(У постанову вносяться зміни

постановами НКРЕКП від 08.08.2023 № 1462, від 17.07.2024 № 1319)

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ

У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

14.06.2023 № 1058

Про застереження АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» щодо недопущення надалі недотримання вимог нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, та порушення Ліцензійних умов з розподілу електричної енергії та здійснення заходів державного регулювання

Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, у результаті розгляду 14 червня 2023 року на засіданні, яке проводилось у формі відкритого слухання, Акта планової перевірки від 15 травня 2023 року № 236, проведеної на підставі Плану здійснення заходів державного контролю суб’єктів господарювання, що провадять діяльність у сферах енергетики та комунальних послуг, на 2023 рік, затвердженого постановою НКРЕКП від 23 листопада 2022 року № 1550, відповідно до постанови НКРЕКП 25 квітня 2023 року № 755 «Про збільшення строку проведення планової перевірки АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» та посвідчень на проведення планової перевірки від 07 квітня 2023 року № 207 та від 26 квітня 2023 року № 228, установлено, що АКЦІОНЕРНИМ ТОВАРИСТВОМ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» (код ЄДРПОУ 00131713) не дотримано вимоги нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, та порушено Ліцензійні умови провадження господарської діяльності з розподілу електричної енергії, затверджені постановою НКРЕКП від 27 грудня 2017 року № 1470 (далі – Ліцензійні умови з розподілу електричної енергії), а саме:

пунктів 1 та 11 частини третьої статті 46 Закону України «Про ринок електричної енергії» щодо обов’язку оператора системи розподілу дотримуватися ліцензійних умов провадження господарської діяльності з розподілу електричної енергії та інших нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, укладати договори, які є обов’язковими для здійснення діяльності на ринку електричної енергії та виконувати умови таких договорів;

Типового договору про надання послуг з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління, що є додатком 5 до Кодексу системи передачі, затвердженого постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 309, а саме:

пункту 2.5 глави 2 у частині здійснення розрахунку за надану Послугу на умовах часткової попередньої оплати вартості Послуги за поточний розрахунковий період згідно із визначеною договором системою платежів і розрахунків,

підпункту 3.2.1 пункту 3.2 глави 3 у частині обов’язку користувача своєчасно та в повному обсязі здійснювати розрахунки за цим Договором;

Типового договору про надання послуг з передачі електричної енергії, що є додатком 6 до Кодексу системи передачі, затвердженого постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 309, а саме:

пункту 5.2 глави 5, згідно з яким користувач здійснює поетапну попередню оплату планової вартості Послуги ОСП відповідно до встановленого цим пунктом алгоритму,

підпункту 3 пункту 8.3 глави 8 у частині обов’язку користувача здійснювати вчасно та в повному обсязі оплату за Послугу з передачі електричної енергії на умовах, визначених цим Договором;

пункту 6.5 Типового договору електропостачальника про надання послуг з розподілу (передачі) електричної енергії, що є додатком 4 до Правил роздрібного ринку електричної енергії, затверджених постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 312, згідно з яким обсяги електричної енергії, використані споживачем постачальника після дати, зазначеної постачальником у вимозі про відключення, покладаються на втрати оператора системи;

Порядку забезпечення стандартів якості електропостачання та надання компенсацій споживачам за їх недотримання, затвердженого постановою НКРЕКП від 12 червня 2018 року № 375, а саме:

пунктів 2.1, 2.2 та 2.3 глави 2 щодо обов’язку ОСР забезпечувати дотримання загальних та гарантованих стандартів якості надання послуг, до яких належать:

рівень сервісу кол-центру протягом 30 секунд (відсоток дзвінків, з’єднаних з оператором кол-центру протягом 30 секунд) у звітному році – не менше 75 %,

відсоток втрачених у черзі дзвінків кол-центру у звітному році – не більше 10 %,

розгляд скарги/звернення/претензії споживача або групи споживачів (колективної скарги/звернення/претензії) щодо якості електричної енергії з наданням інформації, зазначеної у пункті 13.2.2 глави 13.2 розділу XIII Кодексу систем розподілу, з дня отримання скарги/звернення/претензії:

у строк 15 днів без проведення вимірювань параметрів якості електричної енергії відповідно до вимог глави 13.2 розділу XIII Кодексу систем розподілу;

у строк 30 днів у разі проведення вимірювань параметрів якості електричної енергії відповідно до вимог глави 13.2 розділу XIII Кодексу систем розподілу;

у строк 45 днів у разі проведення вимірювань параметрів якості електричної енергії відповідно до вимог глави 13.2 розділу XIII Кодексу систем розподілу для скарги/звернення/претензії від групи споживачів (колективної скарги/звернення/претензії);

відновлення електропостачання після початку перерви в електропостачанні, відновлення подачі напруги за відсутності напруги на одній фазі у споживачів з трифазною схемою живлення протягом 22 годин. Тривалість електропостачання після відновлення повинна становити не менше 30 хвилин,

пункту 7.7 глави 7 у частині надання до НКРЕКП щороку до 20 лютого року, наступного за звітним, та оприлюднення на своєму офіційному вебсайті інформацію щодо дотримання загальних та гарантованих стандартів якості електропостачання за формою, наведеною в додатку 6 до цього Порядку;

розділу IV Кодексу систем розподілу, затвердженого постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року № 310, а саме:

пункту 4.1.18 глави 4.1 у частині розташування точки приєднання електроустановок замовника на межі земельної ділянки замовника або, за згодою замовника, на території цієї земельної ділянки,

пункту 4.2.4 глави 4.2, згідно з яким строк надання послуги зі стандартного приєднання для електроустановок замовника другого ступеня потужності становить 60 календарних днів, починаючи з наступного робочого дня від дати оплати замовником ОСР вартості приєднання відповідно до договору про приєднання.

У разі необхідності збільшення строку надання послуги зі стандартного приєднання через затримку здійснення заходів щодо відведення земельних ділянок для розміщення відповідних об'єктів електроенергетики (затримка в погодженні власника (власників) або Користувача (Користувачів) земельної ділянки (земельних ділянок)) ОСР не пізніше ніж за 10 календарних днів до закінчення строку надання послуги з приєднання письмово (або у спосіб, узгоджений із замовником) повідомляє замовника про збільшення строку проєктування не більше ніж на 30 календарних днів (з наданням документального підтвердження причин виникнення затримки та зазначенням найменування організацій, до яких звернувся ОСР щодо питання вирішення землевідведення з наданням копій офіційного листування). У разі неможливості здійснення ОСР у зазначені строки заходів щодо відведення земельних ділянок для розміщення відповідних об'єктів електроенергетики (із причин, не залежних від ОСР) пеня за порушення строків виконання зобов'язання за договором про приєднання на строк здійснення заходів щодо відведення земельних ділянок для розміщення відповідних об'єктів електроенергетики не сплачується, а плата за приєднання не підлягає зменшенню;

пункту 4.3.3 глави 4.3, згідно з яким строк надання послуги з нестандартного приєднання «під ключ» становить не більше:

120 календарних днів (у тому числі 30 днів для проєктування електричних мереж лінійної частини приєднання) – для замовників із заявленою до приєднання потужністю електроустановок до 160 кВт (включно);

230 календарних днів (у тому числі 30 днів для проєктування електричних мереж лінійної частини приєднання) – для замовників із заявленою до приєднання потужністю електроустановок від 160 кВт до 400 кВт (включно);

280 календарних днів (у тому числі 45 днів для проєктування електричних мереж лінійної частини приєднання) – для замовників із заявленою до приєднання потужністю електроустановок від 400 кВт до 1000 кВт (включно);

350 календарних днів (у тому числі 60 днів для проєктування електричних мереж лінійної частини приєднання) – для замовників із заявленою до приєднання потужністю електроустановок від 1000 кВт до 5000 кВт (включно);

