в определенные АКУ сроки, но не позднее чем в течение 10 рабочих дней, заверенных в установленном законодательством порядке копий документов, объяснений и другой информации, связанных с обеспечением информационного обмена данными коммерческого учета электрической энергии, основными данными, необходимых для выполнения возложенных на АКУ функций;

требовать от ПУКУ обеспечения организации доступа к электроустановкам, расчетным средствам и системам учета электрической энергии, которые расположены на объектах в зоне обслуживания ПУКУ, по которым осуществляется информационный обмен;

на внесение изменений в программное обеспечение АКУ относительно информационного обмена, в частности, его функциональных характеристик, конфигурации и т.п.;

инициировать разработку и внесение изменений в нормативные документы относительно информационного обмена;

осуществлять проверку деятельности ПУКУ в соответствии с действующим законодательством в пределах выполняемых ПУКУ ролей;

составлять соответствующие акты проверки и в случае выявления нарушений устанавливать срок их устранения.

6. Ответственность

6.1. Стороны несут ответственность за:

нарушение обеспечения информационного обмена данными коммерческого учета электрической энергии, основными данными, другой информацией на рынке электрической энергии;

неисполнение или ненадлежащее исполнение своих обязательств предусмотренных настоящим Договором.

7. Срок действия договора и прекращение действия договора

7.1. Настоящий Договор вступает в силу дня подписания Сторонами и действует до ______.

7.2. Договор может быть расторгнут в случае:

истечение срока регистрации ПУКУ;

аннулирование регистрации ПУКУ;

прекращение ПУКУ.

7.3. При прекращении действия настоящего Договора АКУ исключает ПУКУ из реестра с даты прекращения действия Договора.

8. Форс-мажорные обстоятельства

8.1. Форс-мажор означает чрезвычайные и неотвратимые обстоятельства (техногенного, природного/социально-политического/военного характера/обстоятельств юридического форс-мажора (действие/решение органов государственной власти, органов/учреждений, содержащих запрет или ограничение по вопросам, имеющим прямое (непосредственное) отношение к выполнению договора), которые не существовали при заключении договора, возникли вне воли сторон и объективно делают невозможным выполнение обязательств Сторонами.

8.2. Стороны должны без неоправданных задержек уведомить друг друга о начале и прекращении действия форс-мажорных обстоятельств и в течение 14 дней с даты их возникновения предоставить подтверждающие документы относительно их наступления в соответствии с действующим законодательством.

8.3. Стороны освобождаются от ответственности за частичное или полное невыполнение обязательств по настоящему Договору, если это невыполнение является следствием непреодолимой силы (форс-мажорных обстоятельств).

8.4. Срок исполнения обязательств по настоящему Договору откладывается на срок действия форс-мажорных обстоятельств.

8.5. Доказательством действия форс-мажора являются документы (оригиналы), выданные Торгово-промышленной палатой Украины/региональными торгово-промышленными палатами, другим компетентным органом/учреждением.

9. Прочие условия

9.1. Все споры, вытекающие из настоящего Договора, разрешаются путем переговоров между Сторонами в порядке, определенном Кодексом, правилами рынка и постановлениями НКРЭКУ. В случае если их невозможно решить путем переговоров между Сторонами, они решаются в судебном порядке в соответствии с действующим законодательством.

9.2. Стороны обязуются письменно сообщать об изменении реквизитов (местонахождения, наименования, организационно-правовой формы, банковских реквизитов и т.п.) не позднее пяти рабочих дней после наступления таких изменений.

9.3. Настоящий Договор заключается в электронном виде и должен быть подписан квалифицированной электронной подписью с обеих сторон. Создание электронного документа (договора и/или приложений к нему, и/или дополнительных соглашений к нему) завершается наложением последней квалифицированной электронной подписи, необходимой для действия такого электронного документа, и электронный документ считается действующим с даты такого подписания, если другая дата не установлена в документе.

9.4. Все сообщения по настоящему Договору осуществляются в электронном виде и должны быть подписаны квалифицированной электронной подписью уполномоченного лица Стороны, которая отправляет сообщение.