пункту 4.4.4 глави 4.4, згідно з яким у разі відсутності повного комплекту документів та/або неналежного оформлення документів, що додаються до заяви, та/або неналежно заповненої замовником заяви про приєднання ОСР приймає частину належним чином оформлених документів та надає замовнику зауваження щодо всіх виявлених невідповідностей з посиланням на вимоги цього Кодексу та вносить відповідну інформацію до реєстру заяв. Процедура надання послуги з приєднання розпочинається після отримання ОСР усіх документів, вичерпний перелік яких передбачений пунктом 4.4.2 цієї глави;

пункту 10 (у редакції, що діяла до 18 жовтня 2022 року) Порядку тимчасового приєднання електроустановок до систем розподілу у період дії в Україні воєнного стану, затвердженого постановою НКРЕКП від 26 березня 2022 року № 352, згідно з яким оператор системи розподілу не пізніше ніж на п’ятий календарний день з дати реєстрації заяви про тимчасове приєднання та всіх необхідних документів надає замовнику проєкт договору про тимчасове приєднання, орієнтовний розрахунок вартості приєднання, а також проєкт технічних умов на тимчасове приєднання, за формою, наведеною у додатку 2 до цього Порядку, підписані оператором системи розподілу, у зазначений у заяві про приєднання спосіб обміну інформацією.

У договорі про тимчасове приєднання має бути визначено, зокрема точку приєднання, на рівні напруги, заявленої замовником у заяві про тимчасове приєднання, яка розташована на межі земельної ділянки замовника або, за згодою замовника, на території цієї земельної ділянки та альтеративні точки приєднання. Оператор системи розподілу зобов'язаний запропонувати замовнику всі можливі альтернативні точки приєднання;

Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу, затвердженого постановою НКРЕКП від 04 вересня 2018 року № 955 (далі – Порядок розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу), а саме:

пункту 2.8 глави 2 (у редакції, що діяла до 18 березня 2023 року), згідно з яким ІП формується відповідно до розділів, визначених цим Порядком, із зазначенням обсягу фінансування по кожному з розділів (без урахування податку на додану вартість (далі – ПДВ)) та включає, зокрема:

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

пояснювальну записку з обґрунтуванням необхідності проведення робіт по кожному розділу інвестиційної програми, яка містить, зокрема:

вступ, у якому зазначається:

інформація щодо проведення відкритого обговорення на місцях з посиланням на відповідний протокол щодо відповідності заходів ІП наданому ПРСР ліцензіата та розробленому Плану заходів щодо підвищення достовірності даних для здійснення моніторингу якості послуг тощо;

інформація (фактичні та заплановані рівні показників) щодо якості електропостачання (комерційна якість послуг, надійність (безперервність) та якість електроенергії) та заходів, направлених на її підвищення, із зазначенням розміщення пристроїв фіксації/аналізу показників якості електричної енергії та планів щодо їх встановлення;

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

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

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

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

інформація щодо впровадження та модернізації автоматизованих систем комерційного обліку електричної енергії ліцензіата;

обґрунтування пріоритезації включення до ІП заходів та їх відповідність програмам/концепціям розвитку ліцензіата;

обґрунтування заходів щодо підвищення рівня напруги;

мету виконання запланованих заходів (робіт) у прогнозному періоді;

обґрунтування необхідності та доцільності проведення заходів (робіт) за кожним розділом інвестиційної програми з описом існуючого технічного стану відповідних об'єктів та їх складових частин, зазначенням останньої дати проведення ремонтних робіт, терміну їх експлуатації, типу та характеристик;

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

інформацію про схвалену, затверджену, погоджену належним чином проєктно-кошторисну документацію та інші необхідні обґрунтовуючні матеріали по всіх заходах ІП;

інформацію щодо проведення експертизи проєктно-кошторисної документації;

опис запланованого економічного ефекту від впровадження заходів (робіт) інвестиційної програми;