10. Реквизиты Сторон

ПРИМЕРНЫЙ ДОГОВОР
о предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии

Наименование ПУКУ, в лице ______, который действует на основании ______ и Наименование Заказчика в лице __________________, который действует на основании __________________ далее вместе-стороны, а каждый отдельно-Сторона, заключившие настоящий договор (далее-договор) о следующем.

1. Предмет Договора

1.1. ПУКУ предоставляет заказчику услуги коммерческого учета электрической энергии по площадкам, приведенным в Приложении 1 к настоящему Договору, в объеме услуг, перечисленных в Приложении 2 к настоящему Договору, в соответствии с требованиями Кодекса коммерческого учета электрической энергии, утвержденного постановлением НКРЭКУ от 14 марта 2018 года № 311 (далее-Кодекс).

1.2. Заказчик оплачивает услуги коммерческого учета электрической энергии согласно стоимости услуг, обнародованных на официальном вебсайте ПУКУ или в личном кабинете заказчика услуг ПУКУ, и которые указаны в Приложении 2 к настоящему Договору.

2. Цена договора, оплата услуг коммерческого учета электрической энергии

2.1. Ценой настоящего Договора является стоимость, указанных в Приложении 2 к настоящему Договору услуг коммерческого учета электрической энергии, которая для ОСР рассчитана в соответствии с методикой расчета платы за услуги коммерческого учета электрической энергии, предоставляемые оператором системы распределения на территории осуществления его лицензированной деятельности, утвержденной постановлением НКРЭКУ от 09 июля 2019 года № 1381, и обнародована на официальном вебсайте ОСР, а для ПУКУ, не являющегося ОСР, определена по договоренности сторон.

2.2. Оплата услуг коммерческого учета электрической энергии по настоящему Договору производится на счет ПУКУ, указанный в Договоре.

2.3. Оплата за услуги коммерческого учета электрической энергии должна производиться согласно срокам, установленным Договором и сформированным соответствующим ПУКУ платежным документом.

2.4. Оплата по соответствующему платежному документу может быть произведена по выбору Заказчика:

наличными денежными средствами или платежной картой или безналичными денежными средствами в центрах обслуживания потребителей, банках или через другие сервисы прямых платежей;

с использованием сети Интернет (интернет-банкинг);

другим способом, не запрещенный действующим законодательством.

2.5. В случае изменения стоимости услуг коммерческого учета, ПУКУ утверждается изменение размера этой платы (с указанием структуры расходов на обеспечение услуг коммерческого учета электрической энергии) соответствующим приказом, данная информация размещается на официальном вебсайте с указанием даты вступления в силу таких изменений. Опубликование такого расчета на официальном вебсайте ПУКУ является согласованным способом информирования заказчика об изменении размера стоимости услуг.

Оплата счета с измененным размером стоимости услуг коммерческого учета в течение 10 (десяти) банковских дней с момента получения счета считается безоговорочным согласием заказчика с изменением стоимости услуг коммерческого учета.

2.6. Расчеты производятся путем оплаты Заказчиком предоставленного ПУКУ счета в течение 10 (десяти) банковских дней с момента получения счета. Счет должен содержать перечень услуг (работ), место и предельный срок предоставления услуг/выполнения работ.

2.7. Расчетным периодом для услуги периодического считывания результатов измерений в понимании настоящего Договора является выбранный Заказчиком период расчета.

2.8. В случае неоплаты Заказчиком избранных услуг коммерческого учета, установленных Договором, ПУКУ имеет право отказать Заказчику в предоставлении этих услуг.

Оплата считается произведенной с момента поступления денежных средств на текущий счет ПУКУ.

2.9. Услуги коммерческого учета принимаются Заказчиком по договоренности сторон на основании предоставленного счета-фактуры и уведомления ПУКУ о предоставленных услугах или, при необходимости, Акта предоставленных услуг, который подписывается уполномоченными представителями заказчика и ПУКУ способом, определенным законодательством, в течение трех рабочих дней с момента его предоставления. В случае отказа от подписания заказчик должен в тот же срок предоставить ПУКУ мотивированное письменное обоснование такого отказа.

В случае непредоставления Заказчиком подписанного Акта или письменного отказа в течение 5 (пяти) рабочих дней Акт считается подписанным Заказчиком, а услуги предоставлены в полном объеме и приняты.

2.10. Акты предоставленных услуг по договоренности Сторон могут быть оформлены Сторонами в виде электронного документа с обязательным наложением квалифицированной электронной подписи уполномоченного представителя Стороны.

3. Обязательства Сторон

3.1. ПУКУ обязуется:

выполнять условия настоящего Договора;

оказывать услуги коммерческого учета электрической энергии на недискриминационной и прозрачной основе;

использовать технические параметры, указанные в паспорте(ах) точки(ек) распределения площадки(ок) коммерческого учета по объекту потребителя, являющегося приложением 2 к договору о предоставлении услуг по распределению (передаче) электрической энергии в соответствии с правилами розничного рынка электрической энергии, утвержденными постановлением НКРЭКУ от 14 марта 2018 года № 312 (далее - Правила розничного рынка), и которые соответствуют данным в централизованном реестре ТКУ информационно-коммуникационной системы Датахаб (далее-Датахаб), а при их отсутствии-указанные в технических условиях на ТКУ;

соблюдать требования Кодекса и других нормативно правовых актов и нормативных документов, регламентирующих функционирование рынка электрической энергии в части коммерческого учета;

обеспечить своевременное и полном объеме предоставления услуг коммерческого учета электрической энергии заказчикам в сроки, предусмотренные настоящим Договором, Кодексом, регламентами и протоколами АКУ;

вносить/изменять информацию в Датахаб по перечню площадок, приведенных в приложении 1 к настоящему Договору, согласно регламенту информационного взаимодействия по изменению ПУКУ, обнародованному на сайте АКУ;

информировать Заказчика по вопросам, касающимся выполнения Заказчиком договорных обязательств и условий Договора.

3.2. Заказчик обязуется:

выполнять условия настоящего Договора;

осуществлять своевременно и в полном объеме оплату услуг коммерческого учета электрической энергии согласно условиям настоящего Договора;

обеспечить эксплуатацию и техническое состояние принадлежащих ей СКУ и узлов учета, а также непрерывность процессов измерения, формирования и передачи данных коммерческого учета, согласно регламентам и протоколам информационного взаимодействия участников рынка по обмену данными коммерческого учета;

обеспечить исполнение решений АКУ, принятых по результатам рассмотрений споров, участником которого является Заказчик;

обеспечить замену ПУКУ в случае аннулирования регистрации ПУКУ, являющейся Стороной настоящего Договора;

соблюдать требования Кодекса, Правил розничного рынка и других нормативно-правовых актов в части коммерческого учета электрической энергии;

обеспечить в пределах собственной ответственности регламентированный доступ ПУКУ к соответствующим узлов учета.

4. Права сторон

4.1. ПУКУ имеет право:

получать своевременно и в полном объеме оплату услуг коммерческого учета электрической энергии согласно условиям настоящего Договора;

отказывать Заказчику в предоставлении услуг коммерческого учета электрической энергии в случаях, предусмотренных Кодексом и другими нормативно правовыми актами НКРЭКУ;

требовать от заказчика обеспечить эксплуатацию и техническое состояние принадлежащих ей СКУ и узлов учета в соответствии с Кодексом, правилами розничного рынка и другими нормативно-правовыми актами НКРЭКУ;

инициировать разработку и внесение изменений в нормативно-правовые акты и нормативные документы, касающиеся коммерческого учета электрической энергии.

4.2. Заказчик имеет право:

получать услуги коммерческого учета электрической энергии согласно условиям Договора;

получать информацию от ПУКУ о состоянии предоставления заказанных услуг коммерческого учета;

получать информацию о формировании ПУКУ данных коммерческого учета и их передаче АКУ;

на доступ к автоматизированным системам ПУКУ в соответствии с ролями, выполняемыми ПУКУ;

изменять определенного ПУКУ в соответствии с порядком смены ПУКУ, предусмотренного соответствующим регламентом АКУ.

5. Ответственность сторон

5.1. ПУКУ в пределах зарегистрированных в АКУ функций не может разделять их выполнение с другими ПУКУ.