інформацію щодо заходів (робіт) із зазначенням їх етапів виконання, фізичних обсягів та вартості, що заплановані до виконання у прогнозному періоді (по заходах, що мають перехідний характер, зазначаються етапи виконання, фізичні обсяги та фінансування по роках із урахуванням фактичного виконання);

пункту 2.9 (у редакції, що діяла до 25 серпня 2022 року), згідно з яким ІП формується відповідно до розділів, визначених цим Порядком, із зазначенням обсягу фінансування по кожному з розділів (без урахування податку на додану вартість (далі – ПДВ)) та включає, зокрема:

перелік робіт, основного обладнання, матеріалів, апаратного та програмного забезпечення та послуг, запланованих для виконання у прогнозному періоді, з розбивкою на етапи (квартали) з фінансуванням відповідно до планових квартальних обсягів надходжень коштів;

пояснювальну записку з обґрунтуванням необхідності проведення робіт по кожному розділу інвестиційної програми, яка містить, зокрема:

мету виконання запланованих заходів (робіт) у прогнозному періоді;

обґрунтування необхідності та доцільності проведення заходів (робіт) за кожним розділом інвестиційної програми;

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

інформацію про схвалену, затверджену, погоджену належним чином проєктно-кошторисну документацію;

інформацію щодо проведення експертизи проєктно-кошторисної документації;

опис запланованого економічного ефекту від впровадження заходів (робіт) інвестиційної програми;

інформацію щодо заходів (робіт) із зазначенням їх етапів виконання та вартості, що заплановані до виконання у прогнозному періоді (по заходах, що мають перехідний характер, зазначаються етапи виконання по роках із урахуванням фактичного виконання);

пункту 1 постанови НКРЕКП від 17 грудня 2019 року № 2896 «Про встановлення для оператора системи передачі та операторів систем розподілу граничної нижньої межі обов’язкової купівлі електричної енергії на ринку «на добу наперед» (у редакції, що діяла до 09 серпня 2021 року), яким встановлено для оператора систем розподілу в кожному розрахунковому періоді граничну нижню межу обов’язкової купівлі електричної енергії на ринку «на добу наперед» з метою компенсації технологічних втрат електричної енергії на її передачу та розподіл електричними мережами в розмірі 95 відсотків від обсягу фактичних технологічних втрат електричної енергії на її передачу або розподіл електричними мережами в цьому розрахунковому періоді;

пункту 1.5 Методики (порядку) формування плати за приєднання до системи передачі та системи розподілу, затвердженої постановою НКРЕКП від 18 грудня 2018 року № 1965, згідно з яким оператори систем розподілу відповідають за достовірність даних, зазначених ними у формах звітності та в документах;

Інструкції щодо заповнення форми звітності № 2-НКРЕКП-розподіл електричної енергії (квартальна) «Звіт про фінансові результати та виконання структури тарифів за видами діяльності», затвердженої постановою НКРЕКП від 28 лютого 2019 року № 282, а саме:

пункту 2.2 глави 2 (у редакції, що діяла до 18 травня 2021 року) щодо обов’язку ліцензіата подавати інформацію щодо чистого доходу (виручки) від здійснення ліцензованої діяльності з розподілу електричної енергії до НКРЕКП та її територіального органу у відповідному регіоні за місцезнаходженням ліцензіата за I, II, III квартали до 26 числа місяця, наступного за звітним кварталом, за IV квартал – до 01 лютого року,

підпункту 1 пункту 3.4 та пункту 3.10 глави 3, згідно з яким у рядку 215 «Операційні контрольовані витрати (розшифрувати в додатку 5), у тому числі: «зазначаються операційні витрати ліцензіата, розмір яких залежить від його управлінських рішень. Розшифровка фактичних операційних контрольованих витрат наводиться в додатку 5 «Розшифрування операційних контрольованих та операційних неконтрольованих витрат форми звітності № 2-НКРЕКП-розподіл електричної енергії (квартальна)», у якому відображається розшифрування операційних контрольованих та операційних неконтрольованих витрат у розрізі діяльності з розподілу електричної енергії;