5.2. ПУКУ отвечает перед Заказчиком за своевременность и полноту предоставленных услуг коммерческого учета электрической энергии в соответствии с условиями настоящего Договора и согласно требованиям Кодекса.

5.3. ПУКУ несет ответственность согласно законодательству Украины за недостоверность данных и информации в электронных документах, предоставляемых ими к АКУ и другим сторонам, в частности за составление ложных документов, внесение в документы ложных сведений, выдачу ложных документов, подделку документов, а также за искажение данных коммерческого учета электрической энергии.

5.4. Заказчик отвечает за непрерывность процессов измерения, формирования и передачи данных коммерческого учета электрической энергии для соответствующих ТКУ согласно регламентам и протоколам информационного взаимодействия участников рынка по обмену данными коммерческого учета в соответствии с требованиями Кодекса, других нормативно-правовых актов.

Возложение Заказчиком на ПУКУ выполнения соответствующих обязанностей согласно настоящему Договору не освобождает заказчика от ответственности перед третьими сторонами (в частности, участниками рынка или пользователями системы), если вследствие действий или бездействия ПУКУ во время предоставления услуг по настоящему Договору таким третьим сторонам был нанесен ущерб. В таком случае заказчик имеет право обратного требования (регресса) к ПУКУ в размере соответствующего возмещения причиненного ущерба.

5.5. Заказчик отвечает за сохранность и целостность средств коммерческого учета электрической энергии и пломб (отпечатков их клейм) в соответствии с актом о пломбировании.

5.6. Заказчик (кроме индивидуальных бытовых потребителей) несет ответственность за эксплуатацию и техническое состояние средств (узлов) измерительной техники.

6. Обстоятельства непреодолимой силы

6.1. Стороны не несут ответственности за полное или частичное неисполнение своих обязательств по настоящему Договору, если оно является результатом действия обстоятельств непреодолимой силы, препятствующих выполнению договорных обязательств в целом или частично. Наличие обстоятельств непреодолимой силы подтверждается соответствующей справкой, выданной Торгово-промышленной палатой Украины. Срок выполнения обязательств по настоящему Договору в таком случае откладывается на срок действия обстоятельств непреодолимой силы.

6.2. Сторона, для которой выполнение обязательств стало невозможным вследствие действия обстоятельств непреодолимой силы, должна не позднее чем через 5 дней письменно уведомить другую Сторону о начале, продолжительности и вероятной дате прекращения действия обстоятельств непреодолимой силы.

7. Срок действия договора

7.1. Настоящий Договор вступает в силу со дня его подписания Сторонами или присоединения заказчика к условиям настоящего Договора и действует ____________, но не дольше срока регистрации ПУКУ в АКУ, указанного в реестре ПУКУ и опубликованного на вебсайте АКУ.

7.2. Срок действия настоящего Договора продлевается (пролонгируется) на каждый последующий (один) год, если ни одна из сторон не уведомит письменно другую Сторону о намерении расторгнуть настоящий Договор не позднее чем за 30 (тридцать) календарных дней до даты окончания текущего срока действия настоящего Договора.

7.3. Договор может быть расторгнут и в другой срок по инициативе любой из Сторон в порядке, определенном законодательством Украины.

ПУКУ не имеет права препятствовать Заказчику в расторжении договора и свободном выборе другого ПУКУ.

7.4. При расторжении Договор действует до момента выполнения сторонами своих обязательств по настоящему Договору.

8. Прочие условия

8.1. Все изменения и дополнения к настоящему Договору и его приложениям, которые являются неотъемлемой частью настоящего договора, оформляются Сторонами дополнительными соглашениями и подписываются уполномоченными лицами обеих сторон с наложением квалифицированной электронной цифровой подписи.

8.2. Настоящий Договор может быть изменен при внесении изменений в нормативно-правовые акты, регулирующие отношения между ПУКУ и Заказчиком.

8.3. Взаимоотношения Сторон, не урегулированные настоящим Договором, регулируются законодательством Украины.

8.4. Все споры, вытекающие из настоящего Договора, разрешаются путем переговоров между Сторонами в порядке, определенном Кодексом, Правилами розничного рынка и другими нормативно-правовыми актами. В случае если их невозможно решить путем переговоров между Сторонами, они решаются в судебном порядке в соответствии с действующим законодательством.

8.5. Неотъемлемой частью настоящего Договора являются приложения к нему:

№ 1 «Перечень площадок»;

№ 2 «Перечень услуг».

8.6. Стороны обязуются сообщать об изменении реквизитов (местонахождения, наименования, организационно-правовой формы, банковских реквизитов и т.п.) электронным письмом на соответствующую почту, указанную в реквизитах договора, за подписью уполномоченного лица с наложенной квалифицированной электронной цифровой подписью не позднее 10 дней после наступления таких изменений.

8.7. Настоящий Договор заключен в двух экземплярах, имеющих одинаковую юридическую силу, один из них хранится в ПУКУ, второй - у Заказчика.

9. Реквизиты Сторон

Приложение 1

к договору о предоставлении

услуг коммерческого учета

электрической энергии

Список площадок

Приложение 2

к договору о предоставлении

услуг коммерческого учета

электрической энергии

Список услуг*

* Перечень услуг в примерном договоре является рекомендуемым и неисчерпаемым и используется для определения набора услуг, предоставляемых ПУКУ по настоящему Договору на выбор заказчика.

Приложение 3

к Кодексу коммерческого учета

электрической энергии

Регламент
регистрации поставщиков услуг коммерческого учета электрической энергии

1. Общие положения

1.1. Этот Регламент устанавливает порядок регистрации субъектов хозяйствования, которые намерены предоставлять услуги коммерческого учета (далее - заявители), а также порядок регистрации АС ПУКУ, используемых этими субъектами для оказания таких услуг.

1.2. Регистрацию ПУКУ на рынке электрической энергии Украины осуществляет АКО.

1.3. Процедура регистрации проводится по инициативе заявителя.

1.4. АКО создает и поддерживает реестр ПУКУ.

1.5. Процедура регистрации выполняется путем:

1) проверки АКО пакета документов, предоставляемого заявителем;

2) проведение процедуры тестирования автоматизированных систем (только для заявителей, имеющих целью выполнять роли АТКО и ОДКУ);

3) внесение в реестр ПУКУ информации о заявителе (как ПУКУ) и его автоматизированную систему.

1.6. Заявитель вправе обжаловать в Регулятора действия АКО о регистрации ПУКУ.

2. Реестр ПУКУ

2.1. АКО создает и ведет реестр ПУКУ, содержащий следующую информацию:

1) EIC-код X-типа ПУКУ с соответствующими функциями (ролями)

2) код ЕГРПОУ;

3) полное и сокращенное название ПУКУ согласно учредительным документам;

4) место ПУКУ;

5) номера телефонов офиса и технической поддержки с указанием графика работы;

6) адреса веб-сайта и электронной почты

7) текущее состояние регистрации ПУКУ (зарегистрирован, регистрация аннулирована)

8) дату регистрации и аннулирования регистрации ПУКУ;

9) перечень зарегистрированных ролей ПУКУ (ОЗКО, АТКО, ОЗД, ОДКО)

10) домены учета, для которых ПУКУ формирует данные коммерческого учета (для генерации и других субъектов электроэнергетики, формирующие данные исключительно для собственных объектов);

11) информацию о автоматизированной системы ПУКУ (производитель, владелец, номер и дата акта ввода автоматизированной системы ПУКУ в промышленную эксплуатацию, основные технические характеристики);

12) для ПУКУ (в роли АТКО и ОДКУ): информацию об успешном тестировании интеграции автоматизированной системы ПУКУ с автоматизированной системой управления рынком (АР / АКО)

13) другую технологическую информацию, связанную с идентификацией автоматизированной системы ПУКУ в автоматизированной системе управления рынком АР / АКО (закрытая часть).

2.2. АКО публикует на своем вебсайте публичную часть реестра ПУКУ.

2.3. АКО сообщает участников рынка относительно внесения изменений в реестр ПУКУ путем публикации обновленной информации на собственном веб-сайте.