пункту 3.2 Мінімальних вимог до якості обслуговування споживачів електричної енергії кол-центрами, затверджених постановою НКРЕКП від 12 червня 2018 року № 373, щодо обов’язку ліцензіата всі дзвінки до кол-центру ОСР з питань незадовільної якості електричної енергії реєструвати відповідно до вимог Правил роздрібного ринку електричної енергії;

Ліцензійні умови з розподілу електричної енергії, а саме:

підпункт 5 пункту 2.2 у частині виконання рішень НКРЕКП у строки, встановлені відповідним рішенням та законодавством,

підпункт 7 пункту 2.2 у частині надання до НКРЕКП достовірних документів (їх копій) та інформацію (дані, відомості, звітність), необхідних для виконання НКРЕКП своїх повноважень та функцій, в обсягах та у строки (не менше десяти робочих днів для надання копій документів, пояснень тощо), встановлені НКРЕКП,

підпункт 23 пункту 2.2 у частині дотримання показників якості послуг з розподілу електричної енергії, які характеризують рівень надійності (безперервності) електропостачання, комерційної якості надання послуг з розподілу електричної енергії, а також якість електричної енергії, перелік та величини яких затверджено НКРЕКП, у тому числі загальних стандартів якості електропостачання,

підпункт 24 пункту 2.2 у частині здійснення компенсації та/або відшкодування збитків користувачу системи та/або споживачу у разі недотримання ліцензіатом показників якості послуг з розподілу електричної енергії, визначених НКРЕКП та договором про надання послуг з розподілу,

підпункт 26 пункту 2.2 (у редакції, що діяла до 01 січня 2022 року) у частині надання послуги з приєднання електроустановки замовника до системи розподілу електричної енергії з урахуванням положень статті 21 Закону України «Про ринок електричної енергії» за умови дотримання замовником вимог кодексу систем розподілу,

підпункт 31 пункту 2.2 у частині припинення електроживлення споживача у порядку та у випадках, визначених кодексом системи розподілу та правилами роздрібного ринку,

підпункт 2 пункту 2.3 у частині забезпечення та здійснення ліцензіатом комерційного обліку електричної енергії та обміну даними комерційного обліку відповідно до правил ринку та кодексу комерційного обліку, інших нормативно-правових актів та нормативних документів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії.

Відповідно до статей 17, 19 та 22 Закону України «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг» Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Застерегти АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» (код ЄДРПОУ 00131713) щодо недопущення надалі недотримання вимог нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії, та порушення Ліцензійних умов з розподілу електричної енергії.

2. Взяти до відома загальну суму коштів 356 510,02 тис. грн (без ПДВ) по частково профінансованих та освоєних станом на 31 грудня 2022 року заходах схваленої Інвестиційної програми АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» на 2022 рік.

3. Відповідно до пункту 1 частини першої та пункту 1 частини другої статті 17 Закону України «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг», у межах здійснення заходів державного регулювання, зобов’язати АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ»:

1) у строк до 01 серпня 2023 року урахувати в Інвестиційній програмі з розподілу електричної енергії на 2023 рік статтю «Додатково отриманий дохід за результатом діяльності у 2021 та 2022 роках» без додаткових джерел фінансування на загальну суму 69 983,00 тис. грн (без ПДВ), яка включає:

суму зекономлених при виконанні інвестиційної програми у 2021 році коштів тарифу з розподілу електричної енергії у розмірі 68 175,50 тис. грн (без ПДВ),

50 % від негативної (від'ємної) суми дельти за статтею «прибуток на регуляторну базу активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання» у розмірі 1 807,50 тис. грн (без ПДВ);

2) урахувати в Інвестиційній програмі з розподілу електричної енергії на 2024 рік статтю «Додатково отриманий дохід за результатом діяльності у 2021 та 2022 роках» без додаткових джерел фінансування на загальну суму 39 749,00 тис. грн (без ПДВ), яка включає:

50 % суми додатково отриманого доходу у 2021 році від надання в оренду/суборенду основних засобів (активів), які належать до основної діяльності, у розмірі 920,50 тис. грн (без ПДВ),

50 % суми додатково отриманого доходу у 2021 році від плати за доступ до елементів інфраструктури об'єктів електроенергетики у розмірі 19 341,00 тис. грн (без ПДВ),

100 % доходу, отриманого від реалізації товарно-матеріальних цінностей, що були у використанні, у тому числі металобрухту, від діяльності з розподілу електричної енергії у 2021 році у розмірі 4 753,00 тис. грн (без ПДВ),

50 % суми додатково отриманого доходу у 2022 році від надання в оренду/суборенду основних засобів (активів), які належать до основної діяльності, у розмірі 902,00 тис. грн (без ПДВ),

50 % суми додатково отриманого доходу у 2022 році від плати за доступ до елементів інфраструктури об'єктів електроенергетики у розмірі 6 555,50 тис. грн (без ПДВ),

100 % доходу, отриманого від реалізації товарно-матеріальних цінностей, що були у використанні, у тому числі металобрухту, від діяльності з розподілу електричної енергії у 2022 році у розмірі 7 277,00 тис. грн (без ПДВ);

3) у строк до 01 серпня 2023 року відповідно до вимог Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу звернутися до НКРЕКП з пропозицією щодо включення до Інвестиційної програми на 2023 рік довиконання заходів, зазначених у пункті 2 цієї постанови, на загальну суму 280 703,3 тис. грн (без ПДВ) у фізичних обсягах, що залишились недовиконаними, за рахунок джерел фінансування Інвестиційної програми на 2023 рік та статті «Додатково отриманий дохід за результатом діяльності у 2021 та 2022 роках» у сумі 69 983,00 тис. грн (без ПДВ), визначеної у підпункті 1 пункту 3 цієї постанови;

4) з урахуванням вимог Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу звернутися до НКРЕКП, передбачивши виконання перехідного заходу «Реконструкція ПЛ 110 кВ (інформація з обмеженим доступом)» у повному обсязі в Інвестиційних програмах на 2023 – 2024 роки, у тому числі в обсязі 64 832,09 тис. грн (без ПДВ), що залишився невиконаним станом на 31 грудня 2022 року за результатом виконання інвестиційної програми АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» на 2022 рік;

5) з урахуванням вимог Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу звернутися до НКРЕКП з пропозицією щодо внесення змін до Інвестиційної програми на 2023 рік у частині збільшення статті джерел її фінансування «Сума доходу від продажу мереж НЕК «Укренерго» на суму 8 561,12 тис. грн (без ПДВ);

6) у строк до 31 грудня 2023 року довиконати заходи схваленої Інвестиційної програми на 2022 рік, що були профінансовані у повному обсязі та недоосвоєні станом на 31 грудня 2022 року;

7) у строк до 01 липня 2023 року надати до НКРЕКП та Відділу НКРЕКП у Одеській області в електронному вигляді з накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника ліцензіата (або іншої уповноваженої особи) уточнені за результатами перевірки реєстри, у яких виявлені розбіжності під час проведення планової перевірки, уточнений Реєстр Активів, що не включаються до РБА (відповідно до пунктів 2.4, 2.7 та 3.3 Порядку визначення регуляторної бази активів суб'єктів природних монополій у сфері електроенергетики, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики, від 11 липня 2013 року № 899) та уточнений розрахунок регуляторної бази активів, яка сформована на дату переходу до стимулюючого регулювання (на 01 січня 2021 року).