3. Полная процедура регистрации ПУКУ по функциям (ролям) АТКО и ОДКУ

3.1. Для начала процедуры регистрации заявитель подает АКО заявление по форме, приведенной в приложении 1 к настоящему Регламенту, и следующие документы:

1) информация о должностных лицах:

руководителя организации (копия документов о назначении)

лицо, уполномоченное для проведения регистрации ПУКУ (копия документов о назначении)

лицо, ответственное за выполнение функций ПУКУ (копия документов о назначении)

лицо, ответственное за обеспечение ежесуточной работы автоматизированной системы заявителя (копия документов о назначении, контактные телефоны и электронная почта);

2) информация о автоматизированной системы заявителя:

акт ввода в промышленную эксплуатацию;

производитель;

владелец;

общее описание;

основные технические характеристики;

лицензия или лицензионный договор на функциональное программное обеспечение автоматизированной системы заявителя;

перечень ТКО, обслуживаемых автоматизированной системой заявителя на дату регистрации (для автоматизированных систем по доменом учета «объект»);

3) информация о:

специалистов, имеющих соответствующую квалификацию (лицензия, допуск) для выполнения указанных работ;

имеющуюся материально-техническую базу для предоставления услуг и выполнения работ;

договоры страхования (номер, дата, срок действия и копия договора (с изъятой из него конфиденциальной информацией)) общей гражданской ответственности перед третьими лицами (юридического лица) на страховую сумму не менее 100 тыс. грн.

3.2. АКО проводит проверку предоставленных заявителем документов в течение 10 рабочих дней с учетом дня регистрации в АКО соответствующего заявления и приложенных к нему документов.

3.3. В случае выявления при проверке в предоставленных документах недостатков АКО (в пределах установленного периода времени для проверки) письменно уведомляет заявителя о необходимости их устранения. Заявитель должен их устранить и предоставить недостающие, исправлены и / или уточнены документы на повторную проверку.

3.4. Если заявитель не предоставляет документы в течение 20 рабочих дней со дня направления АКО замечаний или предоставлен повторно пакет документов заявителя не соответствует установленным требованиям, АКО отменяет начатую процедуру регистрации, о чем письменно уведомляет заявителя в течение пяти рабочих дней со дня отмены процедуры регистрации.

3.5. В случае признания соответствия предоставленного заявителем пакета документов установленным АКО требованиям АКО назначает дату и период времени (не более 10 рабочих дней) проведения процедуры тестирования способности автоматизированной системы заявителя выполнять соответствующие функции. Процедура тестирования должна быть начата в срок не позднее 20 рабочих дней с даты признания соответствия пакета документов требованиям АКО.

3.6. Процедура тестирования автоматизированной системы заявителя выполняется согласно типовой программе испытаний, утверждается и публикуется АКО.

3.7. При тестировании автоматизированной системы заявителя необходимо выполнить проверки:

1) полноты, актуальности и достоверности формирования данных и обработки данных;

2) обмена данных коммерческого учета;

3) сообщений процедур обжалования данных коммерческого учета;

4) восстановление информационного обмена после сбоев.

3.8. При тестировании автоматизированной системы заявителя (для роли ОДКУ), формирующие данные коммерческого учета по доменом учету «область» и «площадка», дополнительно проводятся проверки, автоматизированная система:

1) учитывает изменение состояния СИТ (в частности переход на дублирующий счетчик), коммутации основного оборудования (в частности перевод учета на обходные выключатели)

2) выполняет расчеты затрат электроэнергии при установке узлов учета не на границе балансовой принадлежности и осуществляет формирование данных коммерческого учета электрической энергии в соответствии с определенными алгоритмов формирования этих данных;

3) выполняет расчеты технологических расходов электроэнергии в электрических сетях общего использования (при необходимости);

4) выполняет проверки алгоритмов формирования данных коммерческого учета.

3.9. При тестировании автоматизированной системы заявителя (для роли АТКО) дополнительно проводятся проверки:

1) обмена основными данными с реестром ТКО;

2) формирование и сообщений процедур обжалования основных данных в реестре ТКО.

3.10. В случае получения неудовлетворительных результатов тестирований АКО течение пяти рабочих дней предоставляет заявителю протокол тестирования и вместе с заявителем определяет срок проведения повторных тестирований. Повторное тестирование должно быть проведено в срок не позднее 20 рабочих дней с даты предоставления протокола.