4. Департаменту із регулювання відносин у сфері енергетики, у межах здійснення заходів державного регулювання, відповідно до пунктів 1, 13 частини першої та пункту 1 частини другої статті 17 Закону України «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг»:

1) підготувати та винести на засідання НКРЕКП, що проводитиметься у формі відкритого слухання, проєкт рішення щодо встановлення (перегляду) тарифів на послуги з розподілу електричної енергії АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» із застосуванням стимулюючого регулювання на 2024 та 2025 роки шляхом їх зміни в бік збільшення на суму недоотриманого доходу від здійснення ліцензованої діяльності з розподілу електричної енергії у 2021 та 2022 роках у розмірі 1 067 457,53 тис. грн (без ПДВ), визначену з урахуванням підсумкової суми недофінансування інвестиційної програми на 2022 рік, врахувавши:

суму недоотриманого доходу від здійснення ліцензованої діяльності з розподілу електричної енергії у 2021 році у розмірі 428 351,69 тис. грн (без ПДВ);

суму недоотриманого доходу від здійснення ліцензованої діяльності з розподілу електричної енергії у 2022 році у розмірі 708 216,87 тис. грн (без ПДВ);

витрати, що були понесені АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» у 2022 році внаслідок військової агресії російської федерації проти України, у розмірі 4 465,11 тис. грн;

витрати на відновлення об'єктів електричних мереж або їх складових, пошкоджених внаслідок бойових дій у розмірі 5 457,57 тис. грн;

сума коштів, профінансованих по заходу Інвестиційної програми АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» на 2020 рік «Будівництво КЛ 10 кВ (інформація з обмеженим доступом), реконструкція обладнання (інформація з обмеженим доступом), реконструкція обладнання (інформація з обмеженим доступом)», який визнано невиконаним, у розмірі 1 977,10 тис. грн;

суму профіциту коштів щодо надходжень та витрат, пов’язаних з наданням послуг з приєднання АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ», за 2021 рік у розмірі 110 813,40 тис. грн (без ПДВ);

суму дефіциту коштів щодо надходжень та витрат, пов’язаних з наданням послуг з приєднання АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ», за 2022 рік у розмірі 33 756,79 тис. грн (без ПДВ).

За результатами здійснення заходу державного контролю в частині перевірки стану виконання у 2023 році заходів схваленої інвестиційної програми АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» на 2022 рік уточнити підсумкову суму надлишково отриманого або недоотриманого доходу від здійснення ліцензованої діяльності з розподілу електричної енергії у 2022 році АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ»;

2) у разі невключення до Інвестиційної програми з розподілу електричної енергії на 2023 рік у термін до 01 серпня 2023 року заходів, зазначених у підпункті 3 пункту 3 цієї постанови, Департаменту із регулювання відносин у сфері енергетики, у межах здійснення заходів державного регулювання, при найближчому перегляді тарифу підготувати та винести на засідання НКРЕКП, що буде проводитися у формі відкритого слухання, проєкт рішення щодо встановлення (перегляду) тарифу на послуги з розподілу електричної енергії АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» із застосуванням стимулюючого регулювання шляхом його зміни в бік зменшення на суму профінансованих коштів схваленої Інвестиційної програми на 2022 рік у розмірі 356 510,02 тис. грн (без ПДВ);

3) у разі неврахування АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» в Інвестиційних програмах на 2023 – 2024 роки суми додатково отриманого доходу за результатом діяльності у 2021 та 2022 роках, зазначеного у підпунктах 1 та 2 пункту 3, та суми, зазначеної у підпункті 5 пункту 3, при найближчому перегляді тарифу підготувати та винести на засідання НКРЕКП, що буде проводитися у формі відкритого слухання, проєкт рішення щодо встановлення (перегляду) тарифу на послуги з розподілу електричної енергії АТ «ДТЕК ОДЕСЬКІ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ» із застосуванням стимулюючого регулювання шляхом його зміни в бік зменшення на суму 69 983,00 тис. грн (без ПДВ), 39 749,00 тис. грн (без ПДВ) та 8 561,12 тис. грн (без ПДВ) відповідно.

Голова НКРЕКП          Костянтин УЩАПОВСЬКИЙ